Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Анализ современных методов повышения степени извлечения нефти 11
1.1 Основные тенденции и перспективы нефтедобычи в России 11
1.2 Классификация современных методов повышения нефтеотдачи пластов 13
1.3 Кислотная обработка призабойной зоны 16
1.3.1 Общие сведения и схема оборудования 16
1.3.2. Реагентная разглинизация терригенных коллекторов 18
1.3.3. Усовершенствование показателей кислотной обработки с использованием полимерных добавок и кислотных пен 20
1.3.4. Направленная кислотная обработка карбонатных коллекторов кислотными эмульсиями 23
1.4 Обработка растворителями, ПАВ и многофункциональными реагентами 25
1.4.1 Растворяющая способность некоторых растворителей реагентов - отходов нефтехимических производств 26
1.4.2 Использование поверхностно-активных веществ 31
1.4.3 Обработка многофункциональными реагентами 34
1.5. Использование тепловых методов воздействия 36
1.5.1 Прокачка пара или подогретой жидкости 37 .
1.5.2 Термоимплозионная обработка ПЗП 37
1.5.3 Тепловое воздействие на призабойную зону пласта с применением высокочастотного индукционного нагревателя 42
1.6. Методы акустического воздействия на призабойную зону 43
1.6.1 Физические основы акустического воздействия 44
1.6.2 Аппаратура акустического воздействия (АВ).. 46
1.6.3. Технология акустической обработки 49
1.7 Гидродинамическое воздействие на призабойную зону пласта 51
1.7.1. Гидравлический разрыв пласта 51
1.7.2. Периодическое гидродинамическое воздействие 55
1.8. Сравнительная оценка различных методов повышения степени извлечения нефти 64
ГЛАВА 2. Математическое описание и модели расчетов параметров и эффективности режимов дренирования 70
2.1 Колебательные свойства скважины 70
2.2 Описание работы пульсационной установки для дренирования нефтяной скважины 76
2.3 Математическое описание гидродинамики и фильтрации при пульсационном движении рабочей жидкости 79
2.3.1 Начальные условие и уравнения для нестационарной фильтрации 81
2.3.2 Основная система уравнений движения 83
2.3.3 Анализ и обоснование системы уравнений 86
2.4 Математическое моделирование различных режимов пульсационного дренирования скважины 88
2.5 Модель массоотдачи и расчет энергозатрат 91
2.6 Модель теплообмена и расчета средней температуры в призабойной зоне при
использовании термоисточника 94
ГЛАВА 3. Численный эксперимент 101
3.1 Построение разностной схемы и решение 101
3.2 Программная реализация и алгоритм расчета 105
3.3 Представление и обработка получаемых результатов 117
Выводы 124
ГЛАВА 4. Моделирование рабочих режимов и анализ эффективности дренирования скважин 125
4.1 Частотные характеристики пульсационного режима 125
4.1.1 Анализ характера движения рабочего флюида 126
4.1.2 Управление частотой пульсации и энергосбережение 131
4.2. Сравнительный анализ режимов пульсаций 132
4.2.1. Анализ динамики в различных пульсационных режимах 132
4.2.2. Массообменные процессы для различных режимов пульсации 139
4.2.3. Энергосберегающий критерий выбора режимов дренирования 140
4.3. Активизация призабойной зоны пласта 145
4.3.1.Режимы фильтрации и возникновение депрессии в ПЗ 145
4.3.2. Анализ условий возникновения депрессии в ПЗ 148
4.4 Интенсификация массообмена при использовании термоисточника 156
Выводы 159
Литература 161
- Усовершенствование показателей кислотной обработки с использованием полимерных добавок и кислотных пен
- Сравнительная оценка различных методов повышения степени извлечения нефти
- Математическое моделирование различных режимов пульсационного дренирования скважины
- Энергосберегающий критерий выбора режимов дренирования
Введение к работе
Актуальность работы.
При добыче нефти затрачивается значительное количество энергии, что при
водит к увеличению доли (до 60-80%) первичных энергетических ресурсов в
. структуре себестоимости промышленной продукции.
- В последние годы в нефтяных компаниях России повышаются затраты на
добычу нефти. Это связано с переходом основной группы месторождений на за-
вершающую стадию разработки. Причинами снижения энергоэффективности при
добыче нефти являются:
, - повышение вязкости нефти сосредоточенной в мелких порах;
снижение фильтрационных свойств коллектора при отложении асфальтено-смолопарафинистых веществ (АСПО) и минеральных осадков;
образование полимерных структур - пространственных сеток в пластовом флюиде (кольматации). Это приводит к потери жидкостью ньютоновских свойств и росту вязкости на несколько порядков.
Выбор метода воздействия на призабойную зону пласта (ПЗП) осуществляется
преимущественно в виде рекомендаций. Внедрение их методом проб и ошибок связа
но с большими неоправданными затратами. Очевидно, что прогноз динамики изме
нения массовых потоков позволяет снизить энергетические затраты и повысить эф
фективность выбора метода и режима дренирования нефтяных скважин. Это говорит
об актуальности решения задач тепломассообмена и оценки энергозатрат при обра
ботке нефтяных скважин.
* В работе предложен энергосберегающий метод мягкого, неразрушающего
воздействия на скважину и пласт низкочастотными пульсациями. Такое воздействие приводит к усилению массовых перетоков между неоднородными частями коллектора, рассредоточению материала, кольматирующего эффективное пустотное пространство по объему пласта и разблокированию зон, целиков насыщенных нефтью и пластовой водой. Этот метод может эффективно использоваться совместно с традиционными технологиями интенсификации нефтеизвлечения, такими
как: кислотная обработка, использование многофункциональных реагентов и растворителей, акустическая обработка и т.д.
' Цель диссертационной работы.
Выбор эффективных режимов, снижение эксплуатационных энергетических затрат при пульсационном дренировании добывающих и нагнетательных скважин.
Задачи диссертационной работы.
1. Создать адекватную математическую модель для расчета гидродинамики и
массообмена в системе «пульсационная установка - скважина - пласт».
^ 2. Определить влияние режимов пульсационного дренирования на интенсив-
ность массообмена при растворении АСПО.
Выявить условия возникновения депрессионного перепада давления в при-забойной зоне при пульсации.
Дать прогноз о возможности интенсификации массообмена при растворении АСПО за счет тепла, создаваемого высокочастотным индукционным нагревателем.
Методы исследований
Для достижения поставленных целей используются:
Аналитические методы описания гидродинамических и фильтрационных процессов;
Мобильная установка для создания пульсаций в скважине;
>, - Метод разностных схем решения систем дифференциальных уравне-
ний;
Современная вычислительная техника.
Научная новизна.
- Создана и исследована математическая модель процессов гидродинамики и массообмена в системе пульсатор-скважина-пласт.
- Определены энергосберегающие режимы пульсационного дренирования неф
тяных скважин, схемные решения, конструкция узлов установки.
, - Дан прогноз интенсификации массообмена при тепловом воздействии на
призабойную зону с помощью высокочастотного импульсного нагревателя.
- Рассчитана динамика изменения давления и расходов при различных гидро-
, динамических, временных режимах дренирования нефтяных скважин: знакопере
менная и проточная пульсации, пульсация с различной ориентацией НКТ относи-
тельно активной зоны интервала перфорации.
- Определены условия возникновения депрессионного перепада давления в
, ПЗП при пульсации с протоком. Выявлены основные параметры и степень их
влияния на величину эжекционного потока из скважины в пласт.
Практическая ценность работы:
Выбраны и предложены малозатратные режимы, повышающие энергетическую эффективность при пульсационном воздействии на нефтяной пласт.
Создана программа расчета, позволяющая прогнозировать и выбирать метод увеличения притока нефти на добывающих скважинах и приемистости нагнетательных скважин.
- Предложенный метод использован совместно с кислотной обработкой
скважины в режиме ее очистки. Этот способ повышает эффективность сущест
вующего метода кислотной обработки скважины.
і. Автор защищает
1. Математическую модель расчета гидродинамических, фильтрационных,
тепломассообменных параметров в системе «ПУЛЬСАЦИОННАЯ УСТАНОВКА -
СКВАЖИНА - ПЛАСТ».
Энергосберегающий способ дренирования скважины.
Возникновение и условия депрессионного перепада давления в призабой-ной зоне.
4. Прогноз интенсификации массообмена за счет тепла, создаваемого высокочастотным индукционным нагревателем.
Достоверность результатов обеспечивается адекватностью математической модели. Адекватность модели подтверждена сравнением расчетных значений уровня и давления в ресивере и давления в призабойной зоне с полученными на опытно-промышленной установке (рис. 2).
Личное участие. Все основные результаты работы получены лично автором под научным руководством д.т.н. профессора Гурьянова А.И.1
Апробация работы.
Основные результаты работы докладывались и обсуждались:
на VI Аспирантско-магистерском научном семинаре КГЭУ, 2002 г.
на VII Аспирантско-магистерском научном семинаре КГЭУ, 2003 г.
на IV Школе семинаре. Проблемы тепломассообмена КГТУ, 2004 г.
на семинаре в проектном институте СОЮЗХИМПРОЕКТ-КГТУ, 2005 г.
на семинарах кафедры ТМПУ.
Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав и списка литературы. Работа изложена на 173 страницах, содержит 56 рисунка и 10 таблиц. Список литературы насчитывает 113 наименований.
1 В разработке модели принимали участие доц. Конюхов В.М. (КГУ), доц. Прощекальников Д.В. (КГЭУ)
Усовершенствование показателей кислотной обработки с использованием полимерных добавок и кислотных пен
С целью улучшения показателей кислотных обработок и снижения трудоемкости проведения операций разработана технология воздействия с применением полимернокислотных систем, обеспечивающая более равномерный охват по мощности, увеличение зоны интенсивной обработки коллектора, снижение коррозионного воздействия на оборудование, а также эффективное освоение скважины после проведения обработки.
Одним из примеров использования полимернокислотной обработки представляет собой композицию, основой которой является смесь 15-20% соляной кислоты и водного раствора полиакриламида 0,05-0,1 % концентрации, а также добавок, состав и количество которых определяются конкретными условиями. Добавка полиакриламида в данной концентрации обеспечивает многофункциональный эффект. Ее применение [21] увеличивает время химического взаимодействия кислоты с карбонатной породой примерно в пять раз без снижения общей реакционной способности, что позволяет осуществлять достаточно глубокую обработку призабойной зоны пласта. Скорость коррозионного воздействия кислоты на оборудование снижается при этих же условиях в полтора-два раза. Аналогичным принципом воздействия обладают разработанные в СНПХ такие композиции как СНПХ-9010 и СНПХ-9900. Совместно с соляной кислотой они также проводить кислотную обработку на больших глубинах пласта за счет уменьшения скорости реакции с карбонатами [22]. Композиция СНПХ-9010 представляет собой смесь растворов соляной кислоты, технических лигносульфонатов, растворителей и водомасло-растворимых ПАВ. Ее применение ограничено свойствами скважин. Добывающие скважины не должны иметь водопроводящих интервалов. Обводненность продукции не должна превышать 50%. Не допускается наличие за-колонных перетоков. Композиция СНПХ-9900 состоит из раствора неионо- генных ПАВ неонола АФ9-6 и неонола АФд-12 в смеси углеводородных растворителей - гексановой фракции и толуольной фракции. Порядок проведения обработки следующий: - снятие кривой восстановления давления; - определение дебита скважины и обводненности продукции; - спуск НКТ до верхних отверстий перфорации; - закачка в скважину углеводородного раствора ПАВ из расчета 0,5-1,5 м3 на 1 м эффективной толщины пласта; - закачка в скважину соляной кислоты из расчета 0,5-1,5 м3 на 1м эффективной толщины, продавка в пласт нефтью; - закрытие скважины на реагирование в пределах 24 часов; - установка рабочего оборудования, пуск скважины в эксплуатацию. Технология проведения воздействия с применением полимернокислот ной системы осуществляется в основном с помощью оборудования и средств, используемых при обычных кислотных обработках. Полимернокислотные системы целесообразно применять при обработке призабойных зон нефтяных скважин на месторождениях с неоднородными по разрезу карбонатными коллекторами, а при использовании добавок соответствующих химреагентов - и при обработке терригенных коллекторов. В случае использования кислотных пен можно отметить следующие преимущества: отличное регулирование гидропроводности; удаление непро-реагировавших с кислотой тонкодисперсных частиц породы из призабойной зоны; улучшение воздействия при наличии газа в призабойной зоне, особенно при низких пластовых давлениях; уменьшение времени простоя скважин при обработке (часто до одного часа). Лабораторными исследованиями, проведенными авторами данного метода В.А. Амияном и В.СУглевым установлено, что соляная кислота в виде пены, стабилизированной ПАВ, с меньшей скоростью взаимодействует с карбонатными породами, благодаря чему она способна проникать в пласт на большее расстояние. Авторы также считают, что продукты нейтрализации пены легче извлекаются из пласта вследствие высокой упругости, и предполагают, что при прочих равных условиях воздействие пеной будет обеспечивать получение повышенных приростов дебатов скважин. Наилучшие результаты получены в карбонатных пластах, имеющих низкие пластовые давления. Очевидно, в этих условиях на контакте породы с пеной, движущейся в каналах растворения, скапливается выделяющийся при нейтрализации кислоты, углекислый газ, пузырьки которого в стабильной пене практически не всплывают. В результате на контакте создаются газовые слои, которые предотвращают нейтрализацию кислоты в процессе ее движения в крупных каналах. Это обеспечивает большее проникновение кислоты в глубь карбонатной среды. Кроме того, вследствие низкой фильтруемое пены при вдавливании в пористые среды она проникает в пласт преимущественно по более крупным каналам, т.е. меньшее количество кислоты отфильтровывается вблизи ствола скважины в карбонатную породу. Это способствует развитию более ограниченного числа каналов растворения, что также может дать положительный результат в определенных условиях: меньшим количеством кислоты может быть достигнут необходимый эффект. Эмульсии представляют собой дисперсные системы двух жидкостей, нерастворимых друг в друге, одна из которых диспергирована в другой в виде мелких капель (глобул). Для воздействия на призабойные зоны карбонатных пластов используются эмульсии соляной кислоты в нефти, керосине, дизельном топливе и др. углеводородных жидкостях. а) Обработка карбонатных коллекторов с использованием обратных эмульсий.
При закачке и продавке в зону продуктивного пласта высоковязкая обратная эмульсия, двигаясь по пути наименьшего сопротивления, поступает в работающие дренированные участки, блокируя их. Закачиваемая вслед за ней соляная кислота, не имея доступа в блокированную зону, взаимодействует с породами неработающей части продуктивного пласта и увеличивает их проницаемость. Но в таком виде технология применима лишь в скважинах с открытым забоем. В скважинах с обсаженным стволом и вскрытым перфорацией пластом перфорационные каналы в зоне неработающих участках могут заполняться блокирующим составом, который не пропускает кислоту к пласту, что снижает успешность разработок. Поэтому в таких скважинах необходимо перед закачкой основного объема блокирующей обратной эмульсии закачать 0,5 - 1,0 м3 обратной эмульсии, взаимодействующей с кислотой. Такую эмульсию можно получить добавкой порошкообразного мела в обычную обратную эмульсию.
Сравнительная оценка различных методов повышения степени извлечения нефти
Волновое акустическое воздействие (ВАВ) на пласт основано на использовании упругих волн, возбуждаемых в скважине против продуктивного пласта. Их прохождение через насыщенные пористые среды в условиях сложного напряженного состояния пород вызывает сейсмоакустическую эмиссию, сопровождаемых возникновением трещин. При длительном сейс-моакустическом воздействии происходит накопление дефектов. Поэтому даже слабые воздействия, осуществляемые в течении длительного времени приводят к возникновению трещин. Возникновение новых трещин на участках, не вовлеченных в эксплуатацию или менее выработанных, чем окружающие пласты-коллекторы, приводят к снижению обводненности, поскольку подвижная вода будет скапливаться в образовавшихся трещинах. Воздействие может сочетаться с закачкой наиболее эффективных для данного месторождения химреагентов. При этом улучшается проникновение агентов в малопроницаемые зоны коллектора, интенсифицируются химические реакции за счет повышения давления и вынос их продуктов, приводящих к повышению степени очистки.
Проведенные Арутюновым С.Л., Дрягиным В.В., Кузнецовым О.Л. в конце 90-х годов исследования впервые показали закономерности проявления отклика пористой насыщенной углеводородами среды на волновое поле большой интенсивности [45], [46], [47], [48]. С физической точки зрения, такой отклик, является результатом нелинейного взаимодействия волнового поля с флюидом, заполняющим поровое пространство и проявляющегося в виде генерации вторичного излучения, параметры которого адекватно связаны с его характером.
Несмотря на то что, залежи нефти и газа изначально обладают аномально высоким уровнем сейсмоакустических шумов, динамика вторичного излучения преобладает над фоном и развивается в двух противоположных направлениях: в случае нефтенасыщенного коллектора вторичное излучение увеличивается, а в случае водонасыщенного — уменьшается [46], [47].
Именно эта физическая особенность вторичного излучения и лежит в основе технологии избирательного восстановления проницаемости пласта, в которой интегрированы в одной операции два метода — исследования характера насыщенности пласта и селективного воздействия на пласт силовым акустическим полем.
При акустическом воздействии на образцы коллекторов в них происходят следующие массообменные процессы: 1.) Изменение структуры пустотного пространства пород за счет: - межзернового скольжения, приводящего к образованию новых путей фильтрации и увеличению их проницаемости; - дезинтеграции минеральных и диспергации углеводородных соединений, кольматирующих пустоты пород, в результате чего увеличивается их проницаемость; - дезинтеграции агрегатов и срыва чешуек глинистых минералов цемента пород с породообразующих зерен, приводящих к закупорке поровых каналов и снижению проницаемости. 2.) Изменение деформационно-прочностных свойств пород за счет межзернового скольжения породообразующих зерен и развития новых путей фильтрации, что в целом увеличивает проницаемость пород, а не учет этого явления, — наоборот, к ее быстрому снижению. 3.) Изменение поверхностных свойств эффективного пустотного пространства коллекторов за счет активации кристаллических решеток зерен пород, а также УВ и воды, что приводит к увеличению фазовой проницаемости. 4.) Интенсификация физико-химических взаимодействий между минеральной компонентой пород и содержащейся в порах коллекторов жидкой фазой, что ведет к увеличению проницаемости и снижению вязкости нефти. Известно, что акустическое воздействие на насыщенный коллектор приводит также к изменению ряда свойств и состояния флюида [45], [49], [50], [51]: разгазированию нефти, увеличению подвижности флюида, уменьшению вязкости и др. Очевидно, что эти изменения коррелируют с изменениями величины полной энергии спектра сейсмоакустической эмиссии (САЭ) и однозначно связаны с характером насыщенности коллектора (вода или нефть). Так же обнаружено, что при отсутствии коллектора в исследуемом интервале не происходит заметных изменений энергетического спектра САЭ после силового акустического воздействия. Но на этом общем положительном фоне от ВАВ достаточно часто наблюдаются и отрицательные результаты, обусловленные, с одной стороны, отсутствием у исполнителей представлений о характере и направленности процессов, протекающих в породах под воздействием ультразвукового поля, и составе флюидов, насыщающих коллектора (в практике работ по ВАВ часто обрабатывались и обрабатываются сейчас пласты, содержащие воду, а не УВ), а с другой — технической подготовленностью скважин к проведению операций по АВ, что приводит к частичной или полной потере эффекта за счет их простоя после выполнения работ, которые составляют 1-12 месяцев. Вместе эти факторы, часто имеющие место при выполнении работ на промыслах, приводят к снижению общей эффективности работ по АВ, а их коэффициента успешности — до 50%.
Для получения максимальной эффективности АВ технологическая аппаратура должна обеспечивать инициирование механизмов комплексного воздействия на микро- и макроуровнях. Создание акустических систем такого класса требует эффективного формирования комбинационных акустических колебаний в высокочастотном и низкочастотном диапазонах, что в ус ловиях ограниченного диаметра скважин является значительной научно-технической проблемой. Попытки развития в этом направлении систем акустической обработки были ограничены несовершенством технологической базы создания акустических излучателей и генераторных устройств.
Качественные изменения в совершенствовании аппаратуры АВ произошли с подключением к решению проблемы научно-технического потенциала оборонной гидроакустики. К середине 90-х годов впервые была разработана аппаратура АВ нового поколения. Применение гидроакустических технологий обеспечило повышение акустической мощности на порядок и более, от 150-200 Вт до 1,5-3,0 кВт. Громоздкие узкополосные генераторы были заменены на компактные широкофункциональные транзисторные усилительные устройства.
Математическое моделирование различных режимов пульсационного дренирования скважины
К недостаткам метода стоит отнести неравномерность процесса вытеснения нефти водой и образование «языков», приводящих к формированию за фронтом вытеснения целиков нефти. Образование «языков» уменьшает охват вытеснения, сильно снижает эффект от воздействия различных обработок (кислотных, закачка ПАВ) [61].
Кроме того, в силу высокой стоимости ГРП, остро стоит вопрос о длительности достигаемого эффекта. Во многих случаях после проведения ГРП и достигнутого с его помощью значительного повышения производительности наблюдается стабильное падение дебита, которое через 1,5-2 года, а часто и быстрее, приводит скважину к начальному (до применения ГРП) состоянию.
Для иллюстрации сказанного можно рассмотреть пример применения ГРП на месторождениях ТГШ «Покачевнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» [62]. После ГРП дебит жидкости резко возрастает (в среднем с 6 до 30 м3 в сутки). Но затем в течение 1,5-2 лет снижается до прежнего уровня, причем серьезного падения пластового давления или каких-либо иных причин технического характера не наблюдается. Основной причиной падения добычи можно считать кольматацию системы трещин.
Появление трещин резко повышает неоднородность прискважинной зоны пласта (ПЗП), приводит к значительному росту скорости фильтрации, которая происходит главным образом по трещинам. Между тем наполненная пропантом трещина по существу представляет собой тонкий пористый про-пласток. Известно [63], что при достижении критических скоростей, кольма-тация пористой среды органическими и неорганическими частицами, привносимыми в ПЗП пластовым флюидом, возрастает. Это и приводит к постепенному, в общем, достаточно быстрому, снижению проницаемости приза-бойной зоны коллектора.
Между тем можно снизить прочность структуры и, в конечном счете, разрушить КДС как бы изнутри, путем увеличения энергии колебательных движений коллоидных частиц в узлах сетки. Увеличение интенсивности колебаний за счет повышения температуры обеспечивает лишь частичное ее разрушение. Если же реализовать воздействие, при котором процесс разрушения будет идти быстрее, чем релаксация, произойдет полное разрушение структуры и, как следствие, восстановление изначальной вязкости флюида [64]. Такую возможность дает прямое возбуждение в среде упругих колебаний. Необходимо отметить, что применение других методов обработки при-забойных зон не приводит к существенному росту притока и восстановлению проницаемости трещины.
Так, анализ результатов 62 обработок таких скважин кислотными составами показывает, что дебит жидкости возрастает в среднем лишь на 25% [65]. Очевидно, что данные результаты далеко не всегда могут быть приемлемыми.
Метод периодического гидродинамического, или гидроимпульсного воздействия (ГИВ) основывается на импульсном дренировании нефтяных скважин и передачи энергии гидродинамических пульсаций в пласт, что приводит: - к рассредоточению кольматирующего эффективное пустотное пространство материала по объему пласта; - к разблокированию зон, целиков, насыщенных нефтью и пластовой водой; - к изменению первичной структуры пустотного пространства пород ПЗП за счет развития в них «техногенных» микротрещин в случае значительных давлений нагнетания, так и депрессии, возникающей вследствие его резкого понижения. Для создания импульсов при выполнении операций в скважинах могут быть использованы гидроимпульсные насосы типа НПГ, гидроимпульсные пульсаторы типа П-1 или ПГС-1 и виброструйное устройство типа УВС-1, разработанные НПО «ПАРМ-ГИНС». Спуск гидроимпульсных устройств (насосов, пульсаторов и др.) к объектам работы осуществляется с помощью НКТ. В качестве силовых флюидов используются вода, нефть и водные растворы химических реагентов (кислоты, ПАВ и др.). При выполнении операций расход силового флюида составляет 100-500 з м /сут. При этом величины давлений силового флюида достигают 20 МПа, амплитуды колебаний — 10-12 МПа, а частоты генерируемых импульсов составляют 5:50 Гц. Метод ГИВ применяется в компаниях «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть», «Когалымнефтегаз», а также «Сургутнефтегаз» и «Ноябрьскнефтегаз». Коэффициент успешности работ составил 75 - 95%, а среднесуточный прирост добычи нефти из малодебитных скважин — 5-6 т/сут. Приемистость нагнетательных скважин возрастала в 1,5-4 раза. Оценка времени сохранения эффекта от обработки пород методом ГИВ не была выполнена. В работах [66], [67] отмечается, что гидроимпульсное воздействие с частотами порядка инфразвуковых и ниже (1гц и менее) применяется совместно с волновым в широком частотном диапазоне. Предпочтение низким частотам отдается вследствие их меньшего поглощения в поровых каналах пласта и соответственно распространения на достаточно большие расстояния от десятков до сотен метров от ПЗП обрабатываемой скважины [68]. Осуществление таких колебаний предусматривает периодическое движение столба жидкости в скважине. Это позволяет при относительно небольших затратах энергии возбуждать достаточно интенсивные низкочастотные (0,4-0,1 Гц) колебания давления в призабойной зоне скважины генератором импульсов давления поверхностным ГИДП. Генератор импульсов давления размещают на устье скважины на обсадной колонне или на ее боковом отводе, заполненных жидкостью. По первому сигналу с пульта генератор воздействует сжатым воздухом на столб скважинной жидкости и через заданный промежуток времени по второму сигналу снимают нагрузку путем резкого открытия устья скважины и выхлопа сжатого воздуха в атмосферу.
Энергосберегающий критерий выбора режимов дренирования
Рабочее давление сжатого воздуха в генераторе Ро=6 МПа; расход воз-духа на одно воздействие V=10 дм ; задержка разгрузки устья скважины ti=l,6 с; - фаза сжатия; - фаза разрежения относительно гидростатического давления на уровне размещения датчика давления.
На рис. 1.6 приведена схема размещения генератора ГИДП на скважине глубиной 1270 м и осциллограммы давления при размещении датчиков давления в различных точках по глубине скважины. Зона продуктивного пласта была вскрыта кумулятивной перфорацией (перфоратор ПК-103) с плотностью 9 отверстий на метр. Внутренний диаметр колонны 150 мм. Для проведения воздействия использован сжатый воздух до давления 6.0 МПа. Расход воздуха на одно воздействие составил 10 дм3. Все записи давления на рис. 1.6 получены при загрузке устья до избыточного давления через время, равное четверти периода естественных колебаний столба жидкости в скважине. Оно составило tp=l,6 сек. Осциллограммы «давление-время» на рис. 1.6.3 совмещены по моменту начала воздействия.
Опытная эксплуатация генератора на низкодебитных скважинах Краснодарского края после 4-6 воздействий ГИДП за одну обработку на 80% скважин давала устойчивое повышение дебита в 5 - 10 раз при годовом приросте добываемой нефти от 0,5 до 3 тыс. тонн на одну скважину [69]. Идея гидроимпульсного воздействия на ПЗП нашла свое воплощение в создании устьевой аппаратуры по формированию знакопеременных импульсов давления в призабойной зоне за счет формирования в скважине стоячей волны [70].
На рис. 1.7 приведена схема и устройство, позволяющее реализовать способ освоения и очистки призабойной зоны скважин импульсным дренированием. Устройство включает: скважину 1 с обсадной трубой 2 и интервалом перфорации в ней 3 на уровне призабойной зоны пласта 4 с устьевой арматурой 5, задвижками и датчиками давления затрубного пространства 6 и 7 и полости насосно-компрессорных труб 8 и 9, выкидную линию, состоящую из воронки 10, хвостовика 11, колонны НКТ 12, устьевой задвижки 8, труб 13 с установленным между ними прерывателем 14 с приводом 15, наземную сборную емкость 16 с отверстием в ней 17 для связи с атмосферой, кран 18. При этом скважинную часть выкидной линии собирают по мере спуска в обсадную трубу из воронки 10, хвостовика 11 и труб 12 с таким подбором длины труб 12, чтобы воронка 10 по окончании спуска скважиной части выкидной линии находилась либо напротив, либо чуть выше верхнего уровня интервала перфорации 3. К задвижке 7 присоединяют передний конец трубы 13 с прерывателем 14, а задний конец трубы 13 закрепляют в верхней части сборной емкости. Способ импульсного дренирования может быть реализован следующим образом:
В скважину 1 при открытых задвижках 6, 8, и кране 18 и закрытом прерывателе 14 от внешнего источника давления (насоса) в затрубное пространство закачивают флюид (на рисунке показано стрелкой) до технологически допустимого давления. Под действием этого избыточного давления в приза-бойную зону пласта 4 проникает флюид. Глубина проникновения флюида зависит от коллекторских свойств пласта, степени кольматации ПЗ различными загрязнениями, времени закачки и уровней пластового и допустимого при закачке давлений. При достижении предельно допустимого давления, что определяют по датчику 7 или 9, при котором скважина начинает стабильно принимать флюид, закачку последнего прекращают и перекрывают кран 18. Открывают прерыватель 14 с помощью привода 15. При этом из скважины за счет запасенной потенциальной энергии начинает изливаться флюид. Если излив жидкости не прекращать, то в скважине можно наблюдать быстро затухающий колебательный процесс с частотой порядка 0,5-1 Гц до полного снижения сформированного на этапе закачке давления. Если открывать скважину не резко, например, медленно вращая винт поршневой задвижки, то колебательного процесса можно и не заметить из-за малой его амплитуды. В этой связи для получения наибольшей амплитуды колебаний стоячей волны, что равносильно созданию на призабойную зону 4 репрессионно-депрессионных импульсов давления, способствующих срыву адсорбционных отложений в поровом пространстве пласта, необходимо создать условия для максимальной скорости излива жидкости из скважины и для быстрого закрытия проходного отверстия в прерывателе. Для этого в предлагаемом способе в скважине поднимают потенциальную энергию до предельно допустимого давления, резко открывают скважину прерывателем 14 для создания наибольшей амплитуды колебаний, а затем (аналогично способу с применением ГИДП) резко закрывают прерыватель 14 в период, желательно первой, поло- жительной полуволны. Этот момент определяют по наибольшему шуму падающего флюида в сборной емкости 16. В целях усиления депрессионной полуволны в ПЗ прерыватель 14 открывают в период роста депрессии и снова закрывают в период ее уменьшения. В этом случае открытие прерывателя в период депрессии сопровождается синфазным выбросом жидкости на устье.
Закачка воды в скважину производилась насосным агрегатом ЦА -320. В нагнетательных скважинах с обсадной колонной 4 и 5 дюймов закачка проводилась до давления 15 МПа, 6 дюймов до 12 МПа, в добывающих до 10 МПа. Коммутации прерывателем и краном проводились в течение времени не более 0,3-1 секунд. Период колебаний на глубинах 1,6-1,9 км по показаниям манометра составил в нагнетательных скважинах 2,5-3 сек, а в добывающих 4,5-5 сек. Размах амплитуд колебаний первого периода при давлении закачки 15 МПа составил от 8 до 22 МПа. Количество свободных колебаний в среднем составило от 5 до 15.
Испытания показали, что технологический результат при апробации данного метода был достигнут во всех скважинах. Требуемый технологический результат был получен в 70% нагнетательных скважин. После серии обработки приемистость нагнетательных скважин возрастала в 2-5 раз и дости-гала 600 - 1000 м /сут. В добывающих скважинах процент успешности обработок составил 95%. При этом дебит скважин увеличивался в 2-4 раза, а обводненность продукции падала на 15-30%.
