Стимуляции нефтяных и газовых скважин для интенсификации добычи.

Приложение к информации ООО «АНГТ» о новой технологии гидроразрыва нефтяных и газовых пластов, содержащейся в Интернете по адресу:

1. Краткая информация о технологии гидроразрыва пласта (ГРП) взрывом малых зарядов бризантных взрывчатых веществ (БВВ).

1.1. Вначале изготавливают шнуровую торпеду (ШТ), путем закрепления на отрезке старого каротажного кабеля с грузом на одном конце (нижнем) расчетного количества детонирующих шнуров (ДШ) соответствующих марок, который подсоединяется к основному каротажному кабелю.

1.2. После этого, в зависимости от давления пласта, через лубрикатор или просто сальник, в интервал перфорации скважины опускают ШТ и затягивают сальник. Сальник должен быть рассчитан на рабочее давление выше давления гидроиспытания скважины.

1.3. Затем обычным цементировочным агрегатом (на рабочее давление около 30 МПа) в скважину закачивают рабочую жидкость (РЖ), до соответствующего давления на устье скважины, но не более давления ее опрессовки. При этом определяют приемистость пласта (скважины).

1.4. После этого, производят соответствующие операции (в зависимости от характеристик пласта) и, не останавливая закачку РЖ, производят взрыв ШТ.

1.5. Затем на устье скважины снижают давление до атмосферного и поднимают из скважины каротажный кабель. Одновременно определяют количество закаченной в пласт РЖ.

1.6. Остальные взрывы ШТ, т.е. этапы ГРП, производят аналогично п.п. 1.1.-1.5., но согласно расчетного количества БВВ.

1.7. Завершаются работы типовыми операциями по освоению скважины. На каждую скважину составляется индивидуальный план работ по ГРП.

2. Перечень исходных данных по геологии пласта, свойствам жидкости, оборудованию и материалам, необходимым для выполнения ГРП.

2.1. Геология пласта, свойства жидкости и характеристика скважин:

2.1.1. Геологические характеристики пласта данной скважины (тип породы пласта, пористость, проницаемость, приемистость, давление пласта, температура пласта, расстояние нефтяного пласта до водяного, динамический уровень жидкости);

2.1.2. Основные физико-химические характеристики нефти (плотность, содержание асфальтенов, смол и парафинов);

2.1.3. Какой был начальный, максимальный и минимальный дебит, с указанием их дат;

2.1.4. Данные последнего гидравлического испытания скважины и состояния цементного слоя скважины;

2.1.5. Забой и интервал перфорации. Тип перфорации (кумулятивная, пескоструйная или пулевая), с указанием количества перфоотверстий на 1 погонный метр, их диаметров, глубины проникновения перфоканалов в пласт и дата последней перфорации скважины.

2.1.6. Есть ли в скважине насосно-компрессорная труба (НКТ)? Если есть, то какой ее внутренний диаметр и длина? Есть ли глубинный насос или другие приспособления на конце НКТ, мешающие движению ШТ?

2.1.7. Наличие или отсутствие пакера.

2.2. Оборудование.

2.2.1. Бурильный станок или автокран (желательно с грузоподъемностью около 50 т.)

2.2.2. Цементировочный агрегат, водовоз и емкость на 10-20 м3.

2.2.3. Подъемник и лаборатория для проведения геофизических работ на скважине. Подъемник должен иметь каротажный кабель приемлемый для использования в термобарических условиях интервала перфорации данной скважины.

2.2.4. Лубрикатор – если давление пласта большое; просто сальник (на рабочее давление не менее 15 МПа) – если давление пласта невысокое.

2.2.5. Взрывмашинка (для взрыва электродетонатора).

2.3. Исполнители.

2.3.1. Геофизическая бригада (партия) из 4-5 человек;

2.3.2. Бригада капитального ремонта скважин (КРС) из 4-5 человек (включая агрегатчиков).

Продолжительность работ зависит от глубины скважины и геологических характеристик пласта и составляет 0,5-5 суток (обычно около суток).

2.4. Материалы.

2.4.1. Обычные промышленные детонирующие шнуры (ДШ) различных марок (расчетного количества) с рабочими характеристиками, приемлемыми для использования в термобарических условиях проведения ГРП. В качестве взрывчатых веществ в ДШ при ГРП вполне достаточно использования таких типовых БВВ, как гексоген, ТЭН и октоген;

2.4.2. Электродетонаторы приемлемые для использования в термобарических условиях проведения ГРП;

2.4.3. Рабочая жидкость – любая низковязкая жидкость без механических примесей, в том числе: техническая вода, пластовая жидкость (желательно, с удельным весом не более 0,15-0,17 г/см3), легкая нефть, газовый конденсат или углеводородные фракции в пределах 100-350 ºС, в количестве 6-10 м3 на одну скважину;

2.4.4. Поверхностно-активное вещество (ПАВ) как ионогенного, так и неионогенного типа по 25-30 кг на одну скважину. Оно используется в зависимости от характеристик пласта и длительности эксплуатации скважины;

2.4.5. Для фиксации ДШ на каротажном кабеле необходимо иметь шнуры (веревки) из текстильного материала, без каучука, диаметром около 3-6 мм и длиной 8-10 м. на одну скважину с интервалом перфорации 25-30 м.

3. Зависимость эффективности ГРП от породы пласта.

Рассматриваемая технология ГРП не лимитируется породой пласта. Эффективность увеличивается с увеличением пористости и проницаемости пластов. Она особенно эффективна на тех пластах, в которых не эффективно применение классического, насосного ГРП и в пластах высокой прочности (карбонатных) с низкой пористостью. По эффективности же воздействия на поры пласта закупоренные (забитые) адсорбированными тяжелыми компонентами нефти: асфальтенами, смолами и парафинами – эта технология практически безальтернативна. Определяющим моментом является то, что при движении обратной волны взрыва БВВ в массе РЖ по трещинам пласта, создается депрессия в сотни тысяч атмосфер (в доли секунды), в результате чего, из пор пласта удаляются все адсорбированные тяжелые компоненты нефти, а также буровой раствор, оставшийся в пласте при бурении скважины. Благодаря тому, что при этом открываются поры пласта, дренаж флюидов – нефти, конденсата (а также газа) по ним, значительно увеличивается приток продуктов пласта к скважине. По этой технологии ГРП, нефте- и газоотдача может быть доведена, на мой взгляд, до 80-90% относительно геологического потенциала пласта.

4. Глубина проникновения трещин в пласт и максимально допустимая глубина обработки скважины.

4.1. Как известно, в настоящее время нет метода прямого физического измерения глубины проникновения трещин в пласт, образующихся при проведении ГРП (по любой технологии). Из-за этого все фирмы, занимающиеся ГРП, для определения глубины проникновения трещин используют косвенные методы, производя расчеты по своим «ноу-хау». В связи с этим, удовлетворить Ваш вопрос о глубине проникновения трещин я не смогу. Если Вас удовлетворят данные косвенного метода, то в терригенных пластах Западной Сибири России (г. Нижневартовск) она составляла около 64 м. Определение производилось по поглощению РЖ пластом, исходному объему перфоканалов и т.д. По моим данным, глубина проникновения трещин за один взрыв ШТ (за одну операцию по ГРП) в карбонатных пластах составляет 0,25-0,4 м. С уменьшением механической прочности, она должна увеличиваться (думаю, примерно до 1 м.) – это за одну операцию ГРП (а их обычно бывает не менее 6-8). При этом за счет  того, что трещины распространяются в основном по направлению перфоканалов и малым единичным проникновением в пласт (в отличие от насосной технологии ГРП), достигается высокая степень селективности. Так, в одном из испытаний моей технологии ГРП на скважине с терригенным пластом (Нижневартовск), при расстоянии водяного пласта от нефтяного – равного 1,2 м., нефть была не обводненной (при нулевом исходном дебите скважины). Во всех случаях закачку расклинивающего агента (парапанта) в пласт мы не производим, так как благодаря высокому динамическому воздействию на стенки трещин и пор пласта ударной волны взрыва, передающуюся через массу РЖ – которая в рассматриваемых условиях доходит до сотен тысяч атмосфер (согласно теории взрывчатых веществ), достигается значительное упрочнение стенок трещин и пор.

Исходя из изложенного, главным критерием эффективности у нас является: увеличение дебита скважин, восстановление их эксплуатации в случае бездебитности (ликвидированных по этой причине) или значительное сокращение сроков освоения новых скважин после завершения буровых работ.

Для достижения максимального эффекта нефте- или газоотдачи пласта, предлагаемый ГРП необходимо периодически повторять (по мере падения дебита скважин). Таким образом, по существу, это будет являться принципиально новым подходом в ремонтных работах на скважинах: планово-предупредительный ремонт пласта (ППРП).

4.2. Глубина обработки скважин лимитируется только термобарическими условиями в зоне нахождения ШТ перед ее взрывом. Имеющиеся в нашем распоряжении ДШ позволяют работать при температурах пласта до 250 ºС и давлениях пласта до 100 МПа.

Приведенный материал изложен с учетом норм «ноу-хау» и при значительном сокращении ряда моментов открытой части предлагаемой технологии ГРП.

6. Предварительные работы по использованию предлагаемой технологии ГРП на ряде нефтяных и газовых месторождений Туркменистана, Узбекистана и Казахстана.

Вкратце их результаты были следующие:

6.1. При нулевом дебите перед ГРП на газовой скважине № 135 глубиной 2980 м. - с продуктивным карбонатным пластом, месторождения «Кирпичли» Туркменистана. После двух этапов ГРП появился дебит по газу равный 25000 нм3/сут. (после 09.1990 г.);

6.2. При нулевом дебите по нефти и 100% обводненности на нефтяной скв. № 39 глубиной около 940 м. – с карбонатным пластом, месторождения «Карактай» Узбекистана. Скважина была ликвидирована (снята с эксплуатационного фонда) в 1975 г. В последующие годы неоднократно проводился капитальный ремонт скважины с целью изоляции обводненных пропластков, однако эффекта практически не было. После проведения ГРП по предлагаемой технологии (24.10.1989 г.) появился дебит нефти равный 4,7 м3/сут. Обводненность составила 90%. Скважина проработала 24 сутки. За этот период было добыто около 100 тонн нефти;

6.3. Предлагаемая технология ГРП была применена и для экстренного увеличения приемистости водяных скважин (скважин для закачки промышленных сточных вод). Так, на газо-конденсато-нефтяном месторождении «Карачаганак» в Западном Казахстане на скв. № 2 РП с терригенным пластом и интервалом перфорации 1419-1471 м. и 1636-1728 м., давление закачки сточных вод с Установки комплексной подготовки газа и конденсата (УКПГ-16) на устье скважины доходила до 18-19 МПа. После проведения ГРП (в объеме около 20% от расчетного, – по причинам Заказчика) в июне 1990 г., давление закачки на устье снизилось до 10-10,5 МПа, т.е. приемистость увеличилась почти в 2 раза. Больший эффект был получен на нескольких водяных скважинах Туркменистана. Там приемистость увеличивалась до более, чем 2,5 раз.