Газодинамический разрыв

Многолетний опыт сотрудников, высокое качество, надежность, экономичность и безопасность продукции - главные преимущества 
нашей компании! 

Газодинамический разрыв
Задать вопрос
Наши специалисты ответят на любой интересующий вопрос по услуге
Производительность нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин определяется качественным состоянием призабойной зоны пласта (ПЗП), которое характеризуется главным образом его проницаемостью, т.е. способностью фильтровать к забою скважины добываемые углеводороды.

Естественная проницаемость продуктивного пласта значительно ухудшается еще на стадии первичного строительства скважины, на которой происходит кольматация призабойной зоны скважины буровыми и цементировочными растворами.

В период эксплуатации скважины происходит кольматация ПЗП продуктами разрушения пласта, выпадения конденсата и асфальтосмолопарафиновыми отложениями (АСПО), что приводит к дальнейшему снижению проницаемости продуктивного пласта.

Методы повышения производительности скважин
В настоящее время разработаны и применяются разнообразные методы повышения производительности скважин, основанные на физическом и химическом воздействии на пласт: тепловые, кислотные, щелочные обработки или их комбинации.

Отдельно, как наиболее эффективный метод, позиционируется гидравлический разрыв пласта (ГРП).

Однако этот метод ограничен в применении, особенно на нефтяных месторождениях с высоким содержанием парафина и угрозой последующего увеличения обводненности пласта.

Газодинамические методы повышения производительности скважин
Наиболее эффективным методом стимулирования скважин является газодинамический разрыв пласта с применением горюче-окислительных составов (ГОС) и пороховых генераторов давления (ПГД).
Данная технология позволяет осуществить не только механическое, но также термическое и физико-химическое воздействие на призабойную зону.
К тому же при сгорании зажигательное устройство и горюче-окислительный состав полностью превращаются в газообразные продукты.
Технология газодинамического разрыва пласта предназначена для воздействия на призабойную зону пласта как добывающих, так нагнетательных и разведочных скважин с гидростатическим давлением не менее 10 МПа и пластовой температурой не более 150 0С.

Газодинамический разрыв пласта с применением горюче-окислительных составов (ГОС)
Основные преимущества данной технологии состоят в том, что она позволяет в широких пределах изменять динамику нагружения горных пород и создавать напряженное состояние в пласте со скоростью 10–106 МПа/с. В результате образующиеся трещины не требуют закрепления.
Это обусловлено свойствами горных пород при высокоскоростных нагрузках необратимо деформироваться.

В настоящее время наиболее совершенные системы гидроразрыва пласта обеспечивают скорости нагружения горных пород не более 1 МПа/с, чем обусловлена необходимость закрепления трещин.

Однако, для эффективного инициирования трещинообразования в нефтяных и газовых коллекторах значение указанного параметра должно быть 102–105 МПа/с.

Рис. 1. Динамика нагружения горных пород с использованием генераторов давления ПГД-42Т, ПГД-5К и горюче-окислительных составов (ГОС)
p1.jpg



Метод предусматривает закачивание и сжигание в скважине в зоне продуктивного пласта жидких горюче-окислительных составов с целью создания в пласте одной или нескольких протяженных трещин под действием высокого давления газообразных продуктов.

Объем горюче-окислительного состава, закачиваемого в скважину, определяется геолого-техническими условиями обрабатываемых объектов и обычно составляет 0,7–1,5 м3.
Состав горюче-окислительных составов (ГОС):
50–60 % минерального окислителя
10–20 % органического водорастворимого горючегоp2.jpg
30–35 % воды (как растворителя двух первых компонентов).

Технология газодинамического разрыва пласта с применением ГОС

Температура в зоне горения ГОС превышает 10000С, а избыточное давление может достигать 60 МПа.
Продолжительность положительной фазы импульса создаваемого давления изменяется от 5 до 10 с, в зависимости от термобарических условий скважины и количества горюче-окислительного состава. В качестве воспламенителя применяются специальные мало-габаритные зажигательные устройства, спускаемые через насосно-компрессорные трубы.

Рис. 2. Технологический процесс производства газодинамического разрыва пласта с использованием ГОС



ЭТАПЫ газодинамического разрыва пласта с применением ГОС
ГАЗОДИНАМИЧЕСКИЙ РАЗРЫВ ПЛАСТА ОСУЩЕСТВЛЯЕТСЯ В ТРИ ЭТАПА:
Происходит собственно разрыв пласта давлением, создаваемым газообразными продуктами сгорания горюче-окислительного состава и образованием «техногенных» трещин.
Осуществляется воздействие на породы пласта температурой и циклическими колебаниями столба жидкости в скважине, возникающими после сгорания горюче-окислительного состава и порохового генератора, что приводит к очистке созданных трещин и перфорационных отверстий от обломков пород, расплавленных углеводородных соединений и продуктов химических реакций. Длительность импульсного воздействия составляет не менее 10 с.
Циклическое воздействие колеблющегося столба жидкости способствует очистке поровых каналов.

Технология газодинамического разрыва пласта с применением ГОС
Газодинамический разрыв пласта характеризуется небольшой продолжительностью и возможностью регулирования величины воздействия.
Считается, что технология газодинамического разрыва пласта приводит к образованию трещин протяженностью до 30м с остаточным раскрытием до 3мм.
Технология газодинамического разрыва пласта сочетает в себе преимущества механического, термического и физико-химического воздействия.
Технология позволит создать не только протяженные трещины, но и произвести очистку призабойной зоны пласта от фильтрата бурового раствора, а также осуществить термодеструкцию керогена в прискважинной зоне, что не только увеличит дебит добывающих, но и позволит включить в работу значительный процент бездействующих скважин.

Термогазохимическое воздействие (ТГХВ) на пласт
Метод газодинамического разрыва пласта включает в себя технологию термогазохимического воздействия (ТГХВ) на пласт, разработанную в Институте горной механики (ВНИМИ, Санкт-Петербург) и Институте прикладной химии (ГИПХ, Санкт-Петербург) и защищенную патентами РФ №№ 2100584, 2328594, 2168008 .
В 2008г. были проведены опытно – промышленные работы по ТГХВ с применением горючих окислительных составов на водной основе в скважинах Восточно – Сургутского и Быстринского месторождений. Суммарный дебит скважин по нефти увеличился с 21,1 т/сутки до 41, 7 т/сутки .
Работы были продолжены в 2009г. в горизонтальных скважинах и скважинах с боковыми горизонтальными стволами, в которых другие химические и механические методы обработки призабойной зоны пласта не дали ожидаемого результата.
В двух скважинах Восточно–Сургутского месторождения, эксплуатирующих пласт ЮС-2, проведенные ранее работы по гидроразрыву пласта были отмечены как не эффективные.
В скважине № 3001 ГРП проводили дважды в 2004г. и в 2005г., однако результат оказался ниже ожидаемого.
После проведения ТГХВ в ноябре 2008г. дебит скважины по жидкости увеличился с 20 до 30 м3/сутки, по нефти – с 11,4 до 15,3 т/сут.
По скважине № 582 результат ГРП (сентябрь 2008г.) признан неуспешным: вместо расчетных 52 т в пласт вошло только 3,6 т проппанта.
После проведения в ноябре 2008 г. ТГХВ дебит скважины по жидкости вырос с 5 до 12 м3/сут., по нефти – с 3,5 до 8,7 т/сут.
Суммарный дебит 10-ти скважин (из общего количества 14), где ТГХВ признаны эффективными, до проведения воздействия составлял 54,3 т/сут. нефти, после воздействия составлял 127,5 т/сут. Длительность эффекта от ТГХВ варьируется от 92 до 669 суток (данные ТО «Сургут НИПИ нефть»).

Способ энергетического разрыва пласта (ЭнРП)
Термогазохимическое воздействие на пласт с помощью водных горючих окислительных составов лежит в основе стимулирования нефтяных скважин способом энергетического разрыва пласта (ЭнРП), разработанного в Институте химической физики РАН (г. Москва) и защищенного патентами РФ № 2154733 и № 2178073.
Способ ЭнРП реализуется в трех версиях:
Версия 1 (одностадийный ЭнРП): предназначена для стимулирования скважин с высоким пластовым давлением
(приведенная депрессия ∆ Р/Н < 25-30 атм/км ).
Версия 2 (двустадийный ЭнРП с кислотной обработкой): предназначена для стимулирования скважин с низким пластовым давлением в карбонатных коллекторах.
Версия 3 (Двустадийный ЭнРП с проппантом): предназначена для стимулирования скважин с низким пластовым давлением в терригенных коллекторах.

Способ энергетического разрыва пласта Версия 1 (одностадийный ЭнРП)
Версия предназначена для стимулирования скважин с высоким пластовым давлением (приведенная депрессия∆ Р/Н < 25-30 атм/км ). Обработка скважин по Версии 1 приводит к образованию разрывов пласта.
Для увеличения притока нефти необходимо, чтобы разрывы не смыкались в процессе эксплуатации скважин. Силы, стремящиеся сомкнуть разрывы, возникают при фильтрации нефти к разрывам. Эти силы пропорциональны разнице давлений нефти в пласте и в скважине, т.е. депрессии ∆ Р. Подвижкам пласта при смыкании препятствуют силы трения, пропорциональные горному давлению, возрастающему с увеличением вертикальной глубины скважины Н. При этом отношение смыкающих сил и сил препятствующих смыканию, пропорционально параметру ∆Р/Н, названному приведенная депрессия. При малом значении ∆ Р/Н разрывы не смыкаются, с ростом ∆Р/Н до критических значений происходит смыкание разрывов.
Версия показывает увеличения дебита нефти на 100% и более в скважинах с высоким давлением нефти в пласте (фонтанирующие или газлифтные скважины).
В скважинах с низким пластовым давлением, в которых ток нефти осуществляется принудительно с помощью насосов (механизированные скважины) эффективность Версии 1 не превышает 15%. Причина недостаточной эффективности ЭнРП связана со смыканием образованных разрывов в процессе эксплуатации скважин с низким пластовым давлением (приведенная депрессия ∆ Р/Н >30 атм/км).

Способ энергетического разрыва пласта Версия 2 (двустадийный ЭнРП с кислотной обработкой):
Версия предназначена для стимулирования скважин с низким пластовым давлением в карбонатных коллекторах.
Использование насосов в механизированных скважинах приводит к значительному понижению уровня нефти в скважине (большой приведенной депрессия ∆Р/Н > 30 атм/км). Последнее вызывает подвижки пласта и смыкание разрывов.
Для повышения эффективности ЭнРП в механизированных скважинах необходимо выполнить обработку разрывов, предотвращающую их смыкание.
Для карбонатных коллекторов эффективна кислотная обработка. Кислота увеличивает объем разрывов и обеспечивает их сохранение после завершения подвижки пласта. Стимулирование выполняется в две стадии.
На первой стадии создают разрывы пласта по Версии 1.
На второй – созданные разрывы обрабатывают кислотой.

Способ энергетического разрыва пласта Версия 3 (Двустадийный ЭнРП с проппантом)
Версия предназначена для стимулирования скважин с низким пластовым давлением в терригенных коллекторах.
Для повышения эффективности ЭнРП в механизированных скважинах с терригенными коллекторами необходима фиксация разрывов проппантом.
Стимулирование таких скважин выполняется в две стадии.
На первой стадии создают разрывы пласта по Версии 1.
На второй – в созданные разрывы закачивают гель с проппантом.
В отличие от гидроразрыва пласта гель закачивается в уже созданные разрывы при малом давлении (десятки атмосфер), что позволяет использовать для закачки стандартное оборудование, тогда как в ГРП закачка осуществляется при давлении в сотни атмосфер, необходимом для разрыва пласта и требует использования дорогостоящего нестандартного оборудования.

Ограничения метода газодинамического разрыва пласта с применением ГОС на водной основе
Газодинамический (ТГХВ) и энергетический методы разрыва пласта основаны на применении горючих окислительных составов на водной основе и отличаются лишь способом инициирования ГОС (пороховые генераторы давления, детонирующие шнуры, воспламенители).
Эти методы стимулирования скважин весьма эффективны при невысокой стоимости, однако до настоящего времени не получили широкого применения в нефтегазодобыче.
Одной из причин этому является использование в качестве горюче-окислительных составов водных растворов аммиачной селитры и водорастворимого горючего компонента (спирты, карбамид и т.п.).
Технические параметры указанных ГОС (достигаемая при горении температура и давление, скорость нагружения горных пород) определяются поддержанием оптимального рецептурного состава.
Осуществить это при использовании водных растворов ГОС в условиях обводненных скважин весьма затруднительно.

Горюче-окислительные составы на основе обратных эмульсий
Принципиально иная ситуация возникает при использовании горюче – окислительных составов в виде обратных эмульсий («вода в масле»), представляющих собой дисперсию водного раствора селитр в углеводородном компоненте.
Получение таких эмульсий может быть организовано на оборудовании, которое используется для приготовления гиброфобно–эмульсионных буровых растворов на углеводородной основе.
Горюче–окислительные составы в виде обратных эмульсий имеют ряд преимуществ по сравнению с водными растворами ГОС:
Водоустойчивость, что обеспечивает постоянство состава и требуемые физико–химические параметры;
Возможность регулировки плотности и вязкости в заданных пределах;
Включение в состав ГОС компонентов, обеспечивающих при термогазохимическом воздействии на пласт щелочную или кислотную обработку ПЗП;
Высокую стабильность и низкую температуру замерзания обратных эмульсий.
Получение качественных горюче–окислительных составов в виде обратных эмульсий обеспечиваются применением специальных эмульгаторов обратных эмульсий.

Специалисты ООО «РудХим» имеют многолетний опыт разработки и синтеза эмульгаторов обратных эмульсий, широко используемых в горной промышленности, и готовы, совместно с заказчиком, разработать и внедрить гидрофобно–эмульсионные ГОС для газодинамического воздействия на пласт.
Заказать услугу
Оформите заявку на сайте, мы свяжемся с вами в ближайшее время и ответим на все интересующие вопросы.