ПОВЫШЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТА С ПОМОЩЬЮ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА И БУРЕНИЕМ БОКОВЫХ СТВОЛОВ

ENHANCED OIL RECOVERY THROUGH HYDRAULIC FRACTURING AND SIDE-HOLE DRILLING

Vadim Ermukhametov

master’s Degree student, Department of development and operation of oil and gas fields, Tyumen Industrial University,

Russia, Tyumen

АННОТАЦИЯ

Сегодня большинство нефтегазовых месторождений находятся на третьей и четвертой стадиях разработки. Поэтому настоятельно необходимо применять методы повышения нефтеотдачи, которые значительно могут увеличить приток нефти в разработанных пластах, где уже невозможно использование традиционных методов для добычи значительных остаточных запасов нефти.

ABSTRACT

Мost oil and gas fields are in the third and fourth stages of development. Therefore, it is imperative to apply enhanced oil recovery methods that can significantly increase the flow of oil in developed reservoirs, where it is no longer possible to use traditional methods to extract significant residual oil reserves.

Ключевые слова: методы увеличения нефтеотдачи (МУН); гидравлический разрыв пласта; бурение боковых стволов; дебит скважины; углеводород.

Keywords: Enhanced Oil Recovery – EOR; fracturing; side-hole drilling; well production rate; hydrocarbon.

Одним из наиболее эффективных видов ГТМ является гидравлический разрыв пласта (ГРП). Он предназначен для повышения проницаемости обрабатываемой площади призабойной зоны скважины и заключается в создании искусственных и расширении естественных трещин. Наличие микротрещин в ПЗС связано с процессом первичного вскрытия в фазе бурения за счет взаимодействия долота с напряженными породами, а также с процессом вторичного вскрытия в процессе перфорации. Сущность гидроразрыва заключается в закачке жидкости под давлением в ПЗС, которая заполняет микротрещины и «расклинивает» их, а также образует новые трещины (рис. 1). Если в образовавшиеся или расширенные трещины вставлен фиксирующий материал (например, песок), то после снятия давления трещины не закрываются. При этом в низкопроницаемых породах или скважинах с пониженной фильтрационной способностью призабойной зоны в процессе разработки производят гидроразрывы.

Рисунок 1. Гидравлический разрыв пласта

Сущность технологической эффективности ГРП заключается в:

• эффективной толщиной пласта;
• количеством проницаемых прослоев в интервале перфорации;
• начальной и текущей нефтенасыщенностью пласта коллектора;
• толщиной перекрывающих и подстилающих глинистых экранов;
• степенью истощения пластовой энергии;
• расположением фронта заводнения, обводненностью продукции близлежащих добывающих скважин;
• удаленностью от нагнетательных скважин и ряд других факторов.

Технологическая эффективность гидроразрыва пласта оценивается по скважинами путем сравнения основных показателей добычи нефти до события с фактическими показателями после его применения.

При оценке процентного содержания воды после ГРП на существующем фонде необходимо учитывать, что если процесс обводнения скважин (задолго до того, как ГТМ окажется в зоне влияния участка заводнения), после гидроразрыва существует низкая вероятность того, что процент обводнения будет оставаться такими же, как и до ГРП. Поскольку гидроразрыв пласта дополнительно соединяет пропластики с длиной трещины до 150 м от ствола, где уже имеется нагнетаемая вода. Практика показывает, что процент обводненности увеличивается более чем на 25%.

Гидроразрыв пласта использовался за рубежом с 1947 по 1949 год. В США этот метод активно использовался так, что до 1981 года было выполнено более 800 тысяч успешных операций.

В настоящее время в Соединенных Штатах Америки гидроразрыв пласта в основном используется для добычи газового конденсата из скважин (к 2015 году количество разорванных скважин составляло 300 000, а добыча из этих скважин увеличилась на 67%).

Метод гидравлического разрыва пласта в России начал применяться еще со времен СССР. В настоящее время все ведущие нефтегазовые компании страны, такие как «Сургутнефтегаз», «Газпром нефть», «Роснефть», «Лукойл» используют метод гидравлического разрыва пласта.

Бурение боковых стволов является важным процессом, помогающим продлить или дать новую жизнь скважинам, которые были оставлены по техническим и экономическим причинам.

В настоящее время получили наибольшее распространение два способа забуривания бокового ствола:

1. вырезка «окна» в эксплуатационной колонне с помощью вырезающих фрез с устанавливаемого клина-отклонителя и следующей зарезки бокового ствола скважины с этого клина-отклонителя (рис 2 (а));
2. вырезка части обсадной колонны на длину 10-12 метров с помощью специального вырезающего устройства. Затем происходит цементирование ствола высотой 20-30 м и выше вырезанной части колонны. В случае необходимости ниже вырезанной части колонны может быть использован пакер. После ОЗЦ (ожидание затвердения цемента) бурение цементного камня компоновкой с отклонителем и зарезание нового ствола в требуемом нам направлении (рис 2 (б)).

Рисунок 2. Методы бурения бокового ствола: а – разрезание «окна» в эксплуатационной колонне; б – разрезание части эксплуатационной колонны; 1 – клин-отклонитель; 2 – мост цементный

Одним из основных условий эффективного бурения боковых скважин является правильный выбор скважины, для этого необходимо учитывать следующее:

• прогнозируемый дебит скважины должен обеспечивать требуемый отбор углеводородов на определенный период времени;
• информация о продуктивности планируемого бокового отверстия должна быть схожей с информацией о промышленных запасов нефти;
• желательно выбирать скважины, которые открывают более одного пласта или с пластами, которые могут быть открыты в дальнейшем для обеспечения длительной эксплуатации скважины.

Важным преимуществом метода является увеличение нефтеотдачи пластов, поэтому данный метод можно использовать вместо уплотнения. Использование таких работ позволяет сэкономить на освоении месторождения. Технология бокового бурения стволов скважин предполагает использование различных методов работы: это может быть вырезание части колонны, клиновое бурение с отклонением. Стоит отметить, что использование боковых стволов одинаково эффективно для всех известных типов месторождений, при этом себестоимость добываемой продукции будет ниже, а окупаемость инвестиций осуществляется в течение 2 лет и быстрее.

В России большинство нефтегазовых месторождений истощены (они находятся на третьей или четвертой стадии разработки). Описанная технология способствует бурению в старых скважинах новые стволы при модернизации месторождений. Данный метод позволяет увеличить КИН (коэффициент извлечения нефти) до 15-25%. По расчетам Международного энергетического агентства, с использованием третичных методов прироста извлекаемые запасы в СНГ могут составить 2,74 млрд. Тонн (16-23% от текущей стоимости ресурсной базы).

Список литературы:

1. Рузин, Л.М. Методы повышения нефтеотдачи пластов [Текст]: учеб. пособие / Л.М. Рузин, О.А. Морозюк. – Ухта: УГТУ, 2014. – 127 с.
2. Volokitin, Y. Enhanced Oil Recovery Methods and ASP Technology [Text] / Y. Volokitin, M. Shuster, V. Karpan // Rogtec. – 2016. – P. 24-35.
3. Lake, L.W. Enhanced Oil Recovery [Text] / L.W. Lake. – N. J. – Prentice-Hall, Inc., 1989. – 414 p.
4. Актуальные технологические направления в разработке и добыче нефти и газа [Текст] : публичный аналитический доклад / Под общ. ред. И.Г. Дежиной. – Москва: Битуби, 2017. – 220 с.
5. Сургучев, М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов [Текст] : учебник / М.Л. Сургучев. – М.: Недра, 1985.