ТЕХНОЛОГИИ ОПТИМИЗАЦИИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Каждое из включенных в Программу работ месторождений рассматривается в трех направлениях:

1. Как отдельный нефтяной актив, требующий повышения капитализации в качестве источника финансирования работ.
2. Как объект, который может быть трансформирован (по согласованным критериям) в т.н. «умное» месторождение.
3. Как научно-практический обучающий пример оптимального взаимодействия  техногенных и природных факторов разработки.

Ведущие российские специалисты в области разработки, проектирования и промышленного внедрения инновационных методов увеличения нефтеотдачи (МУН), интенсификации добычи нефти (ИДН) и химизации технологических процессов нефтедобычи (ХТПН) ещё с 60-ых годов успешно занимаются решением сложнейших проблем нефтедобычи на многих крупных нефтегазовых месторождениях.

Так, например, ещё в 80-ые годы учёными Российской Научной Школы выполнена серия крупнейших не только в СССР, но и в мире Проектов по обеспечению промышленного внедрения на залежах месторождений уникальных полимерных и других МУН и ИДН. Защищенная эффективность проекта составила – 23 млн. т за 10 лет наблюдения.

В том числе за достигнутые успехи по применению полимеров в нефтедобыче в середине 80-ых годов рядом авторов присуждена Государственная Премия.

В 80-ые годы большие успехи, достигнутые при использовании полимеров в нефтедобыче, стали отправной точкой для широкомасштабного их внедрения во всех 11-ти регионах Западной Сибири, центральной части России, где достигнута одна из самых высоких в мире эффективность их применения при осуществлении регулирования заводнения, технологий РИР и комплексных методов воздействия на пласт в сочетании с методами интенсификации.

В случае если месторождения нефти находятся на поздней стадии разработки, то для достижения проектных показателей, поддержания стабильного уровня добычи, постоянного приращения коэффициента извлечения нефти (КИН) за счет повышения эффективности извлечения запасов нефти, необходимо вовлечение в разработку и управления всеми ресурсами месторождений. Последнее в России удаётся устойчиво выполнять на сотнях крупных и средних нефтегазовых месторождений передовых ВИК, таких как НК ОАО «Сургутнефтегаз», «ЛУКойл» и «Татнефть», где объём дополнительной добычи нефти за счёт массового использования инновационных технологий регулирования заводнения достигает 40% от годовой добычи нефти.

Учитывая высокий уровень развития и эффективности российских инновационных МУН, ИДН и ХТПН в РФ, мы предлагаем следующую тематику проектных, исследовательских и сервисных работ в области добычи нефти, которые по желанию ЗАКАЗЧИКА могут быть выполнены нами с привлечением любых соисполнителей. 

1.Совершенствование строительства скважин в сложных горно-геологических условиях на новых и интенсивно разрабатываемых заводняемых залежах месторождений с сильно расчленённым неоднородным по проницаемости продуктивном разрезом

• Сервис при проектировании бурения новых скважин на разрабатываемых нефтегазовых месторождениях с целью прогноза параметров работы выходящих из бурения скважин, оценки рисков достижения запроектированных технологических показателей разработки в краткосрочной и долгосрочной перспективе:
• анализ всего комплекса геологических, промыслово-геофизических, сейсмо-акустических, гидрохимических, гидродинамических, индикаторных, промысловых исследований с целью уточнения системы исходных данных участка (блока) залежи нефти, планируемого под точку бурения. Мониторинг показателей разработки действующего участка (блока). Исследование межскважинного пространства участка (блока) с применением методов математического моделирования по фактическим данным. Построение гидродинамической модели участка (блока);
• моделирование и прогноз технологических показателей эксплуатации проектируемой скважины до конца периода разработки; дренируемые запасы, дебит жидкости, динамика обводненности, динамика КИН;
• анализ перспектив изменения фильтрационно- емкостных параметров пласта-коллектора в пределах радиуса дренирования; анализ рисков достижения проектных технологических показателей отбора запасов проектируемой новой скважины;
• изучение геомеханических свойств керна месторождений;
• разработка теоретических и практических методов управления устойчивостью ствола скважины в процессе строительства скважины;
• оптимизация профиля скважины на этапе её проектирования с целью снижения риска возникновения прихватов и поглощений;
• прогноз устойчивости ствола скважины в процессе её эксплуатации;
• разработка методов определения компонент природного поля напряжений, действующего на месторождениях. Разработка методов использования этих знаний для повышения эффективности строительства скважин;
• разработка, адаптация и внедрение систем буровых растворов для осложнённых условий бурения;
• разработка, адаптация и внедрение технологий качественного цементирования скважин в осложнённых горно-геологических условиях;
• разработка и внедрение рекомендаций по обеспечению оптимальных параметров добычи жидкости и нефти из вновь пробуренных скважин (проводка, цементирование колонны, способ и среда перфорации, при необходимости интенсификация притока или РИР, освоение на приток, управление дебитами, управление обводнением продукции, интенсификация отбора дренируемых запасов нефти).

 

2. Регулирование разработки нефтегазовых залежей с хорошо развитыми интенсивными системами заводнения

• Проведение аудита проектных и сервисных решений в области повышения нефтеотдачи пластов(ПНП)

• Мониторинг разработки месторождения с целью получения исходных данных для гидродинамического моделирования фильтрации потоков воды, определения механизмов обводнения скважин и динамики изменения смачиваемости коллектора в процессе добычи нефти.
• Анализ эффективности системы ППД.
• Разработка долгосрочных и текущих Программ повышения эффективности добычи нефти.
• Оценка потенциала запасов нефти, доступных для извлечения при применении различных технологий повышения нефтеотдачи.
• Разработка оптимального комплекса технологических решений.
• Прогноз технологической и экономической эффективности и инвестиционной привлекательности Проекта повышения эффективности добычи нефти.
• Сервисные работы по реализации Программ исследования залежей продуктивных пластов и состояния их призабойной зоны с последующей реализацией технологий ПНП.
• Мониторинг эффективности по результатам реализации    технологий. 

Решение предложенного выше комплекса задач позволит эффективно планировать и управлять проблемой увеличения нефтеотдачи пластов, максимально оптимизировать расходы на дорогостоящие массовые сервисные работы, начиная от организации заводнения до повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти, уменьшение затрат на добычу нефти за счет сокращения добычи попутно добываемой воды, а также существенно снизить затраты и риски, связанные с бурением новых скважин, а самое главное – на 5-20 пунктов повысить эффективность отборов запасов трудно извлекаемой или совсем не извлекаемой с помощью обычных методов нефти.

 

3. Инженерно-технологическое сопровождение геолого-технических мероприятий по интенсификации добычи нефти

Во всех крупных российских и западных НК большое значение придаётся инженерно-технологическому сопровождению всех без исключения ГТМ, направленных на вовлечение в активную разработку не дренируемых и слабо дренируемых запасов. Таковыми являются следующие: гидроразрыв пласта, повышение и восстановление продуктивности по нефти и приемистости нагнетательных скважин, все виды ремонтно-изоляционных работ, вторичное вскрытие и освоение вновь пробуренных скважин, регулирование заводнения с помощью потокоотклоняющих и интенсифицирующих систем и др.

В России накоплен огромный многолетний опыт стимулирования притока и приемистости скважин с проведением инженерно-технологического сопровождения специально обученных опытных сотрудников научных и сервисных предприятий, которые осуществляют в процессе любых обработок обширный комплекс лабораторно-исследовательских услуг. Этот же персонал, например, при планирование ГРП активно участвует в создании геологической модели объекта воздействия, анализирует причины снижения притока (приёмистости) и не достижении запланированного эффекта, подбирает и модифицирует для конкретных условий технологии и разрабатывает дизайн. На конечной стадии проводит полноценное сопровождение операции по стимуляции, включая камеральный аудит.

Для как можно более полного раскрытия потенциала пласта, планируемого для стимуляции на нефть, необходимо осуществить правильную диагностику, что определяет 90% успеха от ее проведения. С этой целью наши специалисты могут проводить полный анализ от физического воздействия на пласт вредных факторов, до химического состава скважиной продукции. Кроме этого ими могут планироваться и под их контролем осуществляться специальные гидродинамические и промыслово-геофизические исследования. После этого анализируются основные причины снижения продуктивности (приёмистости) скважин, на основании чего обосновывается и выбирается метод стимулирования, а также определяется его потенциальная эффективность. При этом обязательно оценивается степень риска при проведении операции.

После выполнения стимуляции составляется подробный отчет, который закладывается в сформированную базу данных. Крайне важным является также постоянный анализ неудачных операций, в процессе которых выявляются причины не достижения потенциального эффекта, оценивается технологичность исполнения операции, выполняются мероприятия по исключению негативных причин из всех процессов ее исполнения.

На основании анализа проведения более чем 50-ти тысяч ГРП и других сложных операций по стимулированию притока нефти на нескольких сотнях месторождений России установлено, что существенно повысить успешность ГРП и других подобных операций можно путем тщательной оценки рисков при подборе скважин – кандидатов и усилении технологического контроля качества в процессе работ, в результате чего будет снижено количество неэффективных обработок и сокращение СТОПов до 96%.

Увеличить технологический эффект можно путём оптимизации дизайнов обработок, максимально привязав их к конкретным геолого-физическим условиям, в результате чего можно добиться прироста добычи нефти до 20-25%.

Внедрение новых технологий позволит прирастить добычу нефти до величины 30%, а усиление контроля за качеством и количеством закачиваемой в пласт химии и проппанта обеспечивает дополнительный прирост жидкости до 10%, а внедрение системы контроля качества за проведением обработок приведёт к снижению себестоимости операции за счет накладывания штрафов на исполнителей за нарушение технологических параметров до 6% от стоимости операции.

В целом перечень работ по инженерно-технологическому сопровождению любой операции на скважинах по стимуляции притока можно охарактеризовать следующим образом.

1. Лабораторные работы

• Исследование реологических, тампонирующих и интенсифицирующих характеристик технологических жидкостей
• Многокомпонентный анализ технической воды

1. Инженерные работы

• Выбор кандидата, подбор и обоснование технологии ГРП
• Оценка риска проведения операции в зависимости от накопленного опыта, различных условий геологического характера, состояния и конструкции скважины
• Создание и обоснование дизайна, написание плана обработки и расчёт прироста добычи нефти
• Обязательная корректировка плана обработки в процессе и после проведения тестовых закачек
• Контроль освоения и вывода на режим скважины после стимуляции
• Углублённый анализ проведенной операции с выдачей рекомендаций по повышению эффективности обработки
• Анализ достижения расчётного дебита
• Оформление предложения по стимуляции
• Оформление отчета о проведённой операции по стимуляции
• Оформление анализа причин достижения или не достижения запланированного эффекта

1. Полевые работы

• Выезд специалиста с аудитом на место проведения работ
• Выезд специалиста с аудитом на БПО подрядчика

 

4. Комплекс энергосберегающего оборудования на основе объёмных насосов для оптимизации разработки и добычи нефти из залежей месторождений с низкодебитным и осложнённым фондом добывающих скважин

В настоящее время многие нефтяные компании рассчитывают компенсировать падение добычи при снижении дебита старых скважин с помощью бурения боковых стволов, наклонных и горизонтальных скважин. Обычные штанговые насосы более или менее надежно могут работать только в вертикальных и близких к вертикальному положению стволах скважин, в то время как практически всегда максимальные коэффициенты подачи и наполнения можно получить установив насос в горизонтальной части ствола, где обычные насосы работать не будут. Поэтому необходимость разработки и применения высокоэффективных насосных систем для этих целей вполне очевидна.

Разработанные в России штанговые насосы с механическим уплотнением поршня или плунжера в наибольшей степени отвечают требованиям, предъявляемым к насосам этих целей. В России впервые в мире разработана и освоена конструкция дифференциального штангового насоса, предназначенного для работы в скважинах, где собственного веса колонны штанг недостаточно для выполнения хода вниз. Это относится в первую очередь к скважинам с высоковязкой нефтью, эмульсией и к наклонным скважинам, то есть к тем объектам, в которых препятствующие ходу вниз силы трения достаточно велики.

Опыт эксплуатации таких насосов в горизонтальных скважинах показал на увеличение дебита на 40% и МРП в несколько раз.

Другой актуальной проблемой практически для всех месторождений является разработка и внедрение оборудования для эксплуатации низко рентабельных малодебитных скважин. При этом важнейшими критериями становятся надёжность и энергоэффективность, а также стоимость установок. Уникальность российских насосов для этих целей состоит в том, что с их помощью можно высоко эффективно эксплуатировать скважины в постоянном режиме с минимально рентабельным дебитом.

Российские специалисты являются единственными и лучшими в мире производителями уникальных штанговых насосов для добычи нефти – насосы скважинные безцилиндровые типа НСБ. Вместо цилиндра в них имеется корпус (отрезок НКТ) с муфтой. В муфте находится механическое уплотнение, через которое проходит длинномерный плунжер без канавок.

По сравнению с известными конструкциями штанговых насосов этот тип насосов имеет следующие особенности и преимущества:

• за счет компенсации износа и благоприятного режима трения, срок службы механического уплотнения плунжера, значительно превышает срок службы щелевых уплотнений в стандартных насосах (от 2-х – 3-х до 10 раз);
• насосы типа НСБ практически никогда не клинят в плунжерной паре;
• наличие гибкого механического уплотнения позволяет работать насосу в наклонных и горизонтальных скважинах, в боковых стволах, в скважинах малого диаметра, в скважинах ОРЭ и др.;
• насосы типа НСБ работают в малодебитных скважинах с диаметром плунжера от 19 до 32 мм, в скважинах с длинноходовым (до 12м) и сверхдлинноходовым (до 100 м) приводом;
• насосы типа НСБ используются в самых тяжелых рабочих условиях: для жидкостей с вязкостью до 850 мПас применяются дифференциальные насосы; для жидкостей с большим содержанием песка, H2S, CO2 и т.д., используются насосы типа НСБГ с гидросистемой защиты уплотнения;
•  при работе с крайне агрессивными жидкостями насосы НСБ могут быть изготовлены целиком из коррозионностойких сплавов и керамики. Таких насосов никто в мире не производит.

Последние новейшие системы обеспечивают следующие преимущества при добычи нефти:

• минимальные затраты энергии, так как подъём жидкости осуществляется за счёт веса штанг при ходе вниз;
• работу с повышенным содержанием мехпримесей (песка), так как песок во время работы оседает и выносится через напорный клапан в лифтовую колонну;
• добычу высоковязкой (до 300 мПа/с) продукции за счет увеличенных проходных сечений в узлах насоса;
• пониженную вероятность обрывов штанг за счет снижения нагрузок на колонну штанг;
• относительно высокую надёжность за счёт применения твёрдого сплава (ВН8) в механических уплотнениях штока и в клапанных парах;
• высокую работоспособность колонны НКТ (резьбы) благодаря тому, что трубы не испытывают знакопеременных нагрузок.

Как известно, на многих давно разрабатывающихся месторождениях, многие скважины имеют МРП не превышающий 30 суток. Для их ремонта сегодня задействовано множество бригад, работающих круглосуточно. Их число примерно в 3-4 раза выше, чем 30-40 лет назад при примерно одинаковом обслуживаемом фонде скважин.

Кроме этого имеются месторождения с высоковязкой нефтью, которую очень сложно добывать имеющимся оборудованием. 

Предложенное выше российское инновационное оборудование, позволяет с успехом решить основные негативные проблемы, связанные с мехдобычей, а именно: коренным образом улучшить работу насосов в низкодебитных, горизонтальных и с боковым стволом скважинах, а также добывающие сильно загрязнённую жидкость и высоко вязкие аномальные нефти.

5. Физические методы воздействия на пласт

Начиная еще с 60-х годов Российскими учеными интенсивно разрабатываются, постоянно модифицируясь к различным геолого-физическим условиям разработки нефтегазовых месторождений, физические, в частности, волновые технологии воздействия на залежи с целью интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов.

В 21-ом веке Российская Научная Школа Волновых Технологий, является одной из самых передовых, результативных и заслуженных в современном мире.

Российскими учеными разработаны более ста различных вариантов волновых технологий воздействия на пласт. В данной записке коснёмся лишь двух, которые в течение длительного времени используются почти повсеместно и которые, по нашему мнению, наиболее перспективные для месторождений.

Первая технология – вибросейсмическое воздействие (ВСВ) на нефтегазовую залежь.

Может с успехом использоваться на всех без исключения залежах нефтегазовых месторождений на любых стадиях разработки. В последние десятилетие дано теоретическое обоснование нескольким модификациям ВСВ в сочетании с методами самой разнообразной физической основой: гидродинамическими, физико-химическими, механическими, электромагнитными, тепловыми и др.

Накопленный россиянами  опыт промышленного внедрения ВСВ и его модификаций на месторождениях России и за рубежом, например, Индонезии позволяет рекомендовать данную инновационную технологию в ее наиболее перспективных вариантах для испытания и промышленного внедрения на проблемных месторождениях с падающей и условно падающей добычей нефти, естественно, под началом и полным руководством ее авторов. Массовое использование модификаций ВСВ, в первую очередь в сочетании со строго определенной физико-химией, ГРП, бурением новых скважин и технологии ВВВ.

По самым скромным, обоснованной многолетней практикой, расчетом, грамотно обоснованная системное долговременное применение данного инновационного метода позволит увеличить КИН на 5-10%, резко снизить темпы обводнения залежи и, как минимум, стабилизировать добычу нефти или существенно снизить темпы ее падения. 

Вторая технология - виброволновое воздействие (ВВВ) на призабойную зону пласта (ПЗП).

Если действие предыдущей технологии направленно исключительно на скелет горной породы, содержащей нефть, а также на запуск механизмов связанных с внутрипоровым  пространством, изменением смачиваемости породы, проявлением сил поверхностного натяжения, взаимодействием на молекулярном уровне и др., т.е. проявлением т.н. микроэффектов, то данная технология направленна исключительно на очистку от всех видов загрязнения ПЗП в добывающих и нагнетательных скважинах. В данном случае внутрискваженные волновые эффекты в своем подавляющем большинстве направлены на изменение гидродинамической среды. Безусловно, при использовании второй технологии в полной мере могут проявляться и микроэффекты, даже в большей степени чем при использование ВСВ, но в крайне ограниченном радиусе действия вблизи ствола скважины.

В нашем понимании является идеальным, когда строго в определенное время в пределах выбранного крупного участка залежи, например, блока разработки, строго по определенной программе запускается все значимые механизмы воздействия на пласт, способствующие доизвлечению блокированных остаточных трудноизвлекаемых запасов нефти.

Только в этом случае без сколько-нибудь значительных материальных и трудовых затрат можно существенно увеличить КИН как за счет извлекаемой, так и неизвлекаемой с помощью обычных МУН и ИДН.             

На наш взгляд также весьма перспективным является электромагнитное воздействие (ЭМВ) на ПЗП и пласт. Данная технология используется с конца 90-х годов с разной степенью интенсивностью. Эффект от применения ее давно доказан и она в какой-то мере на некоторых месторождениях в отдельные периоды времени стала почти стандартной

7. Обоснование комплекса стандартных и специальных методов ГИРС

в условиях регулирования разработки нефтяного месторождения новыми технологиями повышения КИН

Промышленное внедрение новых МУН и ИДН выдвигает задачу модернизация всего комплекса ГИС с целью получения все большей и большей информации, необходимой для оперативного и более качественного контроля за разработкой залежи нефтяного месторождения, в особенности такого сложного, как, например, Узень.  

Задачи, решаемые стандартным комплексом ГИС в открытом стволе, в обсаженных эксплуатационных и нагнетательных скважинах общеизвестны, они решаются в производственном режиме с разной степенью успешности.

Специальные методы и технологии ГИРС используются в комплексе со стандартными для более эффективного решения сложных задач в нефтедобыче, например, в условиях применения новых технологий (физико-химических, гидродинамических и др.), направленных на повышение КИН нефтяного месторождения. Эти задачи определяются особенностями геологического строения месторождения, технологиями эксплуатации, геохимическими и термодинамическими изменениями, возникающих в продуктивных пластах при эксплуатации месторождения.

Специальные методы ГИРС позволяют произвести углубленную диагностику геологических, термодинамических, физико-химических и других факторов, определяющих промысловые и добычные характеристики нефтегазовых коллекторов. Полученные результаты будут положены в основу контроля эффективности применяемых технологий на всех этапах работ; будут использоваться при подготовке и проведения различных ГТМ, как в отдельных скважинах, так и при адресной работе с объектами по группе скважин в блоках и на участках нефтяных залежей.

Для эффективного применения специальных методов ГИРС различного назначения необходимо предварительно произвести анализ геолого-геофизического, промыслового материала с целью определения оптимального объема скважин, по которым можно прогнозировать успешность решения задач по повышению КИН. Материалы по скважинам должны включать геолого-геофизическую информацию по открытому стволу, промысловую информацию (карты разработки и т.п.), результаты исследований методами ГИС-к по контролю за разработкой в действующих и наблюдательных скважинах. Все эти данные предоставляются исполнителям для анализа и согласования Программ ГИРС по эффективному применению специальных методов и технологий.

Специальные методы и работы ГИРС, необходимые для контроля применения новых технологий разработки условно можно разделить на две группы:

 

1. Спец.методы исследования для открытого ствола скважин и решаемые задачи.
   1. Ядерно- магнитный каротаж (ЯМК, MREX)

Определение эффективной пористости коллектора, остаточной нефтенасыщенности и подвижности нефти в коллекторе.

1. Боковой сканирующий каротаж (БКС, FMI )

Определение радиальной анизотропии коллектора, определение элементов залегания пластов. Аналог FMI, но с большей глубиной исследований.

1. Индукционный пластово- трещинный наклономер (ИПТН)

Определение анизотропии коллектора в вертикальном направлении, выделение субвертикальных трещин.

1. Спектрометрический гамма-каротаж (ГКС)

Используется для выделения коллекторов, определения литологии, вещественного состава глин и породы, оценки глинистости, открытой и эффективной пористости с учетом содержания типов глин. ГКС используется также для выделения, оценки и определения природы радиогеохимических аномалий, связанных с движением пластовых флюидов и выпадением радиобарита в пластах-коллекторах при изменениях геохимических условий.

1.5 Спектрометрический нейтронный гамма-каротаж в комплексе с двухзондовым нейтрон-нейтронным каротажем по тепловым нейтронам (СНГК+2ННКт)

По замерам в открытом стволе и через 3-4 суток после обсадки и цементирования колонны производится выделение нефтеносных и нефтегазоносных интервалов по динамике углеводородных флюидов в прискважинной зоне. Методика определения характера насыщения основана на дефиците плотности и водородосодержания нефтегазоносных пластов относительно водоносных.

1.6 Гидродинамический каротаж (ГДК, MDT)

Определение пластового давления и проницаемости пластов. Получаемая информация является исходной для гидрогеологического моделирования залежи, позволяет выделить продуктивные пласты, не включенные в разработку.

1. Отбор проб пластовых флюидов (ОПК, RCI)

Позволяет отобрать пробу флюида из пластов-коллекторов. Проба используется для определения состава углеводородного флюида и фильтрата бурового раствора.  В процессе отбора регистрируется кривая КВД, определяется пластовое давление. Пробы флюидов считаются кондиционным материалом для подсчета запасов.

1.8 Сверлящий керноотборник (СКО).

Предназначен для отбора образцов породы диаметром 22 мм и длиной 40-50 мм с целью уточнения геологических характеристик разреза. Определяемые петрофизические характеристики по образцам считаются кондиционными для подсчета запасов углеводородов.

2. Спец.методы исследования обсаженных эксплуатационных скважин.
   1. Электромагнитная дефектоскопия

Применяется для паспортизации обсадных колонн. Позволяет уточнить многоколонную конструкцию скважин, выделить интервалы перфорации, места нарушения герметичности обсадных колонн, определить толщину обсадных колонн. Для уточнения характера нарушения обсадных колонн применяется сканирующая дефектоскопия. Используется широкий спектр аппаратуры электромагнитной дефектоскопии. Конкретный тип аппаратуры будет определен в ходе производственных работ.

2.2 Геохимический радиоактивный каротаж на базе импульсных нейтронных источников – С/О-каротажа.

Реализует существующие методики определения характера насыщения по С/О- каротажу, времени жизни тепловых нейтронов, а также определяет содержание естественных радиоактивных элементов U, K,Th и бария (Ва), серы (S), кислорода (O) – по активации кислорода. Реализует методику определения нефте-, газонасыщенности пластов- коллекторов по дефициту плотности и водородосодержания. Решаемые геологические задачи:

• выделение нефтегазоносных коллекторов, с определением фазового состояния углеводородов в коллекторе;
• выявление скоплений свободного газа как углеводородного, так и неуглеводородного состава в прискважинной зоне;
• выделение нефтегазоносных коллекторов, обводненных пресными водами закачки;
• выделение интервалов с ухудшением коллекторских свойств за счет выпадения солей;
• при благоприятных условиях выделение интервалов с неподвижными парафинистыми и вязкими нефтями. 
  1. Наноэлектрический каротаж (НЭК). Призван решать задачу оценки текущей нефтенасыщенности пластов в обсаженных скважинах. В качестве главного достоинства метода указывается большая глубинность исследования (более 2 метров), что позволяет оценивать истинное текущее электрическое сопротивление через колонну и использовать метод для оценки параметров нефтенасыщенности пласта. Метод НЭК представляется альтернативой широко известным методам ядерной геофизики, в частности, С/О-каротажу, с основным преимуществом, заключающимся в большой глубинности исследования.
  2. Исследования кроссдипольного волнового акустическиго каротажа MSD (ВАКК).

По принятой на практике технологии сопровождения ВАКК при ГРП выполняется двукратное исследование – до и после воздействия.

На основании первого исследования (до ГРП) решаются задачи:

• оценка тех.состояния скважины (качество цементирования, состояние колонны, степень гидродинамической связи пласта со скважиной в зоне перфорации);
• оценка свойств коллекторов в интервале воздействия (упруго-деформационные параметры пласта, необходимые при проектировании ГРП);
• обоснование места посадки пакера.

Второе исследование совместно с результатами первого позволяет оценить:

• изменение тех.состояния скважины (качества цементирования с определением возникших дефектов -зазоры, трещины в ЦК, состояние колонны, степень гидродинамической связи пласта со скважиной в зоне перфорации);
• изменение свойств коллекторов (анизотропия) в интервале воздействия (высоту зоны баровоздействия и трещины ГРП с местом входа основного объема пропанта, степень нарушенности подстилающих и перекрывающих экранов);
• определение примерного пространственного ориентирования трещин гидроразрыва относительно оси скважин включая описание наклона, азимута трещин и статистические результаты в форме графиков Шмидта, розы и кривых частоты трещин.
  1. Вибромеханическое воздействие

Реализуется с применением электромеханического вибратора на геофизическом кабеле. Используется для виброуплотнения цемента за колонной, а также очистки интервалов перфорации вибромеханическим способом.

1. Плазменно- импульсное воздействие.

Метод основан на электрическом разряде конденсатора в жидкой среде. 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 и фильтрационных каналов в призабойной зоне пласта.

Примечание: Применение специальных методов и технологий в обсаженных скважинах на изучаемом участке должно сопровождаться стандартными исследованиями «ГИС-потокометрия» по диагностике работы скважин и пластов, и контроля тех.состояния э/колонн в стационарно работающих скважинах (фонтанные, нагнетательные) и при ремонте скважин, а также исследованиями по изучению характера насыщения разрабатываемых пластов по данным ядерно-физических методов ЯФМ, стандартными исследованиями комплексами ГИС, как в бурящихся скважинах, так в действующем фонде, включая спец.методы электрокаротажа в обсаженных скважинах (НЭК)

8. Новое технологическое оборудование российского производства для реализации проектов внедрения физико-химических МУН и ИДН (полимерное заводнение, всевозможные потокоотклоняющие системы, интенсификация притока или приемистости)

Мы сотрудничаем со многими российскими предприятиями, разрабатывающими и совершенствующими технологическое оборудование для закачки в пласт большеобъемных оторочек объемом до нескольких десятков тысяч и более м3 смесевых многофункциональных систем для целей регулирования заводнения и всех видов РИР.

Мы оказываем следующие виды услуг:

• разработка, проектирование и изготовление  техники для повышения нефтеотдачи пластов;
• переоборудование, модернизация и ремонт спецтехники для повышения нефтеотдачи пластов и капитального ремонта скважин  (агрегаты для кислотной обработки, агрегаты для цементировочных работ, насосные блоки для бурения и поддержания пластового давления с насосами как отечественного, так и импортного производства);
• автоматизация технологических процессов с контролем состояния агрегатов и возможностью записи параметров процессов на основе использования в составе оборудования программируемых контроллеров, средств визуализации и интерфейса оператор – контроллер, датчиков различной физической природы, частотных регуляторов и другой интеллектуальной аппаратуры;
• оказание сервисных услуг по ремонту насосов, редукторов и другого нефтепромыслового оборудования;
• изготовление и поставка запасных частей как к российскому, так и к импортному нефтепромысловому оборудованию.

Разработанное и изготовленное предприятием оборудование позволяет проводить работы по внедрению физико-химических МУН и ИДН по более чем ста технологиям с использованием всех видов полимеров, эмульгаторов, ПАВ различной природы, органических и неорганических гелевых систем с различными реологическими и нефтевытесняющими свойствами, дисперсии, закачки горячей воды в пласт в т.ч. с добавлением ПАВ, кислотных систем и др.

При этом решаются следующие основные задачи.

1. Все виды РИР в добывающих и нагнетательных скважинах

2. Ограничение водопритоков в добывающих скважинах

3. Повышение и восстановление продуктивности по нефти

4. Регулирование профиля приемистости по вскрытой толщине продуктивного пласта

5. Регулирование объемов закачки воды в пласт в пределах всего объема нефтегазовой залежи

6. Увеличение или восстановление приёмистости в нагнетательных скважинах;

7. Довытеснение остаточной и подвижной нефти с помощью большеобъемных оторочек смесевых систем.

Наибольшие объемы внедрения при использовании продукции предприятия достигнуты в России в ОАО “Татнефть”, где  в 2001 году организованно специализированное управление «Нефтехимсервис».

Управление своими услугами охватывает всю территорию деятельности ОАО «Татнефть».

С момента образования по настоящее время силами предприятия выполнено более 6,5 тысяч скв.-опер. по воздействию на пласт различными смесевыми композициями химреагентов, за счет чего дополнительно добыто свыше 6 млн. т нефти.

Все работы по воздействию на пласт выполняются по 32 различным технологиям специализированными установками, которые обеспечивают регулируемую подачу химических реагентов в скважину и оснащены электронными комплексами регистрации, архивации технологических параметров и выдачи отчетов на бумажном носителе.

9. Высокоэнергетические скважинные устройства вибрационного типа для интенсификации добычи нефти из осложненных скважин

Российскими учеными разработано высокопродуктивное оборудование – генераторы для обработки призабойной зоны пласта (ПЗП). Они состоит из зарядов твердых топлив (ЗТТ) и оснастки для их сборки и спуска в скважину.  Виброволновое воздействие (ВВВ) на продуктивный пласт, создаваемое такими зарядами, существенно усиливает эффективность обработки и снижает давление разрыва пласта. Технология имеет большие преимущества и  возможности повсеместного массового применения на месторождениях углеводородов.

Увеличение притоков и нефтеотдачи действующих добывающих скважин с загрязненной различными отложениями ПЗП, повышение приемистости нагнетательных – актуальные проблемы. Это относится к недавно сданным в эксплуатацию скважинам с уменьшением дебитом нефти из-за  засорения их при перфорации. Скважины старого фонда с минимальным дебитом и находящиеся на консервации также требуют реанимации.

В России известно несколько типов генераторов. Они создают термогазохимическое воздействие (ТГХВ) на пласт и его разрыв. В результате возникают новые каналы, сеть трещин в горных породах, расплавляются различные отложения в флюидах, уменьшается вязкость нефти, имеют место и другие процессы. Растет проницаемость и притоки к скважине.

Пороховой генератор давления акустический (ПГДА) использует дополнительный энергетический потенциал от эффектов, создаваемых вибрационным (нестабильным) горением ЗТТ и генерируемых при этом достаточно интенсивных волн. Это служит основой управляемого рабочего процесса в устройствах, функционирующих в широком интервале температур и давлений.

В этой связи имеет смысл говорить о реальной возможности создания излучателей волн повышенной мощности для многих областей науки и техники. Одним из  наиболее перспективных направлений их использования является разработка новых систем для интенсификации добычи нефти, нефтеотдачи пластов и восстановления скважин.

При вибрационном горении в канале каждого заряда ПГДА развиваются регулярные интенсивные автоволны при частоте от 4 до 20 кГц. Это самопроизвольно возбуждаемые волны. ЗТТ в данном случае должны быть склонны к вибрационному горению. Склонность связана с наличием в зонах горения топлива периодических волн давления малой амплитуды, температуры, химического состава, сложных комбинаций микрочастиц, фрактальных наномасштабных соединений и заряженных частиц. Но склонность проявляется только при резонансе частот микроволн с частотами волн, которые теоретически возникнут в полости канала ЗТТ. При резонансе амплитуда их может значительно возрасти.

Волны от ТТЗ проходят в пласт через акустически прозрачную колонну.  Механизм их распространения и влияния на пласт до конца не ясен. Более высокие частоты лучше влияют на ближайшие к скважине горные породы.

ВВВ способствует эффективному развитию усталостного процесса разрушения в геологической среде. Максимальное давление разрушения горных пород при прохождении через них волн снижается. В отличие от известной и распространенной технологии гидравлического разрыва пласта (ГРП) в случае ПГДА предполагается большее развитие сети трещин в ПЗП нежели радиальных протяженных каналов.

Генераторы с пульсирующими зарядами широко используют по способу в различных регионах России. Эффективность и безопасность технологии многократно подтверждена. Дополнительно получается до несколько тысяч тонн нефти со старых добывающих скважин. Притоки вдвое возрастают в новых скважинах, реанимированы скважины, простаивающие несколько лет.

Технология на основе ПГДА имеет неоспоримые преимущества для отдаленных регионов, где производятся поисково-разведочные работы. Оборудование массой 200-300 кг можно доставлять вертолетами, а обработку проводить в течение нескольких часов. ГРП с целым флотом автотранспорта, громоздким оборудованием, десятками тонн жидкости и проппанта бесперспективен. ГРП нарушает природу пластов и является рискованным с точки зрения экологических последствий. С вступлением России в ВТО эта технология уйдет в прошлое. Альтернативой будут технологии с мощными излучателями из ЗТТ.

На начальном этапе проведения работ с помощью ПГДА давление в скважине возрастает до максимума с разрывом и ВВВ на пласт. После окончания горения канальных ЗТТ давление  падает и продолжается более продолжительное горение бесканальных ЗТТ без ВВВ. Двухрежимный режим работы генератора обеспечивает длительный прогрев ПЗП внутри созданных каналов и трещин и увеличение зоны повышенной проницаемости вокруг скважины. Генератор мог бы наиболее успешно использоваться на месторождениях с нефтями повышенной вязкости.  

10. Инновационное технологическое оборудование
для добычи нефти

Российскими учеными и инженерами в последнее десятилетие изобретены тысячи самых разнообразных изделий для добычи нефти не имеющих аналогов в мире и надежно работающих на нефтепромыслах всех крупных нефтяных компаний.

Ниже коротко аннотированы несколько разработок,  которые мы рекомендуем для массового использования при добычи нефти на подавляющем большинстве залежей месторождений, в первую очередь – с трудноизвлекаемыми запасами нефти.

Комплекс защиты пласта (КЗП)

Предназначен для защиты ПЗП от вредного воздействия жидкости глушения на водной основе, фильтрующейся в поровое пространство прифильтровой зоны пласта в процессе глушения скважины перед и в процессе подземного и капремонта.

КЗП-К обеспечивает все возможные осложнения, возникающие в процессе работ, снижает потери добычи нефти и очень существенно экономит материальные затраты при эксплуатации и ремонте скважин.

Наличие КЗП-К позволяет следующее:

• полностью исключить возможность возникновения нефтегазоводо проявление и открытого фонтанирования скважины во время ее ремонта;
• сохранять в течение всего периода эксплуатации скважины ее продуктивность по нефти, что особенно важно для скважин с искусственно увеличенной площадью фильтрации (горизонтальные, многоствольные, с боковым стволом, после ГРП) и скважин с пластовым давлением ниже гидростатического;
• многократно уменьшить количество химических и других воздействий на пласт с целью восстановления продуктивности скважин;
• защитить затрубное пространство от выпадения АСПО, солеотложений и большинства видов коррозии;
• исключить сам факт применения жидкости глушения на любой основе, тем самым значительно уменьшить расходы, связанные с ее подготовкой для ремонтных работ;
• уменьшить до нуля время выхода на оптимальных технологический режим эксплуатации и полностью исключить расходы, связанные с работой бригадой по освоению скважин после ремонта;
• снизить темп обводнения каждой второй скважины и обеспечить ее длительную маловодную эксплуатацию

КЗП-К может применяться во всех без исключения скважинах. При его качественном и  постоянном использование резко снижаются вплоть до полного отсутствия практически все негативные причины, связанные с добычей нефти и крайне редко имеет место различные аварийные ситуации с трубами.

Предлагаемая конструкция КЗП-К существенно отличается от любых других аналогичных конструкций китайского, американского, канадского и др. производства. Более проста и надежна, имеет значительно меньшую стоимость, чем аналоги.

Данная конструкция КЗП-К надежно испытана и широко используется в России большинством крупных НК. В ее комплектацию входят следующие элементы: протектор, ловильная головка, расцепитель, пакер, клапан-отсекатель и фильтр.

Все элементы конструкции КЗП-К серийно выпускаются на российских предприятиях.

Особую ценность данная разработка представляет для таких месторождений, где МРП имеет очень низкий срок – порядка 100 суток, а по сотням высокопродуктивных скважин от 15 до 30 суток, что является катастрофой, как для пласта, который часто глушиться глинистым раствором, так для резьбовых соединений НКТ и штанг.

 

11. Новое российское программное обеспечение для руководителя любого ранга

Мы предлагаем для ежедневного использования руководителями любого ранга, а также научными работниками и инженерами-нефтяниками на производстве самой различной квалификации программный комплекс MDV (Multidimensional Dynamic Viewing) для управления сложными системами

Блок анализа разработки нефтяных месторождений

 

Предлагаемый в данном блоке комплекс программ позволяет оперативно, в ежемесячном режиме, при пополнении баз данных из «МЭРов» и других форм отчетности контролировать процесс разработки любых геолого-промысловых объектов и месторождений, оценивать работу структурных подразделений и предприятий нефтяной компании.

Главными целями, достижение которых обеспечивает   MDV комплекс в области контроля за разработкой нефтяных месторождений, являются:

• Сравнение различных по  геолого-промысловым  характеристикам объектов, месторождений, цехов добычи нефти и предприятий нефтяной компании по ряду объективных параметров и ранжирование их по качеству выполнения работ.
• Оперативное выявление неочевидных аномальных отклонений фактических показателей разработки от прогнозных по всем геолого-промысловым объектам нефтяной компании с выборкой и отображением на карте скважин, вызвавших такое отклонение.
• Визуализация показателей разработки геолого-промысловых объектов и параметров работы любой группы скважин, отобранной по любому признаку.
• Построение карт разработки и других видов карт (ГТМ, ПГИ, ГДИ и др.) с возможностью просмотра их в анимационном режиме за любой интервал времени, начиная  с начала разработки. 

 

Главная задача, решаемая с помощью данного программного комплекса - получение руководителем любого уровня детальной картины успехов и неудач при  ведении работ на месторождениях компании напрямую с экрана компьютера (без посредника) за любой период времени.   Степень детальности определяется производственным статусом руководителя. Специальных знаний в области IT- технологий не требуется, как и глубокого знания нюансов производства. Комплекс MDV обеспечивает пользователя аргументами для объективного прогноза и предъявления обоснованных требований.

Для решения главной задачи Пользователь имеет следующие возможности:

• Сделать запрос и получить быстрый ответ в табличном и графическом виде по любой группе скважин, по всем подсчетным объектам, по пластам, зонам месторождениям, по цехам и предприятиям компании.
• Запросы могут относиться ко всем видам работ на скважинах, включая: добычу нефти, воды, газа, время работы, проведенные ГТМ, исследования, ремонты и др.
• Запросы могут относиться к любым другим видам деятельности нефтяной компании, включая: бурение новых скважин, обустройство, строительство, снабжение и пр.
• По каждому виду деятельности компании и по каждому виду работ MDV комплекс предлагает «Куб параметров», полностью характеризующих объекты исследований (скважины, пласты, месторождения и т.д.) – Рис.1. В ячейках Куба по оси Х отложены интересующие Пользователя объекты, по оси Y выстроены параметры, которые наиболее полно характеризуют каждый из вставленных в Куб объектов, по оси Z зафиксировано единое для всех рассматриваемых объектов свойство – время (или, например, КИН, поскольку сравнение показателей разработки во времени для слишком разных объектов не достаточно для оценки качества их разработки). Все грани рассматриваемого Куба перемещаются с помощью компьютерной мыши или, по желанию Пользователя, в автоматическом режиме. Перемещая грань  Y можно установить ее напротив любого объекта и посмотреть все параметры, характеризующие данный объект в табличном или графическом виде за всю историю разработки. Двигая грань Х по оси Y можно наблюдать за изменением каждого параметра (например, обводненности или степени выработанности запасов нефти) от объекта к объекту. В случае перемещения грани Z можно наблюдать за изменением параметров во времени за любой период, начиная с начала разработки данного месторождения.
• Во время перемещения граней Куба, выбранного Пользователем, программа производит все необходимые расчеты и отображает их в графическом и табличном виде на одном экране с данным Кубом. В графическом виде объекты и параметры представлены на графиках, диаграммах и картах в удобном для рассмотрения масштабе.

Главная функция Куба заключается в быстром поиске аномальных отклонений, возникших при эксплуатации скважин (для первого уровня Пользователей) или отклонений показателей разработки геолого-промысловых объектов от плановых или проектных значений (для следующих уровней Пользователей, включая руководителей предприятий). Степень «аномальности» отклонения фактических значений параметров от прогнозных определяется Пользователем. После обнаружения аномальных отклонений Пользователь имеет возможность (для оперативного принятия соответствующих мер) немедленно определить, какими скважинами были вызваны эти отклонения, их расположение на карте и изучить подобные случаи, происходившие ранее в истории данного месторождения.

Рис. 1. Куб хранения параметров, характеризующих историю разработки нефтепромысловых объектов  

 

С помощью MDV комплекса Пользователь имеет возможность сравнивать совершенно разные по геолого-промысловым условиям объекты, подразделения и  предприятия, ведущие эксплуатацию скважин на данном объекте, месторождении и определять качество работы по ряду объективных факторов (критериев). Программа предлагает 7 критериев, характеризующих качество работ по выработке запасов нефти, но Пользователь по своему усмотрению, в зависимости от интересующего его направления деятельности, может применить другой набор критериев. По каждому такому критерию Программа ранжирует все рассматриваемые объекты; в случае незначительного расхождения значений исследуемого параметра, по желанию Пользователя, двум или нескольким объектам может быть присвоен одинаковый ранг. По сумме 7 (например) рангов определяется «сводный» ранг объекта, подразделения, который является (признанной предприятием Пользователя) объективной оценкой качества работ на данном объекте, подразделении на данный момент времени (за месяц, квартал, год или др.).

Для оперативного планирования мероприятий по достижению необходимого уровня добычи нефти на месторождении, MDV комплекс предлагает Пользователю набор карт, где отражены все работы, проведенные на скважинах за всю историю разработки, включая ГТМ, исследования, ремонты по видам работ и (при необходимости) по Подрядчикам. По каждому из этих видов работ предусматривается объективная оценка успешности и  эффективности по критериям, принятым в нефтяной компании.

Программа предлагает Пользователю различные другие критерии эффективности работ, позволяющие оперативно на любой период времени оценивать деятельность подразделений и предприятий в области разработки нефтяных месторождений. Можно ввести критерии эффективности и успешности ГТМ, наработку на отказ различного скважинного оборудования, использование ресурсов предприятия, экономические и кадровые показатели и др.

Для освоения данного продукта на хорошем  уровне Пользователю потребуется 1-2 дня.

12. Зарезка боковых стволов с горизонтальной составляющей

Российскими НК за последние два десятилетия хорошо освоена технология зарезки боковых стволов и ее модификации. К настоящему времени на сотни залежах нефти  уже зарезано несколько тысяч боковых стволов.

Накопленный в РФ опыт позволяет рекомендовать для широкого использования на месторождениях этих инновационных технологий, которые могли бы быть использованы в бездействующих скважинах.