Повышение производительности нефтяных, газовых, водозаборных и нагнетательных скважин в мировой практике осуществляется разнообразными технологическими приемами и техническими средствами. К числу наиболее эффективных и наиболее часто применяемых технологий следует отнести: гидравлический разрыв пласта, обработка взрывом прискважинной зоны, химическая обработка продуктивных коллекторов, обработка гидроакустическими и высоко-импульсными виброколебаниями, тепловое воздействие, обработка пороховыми генераторами давления. Все эти методы условно можно разделить на 4 группы:
- механические методы
- химические методы
- физические методы
- тепловые методы
Эффективность и практическая целесообразность применения каждого из этих методов определяется многими факторами, к числу которых, прежде всего, относятся: тип породы — коллектора, свойства флюида, мощность и глубина залегания продуктивных пластов, продолжительность и режим эксплуатации месторождения. Для всего имеющегося диапазона геологических, технологических и эксплуатационных условий очень трудно предложить какой-либо один универсальный прием, учитывающий специфику всех месторождений и обеспечивающий резкую интенсификацию притоков и повышение нефтеотдачи пластов. Как правило, выбираются технологии, при которых осуществляется комплексное воздействие на прискважинную зону пласта (ПЗП).
Наиболее универсальным, обладающим полным комплексом воздействий по всем четырем вышеназванным группам, является метод, основанный на горение топлива в скважине в зоне обработки — это, прежде всего пороховые генераторы давления бескорпусные (ПГДБК). Данный метод обладает полным комплексом следующих эффектов:
- высокое давление создает трещины в породе, которые не полностью закрываются после снятия нагрузки
- большое количество газов с высокой температурой обладает как агрессивным по отношению к некоторым породам, так и термическим воздействием, повышая температуру в зоне обработки на несколько десятков градусов
- пульсация газового пузыря после сгорания порохового заряда вызывает затухающие гармонические колебания давления, результатом которых является нарушение структуры поровых флюидов и очистка естественных и образовавшихся трещин от продуктов реакции и песчано-глинистых частиц
По достигаемому эффекту ПГДБК близок к обычному гидроразрыву пласта, но из-за простоты обработок с помощью этих аппаратов и невысокой стоимости они нашли широкое распространение на промыслах бывшего СССР и достигали до 2 тысяч обработок в год.
Количество обработок, в результате которых притоки нефти возросли, достигает в среднем 70% от подвергавшихся обработке скважин. По эксплуатационным скважинам в результате обработки ПГДБК получена средняя дополнительная добыча нефти около 720 тонн в год на одну обработанную скважину. Для примера в таблице 1 приведены результаты обработки генераторами ПГДБК пластов на Самотлорском месторождении за один год.
Таблица 1. Результаты обработки генераторами ПГДБК пластов на Самотлорском месторождении за один год
| № скважины | Пласт | Интервал перфорации, м | Дебит нефти, т/сут | Годовой прирост добычи нефти, т | |
| до | после | ||||
| 33483 | А2-3 | 1843-1882 | 5,2 | 6,9 | 442 |
| 14829 | А2-3 | 1931-1972 | 2,4 | 7,4 | 144 |
| 33494 | А2-3 | 1719-1737 | 0,3 | 0,4 | 24 |
| 33514 | А2-3 | 1733-1740 | 2,9 | 9,8 | 395 |
| 31419 | А2-3 | 1778-1799 | 3,5 | 4,2 | 898 |
| 2717 | А2-3 | 1754-1770 | 13,0 | 19,9 | 4656 |
| 14385 | А2-3 | 1722-1744 | 5,4 | 38,3 | 2598 |
| 7060 | А2-3 | 1752-1766 | 16,1 | 16,7 | 120 |
| 13172 | А2-3 | 1760-1772 | 0,1 | 2,8 | 331 |
| 35003 | А2-3 | 1766-1791 | 0,3 | 18,0 | 891 |
| 30027 | А2-3 | 1718-1742 | 4,0 | 9,0 | 2001 |
| 30526 | А2-3 | 1744-1789 | 3,0 | 2,8 | 0 |
| 30586 | А2-3 | 1787-1790 | 9,0 | 11,0 | 17 |
| 30066 | А2-3 | 1760-1788 | 2,3 | 31,1 | 1379 |
| 30074 | А2-3 | 1954-1970 | 22,0 | 29,0 | 51 |
| 30065 | А2-3 | 1802-1825 | 6,0 | 7,8 | 61 |
| 13213 | А2-3 | 1806-1826 | 25,0 | 25,8 | 0 |
| 14826 | А2-3 | 1794-1802 | 8,3 | 28,0 | 177 |
| 30586 | А2-3 | 1787-1812 | 0,9 | 1,0 | 0 |
| 30169 | А2-3 | 1818-1856 | 14,5 | 16,0 | 35 |
| 8714 | Б10 | 2332-2338 | 30,7 | 41,1 | 4006 |
| 6453 | Б10 | 2272-2291 | 5,0 | 33,0 | 4302 |
| 40206 | Б10 | 2212-2240 | 15,3 | 72,5 | 20611 |
| 40215 | Б10 | 2181-2209 | 0,2 | 20,0 | 8882 |
| 40205 | Б10 | 2183-2207 | 29,7 | 28,0 | 0 |
| 12811 | Б10 | 2219-2230 | 0,2 | 0,6 | 99 |
| 12295 | Б10 | 2231-2244 | 8,2 | 17,7 | 2378 |
| 6310 | Б10 | 2328-2349 | 8,7 | 15,6 | 10046 |
| 12321 | Б10 | 2226-2257 | 5,4 | 8,9 | 130 |
| 12182 | Б10 | 2315-2329 | 12,4 | 12,9 | 133 |
| 40635 | Б10 | 2246-2260 | 1,8 | 9,4 | 800 |
| 12003 | Б10 | 2214-2230 | 34,0 | 86,0 | 1635 |
| 6882 | Б10 | 2228-2239 | 1,6 | 1,4 | 0 |
| 6880 | Б10 | 2354-2363 | 1,0 | 1,1 | 153 |
В последнее время метод обработки нефтяных и газовых скважин с использованием генераторов ПГДБК стал применяться и в других странах.
Так в 2000 году совместно с компанией «GEOTEC Thermal Generators, Inc» (США) обработано с использованием генераторов ПГДБК-100М 20 скважин на нефтяных месторождениях штатов Вайоминг, Канзас, Оклахома и Техас.
Обрабатываемые скважины имели широкий спектр геолого-технических условий: терригенные и карбонатные коллекторы с пористостью от 8% до 27%, проницаемостью от 0,01 до 110 мД (0,01 — 112,2) 10-2 мкм2, глубина скважин от 760 до 3 200 м с пластовой температурой до 120 oС. Суммарная мощность пластов от 1,8 до 92 м, пластовое давление от 0,5 до 0,1 гидростатического давления. Полученные результаты обработки некоторых скважин приведены в таблице 2.
Таблица 2. Результаты обработки некоторых скважин на нефтяных месторождениях США
| № скважины | Месторождение | Интервал перфорации, м | Тип породы | Дебит (приемистость), м3/сут | |
| до обработки | после обработки | ||||
| 24SRU | Campbell Caunty | 2312,8-2316,8 | песчаник | 2 года находилась в консервации | 39,7 (20% воды) |
| 19SRU | То же | 2308,2-2309,7 2311-2312,2 |
песчаник | 4 года находилась в консервации | фонтан 5,3 (40% воды) |
| 13SRU | То же | 2324,7-2327,4 2331,4-2336,6 |
песчаник | 4,8 (50% воды) |
фонтан 6,5 (50% воды) |
| 77 | East Sandbar | 2019,6-2020,8 | — | В консервации | Переведена в нагнетательную |
| 1-А | То же | 2062,3-2066,8 2072,9-2074,2 |
песчаник | 0,16 (не рентабельна, находилась в консервации) |
25,0 (20% воды) |
| 3-А | J. Lemon | 1347,2-1349,0 | кремнистый сланец | 0,3 -нефть 0,4 -вода |
флюид 1,44 (50% воды) |
| 3-С | То же | 1353,3-1355,2 | кремнистый сланец с песчаником | 0,3 -нефть 0,4 -вода |
флюид 1,2 (50% воды) |
| 6 Staton | Austin Chalk | 751,6-754,6 | известняк | 0,15 — нефть 0,3 — вода 140 — газ |
флюид 3,2 (40% воды) газ — 1500 |
| 15 Staton | То же | 754,4-757,4 763,2-765,6 |
известняк | 0,15 — нефть 0,3 — вода 150 — газ |
флюид 3,6 (15% воды) газ — 9500 |
В результате проведенных работ на нефтяных месторождениях США показана возможность успешного применения генераторов ПГДБК в широком диапазоне литолого-геологических и технических условий скважины. Основной объем работ по стимуляции скважин генераторами выполнен на бездействующем фонде скважин (истощенные и малодебитные). Реанимация таких скважин связана с выделением низкопроницаемых невовлеченных формаций или неистощенных интервалов коллекторов. Данный подход к выбору объектов стимуляции генераторами получил положительное подтверждение в процессе испытаний. С этим связаны перспективы массового применения генераторов, как эффективного и экономически оправданного средства стимуляции на старых, истощенных месторождениях.
Успешно были применены генераторы ПГДБК-150 в Китае на Дачинском нефтяном месторождении. Это многопластовое месторождение, составленное породами, относящимися к меловому периоду. Коллектор поровый, представлен мелкозернистым песчаником, глинистыми песчаниками, переслаивающимися песчаниками с глинами.
Глубина залегания продуктивных пластов от 800 до 3 000 м, проницаемость от десятых долей мД до единиц Д, пористость от 10% до 28%.
В таблице 3 приведены результаты обработки нефтяных и нагнетательных скважин на Дачинском месторождении.
В конце 2003 года были проведены работы по стимуляции скважин с использованием генераторов ПГДБК-100М и ПГДБК-150 в республике Сербия на нефтяных месторождениях государственной компании «НИС-Нафтагас». Это месторождения Mokrin, Kikinda, Zrenijanan, Elemir, Rusanda и Turija. Обработке подвергались 11 эксплуатационных нефтяных и 2 нагнетательные скважины.
Особенностями нефтяных месторождений республики Сербия является низкая производительность скважин, в среднем 3 — 4 м3/сут и высокая пластовая температура при относительно небольших глубинах скважин. Низкая производительность скважин в основном объясняется невысокой нефтенасыщенностью нефтеносных пластов и очень низкой проницаемостью пород-коллекторов, в основном менее 1 мД. В связи с высокой пластовой температурой в основном использовались термостойкие генераторы ПГДБК-150.
Условия применения генераторов на скважинах и полученные результаты, позволяющие судить сразу после обработки об успешности воздействия на продуктивный коллектор, приведены в таблице 4.
В таблице 5 и на рисунках представлена производительность обработанных скважин до и после стимуляции генераторами ПГДБК. Анализируя полученные результаты обработок скважин, можно сделать вывод, что на месторождениях Mokrin, Kikinda, Zrenijanin применение генераторов ПГДБК весьма эффективно. На обработанных скважинах положительный эффект сохраняется уже более 9 месяцев.
Результаты применения ПГДБК на скважине Mk-181″
Результаты применения ПГДБК на скважине Mk-130″
Результаты применения ПГДБК на скважине Kv-54″
Результаты применения ПГДБК на скважине Zrs-9″
Таблица 3. Результаты обработки генераторами ПГДБК нефтяных и нагнетательных скважин на Дачинском месторождении Китая
| № скважины | Тип скважины | Интервал перфорации, м | Тип породы | Дебит (приемистость), м3/сут | |
|---|---|---|---|---|---|
| до | после | ||||
| Та-9 | разведочная | 1748-1750 1754-1757 1794-1797,8 |
мелкозернистый песчаник с глинами | 1,1 | 1,57 |
| 323 | нагнетательная | 1039-1042,2 | мелкозернистый песчаник с глинами | 0 | 10 при Р=12,5 МПа |
| 42-50 | эксплуатационная | 1913-1916,6 2020-2022,2 |
мелкозернистый песчаник с глинами | 3,9 | 4,9 |
| 146 | нагнетательная | 1124-1181 | мелкозернистый песчаник с глинами | 31 при Р=14,1 МПа | 121 при Р=14,0 МПа |
Таблица 4. Условия применения генераторов ПГДБК на скважинах Сербии и полученные результаты обработки
| № скважины | Температура, оС | Интервал перфорации, м | Тип породы | Тип ГГ | Тип жидкости в скважине | Давление, кгс/см2 | |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 1 спуск | 2 спуск | ||||||
| Мk-181 | 107 | 2102,5-2108,5 | Мелкозернистый песчаник | ПГДБК-100М | нефть | 450 | 390 |
| Kv-54 | 107,7 | 1967-1978 | Трещиноватый сланец | ПГДБК-150 | CaCl2 c ПАВ | 344 | 660 |
| Mk-130 | 109 | 2088-2092 | Мелкозернистый песчаник | ПГДБК-100М | нефть | 485 | 430 |
| Mk-151 | 110 | 2091-2094 | Песчаник с алевритом | ПГДБК-150 | нефть | 406 | 488 |
| Tus-52 | 124,5 | 2215-2256 | Трещиноватый сланец | ПГДБК-150 | пластовая вода | 640 | 620 |
| Rus-4 | 150 | 2695-2708 | Песчаник | ПГДБК-150 | нефть | 473 | 385 |
| Zrs-9 | 133,5 | 2290-2296 | Известняк | ПГДБК-150 | пластовая вода | 503 | 600 |
| Tus-45 | 122 | 2175-2192 | Кристаллические сланцы | ПГДБК-150 | пластовая вода | 503 | 752 |
| Rus-15 | 153,5 | 2725-2735 | Серицитные сланцы | ПГДБК-150 | CaCl2 | 600 | 665 |
Таблица 5. Производительность обработанных скважин месторождений Сербии до и после стимуляции генераторами ПГДБК
| № скважины | Производство перед стимуляцией | Производство после стимуляции | Дополнительное производство нефти за 7 месяцев Qn, м3 | ||
|---|---|---|---|---|---|
| Суточный дебит Qf, м3 флюид/% воды |
Mecячный дебит Qn, м3 | Суточный дебит Qf, м3 флюид/% воды |
Mecячный дебит Qn, м3 | ||
| Mk-130 | 0,5-0,8/10-20 | 15 | 2,1/10 (газ 10400 м3) |
44,8 | 121,6 |
| Mk-181 | 3,0/25 | 69,5 | 6,5/20 | 160,6 | 508,4 |
| Kv-54 | 2,2/20 | 55 | 5,0/15 | 105,8 | 130,0 |
| Zrs-9 | частич. работа 0,4-0.5/5-16 |
5 | 3,2/20 | 29,9 | 104,2 |
| Rus-4 | 2,4/22-32 | 52 | 3,7/20 | 112,2 | 99,4 |
| Rus-15 | 0/0 | 0 | 4,5/10 | 84,5 | 138,2 |