Нефтесервисная компания
телефон: +7 (495) 225 62 40 | e-mail:
Рус
Eng

Get Adobe Flash player

Пресса о нас

Нефть и капитал №4(220) апрель 2015. Технология плазменно-импульсного воздействия (ПИВ) - универсальный метод извлечения остаточных запасов углеводородов

АГЕЕВ П.Г., директор по науке и технологиям Группы компаний «Новас»; 
ДМИТРИЕВСКИЙ А.Н., академик РАН, директор Институт проблем нефти и газа РАН; 
ПАЩЕНКО А.Ф., К.Т.Н., старший научный сотрудник Института проблем управления РАН.

Мировая практика отмечает значительное ухудшение структуры запасов нефти, а извлечение углеводородов из нефтеносных пластов традиционными методами разработки во всех нефтедобывающих странах считается неудовлетворительным.

Исторически за более чем 150 лет средний уровень извлеченной нефти составил примерно 30%, и никакие вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи (МУН) не смогли превзойти этот показатель. Геологические запасы нефти во всех известных месторождениях мира достигают более 500 млрд тонн, из них более 300 млрд относятся к категории трудноизвлекаемых или не извлекаемых современными промышленно освоенными методами разработки [1]. В то же время извлечение из остаточных запасов в пределах 10–15% нефти (30–45 млрд тонн) эквивалентно примерно $2 трлн (50–60 долл./т) и представляют собой большой резерв и важную цель для всех добывающих компаний.

Остаточные запасы нефти в недренируемых пластах и неохваченных заводнением пропластках достаточно хорошо изучены и по видам количественно могут распределяться следующим образом:
•нефть, оставшаяся в слабопроницаемых пропластках и участках, не охваченных заводнением, — 27%;
•нефть в застойных зонах однородных пластов — 19%;
•нефть, оставшаяся в линзах и у непроницаемых экранов, не вскрытых скважинами, — 24%;
•капиллярно-удерживаемая и пленочная нефть — 30% [1] .

Как представляется, 70% всех остаточных запасов нефти (по первым трем пунктам) из-за высокой макронеоднородности разрабатываемых пластов не охвачены процессом заводнения и могут представлять основной резерв для увеличения нефтеотдачи.

Капиллярно-удерживаемая и пленочная нефть остается в обводненных, какправило, микронеоднородных коллекторах и, очевидно, может извлекаться только в результате воздействия на нее различными физическими и физико-химическими методами.

Естественно, что большие и малые компании пытаются найти рациональный, эффективный и экологически безопасный метод извлечения остаточных запасов нефти, который позволил бы им добиваться максимально положительного результата при возможно низких затратах.

За многолетнюю практику разработки месторождений предложено множество методов и технологических приемов, направленных на увеличение отбора нефти, которые можно подразделить на газовые, физико-химические, механические, тепловые, воздействие на пласт физическими полями, микробиологические, комбинированные и т.д.

Тем не менее сложилось устойчивое мнение, что «универсальных МУН вообще нет и, по-видимому, не будет и в будущем», поэтому для извлечения остаточных запасов рекомендуется подбирать их исходя из основных факторов, снижающих показатели эффективности заводнения [1].

Американский ученый-нефтяник Форрест Крейг в книге «Разработка нефтяных месторождений при заводнении» пишет: «Наука о разработке нефтяных месторождений является одной из немногих прикладных наук, имеющих дело с системой, которую в целом нельзя ни увидеть, ни взвесить, ни измерить, ни исследовать»[2].

Очевидно, поэтому практически все традиционные МУН являются усовершенствованием обычных процессов разработки, а их теория представляет собой развитие и обобщение основных представлений теории двухфазной фильтрации жидкостей и газа, базирующейся на линейном законе Дарси и линейных зависимостях.

Бесспорно, линейные законы и линейные зависимости существуют, но это скорее исключение из правил, чем правило.

3.JPG

В то же время еще в 50-е годы прошлого столетия было выявлено, что неньютоновская жидкость, к которой относится нефть, при малых скоростях фильтрации не подчиняется линейному закону Дарси и целиком зависит от взаимодействия фаз, что свидетельствует о нелинейности фильтрации нефти. Следовательно, проблему извлечения остаточных запасов следует рассматривать с точки зрения нелинейных процессов, происходящих в любой продуктивной залежи вне зависимости от того, на какой стадии разработки она находится.

Продуктивную залежь в этом случае, по оценке компании «Новас», можно рассматривать как природный многослойный нелинейный модуль объемной упругости, содержащий неравновесную диссипативную динамическую систему, имеющую круговую (угловую) стационарную частоту свободных колебаний, зависящую от начальных условий и возвратную силу, отнесенную к единице массы, равную силе возмущения. 

Упругие свойства пласта хорошо известны и определяются в основном глубиной залегания, гравитационными и гравитационно-капиллярными силами, пористостью, проницаемостью, температурой, вязкостью нефти, воды и пластовым давлением.

По мере эксплуатации скважин упругие свойства пласта начинают проявляться как фактор, понижающий пластовое давление, что вызывает уменьшение трещин, и, следовательно, эти силы способствуют остаточной нефтенасыщенности в возникающих застойных зонах, линзах и непроницаемых экранах. 

Гравитационные силы создают постоянно действующий градиент давления, численно равный разности плотности нефти, газа и воды. 

Капиллярные или поверхностные силы создают на границе жидких фаз величину поверхностного натяжения, которая определяется смачиваемостью породы и микронеоднородностью пористой среды, размерами пор, поровых каналов, капилляров, микрокапилляров. 

Вязкостные силы — гидродинамическое сопротивление, пропорциональное вязкости нефти. При этом справедливо считается, что такие факторы, как вязкость нефти, низкая проницаемость пластов и пропластков, а также карбонатность коллектора, отрицательно влияют на темпы добычи остаточной нефти.

Вода, нефть, газ и сам коллектор — это динамическая система, где все фазы взаимодействуют между собой, проникают друг в друга и влияют друг на друга. 

В продуктивной залежи постоянно идут природные незатухающие свободные колебания, придавая ей неравновесность, контролируемые стационарной круговой (угловой) частотой, которую принято называть доминантной частотой. В работах по геомеханике и флюидодинамике отмечается, что каждая продуктивная толща обладает своей доминантной частотой, которая зависит от микро-структурного вязкоупругого и стратификационного резонансов [3]. Поскольку доминантная частота играет ключевую роль для интенсификации притока нефти в скважину, на этом аспекте необходимо остановиться подробнее.

3.JPG

Дискуссия о доминантных частотах в продуктивных пластах ведется достаточно давно. Называются параметры: 5–20Гц; 6–12 Гц; 6–40 Гц; 10–40 Гц; 7–20 Гц; 91 Гц; 172 Гц и т.д. [4]. Однако, как представляется, определить доминантную частоту практически невозможно, так как она, являясь стационарной круговой частотой свободных колебаний, постоянно меняется во времени и пространстве, а вид и свойство нелинейной, динамической, диссипативной, неравновесной системы определяется самой системой. 

Поэтому для извлечения остаточных запасов нефти компанией «Новас» предложено нетрадиционное решение, а именно воздействовать на такую среду адресными короткими широкополосными периодическими импульсами одинаковой силы, разнесенными на одинаковые промежутки времени через рабочие интервалы добывающих или нагнетательных скважин. 

С этой целью создан «Идеальный нелинейный плазменно-импульсный источник направленных управляемых коротких периодических широкополосных колебаний», который устанавливает нелинейную зависимость между источником и средой, «предлагая продуктивной залежи самой выбрать из широкополосного сигнала когерентную частоту». В результате за счет возникающих резонансных явлений происходит синхронизация динамической системы, снимается поверхностное натяжение в порах, капиллярах, микрокапиллярах, (нефть замещает воду), развивается аномальная сеть микротрещиноватости в застойных зонах, увеличиваются фильтрационные каналы в линзах, положительным дебитом откликаются соседние скважины, как правило, за счет снижения процента обводненности продукции или увеличения притока жидкости. 

Применение такого адресно ориентируемого воздействия на нагнетательном фонде увеличивает приемистость скважины разрабатываемого объекта или в зависимости от поставленной задачи выравнивает профиль приемистости, перераспределяя закачиваемую жидкость по непромытым пропласткам. 

Таким образом, появился «универсальный плазменно-импульсный метод увеличения нефтеотдачи из всех вышеперечисленных категорий остаточных запасов нефти». 

Заявленные возможности этого МУН подтверждаются практическими результатами, гидродинамическими и геофизическими исследованиями на всех стадиях эксплуатации скважин. Ниже приводятся характерные примеры эффективности технологии из многочисленных положительных результатов, подтвержденных актами, протоколами, заключениями технических комиссий, а также заключениями профильных НИИ. 

23 марта 2011 года проведено плазменно-импульсное воздействие (ПИВ) в скважине No 9138, куст 544, Ватьеганская площадь. Гидродинамические исследования, проведенные «Красноярским управлением геофизических работ» (по Хорнеру, для однородного пласта), наглядно демонстрируют положительные изменения режима эксплуатации скважины. 

По данным замеров цеха обводненность продукции снизилась с 19,4 до 7%. 

20 апреля 2009 года проведено ПИВ в нагнетательной скважине No 185, куст 00061. Пласт BS 12, месторождение Западно-Ноябрьское. В заключении исполнителя ПГИ — ООО «Газпром-нефть НТЦ» отмечается: «Сопоставляя настоящее ПГИ от 22.04.2009 г. (после плазменного воздействия) и ПГИ от 13.03.2009 г., можно отметить, что приемистость увеличилась на 47 м3. Также изменился профиль приемистости». 

Применение ПИВ целенаправленно для выравнивания профиля приемистости, например, 23.04.2009 года на нагнетательной скважине No 2087 Суторминского месторождения, позволило только за первые 12 месяцев дополнительно получить по кусту в целом 600 тонн нефти.

Технологическая и экономическая эффективность ПИВ для нагнетательных скважин подробно описана в совместной статье главного технолога компании «Новас» и начальника отдела управления заводнением УППР и ГТМ компании «Томск нефть ВНК», опубликованной в журнале «Нефтяное хозяйство» No 5 за 2010 г. [5].

Можно отметить оценку эффективности ПИВ американской компанией Tim Peara, штат Оклахома, месторождение Ред Форк, которая подтверждает распространение воздействия на значительное расстояние по площади: «Обработка двух скважин методом ПИВ позволила быстро и дешево увеличить их производительность на 100 и 300% соответственно. В качестве неожиданного бонуса — удвоилась производительность соседних скважин» [6]. 

Технические характеристики названного источника многократно публиковались в различных профильных журналах. Можно еще раз отметить его экологическую безупречность, поскольку он применяется в реальных геологических условиях без добавок химических реагентов при любой обводненности скважин (кроме конуса), а также энергосбережение (для его работы необходимо электропитание 110/220 вольт и потребляемая мощность всего 500 ватт). Для применения ПИВ используется обычный каротажный подъемник с трехжильным или одножильным кабелем. 

Отличительной особенностью технологии ПИВ является то, что для ее применения нет необходимости специально останавливать скважину, поскольку она может применяться, например, при смене насоса или при плановом капитальном ремонте. В этом случае моделирование ПИВ проводится в режиме онлайн, так как вся требуемая информация находится в базе данных компаний. Такая форма работы хорошо зарекомендовала себя в компании «ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь» [7]. Экономическая эффективность не вызывает сомнения, поскольку практически нет значительного простоя скважины, а положительные изменения режима эксплуатации прогнозируются заблаговременно. 

2.JPG


В 2014–2015 годах технология ПИВ была успешно применена в добывающих и нагнетательных скважинах в Кувейте, США, Мексике и Казахстане. В настоящее время в соответствии с подписанными соглашениями разрабатывается источник колебаний ПИВ для скважин, имеющих меньший диаметр обсадной колонны, которые превалируют в Индонезии, Малайзии, Мьянме, США и в большинстве стран Ближнего Востока. 

Технология ПИВ подтверждена математической моделью, разработанной Институтом прикладной математики РАН им.М.В. Келдыша, защищена российскими и иностранными патентами. Подготовлены и защищены две диссертации в Горном университете (Санкт-Петербург) о возможности применения технологии ПИВ совместно с ПАВ для извлечения вязкой нефти. 

В ноябре 2013 года технология ПИВ была отмечена на международной конференции в Хьюстоне, США, премией председателя конференции «За выдающуюся инновацию, отвечающую современным и будущим энергетическим вызовам».

В настоящее время совместно с ЗАО «Технологии обратных задач» — резидентом государственного фонда «Сколково» ведутся сейсмоакустические исследования возможностей технологии ПИВ на коллекторах различной геологической сложности. Кроме того, уже в текущем году будут проведены полевые испытания разработанного компанией «Новас-СК» нового комплекса технологии ПИВ для применения его в скважинах с горизонтальным окончанием. 

По оценке Института проблем нефти и газа РАН, эта технология может рассматриваться как один из современных методов увеличения нефтеотдачи для импортозамещения в области нефте- и газодобычи.


Список литературы:
1. Технология и техника методов повышения компонентоотдачи пластов. / Тарновский Е.И., доцент ГРНМ НГФ ТПУ, 2009 г.
2. Форрест Крейг. Разработка нефтяных месторождений при заводнении. — М.: Недра, 1974.
3. Николаевский В.Н. Геомеханика и флюидодинамика с приложениями к проблемам газовых и нефтяных пластов. — М.: Недра, 1996. — 448 с.
4. Проблемы спектра доминантных частот при сейсмическом воздействии на нефтяные залежи / Барабанов В.Л. — М., ИНГ РАН; Николаев А.В. Институт физики Земли РАН // Сб. трудов III Международной
конференции «Воздействие упругих волн на флюиды в пористых средах» (EWEF — 2012), 24–28 сентября 2012 г.
5. Нечаев В.К., Вежнин С.А. Применение технологии ПИВ с целью выравнивания профиля приемистости. — Нефтяное хозяйство, No 5. — 2010 г.
6.Global News wire. — Хьюстон, Техас, 05.06.2013 г.
7. Кочкуров С., генеральный директор ООО «ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь», интервью, газета «ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь», No 35 (213), 2012 г.


Возврат к списку

Как это работает?
При использовании плазменно-импульсного воздействия увеличивается проницаемость призабойной зоны скважины, увеличивается гидродинамическая связь нефтяного пласта с забоем скважины за счет очистки старых и создания новых фильтрационных каналов, происходит очищение порового пространства и формирование новых микротрещин в призабойной зоне скважины и фильтрационных каналах пласта.
Особенности
  • Экологическая чистота, работает в естественных геологических условиях скважин без добавок реагентов;
  • Плазменно-импульсное воздействие (ПИВ) используется при любой обводненности;
  • Улучшает проницаемость прискважинной зоны добывающих и нагнетательных скважин, и продуктивных пластов в целом;
  • Значительно увеличивает дебит нефти на скважинах эксплуатируемых на месторождениях поздней стадии разработки;
  • Кратно увеличивает приемистость нагнетательных скважин вне зависимости от их предыдущего назначения;
  • Воздействует на соседние с обрабатываемой скважины, которые откликаются положительным дебитом;
  • Технология дает положительные результаты на месторождениях в коллекторах любой геологической сложности;
  • Безопасна в эксплуатации;
  • Сокращает период освоения новой скважины и срок вывода ее на режим эксплуатации.
статистика