Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 Основные характеристики продуктивных пластов нефтяных месторождений РУН «ПО Белоруснефть» 11
1.1 Краткая характеристика продуктивных пластов нефтяных месторождений РУН «ПО Белоруснефть» 11
1.2 Характеристика и проблемы разработки ТИЗ 13
Выводы к главе 1 20
Глава 2 Анализ существующих технологий воздействия на пласт с целью интенсификации притока нефти 21
2.1 Обзор существующих химических технологий воздействия 23
2.2 Методы физико-механического и комплексного воздействия 27
2.3 Основы виброволнового воздействия на пласт 32
Выводы к главе 2 41
Глава 3 Разработка комплекса технологий воздействия на низкопроницаемые пласты с целью интенсификации притока нефти 42
3.1 Анализ факторов, определяющих эффективность ГТМ по интенсификации притока на месторождениях РУН «ПО «Белорус-нефть» 42
3.2 Отработка технологии гидроимпульсного кислотного воздействия на пласт с использованием пульсаторов УД.20.35.4000 и УД.20.35.5000 63
3.3 Отработка технологии гидроимпульсного кислотного воздействия на пласт с использованием пульсатора В1 83
3.4 Отработка технологии депрессионно-импульсного воздействия с использованием тандемной компоновки скважинного оборудования 110
Выводы к главе 3 122
Заключение 123
Список использованных источников 125
- Характеристика и проблемы разработки ТИЗ
- Анализ факторов, определяющих эффективность ГТМ по интенсификации притока на месторождениях РУН «ПО «Белорус-нефть»
- Отработка технологии гидроимпульсного кислотного воздействия на пласт с использованием пульсатора В1
- Отработка технологии депрессионно-импульсного воздействия с использованием тандемной компоновки скважинного оборудования
Введение к работе
кандидат химических наук, доцент Г.Г. Попова
Актуальность проблемы
Повышение эффективности разработки нефтяных залежей с существенной долей запасов в низкопроницаемых коллекторах (НПК) имеет важное значение. Научно-исследовательские и опытно-промысловые работы в этом направлении связаны с разработкой и внедрением новых технологий воздействия на призабойную и удаленную зоны пласта нефтяных и нагнетательных скважин. Их основная задача состоит в выборе и практическом применении рациональных технологий, направленных на снижение затрат по воздействию и переводу низкорентабельных или нерентабельных скважин в рентабельные.
В процессе работы нагнетательных и добывающих скважин происходит снижение проницаемости пород в призабойной зоне скважин (ПЗС), что особенно характерно для НПК. Основными причинами этого являются: проникновение в пласты жидкостей глушения или промывки, набухание глинистых частиц при контакте с пресной водой, образование водонефтяных эмульсий, выпадение и отложение асфальто-смоло-парафинистых составляющих нефти или солей попутно-добываемой воды при изменении термобарических условий, накопление в ПЗС механических примесей и продуктов коррозии металлов, уплотнение пород в результате гидродинамического воздействия на ПЗС при строительстве и эксплуатации скважин, смыкание трещин при снижении пластового давления. В результате указанных процессов величина закольматированной эффективной толщины пласта может составлять от 30 до 80 % от общей вскрытой. Все вышесказанное в полной мере присуще нефтяным месторождениям Республики Беларусь.
Основные крупные нефтяные залежи в Беларуси находятся на завершающей стадии разработки. В этих условиях извлечение остаточных запасов нефти требует применения современных технологий воздействия на пласт, а, следовательно, значительных капиталовложений.
Повысить эффективность физико-химического воздействия на ПЗС можно путем внедрения рационального комплекса технологий, разрабатываемых на основе результатов лабораторных, стендовых и опытно-промысловых испытаний нового оборудования для воздействия на пласт, чему посвящена настоящая диссертационная работа.
Цель работы и основные задачи исследований
Разработка комплекса технологий воздействия на низкопроницаемые нефтяные пласты с целью интенсификации притока применительно к месторождениям Беларуси. Для достижения цели исследования поставлены и решены следующие задачи:
1. Анализ применяемых технологий физико-химического воздействия на продуктивные пласты нефтяных месторождений Беларуси с целью выявления наиболее эффективных из них применительно к низкопроницаемым невыработанным участкам нефтяного пласта.
2. Разработка математической модели пульсатора клапанного типа и на ее основе предложение режимов проведения стендовых испытаний, позволяющих определить наиболее эффективные способы воздействия на пласт.
3. Экспериментальные исследования с целью конструирования нового оборудования для воздействия на низкопроницаемые карбонатные пласты.
4. Усовершенствование технологии очистки ПЗС от продуктов реакции кислотных составов с породой.
5. Проведение опытно-промысловых испытаний комплексных технологий воздействия на неоднородные низкопроницаемые карбонатные пласты месторождений Беларуси.
Научная новизна
1. Получены результаты анализа геолого-физических и технологических факторов, определяющих эффективность технологий воздействия на нефтяные пласты месторождений Беларуси, позволившие выявить доминирующие параметры, такие как энергетическое состояние пластовой системы, удельная емкость пласта, количество проницаемых пропластков, средний базовый дебит, наличие дострелов и реперфорации, порядковый номер обработки, максимальное давление закачки реагента.
2. Построена математическая модель пульсатора В1, позволяющая определить особенности его функционирования при заданных входных параметрах и соответствующих им выходных. При изменении заданных входных характеристик, таких как количество перепадных дросселей клапана пульсатора и расход условно подаваемой жидкости, определены выходные характеристики, такие как частота и амплитуда генерируемых импульсов, перемещение поршня пульсатора во времени.
3. Разработано новое оборудование (устройства В1 и В1-73) для реализации комплексной технологии гидроимпульсного кислотного воздействия (ГИКВ) и депрессионно-импульсного воздействия (ДИВ), имеющие при заданных входных параметрах (расход подаваемой жидкости, количество перепадных дросселей и усилие поджатия пружины) стабильные выходные характеристики (частота и амплитуда импульсов давления), позволяющие за счет комплексирования с реагентным способом осуществлять эффективное интенсифицирующее воздействие на нефтяные пласты с различными продуктивными и фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС).
Основные защищаемые положения
1. Результаты анализа геолого-физических и технологических факторов, определяющих эффективность технологий воздействия на нефтяные пласты месторождений Беларуси, позволившие выявить доминирующие параметры, такие как энергетическое состояние пластовой системы, удельная емкость пласта, количество проницаемых пропластков, средний базовый дебит, наличие дострелов и реперфорации, порядковый номер обработки, максимальное давление закачки реагента.
2. Математическая модель пульсатора В1, позволяющая определить особенности его функционирования при заданных параметрах. При изменении входных характеристик, таких как количество перепадных дросселей клапана пульсатора и расход условно подаваемой жидкости, определены выходные характеристики, такие как частота и амплитуда генерируемых импульсов, перемещение поршня пульсатора во времени.
3. Новое оборудование (устройства В1 и В1-73) для реализации комплексной технологии ГИКВ и ДИВ, имеющие при заданных входных параметрах (расход подаваемой жидкости, количество перепадных дросселей и усилие поджатия пружины) стабильные выходные характеристики (частота и амплитуда импульсов давления), позволяющие за счет комплексирования с реагентным способом осуществлять эффективное интенсифицирующее воздействие на нефтяные пласты с различными продуктивными характеристиками и ФЕС.
Практическая ценность и реализация результатов работы
1.Проведен анализ геолого-физических и технологических факторов, определяющих эффективность технологий воздействия на нефтяные пласты месторождений Беларуси, позволивший выявить доминирующие параметры, такие как энергетическое состояние пластовой системы, удельная емкость пласта, количество проницаемых пропластков, средний базовый дебит, наличие дострелов и реперфорации, порядковый номер обработки, максимальное давление закачки реагента.
2.Комплекс технологий ГИКВ и ДИВ опробован и внедрен при реализации программ геолого-технических мероприятий (ГТМ) на Славаньском, Мармовичском, Вишанском, Речицком, Борисовском, Давыдовском, Чкаловском и Березинском нефтяных месторождениях РУП «ПО «Белоруснефть».
3.Опробование и внедрение разработанных технологий позволило дополнительно добыть около 46 тыс. тонн нефти в период 2003-2010 г.г.
Апробация работы
Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на научно-технической конференции (НТК) молодых специалистов РУП «ПО «Белоруснефть» (г. Речица, 1999, 2001, 2002 гг.), международной научной конференции молодых специалистов «Нефтегазовая геология и геофизика Украины – взгляд в новое тысячелетие» (г. Чернигов, 20-21 июня 2000 г.), научно-практической конференции (НПК) «Проблемы освоения ресурсов нефти и газа Беларуси и пути их решения» (г. Гомель, 2002 г.), международном симпозиуме «Новые технологии разработки нефтегазовых месторождений» (г. Москва, 2004г.), 5-й Международной НПК «Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей» (г. Геленджик, 2005 г.); НПК «Эффективные пути поисков, разведки и разработки залежей нефти Беларуси» (г. Гомель, 2006 г.), II Международной НПК «Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов. Перспективы развития» (г. Геленджик, 2007 г.), ХХШ межотраслевой НПК «Инновационные направления в области техники и технологии бурения и ремонта нефтегазовых скважин» (г. Анапа, 2008 г.).
Публикации результатов работы
Основные результаты диссертации опубликованы в 16 печатных работах, из них включенных в перечень ВАК – 3; статей в рецензируемых отраслевых журналах и сборниках - 7, тезисов докладов научных конференций и симпозиумов - 6; получено патентов – 3.
Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, общей характеристики работы, 3 глав, заключения, библиографического списка. Работа изложена на 135 страницах, включает 42 иллюстрации и 10 таблиц.
Характеристика и проблемы разработки ТИЗ
В 1964 году было открыто первое на территории Припятской впадины Речицкое месторождение, а затем и другие крупные месторождения нефти -Вишанское, Давыдовское, Осташковичское, Тишковское. Таким образом. уже в те годы было доказано, что Припятская впадина является крупной нефтеносной провинцией на западе Русской платформы [58].
В результате дальнейшей геолого-поисковых работ к 2006 году в нефтегазоносном регионе Припятского прогиба открыто 69 месторождений (содержащих 185 залежей); выявлены 15 непромышленных скоплений нефти. Бурением подтверждено, что на территории поисковых работ РУП «ПО «Бе-лоруснефть» 131 структура содержит углеводороды; 22 структуры являются частично доказанными, т.е. в них еще могут быть открыты небольшие новые месторождения, 24 структуры подготовлены и 26 - условно подготовлены к бурению. Поисковое бурение с различной степенью вероятности можно вести в настоящее время на 50 структурах. Выявлены 21, незамечены 57 структур, локализовано 70 перспективных объектов, что свидетельствует о достаточном резерве подготовки к бурению новых структур. Остается территория площадью более 4000 км , мало изученная сейсморазведкой.
Таким образом, на месторождениях республики имеется значительное количество неразведанных запасов нефти, из которых 75 % являются достоверными, из них 61,7 % - надежными.
РУП «ПО «Белоруснефть» ведет добычу нефти на 44 месторождениях (100 залежей нефти с запасами промышленных категорий). По состоянию на 01.01.2006 остаточные запасы составляют 29,3 %. Из 44 месторождений 24 находятся в промышленной разработке, 20 - в пробной эксплуатации. На долю месторождений, находящихся в промышленной разработке, приходится 99 % всей добытой в республике нефти. Действующий фонд добывающих скважин по 24 месторождениям - 539, из них фонтанных - 34.
Однако 12 месторождений промышленной группы находятся на четвертой завершающей стадии разработки. Среди них наиболее крупные и длительно разрабатываемые - Речицкое, Осташковичское, Вишанское, Южно-Осташковичское, Барсуковское и др. По этим месторождениям отобрано 70,6 % от начальных извлекаемых запасов. Среднегодовая обводненность добываемой продукции превышает 73 %.
На третьей стадии разработки находятся 10 месторождений. Из них уже отобрано 49,1 % от начальных извлекаемых запасов. Следует подчеркнуть, что месторождения промышленной группы, находящиеся на третьей и четвертой стадиях разработки, обеспечивают 89 % всей добычи объединения. По отдельным из них запасы выработаны на 85-90 %, а по некоторым залежам (семилукская на Барсуковском, семилукская на Первомайском, воронежская на Тишковском месторождениях) предположительно полностью.
На долю 20 месторождений, находящихся в пробной эксплуатации, приходится 8,4 % от суммарных начальных извлекаемых запасов. Месторождения, находящиеся в пробной эксплуатации, характеризуются небольшой величиной запасов, сложным геологическим строением, низким коэффициентом продуктивности. Эти факторы обусловливают небольшие дебиты по нефти - в среднем 7 т/сут. Действующий фонд скважин по этой группе - 51 из них 14 фонтанных.
Особо следует подчеркнуть проблему ухудшения структуры запасов, т.е. уменьшение доли активных и рост трудноизвлекаемых. Выработка активных по объективным причинам идет более быстрыми темпами, а доля трудноизвлекаемых по данным в 2010 году составила 59 %.
Около 20 % остаточных извлекаемых запасов, приходящихся на долю Речицкого, Осташковичского, Вишанского и Южно-Осташковичского месторождений, отнесены к разряду трудноизвлекаемых в связи с обводненностью продукции на 76-88 %. Кроме того, 1/3 остаточных запасов отнесены к категории трудноизвлекаемых из-за низких фильтрационных характеристик продуктивных пластов.
Таким образом, около половины остаточных извлекаемых запасов относятся к категории трудноизвлекаемых, что предопределяет невозможность их рентабельной добычи при существующих технологиях разработки залежей и воздействия на пласт.
Как показано выше, ТИЗ нефти - это запасы месторождений, залежей или отдельных их частей, отличающиеся сравнительно неблагоприятными для извлечения геологическими условиями залегания нефти и (или) ее физическими свойствами. Для добычи трудноизвлекаемых запасов требуются повышенные затраты финансовых, материальных и трудовых ресурсов, нетрадиционные технологии, специальное несерийное оборудование и дефицитные реагенты и материалы, поставляемые, как правило, зарубежными производителями.
Показано [91], что для успешной добычи трудноизвлекаемых углеводородов необходимо учитывать целый комплекс факторов:
- эффект начального градиента давления в фильтрационные процессы;
- структурирующее влияние вмещающей породы на флюиды;
- снижение относительных фазовых проницаемостей для углеводородов в пористой среде со сложным газожидкостным насыщением;
- неоднородность и трещиноватость пласта-коллектора;
- содержание в пластовой углеводородной смеси попутных компонентов (этан, пропан, бутаны);
- характер насыщенности норового пространства продуктивного пласта жидкими флюидами (рассеянная или связанная нефть, остаточная вода). в соответствии с существующей классификацией к ТИЗ относятся запасы обводненных объектов, подгазовых зон пластов, высоковязких нефтей, низкопроницаемых коллекторов, аномально сложенных залежей нефти [93].
По экономическим критериям эффективности разработки ТИЗ занимают промежуточное положение между забалансовыми (нерентабельными при существующих экономических условиях, технике и технологии добычи нефти) и извлекаемыми, разработка которых может быть осуществлена рентабельно в современных условиях.
К трудноизвлекаемым отнесены также практически все балансовые запасы залежей с низкими фильтрационными характеристиками, тогда как в большинстве из них имеется определенное количество извлекаемых запасов нефти, добыча которой может быть рентабельной.
Что касается остаточных запасов залежей с обводненностью продукции 76-88 %, то для отнесения их к категории трудноизвлекаемых следовало бы оценить рентабельность их добычи, поскольку понятие «трудноизвлекаемые запасы» является в первую очередь категорией экономической и разработка любой нефтяной залежи в условиях рыночных отношений должна обеспечивать заданный уровень рентабельности.
Малоэффективные ТИЗ нефти разделяют на группы по геолого-технологическим, горно-техническим и природно-географическим условиям, осложняющим разработку. Залежи с ТИЗ РУП «ПО «Белоруснефть» относятся к первым двум группам.
К группе малоэффективных запасов с осложненными геолого-технологическими условиями разработки относятся:
- ТИЗ высоковязких нефтей с вязкостью более 30 мПа с, низкопроницаемых коллекторов с проницаемостью менее 0,05 мкм , а также залегающие в подгазовых зонах и нефтяных оторочках, малотол-щинных участках водонефтяных зон залежей;
- истощенная часть подвижных запасов со степенью выработки более 80 %.
К группе запасов с осложненными горно-техническими условиями разведки и разработки относятся:
- глубокозалегающие объекты с глубиной залежи более 3500 м;
- залежи с аномально высокими пластовыми давлениями;
- залежи с высоким содержанием (более 6 %) коррозионно-активных компонентов (сероводород, углекислый газ), солей, парафина, высокой пластовой температурой (более 90 С), что осложняет бурение и эксплуатацию скважин и требует специального оборудования и технологии отбора. По мнению ряда зарубежных ученых и специалистов, к категории техногенных трудноизвлекаемых должны быть отнесены остаточные запасы нефти объекта при достижении выработки начальных извлекаемых запасов нефти на 65-75 % и обводненности продукции более 75 - 80 %. Для их выработки требуются капитальные вложения и эксплуатационные затраты, соизмеримые с затратами за первый период эксплуатации месторождения.
Проницаемость 61 залежи нефти из 126, числящихся на балансе РУП «ПО «Белоруснефть» на 01.01.2007 г, по данным гидродинамических исследований и измерений на кернах составляет менее 0,05 мкм2 и только 65 - характеризуются проницаемостью, превышающей 0,05 мкм .
Проблема разработки ТИЗ становится для нефтяной промышленности все более насущной. В общей структуре сырьевой базы удельный вес этой категории запасов возрастает (Рисунок 1.1).
Анализ факторов, определяющих эффективность ГТМ по интенсификации притока на месторождениях РУН «ПО «Белорус-нефть»
Для выбора наиболее эффективных технологий воздействия на нефтяные пласты рассмотрим некоторые факторы, влияющие на успешность их применения [27].
Эффективность работ по интенсификации притока определяется рядом геолого-физических и технологических факторов, среди которых некоторые являются доминирующими. Для выявления перечня доминирующих факторов и разработки рекомендаций по поддержанию и повышению эффективности работ был проведен анализ ГТМ по интенсификации притока за период с 1990 по 1997 гг. включительно, выполненных на месторождениях РУП «ПО «Белоруснефть». Всего в анализ выбрано 228 обработок. По видам они были распределены следующим образом:
НСКО - 32
СКВ + СКО -21
СКО -101
СКОП - 56
СКВ -15
ОПЗР - 3
Эффективность ГТМ при интенсифицирующих обработках во многом определяется энергетическим состоянием пластовой системы, т.е. величиной пластового давления. Следует отметить, что при этом важно не само абсолютное значение пластового давления, а возможность с его помощью обеспечить доставку пластового флюида на поверхность или подъем статического уровня жидкости в скважине на глубину, при которой реализуется нормальная работа насосного оборудования. Для оценки влияния пластового давления на эффективность интенсифицирующих обработок в качестве единого критерия, характеризующего энергетическое состояние пласта, было выбрано отношение К=(Рт/Ртяяр)-ЮО%, (3.1) где, Рпл значение пластового давления, пересчитанное на верхние дыры интервала перфорации, МПа; ДИДР “ забойное давление на уровне верхних дыр интервала перфорации от столба жидкости плотностью 1000 кг/м , которой скважина заполнена до устья, МПа. РГИДр=1000g#вдп10-6 (3.2) g - ускорение свободного падения, м /с; Явдп - расстояние от устья до верхних дыр интервала перфорации, м
Коэффициент К характеризует долю пластового давления по отношению к гидростатическому.
Поскольку пластовое давление постоянно изменяется, то для анализа были взяты все скважины, на которых интенсификация притока была выполнена в течение достаточно короткого времени, в течение 1997 г. и первого квартала 1998 г.
Всего в выборку попала 41 скважино-операция (Таблица 3.1), из которых 17 эксплуатировали пласты с пластовым давлением ниже 50 % от гидростатического, 16 - с пластовым давлением в пределах 51-80 % от гидростатического и 8 - с пластовым давлением 80 % от гидростатического.
По достигнутой эффективности среди скважин выделены высокоэффективные - с приростом дебита после обработки более 10 т/сут. Таких скважин оказалось 2. Анализ выполнен как с учетом, так и без учета высоко-эффективных обработок.
Из данных таблицы 3.1 видно, что с ростом соотношения пластового давления к гидростатическому от 50 % до более 80 % успешность работ возрастает от 64,7 % до 87,5 % при средней успешности 73,2 %.
Следует отметить, что средние базовые дебиты по выделенным группам скважин без учета высокоэффективных находятся в пределах от 2,4 т/сут. до 3,94 т/сут., т.е. близки.
Средние приросты дебитов без учета высокоэффективных обработок тоже близки и составляют 2,34 т/сут. для первой группы скважин (по крите-рию Рпл/Ргидр), 2,44 т/сут. - для второй и 3,28 т/сут. - для третьей. Значения средних приростов дебитов показывают, что с ростом пластового давления они незначительно растут. В то же время средняя дополнительная добыча нефти и средняя длительность эффекта на одну выполненную обработку (без учета высокоэффективных) с ростом пластового давления возрастают. Так, средняя длительность эффекта для группы скважин с пластовыми давлениями менее 50 % от гидростатического составляет 66,4 сут., а для группы скважин с пластовыми давлениями более 80 % - 119,5 сут. С ростом пластового давления длительность эффекта возрастает почти в 2 раза.
Средняя дополнительная добыча нефти (без учета высокоэффективных) на одну выполненную обработку для первой группы скважин составила 155,7 т, а для третьей группы скважин - 391,9 т, т.е. увеличилась более чем в .2 раза (Таблица 3.1).
В подтверждение вышесказанного приведем зависимость эффективности СКОП, выполненных в течение 1990-1997 гг. от пластового давления (Рисунок 3.1). Из данных рисунка 3.1 видно, что с увеличением пластового давления успешность кислотных обработок с ПАВ увеличивается от 60 % при значениях Лш/Ргидр 0,5 до 75 % при значениях Рпл/Ргидр 0,8. При этом четко наблюдается рост эффективности работ. Средний прирост дебита на одну выполненную обработку увеличивается с 1,65 т/сут. до 12,81 т/сут., кратность прироста дебита - от 1,23 до 2,64 раз, дополнительная добыча нефти - от 1,038 тыс. т до 7,112 тыс. т, соответственно.
Проведенный анализ показывает, что одним из путей увеличения ус-пешности и эффективности мероприятий по интенсификации притока является повышение пластовых давлений по ряду залежей до уровня 0,8 - 0,9 от гидростатического, т.е обеспечение соответствующих объемов закачки воды в нагнетательные скважины [40].
Эффективность ГТМ во многом определяется физико-технологическими характеристиками объектов воздействия и технологией проведения работ. В качестве технологических факторов процесса воздействия рассмотрели следующие:
вид интенсифицирующего воздействия;
порядковый номер обработки;
давление закачки реагентов в пласт;
наличие перестрелов существующего интервала и приобщения (достре-лов) других интервалов.
В качестве ГФХ пластов рассмотрели следующие:
удельная емкость;
количество проницаемых пропластков;
средний базовый дебит скважин.
Эффективность ГТМ в зависимости от вида обработки представлена на рисунке 3.2. Как видно из данных рисунка из исследованных видов ГТМ наибольшая успешность (78,1 %) характерна для НСКО, а наименьшая (46,7 %) - для СКВ. наибольшая успешность (78,1 %) характерна для НСКО, а наименьшая (46,7 %) - для СКВ.
В то же время эффективность ГТМ, определяемая средним приростом дебита на одну выполненную обработку, кратностью прироста дебита и объемом дополнительной добычи нефти, оказалась выше для СКОП, СКО и СКВ. Последнее связано с тем, что названные виды обработок, как правило, выполняются на новых, недоосвоенных в процессе ввода в эксплуатацию скважинах.
С увеличением порядкового номера СКО эффективность ГТМ по всем параметрам значительно снижается (Рисунок 3.3). Так, для первых обработок успешность находится в пределах 80 %, средний прирост дебита составляет 6,2 т/сут., кратность прироста - 5,85 раз, а средняя дополнительная добыча нефти на одну выполненную обработку - 6682 т. Для обработок шестой кратности и выше эти показатели снижаются до следующих значений: успешность - 56,3%; средний прирост дебита на выполненную обработку - 2,29 т/сут.; кратность прироста дебита нефти - 1,39 раз; средняя дополнительная добыча нефти на выполненную обработку - 1285 т.
Из приведенных данных видно, что если с ростом порядкового номера обработки от 1 до 6 и выше успешность работ уменьшается только на 24 % (в 1,42 раза), то остальные показатели уменьшаются в 3-5 раз.
Аналогичное снижение эффективности работ характерно и по видам обработок. Для примера приведем зависимость от порядкового номера обработки эффективности СКОП (Рисунок 3.4). С ростом номера обработки от первого до шестого успешность работ снижается от 75 до 60 % (в 1,25 раза), средний прирост дебита на одну выполненную обработку с 7,91 до 1,87 т/сут. (в 4,23 раза), средний объем дополнительной добычи нефти на одну выполненную обработку с 5955 т до 1239 т (в 4,81 раза), кратность прироста снижается от 12,3 до 1,21 (в 10,17 раза).
Приведенные данные показывают, что интенсифицирующие обработки с порядковым номером более 6-7, проводимые по рассматриваемым технологиям, либо не эффективны, либо малоэффективны. Причиной низкой эффективности кислотных обработок с большими порядковыми номерами является высокая раздренированность околоствольной зоны пласта. В результате многократных кислотных обработок и поступления кислотных растворов в одни и те же наиболее проницаемые интервалы проницаемость околоствольной зоны становится в десятки и сотни раз больше проницаемости пласта. У таких скважин скин-эффект достигает значений минус 6 - минус 7.
Отработка технологии гидроимпульсного кислотного воздействия на пласт с использованием пульсатора В1
Как говорилось в предыдущем подразделе, опытные образцы пульсаторов УД 20.35.4000 и УД 20.35.5000 при своей работоспособности обладали и рядом недостатков. В первую очередь это низкие значения амплитуды колебаний, а также нестабильная работа самих пульсаторов (подклинивание, пропуски по соединениям). Исходя из этого, В 2002 году специалистами Бел-НИПИнефть был разработан пульсатор В1. Конструкция пульсатора показана на рисунке 3.19 и включает в себя; корпус 1, поршень 2 со штоком 3, опирающийся на пружину 4, усилие которой регулируется полой гайкой 5. Корпус 1 имеет выпускные отверстия 6 и подпоршневые каналы 7. Шток 3 выполнен полым, с двумя рядами радиальных отверстий 8 и 9, выполненных с возможностью поочередного сообщения с каналами 7. Поршень 2 имеет дроссельные отверстия 10, соединяющие надпоршневую 11 и подпоршневую 12 полости [72].
Подбор дроссельных отверстий 10 и пружины 4 осуществлен таким образом, что при малом ( и&) расходе рабочей жидкости перепад давления на дроссельных отверстиях 10 не позволяет сжать пружину 4 и прервать сообщение канала 7 и радиальных отверстий 9. При этом рабочая жидкость поступает по НКТ в надпоршневую полость и через дроссельные отверстия 10 в подпоршневую полость 12, из которой по каналам 7, отверстиям 9, осевой полости штока 3 и полую гайку 5 попадает в затрубное пространство в без-пульсационном режиме.
При увеличении расхода рабочей жидкости за счет увеличения перепада давления на дроссельных отверстиях 10 увеличивается давление в над-поршневой полости 11 и поршень 2 через шток 3 сжимает пружину 4. При этом радиальные отверстия 9 разобщаются с подпоршневым каналом 7 и истечение рабочей жидкости через полые шток 3 и гайку 5 прекращается, а давление возрастает до рабочего (определяемого поджатием пружины 4 с помощью гайки 5). При движении поршня 2, перед открытием выпускных отверстий 6, происходит соединение каналов 7 с радиальными отверстиями 8 и, соответственно, сброс давления в подпоршневой полости 12. За счет возникшего перепада давления на дроссельных отверстиях 10, поршень 2 получает дополнительный импульс силы и в результате чего происходит резкое открытие выпускных отверстий 6. Рабочая жидкость импульсно сбрасывается в затрубное пространство и в зоне перфорации скважины возникает гид роударная волна большой амплитуды давления, распространяющаяся пласт.
После сброса рабочей жидкости давление в надпоршневой полости падает и поршень под действием пружины перекрывает выпускные окна, в результате чего давление в надпоршневой полости вновь возрастает до рабочего. Процесс сброса давления рабочей жидкости в затрубное пространство по-вторяется, а в жидкой среде затрубного и порового пространства пласта возникает колебательный процесс, способствующий созданию сети микротрещин.
Исходя из описания его принципа действия следует, что на движение поршня действуют две силы: сила, создаваемая перепадом давления на пуль-саторе, возникающая за счет эффекта дросселирования и усилие пружины, препятствующее данному перемещению. Уравнение движения поршня пульсатора можно представить в виде
Данное упрощение незначительно влияет на точность вычислений, однако значительно упрощает решение.
Так же следует учитывать, что насосное оборудование, прокачивающее рабочую жидкость через пульсатор, имеет ограничение по давлению. Поэтому следует ограничить максимально возможный перепад давления, для чего определим дросселирующий зазор для заданного нами граничного значения перепада давления.
Данный рисунок описывает траекторию движения поршня пульсатора В1 в свободном состоянии. В действительности перемещение поршня ограничено на h=33 мм упором. Как видно из рисунка по достижении поршнем упора он еще обладает ненулевой скоростью. Следовательно в момент достижения поршнем упора происходит удар. Для упругого удара справедлив закон сохранения импульса Sx=m-o - импульс поршня до удара, S2=m-u = m-k-u - импульс поршня после удара, где: к=-5/9 - коэффициент восстановления.
Знак «минус» в значении коэффициента восстановления указывает, что в момент удара происходит “отскок” - изменение направления движения поршня.
Соответственно в момент времени th=33 при котором происходит удар, сопровождаемый изменением направления движения и скорости поршня, начальные условия принимают значения
Анализ математической модели пульсатора показывает, что:
1. На частоту импульсов давления при работе пульсатора не явным образом влияет амплитуда свободных колебаний, в свою очередь, имеющая квадратичную зависимость от расхода рабочей жидкости.
2. Амплитуда пульсаций (АРв - АРн) для расходов жидкости 1 л/с уменьшается при увеличении значений расхода р.
Так же расход жидкости оказывает непосредственное воздействие на величину гидравлических потерь и забойное давление при проведении промысловых работ. Так при увеличении расхода рабочей жидкости возрастают потери давления на трение при движении жидкости по трубам, и потери давления на продавливание закачиваемого объема жидкости в пласт. Увеличение потерь давления на трение при движении жидкости по трубам НКТ ведет к снижению давления в трубном пространстве над пульсатором при одинаковом давлении на насосной установке. Увеличение гидравлических потерь на продавливание рабочей жидкости в ласт приводит к росту забойного давле-ния (давления ниже пульсатора). Таким образом при увеличении расхода рабочей жидкости происходит снижение значения перепада давления на пульсаторе.
Первые стендовые испытания пульсатора В1 были проведены в исследовательском центре РУП «ГСКТБ ГА». Целью испытаний и исследований было определение величины рабочих параметров, а также выяснение особенностей функционирования устройства в различных режимах.
Испытания показали правильность принятых технических решений и достижимость параметров, указанных в техническом задании. При изменении режима подачи рабочей жидкости (минерального масла) на устройство и параметрах устройства (количестве перепадных дросселей и усилии поджатия пружины) отмечались пульсации с амплитудой от 2 до 15 МПа и частотой от 0,08 до 5 Гц (в некоторых испытаниях наблюдались импульсы с частотой до 100 Гц).
Для более полного изучения особенностей работы устройства В1 было принято решение провести цикл испытаний и исследований в условиях, приближенных к реальным условиям эксплуатации.
Данные испытания пульсатора В1 проводились 4-11.06.2003 г. совме-стно с пульсаторами УД 20.35.4000 и УД 20.35.5000 на стенде (ИУ-00), разработанном и изготовленном БелНИПИнефть (Рисунок 3.24). В качестве нагрузочного элемента на начальных этапах испытаний использовался гидроклапан давления ВГ54-35М УХЛ-4, а на последующих - дроссели в виде пробок К1” ОСТ2 Г96-1-85 с калиброванными отверстиями. Для записи давления на входе и выходе испытываемого устройства применялись датчики давления РС-28/Ех/0..40 МПа/PD/M, устройство сбора данных JIA-3USB и мобильный персональный компьютер IRU Intro-1014CD в промышленном защитном исполнении. Образец закреплялся в стенде и с помощью линии высокого давления на него насосным агрегатом подавалась рабочая жидкость.
Отработка технологии депрессионно-импульсного воздействия с использованием тандемной компоновки скважинного оборудования
Технология повышения продуктивности скважин, осуществляемая с помощью струйных насосов, наиболее эффективна при освоении и ремонте скважин с высокопроницаемым коллектором. При этом глубокая, регулируемая депрессия, создаваемая струйным насосом, достаточна для эффективной очистки ПЗП [92].
Решение задачи увеличения продуктивности низкопроницаемых пластов и коллекторов с высокой степенью загрязнения ПЗП с помощью струйных насосов не всегда эффективно и оправдано.
Наиболее эффективным способом воздействия на низкопроницаемые пласты является применение тандемной компоновки струйного насоса в сочетании с гидроударным устройством (пульсатором), которая обеспечивает создание депрессии при одновременном импульсном воздействии на ПЗП. Считается, что данная технология будет более эффективной за счет проявления синергетизма (накладывание и усиление эффектов), особенно при проведении работ на неоднородных по ФЕХ коллекторах.
Тандемная компоновка скважинного оборудования представлена на рисунке 3.36.
Во всасывающей линии 4 струйного насоса 1 смонтировано устройство гидроударное 2, которое может быть установлено как над пакером 5, так и под ним, в зоне перфорации.
Во время работы струйного насоса 1 в его всасывающей полости 5 над устройством гидроударным 2 создается депрессия. Образующийся при этом перепад давления, преодолевая усилие пружины 6, перемещает вверх плунжер 7 до открытия радиальных окон 8. Поток скважинного флюида из под-пакерной зоны по всасывающей линии 4 через открытые радиальные окна 8 эжектируется в струйный насос 1 и далее по затрубному пространству 9 в емкость, находящуюся на устье скважины.
После открытия радиальных окон 8 давление во всасывающей полости 5 и во всасывающей линии 4 выравнивается. Плунжер 7 под действием пружины 6 возвращается в исходное состояние, резко перекрывая радиальные окна 8. Движение жидкости перед устройством гидроударным 2 мгновенно останавливается, создавая условия для гидроудара.
Струйный насос, продолжая работать, вновь создает депрессию во всасывающей полости 5. Плунжер 7 под действием вновь возникшего перепада давления сжимает пружину 6 и открывает радиальные окна 8, через которые поток скважинного флюида направляется в струйный насос 1, создавая в подпакерном пространстве скважины депрессию.
В плунжере 7 устройства гидроударного 2 выполнены четыре дроссельных отверстия 10 для обеспечения безпульсационного режима работы на малых расходах, а также регулирования амплитуды пульсаций.
На малых расходах поток жидкости из скважины проходит через дроссельные отверстия 10 в плунжере 7 и попадает во всасывающую полость 5 струйного насоса 1. При этом перепад давления в дроссельных отверстиях 10 невелик и не позволяет, преодолевая усилие пружины 6, сместить плунжер 7 до открытия радиальных окон 8. Течение жидкости через устройство гидроударное происходит без пульсаций. Величина расхода жидкости, при которой перепад давления в дроссельных отверстиях 10 становится достаточным для сжатия пружины 6, перемещения плунжера 7 и создания пульсационного режима, определяется диаметром и количеством открытых дроссельных отверстий 10. При закрытии дроссельных отверстий 10 пробками потери перепада давления до плунжера 7 и после него отсутствуют. Перепад давления, необходимый для перемещения плунжера и открытия радиальных окон 8, определяется величиной давления под пакером 3 и депрессией во всасывающей полости 5, создаваемой струйным насосом 1, а также площадью плунжера 7 и настройкой пружины б.
При прокачке через струйный насос 1 жидкости с расходом от 4 до 7 л/с расход на всасывании может колебаться от 0,5 до 1,5 л/с в зависимости от размеров установленных сопел и диффузоров и выбранного отношения их диаметров. Экспериментальный образец устройства гидроударного 2 разработан под расходы от 0,1 до 1,5 л/с. Причем, на расходах от 0,5 до 1,5 л/с путем подбора количества дросселей и их диаметра может обеспечиваться получение начального режима работы без пульсаций, а затем при увеличении расхода обеспечиваться пульсационный режим работы устройства гидроударного 2. Увеличение количества дроссельных отверстий 10 уменьшает амплитуду гидроударов при одном и том же расходе жидкости.
На расходах жидкости через устройство гидроударное 2 от 0,1 до 0,5 л/с обеспечивается только пульсационный режим, при заглушенных пробками дроссельных отверстиях. В этом случае на указанных расходах жидкости будет обеспечен пульсационный режим устройства гидроударного 2 с максимальной для данного расхода амплитудой, т.к. потери давления на дроссельных отверстиях 1о отсутствуют.
Чередующийся процесс открытия и закрытия плунжером 7 радиальных окон 8 устройства гидроударного 2 периодически прерывает эжектируемый струйным насосом 1 поток скважинного флюида и создает гидроударные импульсы давления жидкости в подпакерном пространстве скважины в условиях депрессии на пласт. Возникающие гидроударные импульсы давления образуют упругие колебания и волновые процессы в ПЗП.
Упругие колебания (гидроудары) в условиях депрессии на пласт способствуют тиксотропному разжижению глинистых включений, дезинтеграции кольматирующего материала. Они позволяют уменьшить блокирующее влияние фаз - воды, нефти или газа, ускорить фильтрацию жидкости и вынос кольматирующего материала в скважину, в результате чего происходит выравнивание профиля притока за счет восстановления проницаемости ПЗП и подключения в работу неосвоенных или засоренных пропластков.
В 2004 г. был изготовлен экспериментальный образец устройства гидроударного В1-73 для включения в тандемную компоновку скважинного оборудования.
Планировалось выполнить стендовые и опытно-промысловые испытания тандемной компоновки. На стендовых испытаниях предусматривалось проверить:
- функционирование устройства на различных расходах жидкости;
- технические характеристики:
1. амплитуда пульсаций давления
2. частота пульсаций давления
3. минимальный перепад давления рабочей жидкости для обеспечения пульсационного режима
4. минимальный и максимальный расходы жидкости: в стационарном и пульсационном режиме
- возможность настройки режимов работы на различных расходах жидкости.
Для проверки работоспособности и определения некоторых технических параметров непосредственно устройства гидроударного были проведены его стендовые испытания на имеющемся стенде для испытания пульсаторов.
Испытания были проведены в сентябре 2004 г. путем прокачки через устройство гидроударное жидкости с различными расходами, создаваемыми насосным агрегатом АН-700. Подпор на выходе из стенда создавался с помощью штуцеров с различными отверстиями.
С установленными в плунжере устройства гидроударного 4 дросселями и штуцере о 8 мм, на расходах 2,6, 3,5 и 4,9 л/с, были зафиксированы на входе, соответственно, следующие амплитуды давления 2, 4 и 5 МПа при частоте колебаний от 0,7 до 1 Гц (Рисунок 3.37). Причем абсолютная величина давления на входе возрастала с 6,5 до 16 МПа.
На проведенных испытаниях устройство гидроударное показало способность создавать стабильные низкочастотные (1 Гц) импульсы, амплитуда которых зависит от установленного количества дросселей в плунжере, расхода жидкости и создаваемого подпора на выходе.
Анализ результатов проведенных испытаний показал, что при установке 2-х дросселей диаметром 2,3 мм гидроударный режим работы устройства обеспечивается при расходах более 3 л/с, а при установке 4-х дросселей диаметром 2,3 мм - более 5 л/с.
Таким образом, на проведенных испытаниях гидроударное устройство показало способность при прокачке через него жидкости генерировать стабильные низкочастотные ( 1 Гц) импульсы гидроударов, амплитуда которых может регулироваться количеством дросселей в плунжере, расходом подаваемой жидкости и создаваемым подпором на выходе из устройства. Записи пульсаций давления показали, что при установке 2-х дросселей диаметром 2,3 мм гидроударный режим работы обеспечивается на расходах более 3-х л/с, а при установке 4-х дросселей диаметром 2,3 мм гидроударный режим обеспечивается на расходе 5 л/с. По данным измерений было принято решение испытать тандемную компоновку с устройством гидроударным с одним дросселем диаметром 1,5 мм, т.к. расход во всасывающей линии установленного в тандеме струйного насоса при коэффициенте инжекции 0,1 и расходе прокачки рабочей жидкости от 4 до 6 л/с составит от 0,4 до 0,6 л/с.
В 2005 г. был изготовлен стенд для испытания струйных насосов, на котором провели исследования работоспособности тандемной компоновки (струйный насос УГИС-5 - пульсатор В1-73). Стендовые испытания были проведены 4.11.2005 г. Испытания проводились путем прокачки через струйный насос (сопло о 4 мм, диффузор о 6 мм) рабочей жидкости с различными расходами, создаваемыми насосным агрегатом АН-700. Подпор (имитация пластового давления) создавался посредством трехплунжерного насоса, приводимого в действие электродвигателем с частотным преобразователем, и составил 2,5 МПа. В гидроударном устройстве установили 2 дросселя с выступом регулировочного винта (усилие поджатия пружины) 50 мм.
Пример записи пульсаций давления представлены на графике (Рисунок 3.38). Анализ результатов всех испытаний показал, что при изменении расхода рабочей жидкости (изменение давления 10-25 МПа), подаваемой на струйный насос (тем самым, изменяя значение депрессии в подпакерном пространстве), значения амплитуды и частоты пульсаций составляют 5 МПа и о,1-0,2 Гц, соответственно, и, практически не изменяются. Проведенные испытания показали работоспособность гидроударного устройства в комплексе тандемной компоновки. По результатам было принято решение о проведении испытаний в скважинных условиях.
Похожие диссертации на Комплекс технологий воздействия на низкопроницаемые нефтяные пласты с целью интенсификации притока : на примере нефтяных месторождений Республики Беларусь
