Моделирование пульсационных процессов очистки ствола и призабоной зоны нефтяных скважин Файзуллин Идрис Калимуллович

Содержание к диссертации

Введение

ГЛАВА 1. Литературный обзор по современной технике и технологии очистки ствола скважины и призабойной зоны пласта

1.1 Интенсификация добычи нефти ведущими компаниями России 10

1.2 Проблематика разработки трудноизвлекаемых запасов нефти 20

1.3 Отложения АСІ 10 при эксплуатации скважин и способы борьбы с ними 31

1.3.1 Обработка ПЗ растворителями и многофункциональными реагентами 31

1.3.2 Способы предотвращения отложений ЛСПО и разрушения эмульсии 35

1.4. Техника и технология теплового воздействия на нефтяные коллекторы 38

1.5 Техника и технология волнового воздействии на нефтяной пласт 43

1.6. Сравнительная оценка методов повышения нефтеотдачи 49

ВЫВОДЫ 53

ГЛАВА 2 Математическое моделирование при пульсацноннои обработке нефтяных скважин .

.1 Пульсацпонная установка для дренирования нефтяной скважины 54

2.2 Режимы движения рабочей жидкости в пульсациопном процессе нагнетания и сброса давления 56

2.3 Системный подход в описании гидродинамики и фильтрации в пульсацноннои

спс теме 60

2.3.1 Начальные условие и уравнения для нестационарной фильтрации 62

2.3.2 Основная система уравнений движения 65

2.3.3 Анализ и обоснование системы уравнений 67

2.3.4 Математическое описание в схеме, реализующей пульсационныи режим с протоком 68

2.3.5 Математическое описание в схеме с использованием пакера в затрубье 70

2.4 Математическая модель тепломассообмена в нестационарных условиях 73

2.5 Методика оценки экономической эффективности очистки скважины 79

2.5.1 Критерий энергосбережения и выбора режимов дренирования 79

2.5.2 Методика расчета технико-экономических показателей при пульсацпонной очистке скважины и ПЗП 80

ВЫВОДЫ 82

ГЛАВА 3 Построение алгоритма и численной реализации расчета динамики процессов в скважине .

3.1 Построение разностной схемы и решение 85

3.2 Программная реализация и алгоритм расчета 89

3.3 Представление и обработка получаемых результатов 99

ВЫВОДЫ. 105

ГЛАВА 4 Анализ результатов расчета пульсациоипой очистки нефтяных скважин и ПЗП

4.1 Очистки ствола и ПЗП в пульсацпонной схеме с ресивером 105

4.1.1 Динамика пульсаций и частотные режимы 105

4.1.2 Динамика пульсаций в схеме с проточным режимом 114

4.2. Использование депрессии при пульсацпонной очистке ПЗП 117

4.3 Очистка ствола и ПЗП в схеме с паксром и появление частогпоіі динамики в ходе пульсаций 127

4.4 Энергетика и технико-экономические показатели при пульсацпопноіі очистке скважины и ПЗП 135

4.4.1 Режимы пульсации с ресивером 135

4.4.2 Режимы пульсации с накером 138

4.4.3 Расчет технико-экономических показателен 141

4.5 Комплексная обработка нефтяных скважин 144

Выводы 149

Заключение 150

Литература 152

• Интенсификация добычи нефти ведущими компаниями России
• Режимы движения рабочей жидкости в пульсациопном процессе нагнетания и сброса давления
• Построение разностной схемы и решение
• Очистки ствола и ПЗП в пульсацпонной схеме с ресивером

Введение к работе

Актуальность работы.

По данным министерства энергетики РФ доля активных запасов нефти в балансе большинства нефтяных компании составляет около 45% и продолжает снижаться. Отчасти это связано с переходом основной группы месторождении на завершающую стадию разработки. Поэтому одним из главных направлений повышения эффективности нефтедобычи является совершенствование технологій"! нефтепзвлеченпя, обеспечивающую интенсификацию притока, повышение продуктивности, энерго и ресурсосбережение при эксплуатации нефтяных месторождении. При этом немаловажную роль имеет восстановление и ремонт малодебптных скважин как следствие протекающих в призабойной зоне и стволе сопутствующих техногенных процессов.

Выбор метода воздействия на призабойную зону пласта (ПЗП) осуществляется, в основном, эмпирически, поскольку экспериментальные исследования всегда связаны с большими затратами, вследствие чего не всегда удастся выбрать эффективные гидродинамические н тепловые режимы обработки.

Практика проведения капитального ремонта скважины (КРС) показывает, что среди множества методов обработки скважин хорошо зарекомендовал себя способ мягкого, структуросберегающего воздействия на ПЗП путем дренирования скважины низкочастотными пульсациями.

Этот метод приводит к рассредоточению материала, кольматпрующего эффективное пустотное пространство по объему пласта, разблокированию зон, целиков насыщенных нефтью и пластовой водой. Метод может эффективно использоваться совместно с традиционными технологиями интенсификации нефтепзвлеченпя. такими как кислотная промывка, использование многофункциональных реагентов и растворителей, с акустической и сейсмической обработкой.

Математическое моделирование гидродинамики, фильтрации, тепломассообмена позволяет', используя системный подход, анализировать динамику изменения расходов и давлений в различных частях системы, определить условия и рассчитывать кинетику масеообменных и фильтрационных процессов в скважине и пласте, оценивать энергетику обработки ПЗП. Это дает возможность выбора экономически

эффективных режимов при компоновке устьевого оборудования и находить новые технические решения в пудьсацпопноп технологии очистки ствола скважины и прп-забойноп зоны пласта.

В работе представлен расчет и анализ различных пульсацпонных режимов дренирования в стволе скважины и коллекторе, осуществляемого с помощью различных схем оборудования для малых избыточных давлений и структуросбереже-ііііії при воздействии на пласт.

Цель диссертационной работы.

Произвести расчеты и анализ процессов очистки ствола и нрнзабойноп зоны для различных гидродинамических режимов и схем пульсацнонного дренирования нефтяных скважин па основе адекватной математической модели и программного комплекса, обеспечивающего ее реализацию.

Задачи диссертационной работы.

1. Исходя из системного подхода, построить математическую модель для расчета гидродинамики, фильтрации, тепломассообмена в системе «пульсацпонная установка - скважина - пласт».

2. Определить основные особенности пульсацпопной гидродинамики для их использования в различных режимах дренирования при очистке скважины и 1ГІІI:

возникновение депрессии в нрнзабойноп зоне

возникновение частотою процесса в ходе пульсации

3. Произвести анализ использования комплексної"! технологии очистки скважины п ПЗП в различных режимах пульсацнонного дренирования с термообработкой.

4. Разработать методику оценки экономической эффективности и рассчитать основные технико-экономические показатели использования различных схем пульсацпопной очистки скважины и ПЗП.

Методы исследований

Для достижения поставленных целей и решения задач используются:

Аналитические методы описания гидродинамических и фильтрационных процессов:

Мобильная установка для создания пульсаций в скважине;

Метод разностных схем решения систем дифференциальных уравнений;

Современная вычислительная техника.

Научная новизна.

1. Показана возможность выбора эффективных гидродинамических режимов для очистки ствола и прпзабопной зоны нефтяной скважины путем моделирования процессов гидродинамики, фильтрации и тепломассообмена.

2. Рассчитана и проанализирована динамика изменения давления и расходов для различных гидродинамических режимов и схем дренирования ПЗП, где показаны:

условия возникновения депрессии в прпзабопной зоне, подтверждаемые в эксперименте

возможность использования частотного колебательного процесса

возможность использования высокочастотного индукционного нагревателя п системы эффективных гидродинамических режимов в комплексной технологии очистки скважины п ПЗП пульсацпонного дренирования.

5. Создана методика оценки экономической эффективности для различных режимов очистки ствола и прпзабопной зоны нефтяных скважин рассчитаны технико-экономические показатели

Практическая ценность работы:

1 Выбраны и предложены малозатратные п эффективные режимы очистки ствола и прпзабопной зоны скважины при счруктуросберегающем пульсацпопном дренировании.

2. Предложена технология комплексной пульсацпонной обработки нефтяных скважин.

Автор защищает

I. Математическую модель расчета гидродинамических, фильтрационных, те-пломассообменных параметров в различных гидравлических системах пульсацпонного дренирования скважин и пластов.

2. Новые технические режимы пульсацпонного дренирования нефтяных скважин:

режим пульсации с депрессией в прнзабойной зоне и структуроебережеппем при дренировании ствола и прнзабойной зоны;

режим частотных колебании в процессе нагнетания давления с пакером и ресивером

3. Методику и расчет оценки технико-экономических показателей для различных схем п режимов пульсацпонного дренирования.

4. Пульсацпопнып способ осуществления комплексной обработки скважин.

Достоверность результатов обеспечивается адекватностью математической модели, которая подтверждена сравнением расчетных значений уровня п давления в ресивере и давления її прнзабойной зоне с экспериментальными значениями, полученными на опытно-промышленной установке

Личное участие. Все основные результаты работы получены лично автором под научным руководством д.і.и. профессора Гурьянова Л.И.'

Апробация работы.

Основные результаты работы докладывались п отражены:

- на технических совещаниях в ЗЛО «ТЛТОШП'АЗ». ТНК-ИР. ЛУКОЙЛ с
2000 по 2007 гг:

- в действующем патенте «Способ и устройство освоения и очистки приза
бойноп зоны скважин импульсным дренированием»// патент RU №2272902 от
29.09.2004 г, бюл №9;

на семинарах кафедры Тепломассообменные процессы и установки Казанского государственного энергетического университета.

па семинарах в РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав п списка ліпераіурьі. Работа изложена на 167 страницах, содержит 40 рисунков и 13 таблиц. Список литературы состоит из 139 наименований.

В разработке молені и опенке эффективности коиепствия принимал .тоц. 1 Іроіпекальпнков Д.В. (КГ'.)У)

1.1 Интенсификация добычи нефти на месторождениях ведущих компании России

В нефтедобывающей промышленности главным направлением технического прогресса является совершенствование технологии добычи, способствующее ускоренному росту объемов производства и улучшению качественных показателей разработки нефтяных месторождении. Применение методов увеличения нефтеотдачи пластов не только дает возможность обеспечить более высокий уровень добычи нефти, но и повышает общую эффективность использования ее запасов.

Основными элементами современной технологии добычи нефти являются методы воздействия па пласт я обработки призабойной зоні,і скважин. При воздействии на пласт основной целью являемся восполнение пластовой энергии в процессе эксплуатации нефтяного месторождения, при воздействии на призабой-hvio зону - улучшение использования пластовой энергии путем уменьшения фильтрационных сопротивлении двпжепп/о жидкости в призабойной зоне скважин. Наибольший эффект на ряде нефтяных месторождений может быть получен при условии одновременного применения методов воздействия на пласт и методов обработки призабойной зоны скважин.

Увеличение нефтеотдачи пластов и темпов разработки нефтяных месторождений — одна из основных задач нефтяной промышленности. Опыт показывает, что если прежде коэффициент нефтеотдачи не превышал 30—40% (а при режиме растворенного газа даже 25--30%). то с внедрением в промышленность методов заводнення пластов, содержащих маловязкне нефти, он был доведен до 50—60%. Однако столь эффективно осуществлять заводнение пластов не всегда удаемся из-за сложных геологических условиїі - малой проницаемости и большой неоднородности пластов, высокой вязкости нефти и т. д. На нефтеотдачу оказывают влияние также активные компоненты нефти (смолы, асфалыены, нафтеновые кислоты). Чем больше содержание этих веществ, тем меньше при прочих равных условиях нефтеотдача.

Изыскание новых, более совершенных методов интенсификации процессов добычи нефти является крупным резервом повышения эффективности использования основных фондов, улучшения использования природных ресурсов нефти и увеличения ее добычи в старых районах.

Производительность нефтяных скважин зависит от ряда факторов, основные из которых: паропроводноегь. являющаяся функцией проницаемости пласта и вязкости нефти, п перепад между забойным и пластовым давлениями. Пан-большее влияние оказывают проницаемость призабойпой зоны п вязкость нефти.

Низкая проницаемость обусловливается плохими коллскторскимп свойствами пласта. Последнее характерно для карбонатных пород п сцементированных песчаников. Проницаемость может изменяться (в основном в сторону уменьшения) в процессе эксплуатации вследствие выпадения из нефти части высокомолекулярных углеводородов в призабойпой зоне скважин. Так. в процессе разработки залежей нефти даже с небольшим содержанием парафина (2--4%). при температурах ниже температуры начала кристаллизации дебит скважин снижается не только из-за уменьшения пластовой энергии, но и в результате запарафинирова-нпя призабойпой зоны пласта. Высокое содержание в нефти смол п асфальтенов ускоряет этот процесс.

Вязкость нефти оказывает наибольшее влияние на дебит скважин но сравнению с другими основными параметрами, входящими в уравнение гпдропроводности.

Поэтому воздействие па призабойную зону скважин сводится к двум основным направлениям: повышению проницаемости ИЗ и снижению вязкости нефти.

Все многообразие применяемых методов воздействия на скважину и пласт можно объединить в 5 групп: химические, физические, физико-химические, тепловые и термохимические, микробиологические.

1) Химические методы составляют почти 70% годового объема ОПЗ большинства действующих месторождении России. К ним относятся:

кислотная обработка (обработка соляной кислотой, направленная соляпо-кислотная обработка (ПСКО) [1]. [2]) приводит к повышению проницаемости; - обработка растворителями и ПАВ [3J приводит к уменьшению вязкости нефти.

2) Физические методы, в основном, применяются для повышения прони
цаемости пласта и подразделяются на 4 подгруппы:

гидро- (ГРП, ЛГРП) и газодинамические (ГДРП) разрывы пластов [4J, [5];

волновые и импульсные: акустическое (АВ), гидроакустическое (ГАВ), вибро-сейсмпческое (ВСВ) [6], гидроимпульсное (ГИВ). электрогпдравлпческос (ЭГВ) и термобарическое (ТБО) воздействия. [7], [8], [9];

методы очистки 113 путем создания многократных депрессии [9|, [10]:

перфорационные методы: щелевая, сверлящая, гидропескоструйная и кумулятивная перфорация [1 I]. [12].

Физические методы составляют до 56% годовых операции [13]. из них па долю депрессионных методов очистки прпзабопной золы приходится 13-15%. Характер загрязнения ПЗ нагнетательных и добывающих скважин различен. Первые в основном загрязняются механическими примесями, вторые в результате отложения асфалыосмо-лопарафпповых веществ. Проведение дополнительной перфорации составляет в общем объеме ОПЗ около 13%, успешность осуществления - 90%, прирост дебита 43%.

3. Физико-химические методы осуществляются путем различных сочетаний описанных выше химических и физических методов.

4. Тепловая п термохимическая обработка прпзабопиой зоны нашла применение в виде термогеохимнческого воздействия (ТГХВ). впутрппластовой термохимической обработки (ВПТХО) [5] и высокочастотного индукционного прогрева 113 [14].

5.) Аэробные углсводородоокпеляющпе микроорганизмы вводятся в скважину с питательной средой, применяются для разложения парафиновых отложений [15], [16].

Каждый метод обработки прпзабопиой зоны (0113) имеет свою область применения и ограничения. В связи с этим важно производить оценку условий возможного применения каждого из методов. Однако до сих пор не удается сформулировать четкие критерии их выбора применительно к ОПЗ.

Попытка выработать такие критерии для карбонатных коллекторов носит эмпирический характер и в связи с отсутствием разграничения методов ОПЗ по гсолого-фпзпческнм параметрам, данные критерии не обеспечивают достаточную технологическую эффективность. Интенсификация притоков требует разработки

и применения комплекса методов. В качестве иллюстрации наработанного опыта можно привести схему использования МУІІ в ОАО «ТАТНЕФТЬ» рис. 1.1. [17].

С целью интенсификации нефтепзвлеченпя из продуктивных пластов в ПК «ЛУКОЙЛ» наиболее часто применяются (54.9% от общего количества) физические. Соотношение объемов дополнительно добытой нефти, полученных за счет применения на месторождениях компании различных методов МУН, приведено на рис. 1.2 [13].

Использование методов гпдроразрыва (ГРП) и локального гпдроразрыва (ЛГРП) пластов приводит к образованию в последних «техногенных» трещин различной ориентировки (горизонтальных п вертикальных) протяженности (при ГРП - в 100 м п более, а при ЛГРП - до 30 м) п раскрытости (до 10-18 мм). Закрепление «техногенных» трещин в процессе выполнения операции осуществляется заполнением их проппантамп (зернами кварцевого песка, искуса венными зернами и др.). При выполнении операции по ГРП используется значительное количество спецтехники, химреагентов и закрепляющих материалов», в большинстве своем импортного производства, что и является определяющим фактором высокой себестоимости операции. Поэтому интенсификация добычи нефти методом ГРП и использовании компанией 00(3 «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь»» зарубежных технологии (США. Канады), которые по своим стоимостным показателям обычно не сооїветствуют величинам дополнительно добываемой нефти п тем более из малодебптных (до 5 т/сут.) скважин.

Учет положшельных п отрицательных строи технологии ГРП. а также горно-геологических условии районов» деятельности ПК «ЛУКОЙЛ» привел к созданию более дешевого метода локального гидродинамического разрыва пласта (ЛГРП). специально ориентированного па расформирование зон кольматацпп в нпзкодебптпых скважинах старых нефтедобывающих районов.

Работы по ЛГРП выполнены в 50 малодебптных скважинах па 15 площадях компании «ЛУКОЙЛ-Пермнефть» с использованием отечественной техники и позволили увеличить дебпты нефти в 1.5-5 раз. При этом средний прирост дебита составил 3-5 т/сут.. средняя суммарная дополнительная добыча на скважину - 1.2 тыс. т. а продолжительность эффекта от операции - до 2 лет. Сравнение результа-

Для террпгепных коллекторов

Для карбонатных коллекторов

Обработка растворителями, IIЛ В и многофункциональными реагентами

Применение вол нові.IX методов

Физические денресси-онные методы

Разгл пн і нация прпза-боиноіі зоны пласта

Технология

глубокого

воздействия

Направленные солянокислої" ные обработки

Комплексное воздействие

Рис. 1.1 Схема использования МУН для ОПЗ в ОАО «ТАТНЕФТЬ)

Прирост добычи нефти

Рис. 1.2 Соотношение объемов дополнительно добытой нефти, полученных ;а счет применения на месторождениях компании «ЛУКОЙЛ*) различных методов МУІ1:

24% - химические 16% - гидродинамические 60%- физические

технологии шрубежных фирм, покачало, что они практически одинаковы, а вол стоимостьопераций Л1 I'll в 1.5-3 раза меньше, чем I )')).

нашій для создания «техногенных» трещин энергии высокотемпературных (1200-
1600 К) газов, образующихся при сі ораний і орючеокислительных составов (ГОС)
и гвердотоплнвных пороховых сне і ем с регулируемым импульсом давления
(ПГРИ). Опытно-промышленные работы по ГДРП выполнялись специалистами
Малаховского отделения ВНИИПефтепромгеофизика ЗЛО ПИК «ИНТЭС» и
ООО П-ИК «ВНИИИЭФ-Спецгеосерипс» is скважинах ряда месторождений ком
паний «ЛУКОЙЛ-Пермь». «Лангепаенефтегач» «ЛУКОЙЛ-
Калннинградморнефть». Полученные при этом результаты показали, что коэффи
циент успешности метила составляеі 75-100%. По успешным скважинам дебиты
нефти возрастаю! в 2-5 раз. средине величины дополнительно добытой нефти в
расчете па 1 месяц варьируют ол 200 до 900 т. Добывающие и нагнетательные
скважины, простаивавшие после капитальных ремонтов, спускаются іі работу

соответственно с деоптамп от 7 до 36 р'сут. и приемистостью 90-480 м"7сут. Зафиксированное время сохранения эффектов от проведения ГДРП составляет 2-8 месяцев.

Опыт использования метода акустического воздействия (АВ) в И К «ЛУКОЙЛ» на коллекторах прпскважипиых зон продуктивных пластов показал, что в ходе воздействия увеличивается количество работающих пропластков и их суммарная мощность возрастает с одновременным ростом гидроприводиости и проницаемости. Дсбиты нефти и газа в добывающих и приемистость нагнетательных скважин после ЛВ на ГПП повышаются соответственно в 1.5-7 раз и 1 1.5-3 раза. Дополнительная добыча нефти от ЛВ па коллектора варьируется в широких пределах. В расчете на 1 месяц работы скважин с деоптамп до проведения ЛВ не более 10 т/сут. в среднем составляет 150-200 г, с дебитамп 10-50 т/сут. 550-600 т, а при дебитах более 50 т/сут. — 1000-1100 т/сут. Продолжительность эффекта увеличения дебптов скважин от АВ при соблюдении основных технологических параметров составляет 6-18 месяцев, а коэффициент успешности работ— не менее 95%.

Впбросейсмическпй метод является высокоэффективной ресурсосберегающей технологией допзвлеченпя нефти из обводненных пластов. Для воздействия на пласт используются наземные впбропсточники различных типов, которые устанавливаются па устье инициирующей скважины. Упругие колебания по специальному трубному волноводу, акустически изолированному от стенок скважины, передаются непосредственно в пласт. Эффективный охват продуктивного пласта одним виброисточником по площади составляет 25 кв.км., а число скважин одновременно охваченных воздействием в зависимости от сетки разработки достигает 25-50.

В 1990 г. были проведены опытные работы по впбросейемпческому воздействию (ВСВ) иа пласт Ю-П Южио-Тетсрского месторождения «Урайнефтегаза», а в 1998 г. на пласты Б-10 и Б-1 1 месторождения Дружное «Когалымнефтегаза».

При выполнении работ по вибросейсмическом) воздействию на пласт (ВСВ) использовалось 1 пли 2 сейсмических вибратора дебалансного тина, располагавшихся па территории обрабатываемых участков площади и имевших сле-

дующие характеристики: общая масса 65-130 т. площадь платформы- 20-40 м\ амплитуда силы - 50-1000 к11 и 200 МП. частота вибраций - 10-25 \'и. режим излучения гармонический, питание - от электросети через подстанцию, время воздействия -40-60 мни. циклами в течение 1.5-2.5 месяца. Результатами выполненных экспериментальных работ является то, что в целом коэффициент успешности ВСВ составил 20-25%, дебиты скважин повышались на 5-35%. Обводненность продукции либо не изменялась, либо незначительно уменьшалась.

Продолжительность эффекта по ВСВ составляет от 6 месяцев до 3 лет. Увеличение нефтеотдачи из обводненных пластов достигает 25% от остаточных запасов. Увеличение текущей добычи на 40-60%, снижение обводненности эксплуатационных скважин 30-40%. За счет применения этой технологии из старых, обводненных месторождений дополнительно добьгго более 1 млн. тонн нефти.

Метод электрогидравлического воздействия (ОГВ), авторами которого являются специалисты компании «Геокарт», относится к группе импульсных воздействий на ПЗП. Он основан на создании с помощью электрпческого разряда гидравлических импульсов давления энергией 1-5 кДж. распространяющихся по породам обрабатываемого пласта, диспергирующих и выносящих кольматанты из него. К настоящему времени разработан и прошел стендовые испытания сква-жпнный прибор ОГИС-5. Диаметр прибора 102 мм. длина 3.5-6.5 м (в зависимости от числа накопительных модулей), ограничения по температуре - 100 С, давлению -50 МПа. В 1986-92 гг. скважпнный прибор «Скиф» энергоемкое! ыо 1 кДж проходил скважпнные испытания на предприятиях «Олсктрогндравлнка», «Тат-нефтегеофпзпка» и «ЛУКОЙЛ-Псрмнефть» и 2 месторождениях Казахстана. Коэффициент успешности составил 70%. дебиты нефти и приемистость нагнетательных скважин увеличивались на 50-150%, скважнинос оборудование очищалось от парафинов, минеральных солей и ржавчины.

Метод термобарообработок (ТБО) прискважинных зон продуктивных пластов, содержащих вязкие нефти, основан на стабильном медленном (15-20 мин.) горении порохового заряда (типа РСИ-2) длиной 6-9 м. Процесс горения приводит к повышению температуры пород 11311 и снижению вязкости нефти, а также рас-

плавлению отложившихся в эффективном пустотном пространстве коллекторов парафиновых и асфальтен-смолпстых соединении. В случае пакеровки ПКТ в зоне горения заряда возможно увеличение давления до 55 МПа, что в ряде горно-геологпческпх условии может приводит!, к образованию в коллекторах «техногенных» трещин и проникновению высокотемпературной газовой фазы на расстояние до 3 м от стенки скважины. Жидкие углеводороды со сниженной вязкостью поступают в ПКТ и по ним поднимаются на устье.

Техническими исполнителями работ являются бригада КРС и перфораторная партия промысловых геофизиков. Работы по ТБО в «ЛУКОИЛ-Пермнефтп» выполнялись специалистами НПФ «ИКЭС-нефть» (Башкортостан) в объеме 61 операции. В результате этих работ было получено дополнительно 32,5 тыс. т нефти.

В области интенсификации добычи углеводородов компания ЗЛО «НОРД Сервис» предлагает своим Заказчикам несколько технологию щелевой разгрузки прнскважпннон зоны продуктивного пласта (ЩРИ) как альтернативу технологии ГРН и технологии реагент noil обработки скважин порошкообразными реагентами, не имеющая аналогов в мировой практике.

Основой технологии (ЩРП) является управление величиной касательных напряжении, возникающих в прнскважпннон зоне за счет торного давления, путем создания вдоль осп скважины двух радиальных щелей, ориентированных в диаметрально противоположные стороны. Геометрия каждой щели рассчитывается 15 зависимости от геологических условий п горных напряжений. Это позволяет получить максимальную по гидродинамическим условиям отдачу пласта. Опытно-промышленная проверка показала высокую эффективность способа: притоки флюида в скважин}' повышаются в 1.5-5 раз и более относительно первоначального дебита. Технологию ЩРП можно применять как для реновации бездействующих скважин, так и сразу после эксплуатационного бурения, не делая перфорации. ЩР11 свободна от ряда ограничений, предъявляемых к скважинам под ГР1Т.

максимальная выработанность запасов (ГРІ 1 < 30%, ЩР11 < 70%);

минимальная мощность продуктивного пласта (ГРП > 4 м. ЩРП > 0,1 м);

минимальная удаленность ГНК или В1 11< (ГРП > 5 м, ЩР11 > 0.5 м).

В результате обработок 57 скважин в карбонатных и черрпгенных коллекторах по технологии ЩРП средняя дополнительная добыча нефти по скважине составила 3,4 тыс. гони при продолжительности действия эффекта 3-4 года. На 6 газовых скважинах средняя дополнительная добыча газа по одной скважине за счёт проведения ЩРП составила 4935 тыс. м"' при продолжительности дейспшя эффекта не менее 3-х лет.

Технологии реагентной обработки скважин использует неагрессивные порошкообразные реагенты и предназначена для высокоэффективном химическом обработки нефтяных, газовых, газоконденсатних, нагнетательных п водозаборных скважин, направленной на удаление из прискважмнных зон различных осадков в твёрдой фазе: глинистых и полпмерглшшетых образований, карбонатных осадков, железистых соединений и осадков органического происхождения. Выбор как самих реагентов, так и технологии их применения производится индивидуально для каждой скважины в зависимости от минералогического состава коль.ма-тирующпх образований.

Обработка 15^е) продуктовых нефчяных скважин дало среднее приращение де-бша 12.1 і сучки пли 1 1 1%. По результатам обрабоюк 36 нагнетательных скважин среднее приращение объема нагнетания составило 148 м'/'сутки или 155%.

На >1мбургском газоконденсатом месторождении была произведена реа-гентная обработка 39 скважин с успешностью более 85%. В результате обработок среднее увеличение дебита газовых скважин составило 84 тыс. м'7сутки или 40%.

ЗАО «НОРД Сервис» предлагает технологии ограничения водопритока. При этом используются технологические растворы, приготовленные на основе различных полимерных соединении, кремнпйорганичеекпх эмульсий, цементных и нефтеце-ментных суспензий. Обработка скважин осуществляется с использованием стандартного оборудования устья скважины, механизмов и агрегатов, применяемых при капитальном ремонте скважин: цементировочных агрегатов типа ЦА-320М. блока манп-фольдов. автоцистерн, промежуточных емкостей.

Специалисты компании раГняалп на месторождениях Компне(|)ті>. «Саратов-неф тегаз». «І Іижневартовскнефтегаз». «Сургутнефіегаз». «Гаїнефть».

В результате применения этих технологии, на скважинах происходит снижение обводненности продукции и увеличение дебита нефти в 3-5 раз при одновременном снижении отбора воды па 10-50%. 1 Іри этом на одну скважппо-операцпю обеспечивается дополнительная добыча нефти 0,8-6,0 тыс. тонн.

Для оценки промысловой эффективности и увеличения объемов МП ПО "Башпсфть" испытывает свыше 50 технологии, 1 том числе п микробиологические методы. Практически во всех работах, посвященных применению биотехнологий в качестве МУМ. указывается, что микробиологическое воздействие позволяет извлечь остаточную нефть в результате того, что:

- микроорганизмы потребляя различные углеводы нефти, вырабатывают внутри пласта ПАВ, растворители, кислоты и газы, которые улучшают подвижность нефти;

- биомасса, вырабатываемая микроорганизмами, закупоривает высокопрони-цаемые зоны поглощения, увеличивая охват пласта заводнением [18J-[24J.

Все это действительно приводит к снижению проницаемости пласта. Однако следует отметить, что наиболее сильное выпадение вторичного кальцита происходит в зонах контакта нефти с водой, что способствует изоляции непромытых участков залежп от водонапорной системы .

Микроорганизмы при фильтрации через поры пласта-коллектора адсорбируются па поверхности его каналов, образуют колонии бактерий различных видов п продукты их метаболизма (слизь, биопленка, нерастворимые в воде осадки, микробные тела и пр.). Это приводит к уменьшению диаметра каналов породы, что влечет за собой снижение проницаемости пласта-коллектора. При наличии в воде большого количества бактерий и продуктов их деятельности проницаемость нефтеносных пород снижается более чем на 50%. а также усиливается как электрохимическая и химическая коррозия промыслового оборудования [25].

Поэтому для повышения нефтеоідачп и запппы от бпоповреждеппй нашло широкое применение бактерицидов в нефтяной промышленности. На сегодняш-

нпн день практическое применение в нефтедобыче нашли лишь некоторые бактерициды. К ним относятся CIIIIX - 1002 и ЛПЭ-11в [26].

CIIIIX-1002 - водный расі вор алкплфенолятов наїрия [28]. [внедрение реагента в отрасли осуществляется с 1984 года. Промышленные испытания бактерицида в объединениях: Татнефть, Башнефть, Нпжневартовскпефтегаз. Коминсфть. Промышленные испытания показали, что при закачке реагента в количестве I -'-3 г на 1м'¹ норового объема пласта, технологический процесс применения СНПХ-1002 обеспечивает:

получение дополнительной нефти от 80 до 950 тонн на 1 т реагента;

снижение содержания сероводорода в попутном газе па 60-80%, в попутно добываемой жидкости на 50-60%;

подавление жизнедеятельности СВБ в продуктивных нефтяных пластах до 100%:

снижение аварийности уменьшение количества порывов в системе поддержа
ния пластового давления (ПІ ІД).

Принципиально новым и эффективным методом увеличения нефтеотдачи рифовых нефтяных месторождений южного Башкортостана, которые эксплуатируются на естественном режиме истощения, является сводовое (вертикальное) смешивающееся вытеснение нефти оторочкой углеводородного газа ііі.ісокого давления. Первые опытно-промышленные работы на Озеркинском месторождении, начатые в 1976, показали высокую эффективность и перспективность метода (увеличение нефтеотдачи за 10-15 лет на 3,4-4,1%) [28], [29],[30]. В объединении «Башнефть» внедрены высокоэффективные технологии по закачке в пласт осад-кообразующпх енлнкатно-щелочного. аммиачного и аммпачно-полимерного растворов, биореаі сита и полимера со стеклом и с глинистой суспензией и т.д. В результате применения технологий в расчете на один очаг с обводненностью 91-99% н дополнительная добыча нефти в среднем составила 1000 т/год.

1.2 Технология и проблема гика но разработке грудноизвлекаемых запасов нефти

К труднопзвлекаемым запасам углеводородного сырья можно отнести нефтяные месторождения с существенно пониженной пластовой энергией, и высокой вязкосіью [32], газоконденсатних месторождении, расположенных на большой глубине [33] и природных битумов [34].

Следуя Р.Г. Галлееву и Р.Х.Муслпмову [35J. [36] можно утверждай,, что активные запасы маловязкой и низкосернпетой нефти месторождений волжско-уральского региона, в том числе в РТ. сосредоточенные в девонских горизонтах, значительно выработаны. Практически такое же положение сложилось с разработкой залежей нефти в терригенпых отложениях нижнего карбона, нефть которых характеризуется повышенной и высокой вязкостью и высоким содержанием серы. Значительные запасы нефти сосредоточены в карбонатных отложениях, нефть которых также высоковязкая и высокосернпстая, а толщины продуктивных пластов небольшие. Поэтому эти залежи относятся, в основном, к нпзкопродук-тнвпым. В целом же эти запасы нефти относятся к труднопзвлекаемым.

Для доизвлеченпя рассредоточенной пефт в виде глобул п из мпкроучаст-ков. обойденных водой, из малопропппасмых прослоев в высокопродуктивных пластах и отдельных низкопрошщасмых пластов при их совместной разработки с более проницаемыми предложены п широко используются методы нестационарного (циклического) заводнения с переменой направления потоков жидкости, создающий в пласте переменный упругий режим, а также форсированный отбор жидкости. Однако эти методы являются ппзкогютенцпальными, увеличивающие нефтеотдач}' па несколько пунктов [35], [36]. Полагается, и по некоторым сведениям, подтверждаются промышленными экспериментами в США. что эффективным методом доизвлеченпя остаточной нефти из обводненных пластов является применения углекислого газа |37|-|38|. Однако в России отсутствую'! дешевые и в необходимом объеме источники этого газа. Поэтом)' о применении углекислого газа в ближайшее время вряд ли может идти речь. Также имеются сведения об эффективности использования дымовых газов [39]. Однако на месторождениях также нет источников получения дымовых газов в необходимых объемах, да и перешена техническая сторона использования дымовых газов. Полыиис надежды R

семидесятых - восьмидесятых годах связывались с применением мицеллярных растворов. Но проведенные опытно промышленные работы (01 IP) не оправдали этих надежд. ОПР по применению поврхпостноактивных веществ (ПАВ) и полп-акрилампда (ПАЛ) не позволили получить однозначные ответы об их эффективности [35], [36] и в современных условиях они нерентабельные.

С конца семидесятых и особенно широко во второй половине девяностых годов широко применяются так называемые потокоотклоняющпе методы и методы выравнивания профиля приемистости и притока [40]. Последние еще называют методами ограничения добычи попутной воды в добывающих скважинах. По мнению авторов этих технологии, применение их позволяет селективно снижать фильтрационное сопротивление наиболее пропинаемых и потому обводненных зон пласта и направлять потоки закачиваемой воды в менее проницаемые и потому малообводненные зоны и пропласткп, а также отдельные пласты, вытесняя из них нефть в добывающие скважины. Авторы этих технологий отмечают, что применение их позволяет получать значительную дополнительную добычу нефти. Однако, это вызывает сомнение по многим причинам. Во-первых, дополнительная добыча нефти определяется с использованием статистических методов [41]. а именно характеристик вытеснения. При этом пи один автор не указывает точность базовой добі,пи нефти. Во-вторых, посте закачки растворов нагнетательные скважины подключаются к системе ІІІІД, давление нагнетания в которых остается тем же. что и до применения метода. При этом возникает вопрос: почему прослои, пропласткп, зоны н отдельные пласты, которые не принимали воду до применения метода, вдруг начинают принимать воду при тех же давлениях нагнетания? Чтобы эти зоны начали принимать воду или увеличили приемистость по законам гидродинамики необходимо увеличить давление нагнетания, что не происходит. В лучшем случае происходит гидродинамический эффект за счет изменения направления потоков жидкости в пласте в результате перераспределения объемов закачки по нагнетательным скважинам из-за снижения приемистости скважины, па которой был применен метод. Скорее всего проявляется гидродинамический эффект в результате того, что приемистость скважин после применения метода изменяется по-

разному. Изменение направлении потоков жидкостей, подученных индикаторными методами, может быть результатом такою гидродинамического 'эффекта.

Большую роль в повышении продуктивности добывающих и увеличения приемистости нагнетательных скважин играют процессы, происходящие при первичном и вторичном вскрытии пласта [42]-[44]. Для низкопронпцаемых тер-рпгенных коллекторов задача заключается в том, чтобы добиться устойчивой приемистости нагнетательных скважин п увеличении дебита добывающих скважин. [42J Особенность этих коллекторов состоит в том, что они содержат значительное количество глинистого и карбонатного материала, заполняющих пустотное пространство между зернами песчаника. Результатом является более низкая пористость п проницаемость. Как известно, состояние зоны пласта вблизи скважины (ПЗП) всегда отличается от сосюянпя пористоіі среды до первичного и вторичною вскрытия. В процессе первичного и вторичного вскрытия пласта, а также при цементировании может значительно снижаться проиппаемость ПЗП из-за проникновения в пласт фильтрата бурового и цементного растворов, вследствие чего образуются в поровом пространстве водопефтяпые эмульсии, нерастворимые осадки при взаимодействии с пластовой водоіі [43J. Также происходит проникновение взвешенных твердых частиц, уменьшая живое сечение пор. Глина является хорошим адсорбентом. Поэтому на глинистых частицах образуются аномальные слои жидкости. При вскрыши пласта нарушается термодинамическое равновесие, что может вести к уюлщенпю аномальных слоев жидкости, к коюрым прилипают твердые частицы. Перфорационные каналы, создаваемые кумулятивными зарядами, заполняются остатками от заряда и продуктами взаимодействия кумулятивной струп с обсадноіі колонной, цементным кольцом, горной породой. Часть этих загрязняющих материалов через стенки образующихся перфорационных каналов впрессовываются в породу, снижая проницаемость стенок канала. Ухудшение состояния ПЗП тем больше, чем ниже пластовое давление, при котором происходит вскрытие пласта, по сравнению с первоначальным [44J.

Таким образом, можно сделать вывод о том. что радиусы зон проникновения фильтрата и кольматацпп зависят от ряда факторов:

. перепада давления между скважиной и пластом (репрессия); . тина и физических параметров коллектора (пористость, проницаемость, глинистость, третіпюватость):

. физико-химических параметров промывочной жидкости.

Формирование зоны проникновения фильтрата продолжается в течение всего периода вскрытия скважины до тех пор. пока происходит фильтрация промывочной жидкости в пористую среду. При практикуемо!"] технологии вскрытия пластов избежать проникновения твердой фазы и фильтрата промывочной жидкости в коллектор (даже при использовании слабофпльтрующпх растворов с малой водоотдачей) невозможно.

Исследованиями установлено, что в зоне проникновения фильтрата естественная проницаемость пласта снижается за счет:

набухания глинистого цемента продуктивного пласта:

образования нерастворимых осадков в норовом пространстве: ценообразования в пористой среде: капиллярно-поверхностных эффектов.

В результате набухания глинистого материала в зоне проникновения фильтрата может произойти переуплотнение породы продуктивного пласта с последующим снижением пористости и проницаемости коллектора.

Содержание глины до 6-9 % может привести к полной поіере проницаемости породы. То же происходит при длительной эксплуатации скважин из-за закупорки нор различными смолами прпзабойной зоны.

Исходя из выше приведенных рассуждений, можно сделать заключение о з ом. что повышение пласювого давления связано с перераспределением остаточной нефти и активизацией массовых перетоков в пласте, а также с эффективной очисткой прпзабойной зоны вблизи пласта п ее дскольматацпп. Последнее возможно только при нестационарном воздействии на ПЗП.

Одним из возможных способов повышения эффективности разработки газокон-денсатных месторождений могло бы быть заводнение продуктивных пластов по аналогии с нефтяными и газовыми залежами. Однако применительно к газо-

конленсатным залежам этот способ воздействия далеко не универсален и требует специального рассмотрения с учетом особенностей конкретної о продуктивного пласта.

Серьезной проблемой является эксплуатация скважин на месторождении при наличии в их продукции значительного количества свободной жидкости (углеводородного конденсата, нефти, воды). Особенно усугубляется эта проблема при больших глубинах залегания объекта разработки, поскольку отечественные газокон-денсатные и пефтегазокопденсатные месторождения эксплуатируются, за редким исключением, на режиме использования только естественной энергии пласта, и на определенной стадии отбора запасов углеводородов снизившееся забойное давление не обеспечивает вынос жидкости на поверхность, дебит скважины падает и, в конце концов, скважина может остановиться.

Таким образом, поддержание пластового давления при разработке месторождения является средством не только повышения углеводородоотдачи пласта, но и сохранения работоспособности добывающих скважин. Закачка воды в продуктивные газоконденеатные и пефтегазокопденсатные пласты также может в конкретных случаях явиться приемлемым способом повышения эффективности разработки объекта. Н.ІІ. Мартос проанализировал результаты использования заводнения при разработке ряда оіечесівенпі.іх и зарубежных нефтсіазовьіх и нефіегазокоіідепсаіньїх месторождении [33]. В отличие от газоконденсатных месторождении, при этом важна последовательность отбора запасов углеводородов, изначально представленных не только газовой фазой в пластовых условиях, но п жидкой.

При наличии в газоконденсатної"! залежи нефтяной оторочки, особенно крупной, существенно меняется подход к промышленной разведке и разработке запасов углеводородов. Если из газоконденсатної! залежи даже на режиме истощения возможно извлечь до 40 %. а иногда и больше жидких углеводородов, то разработка жидкой нефтяной оторочки без воздействия на пласт вне зависимости от очередности эксплуатации нефтяной и газовой (газоконденсатної"!) зон позволяет добыть только от 1-2 до 5-Ю % запасов нефти, в редких случаях несколько больше.

Так. например, разработка газоконденсатної!, залежи VII горизонта месторождения Карадаг [33]. по существу явилась крупным промышленным эксперимен-

том по выявлению преимуществ п недостатков эксплуатации подобных месторождений на режиме истощения пластовой энергии. В ходе реализации этого проекта достигнуты следующие основные результаты: обеспечено почти 100%-ное извлечение запасов газа и 43 % потенциальных запасов конденсата; извлечено всего 10 % балансовых запасов нефти из нефтяной оторочки (впоследствии нефтеотдача была доведена до -12 %). До начала промышленной эксплуатации газоконденсатная залежь находилась в однофазном (газоіюм) состоянии. Давление начала конденсации составляло 36-37 Ml 1а для прпсводовой части залежи и 39-40,5 МП а для погруженной зоны. Давление максимальної"! конденсации стабильного конденсата было 6-7 МПа. насыщенного конденсата - примерно 10-12 МПа.

Лабораторные термодинамические исследования показали, что в случае разработки залежи горизонтов VII на режиме естественного истощения пластовые ретроградные потери конденсата составляют 52 % от потенциальных запасов. В ходе промышленной разработки отмечено

значительное увеличение коэффициентов продуктивности газоконденсат-ных скважин (в 2-3 раза) на режиме истощения;

доказана (при лопаточной продуктивности скважин) возможность осуществления самых высоких оїбором газа из пласта минимальным числом скважин. Благодаря этой особенности за 9 лет эксплуатации извлечено 80 % запасов газа;

установлена нерациональность опережающей разработки газоконденсатной зоны на режиме истощения при отставании эксплуатации нефтяной оторочки ввиду больших пластовых потерь нефти;

выявлен ряд особенностей и явлений, сопровождающих разработку подобных месторождений па режиме истощения.

Интенсивная опережающая разработка газоконденсатной зоны на режиме истощения, несмотря на слабую активность краевых вод, привела к вторжению нефти из нефтяной оторочки в эту зону залежи. Характерно, что вторжение нефти началось только после снижения пластового давления в газоконденсашой зоне примерно на 30 о от первоначальных значений пластового давления. В отличие от вюрженпя воды, вторжение неф пі в газовую зону не приводило к потерям газа, поскольку

скважины и '.one вторжения продолжали нормально фонтанировать. Несмотря на полное истощение газоконденсатион части VII горизонта, юна вторжения нефти оказалась ограниченном. При высоте газоконденсатної юны 1850 м высота перемещения нефти составила всего 250 м (рис. 1.3). [важнейшей особенностью вторжения нефти r газовую зону явилось сохранение целостности нефтяной оторочки, ЧТО создает возможность извлечения нефти из пласта и мосле ее вторжения в газовую зону.

Рис. 1.3 Геолої мчеекпм профиль VII горизонта месторождения Карадаг:

I.J- глинистые породы: J - зоны выклинивания коллекторов VII горн юнга:

Анализируя результаты разработки нефтяной оторочки VII горизонта, следуел отметить, что. несмотря па явную нерациональность опережающей разработки і азоконден-сатных іалежеп на режиме истощения, разработка некоторых залежей все же осуществляется по указанной схеме, что приводил к неоправданно большим потерям нефти. Для предотвращения этого необходимо до момента завершения промышленной разведки и проектирования разработки воздержаться m больших отборов газа из залежи. В тех же отдельных случаях, коїла газоконденсатная іалежь вынужденно разрабатьш-

ется на режиме истощения с опережением темпов отбора газа и конденсата, эксплуатационные скважины в основном следует расположить вблизи контакта нефть - газ, в зоне предполагаемого вторжения нефти.

Если коэффициенты извлечения конденсата (фракции CV) при разработке газоконденсатних пластов на режиме истощения изменяются от 12-15 до 65-70 %, то коэффициенты извлечения нефти колеблются 01 1-2 до 10-12 % от начальных запасов. Большие остаточные запасы углеводородов, особенно жидких, в выработанных на режиме истощения пластах можно характеризовать как труднопзвлекае-мые запасы, требующие для отбора их из пластов применения новых методов Интенсификации и использования энергии от внешних источников. Одним и из таких методов является способ пульсационпого воздействия на нефтяной пласт и газоконденсатную залежь [45].

По различным оценкам, суммарные ресурсы высоковязких тяжелых пефтей и природных битумов в России сегодня составляют от 7 до 35 млрд. тонн. Разведанные запасі.! лого вида сырья значительно скромнее и оцениваются специалистами примерно в 1 млрд. тонн. Из общего объема разведанных запасов почти 98% приурочены к одной из наиболее старых нефтегазоносных провинций- Вол-го-Уральской с характеристиками, представленными в табл. 1.1. По оценкам зарубежных специалистов, суммарные геологические ресурсі.: природных битумов в мире составляют примерно 260 млрд. т, из которых извлекаемыми считаются около 70 млрд. т. [47].

Анализ показывает, что основными факторами, оказывающих крайне негативное влияние па экономическую составляющую проектов по разработке природных битумов являются разбурпваппс. разработка и добыча.

Основным технологическим критерием для определения целесообразности промышленной рудничной разработки месторождении бптумоиосных пород являются: мощность п глубина залегании пласта, бптумонасыщенность, содержание в них металлических и других компонентов, коллекторекпе, физико-технические п технологические свойства, комплексное использование бптумоиосных пород.

Таблица 1.1 Физико-механические свойства оитумоносных песчаников

Так, например, коллекторекпе свойства оитумоносных доломитов характеризуются пористостью до 36%. бптумонасыщенпость по массе от 1,01 до 16,9 %, проницаемость от 0,16 до 500 мд. Средний химический состав бптумопосных доломитов СаО - 27,3%, MgO - 10,78%, Fe_:(h+AI₂0 - 0,45%, СО г- 33,26%, S0₃ -1,46%, нерастворимый остаток —- 0,09%. горючие вещества 26,12%. плотностью 0.965-1.03 г/см'\ вязкостью 1 Па-с. содержание масла 75 40%. аефальтосмо-лнетые компонент 25-60%. Физико-химические свойсіва природных битумов изменяются в следующих пределах: плотность при 20С от 923,8 до 1100,2 г/см'¹, кинематическая вязкость при 8С (температура битумных залежей) от 4210 до 43400 мПа-с, при 20Сот 1180-13240 мПа-с. Содержание асфальтепов от 4,2 до 25,8%, смол силикалевых от 9,9 до 34,6 мас.%, парафина от следов до 4,0%, коксуемость от 5,5 до 18,8 мас.%. Фракционный состав: начало кипения - 250С от 0,3 до 2,1 мас.% (легкие фракции). 250-350С от 6,9 до 16,3 мас.% (дизельная фракция). 350-420Т от 12.0 до 18.9 масс.%». 420-500 С от I 1.2 до 16.6 мас.%. остаток от 52.2 до 61,9 мас.%. Элементарный состав: С- 80-85%, // 10-12%, .V- 2- 6 %, N 0,4-0.6 %). 0= 0,1-0.6%). Среднее содержание окиси ванадия 570—1 120 г/г (в среднем 625 гт). никеля 50 г/т .

При содержании біпума в песчаниках 1.38 мас.% прочность на растяжение п одноосное сжатие почти не зависит от температуры окружающей среды. Вязкость битума значительно увеличивается при понижении температуры, и образуются структуры типа пространственной сетки, которые, контактируя с кристаллической решеткой песчаников, увеличивают их прочность.

Цементом в битумоиосных песчаниках являются глинисто-карбонатные и глинпсто-кальцптовые материалы, причем преобладающими являются карбонатные, составляющих в общем объеме битумоиосных песчаников 34%. По петрографическому описанию шлифов содержание обломочного материала и песчаниках колеблется от 70 до 90%. цемента от 10 до 30%. Это определяет широкое соляно-кислотную обработку пласта, основанную па способности соляной кислоты растворять карбонатные породы. ^г)\о способствует расширению норовых каналов и очистке их от илистых и карбонатных материалов, растворимых в кислоте.

Высокая вязкость природных битумов, превосходящая вязкость девонских нефтей Татарстана в несколько тысяч раз увеличивает затраты на такие основные технологические операции нефтедобычи, как:

вытеснение углеводородов из пласта и обеспечение притока битума к забою скважин:

подъем добываемой жидкое і и от забоя до устья, ее сбор и транспорт от устьев скважин до сборного пункта подгоювки:

Это обстоятельство также является результатом постоянного увеличения затрат на выработку (покупку) электрической и тепловой энергии - одной из самых весомых составляющих суммарных расходов на разработку месторождений тяжелых нефтей и природных битумов, поскольку наиболее рациональными методами эксплуатации таких месторождений являются тепловые.

Для снижения эксплуатационных затрат но разработке природных битумов целесообразно воспользоваться пульсациопным способом тепловой интенсификации нефтепзв.теченпя. когда в качестве теплового источника используется высокочастотный индукционный нагреватель а движущей силой поднятия битумов к

устьевой поверхности является проточное движение рабочей жидкости, создающее депрессию 15 прпзабоГпюй зоне скважины [481. |4⁽)|.

1.3 Отложении ЛСГЮ при эксплуатации скважин и способы борьбы с ними

Вопрос борьбы с асфальтосмолопарафиновымп отложениями (АСПО) по-прежнему остается одной из острых проблем нефтедобычи. АСПО снижают межремонтный период работы скважин, растет энергопотребление, повышается аварийность, уменьшается приток нефти к забою скважины при отложении этих веществ в порах прпзабопноп зоны пласта, в результате чего снижается производительность скважины. Существует большое разнообразие методов борьбы с отложениями асфальтепосмолопарафпновых веществ.

Для предупреждения АСПО и профилактического их удаления применяются химические, механические, магнитные, тепловые, биологические методы. В настоящее время в нефтяной промышленности нашли широкое применение методы защиты трубопроводов от АСПО путем нанесения на внутреннюю поверхность труб различных покрытий, в частности, силикатных и полимерных.

В связи с этим возникает необходимость в поиске более дешевых доступных и вместе с тем эффективных реагентов для удаления АСПО.

1.3.1 Обработка II? растворителями, ПАН и многофункциональными реагентами

Одним из наиболее эффективных способов ликвидации отложений парафина считается использование растворителей [50]. Хотя они являются дорогостоящими методами, экономические показатели которых зависят от множества меняющихся во времени факторов (цены па растворитель, стоимости перевозок, складирования и др.), тем не менее, использование растворителей позволяет удалять АСПО не только из скважиппого оборудования, по и прпзабоГпюй зоны скважины. Сущесівует большое разнообразие составов, для удаления АСПО.

включающих такие реагенты как бензол и его гомологи [51], газовый бензин с поверхностно-активными веществами [52], углеводородные растворители с добавками коксохимического сырья [53], отходы производства вторбутилового производства [54] и многие другие.

Для решения вопроса очистки ПЗП нагнетательных и добывающих скважин от ЛСПО имеются экспериментальные данные лабораторных исследовании по определению способности растворителей и отходов нефтехимических производств растворять асфальтосмолопарафпповые вещества [551. Растворяющая способность приведена в таблице 1.2.

Лабораторный анализ данных, приведенных в таблицах, позволяет утверждать, что наибольшая потеря массы образна ЛСПО произошла в результате обработки его нефрасом (21 г/л), однако нужно отметить, что только 12.3 г/л отложений растворилось, 8,7 г/л - диспергировалось, т.е. осталось в виде мелких, твердых частиц. Высокая стоимость нефраса, а также гексановой фракции, является препятствием для широкого их использования. Хорошими растворяющими свойствами (16,7-17,2 г/л) обладает дистиллят, общая потеря массы образцов при обработке их дистиллятом - 18.8-19,4 г/л.

При использовании поверхностно-активных веществ (ПАВ) в виде функционального раствора или же в смеси с нефтью увеличение нефтеотдачи пласта обеспечивается в результате снижения поверхностного натяжения на границах «нефть-вытесняющая жидкость» и «нефть - порода» [56]. Установлено, что с увеличением полярности и плотности нефти, содержания в пей асфальтснов и смол введение ПАВ повышает эффективность вытеснения нефти по сравнению с обычным заводнением [57].

Добавка поверхностно-активных веществ (ПАВ) в закачиваемый раствор в небольших концентрациях (0.05—0,1%) также способствует дроблению глобул неф'іи. охваченных расіворителсм: уменьшает необходимый перепад давления, в результате чего жидкости фильтруются в пористой среде.

Цели использования ПАВ при обработке призабойных зон пласта различны:

- ускорение освоения нефтяных п газовых скважин:

- предотвращение отрицательного влияния воды и других промывочных
жидкостей на продуктивный пласт при проведении в скважине ремонтных работ;

повышение производительности нефтяных и газовых скважин;

повышение приемистости нагнетательных скважин;

повышение эффективности солянокислотных обработок:

селективная изоляция притоков пластовых вод.

Растворяющая способность реагентов Таблица 1.2

Лабораторные исследования показывают, что в процессе вытеснения нефти растворами ПАВ нефтеотдача может быть повышена на 15 16%. Однако эффективность применения ПАВ может быть снижена вследствие быстрой адсорбции их на поверхностях норового пространства пород пласта в непосредственной близости от нагнетательных скважин. Для повышения эффективности метода следует повышать концентрацию ПАВ или подбирать их с учетом геолого-физнческих

особенностей коллектора. Повышение эффективности использования метода заводнения связываемся с поиском новых ПЛВ.

Более совершенными по сравнению с рас і ворами ПАВ и другими применяемыми при заводнении реагентами, с точки зрения нефтевытссняющей способности, следует считать мпцеллярные растворы (микроэмульсип), так как при заводнении ими продуктивных пластов используется преимущество смешивающегося вытеснения. При этом граница раздела между закачиваемыми и пластовыми жидкостями отсутствует, так как мпцеллярные растворы смешиваются без фазового разделения и с водой, и с нефтью.

В результате применения мпцеллярных растворов уменьшается натяжение между пластові,їхні жидкостями и жидкостью заводнения. Мпцеллярные растворы применяются для улучшения проницаемости для воды или нефти соответственно в нагнетательных или добывающих скважинах. Характер фильтрации может существенно изменяться, если закачка ПЛВ сопровождается в нестационарном режиме. При этом может значительно меняться состав добываемой нефти [58].

В процессе вытеснения водой, часті) нефти остается в виде целиков вблизи нейтральных линий тока и происходит быстрое обводнение и снижение охвата. Этому можно препятствовать путем снижения проницаемости водонроводящпх каналов и создания слаоонроннцаемых барьеров на путях фильтрации воды за счет применения спликатно-щелочных растворов [59], воздействие которых основано па образовании регулируемых осадков па заданном расстоянии от забоя нагнетательной скважины благодаря смешению реагентов осадкообразующей пары. При этом осадок закупоривает обводненные высокопрошншемые пропласткп, а нагнетаемая вода начинает вытеснять нефть из зон пласта, ранее не охваченным заводнением. Зоны образования осадков рассредоточивают в пласте, добиваясь увеличения объема пласта, охваченного воздействием, при сравнительно небольшом расходе реагентов.

Регулирование проницаемости водопроводящих каналов пласта проводят путем закачивания в нагнетательные скважины оторочек смесей гпдроксида натрия, жидкого стекла и полнакриламида. разделенных оторочками пресной воды. Гпдро-

ксид натрия при смешении со сточной минерализованной водой образует подвижный осадок гпдрокснд магния. При этом проницаемость пористой среды практически не снижается. Для уменьшения подвижности образующеюся осадка и увеличения степени снижения проницаемости в раствор и добавляется полпакрплампд и жидкое стекло. Проницаемость снижается в 4-5 раз за счет появления двуокиси кремния, получающейся при смешении раствора жидкого стекла со сточной водой. Добавка полиакріиіампда. кроме снижения подвижности осадка, связывает между собой и со стенками пор отдельные кристаллы пщрокспда магния.

Для силикатио-щелочного воздействия выбирают высокозаводненные участки и месторождения с высоко проницаемыми коллекторами, заводняемые сточными минерализованными водами. Это месторождения с высокими скоростями прорыва воды, заводняемые сточными минерализованными водами, преимущественно в поздней стадии разработки с высокой приемистостью нагнетательных скважин, окруженных высокообводненнымп добывающими скважинами (обводненность 80-90%) 160].

1.3.2 Способы предотвращения отложений АСПО н разрушения з-мульспн

Наиболее распространенный способ борьбы с отложениями парафина состоит в тепловой промывке скважины [61]. С зтой целью в затрубное пространство агрегатом подается горячая нефть, которая нагревает НКТ, а восходящий по НКТ поток растворяег и выносит отложения. Основными особенностями метода являются тенлоіюе взаимодействие нисходящего и восходящего потоков, а также большие тепловые по'іерп в окружающие скважпнх' горные породы и нагрев труб. В результате при тепловой обработке прогревается лишь верхняя часть скважины, ликвидация отложений на больших глубинах идет медленно. Для растворения отложений на больших глубинах (более 300 м) необходимо использовать деперафи-низпрованную нефть с содержанием парафиновых фракций не более 1.5% в объеме не менее 20м. Исследования показали, что тепловые обработки горячей нефтью не обеспечивают полного удаления парафина: после первой промывки меж-

ремонтный период (МРИ) уменьшается на 16%. после второй и третьей соответственно на 43 п 69%. Причины объясняются охлаждением теплоносителя и отсутствием растворяющей способности на больших глубинах, недостаточной депара-фшшзацией нефти, малым объемом прокачки, а также возможным накоплением тугоплавких парафинов (церезинов), значительно хуже растворяющихся в нефти.

Эффективным методом борьбы с отложениями парафина в скважинах является электроподогрев [62]. это единственный универсальный способ предупреждения и ликвидации как парафиновых, так и гндратных отложений в ИК'Г и кольцевом пространстве. Метод состоит в монтаже греющего кабеля во всем интервале парафипо-опасной зоны. Установка для .электроподогрева при больших МРП может быть реализована в передвижном варианте, когда в скважину без остановки спускается с помощью каротажного подъемника кабель (с расположенным на конце нагревателем для проплавлення возможных мест сужения сечения МКТ. вызванных отложениями) и производится прогрев в течение 10-12 часов. Затраты на осуществление данного способа зависят от текущих стоимостей оборудования и электроэнергии. К недостаткам метода можно отнести выход из строя гпдрозащпты и пробой кабеля.

При акуешческом (ультразвуковом) способе [63] ликвидация ACTIO па стенках 11КТ в зоне наибольших толщин устанавливают ультразвуковой преобразователь и возбуждают резонансные колебания до отслаивания парафиновых отложений п растворения их в нефти.

В последние годы находит применение использование электромагнитных полей [64] для предупреждения отложений парафина при добыче нефти. Обработка потока сырой нефти магнитными активаторами позволяет повысить среднюю плотность заряда в объеме жидкости, в результате чего формируется магнитное поле, достаточное для орпешацпп диполей и изменения характеристик выпадения кристаллов парафина на поверхности труб. Однако на эффективность магнитной обработки влияет содержание в потоке механических частиц, капель воды, высокий газовый фактор; эффективность резко падает с уменьшением вязкости нефти. Затраты на осуществление данного способа зависит от текущей стоимости оборудования и производства спуско-подъемных работ.

Представляет интерес также применение аэробных углеводородокисляю-ІЦПХ микроорганизмов (УОМ) для разложения парафиновых отложений [65]. [66J. УОМ вводятся в скважину в виде суспензии в водном растворе питательных веществ (солей азота и фосфора). Хотя применение микроорганизмов для борьбы с АСПО позволяет увеличить МРП, однако имеет ряд существенных недостатков: УОМ способны к неконтролируемому развитию, чувствительны к повышенному содержанию сероводорода в нефти: имеются ограничения по минерализации воды (не более 100-120г/л), а также но пластовому давлению и газовому фактору.

При поднятии нефтяной эмульсии к поверхности происходит стабилизация поверхностной пленки пузырька АСПО. а охлаждение ведет к повышению вязкости. В результате поверхностный слои приобретает липкость и легко откладывается из-за своей активности па поверхности нефтепромыслового оборудования. Активность пленки АСВ обусловлена наличием кислородсодержащих полярных карбонильных групп в молекулах, которые диффундируют к границе капли нефти из объема воды и способны притянуться к воде за счет водородных связей между карбонильным кислородом АСВ и водородом воды. Происходит не просто притяжение полярных групп карбонильных соединений, по и поляризация поверхности всплывающей капли пефіп. '") го г процесс ускоряем формирование пленки асфаль-10-с\юлпс1ых вещее їв (АСВ) на поверхности всплывающей капли нефти.

Для разрушения эмульсии известен способ [67J, включающий периодическое создание на устье скважины волн отрицательного давления перекрытием выкидной линии в течение 2-3 минут, выдерживанием этой липни в перекрытом положении в течение 5-Ю минут, и последующее открытие осуществляют в течение 0.1-2 секунд. Как показали многочисленные опыты в гидравлических системах при быстрых сбросах давления в жидкостной системе, находящейся под определенным начальным давлением, происходит образование волны отрицательного давлення, значительный перегрев'жидкости ударное вскипание п спонтанное парообразование, газо-выделенпе. интенсивный рост кавптацпонных пузырьков, что приводит к образованию эффективной ударной депрессии и кавитацпонпого разрушения. Таким образом, продвижение волны отрицательного давления от устья скважины по направле-

нию к забою происходит кавптационное разрушение эмульсин и парафиновых отложений в ПКТ. Однако практическое осуществление этого способа требует переоборудования существующих коммуникации и устьевого оборудования, а также использования подъемных труб, выдерживающих резкое изменение давления, создаваемое путем перекрытия линии и сброса жидкостной системы.

Существует также эффективный и экономичный способ удаления АСПО из ПЗП [68] путем вакуумироваиия зоны скважины до давления 13,3-1,33 кііа и затем резкого повышения его до атмосферного. В результате такого воздействия в затруб-ном пространстве образуется растворитель (смесь бензола с его гомологами), который проникает во все поры и трещины ПЗП п растворяет ACTIO. Технико-экономическая эффективность способа складывается за счет повышения добычи нефти в 3 раза и снижение затрат на покупку, доставку п хранение реагента, а также исключения работ, связанных с подъемом и спуском глубинного оборудования.

Из механических способов борьбы с отложениями в основном используются штанги с центраторами п скребки с штанговращателямп [69]. При удачном подборе их применение увеличивает МРП до 3 раз, но не исключает необходимость использования тепловых методов пли растворителей.

В нефтепромысловой практике широкое применение нашел метод покрытия внутренней поверхности ПКТ стеклом |70| в целях снижения процесса образования АСПО. Остеклованные трубы успешно применяются в скважинах с различными способами эксплуатации: фонтанных, газлпфтных, оборудованных электро-погружнымп (ЭЦП) и штанговыми насосами (ШГН). Недостатком при такой эксплуатации скважины является разрушение и осыпание стекла и выход из строя насосов, поскольку стеклянное покрытие подвергается износу колонной металлических штанг и динамическим нагрузкам.

1.4. Техника и технология теплового воздействии на нефтяные коллекторы.

Наиболее часто применяемым на практике является методы термогазохп-мпческоой и термоимплознонной обработки призабойпой зоны [71]. [72].

Термогазохпмпческое воздействие (ТГХВ) развивалось по двум направлениям. Первое предусматривало увеличение проницаемое і п призабойной зоны пласта и путей создания системы трещин, которые возникали при использовании термогазої операторов (ТГГ) с развитой поверхностью горения. Горение сопровождается выделением большого количества горячих газов в единицу времени и резким повышением давления, превышающим предел прочности горных пород. Время горения ТГТ исчисляется долями секунды. Для второго направления разработаны термогазогенераторы с более длительным временем (секунды) горения.

Проницаемость призабойной зоны пласта (ПЗП) и дебит увеличиваются вследствие прогрева и расплавления в перфорационных каналах и норовом пространстве ЛСПО. Технические устройства, реализующие такой вид воздействия, инициируют микровзрыв и могут быть использованы как пороховые аккумуляторы давления |73|. [74]. Поданном)' методу в интервал продуктивной части пласта на кабеле пли трубах с кабелем спускаются специальные заряды пороха.

К достоинствам ТГХВ можно отнести простоту технологии, возможность сто адаптации к конкретным гсолого-техипческим условиям, достаточно высокую эффективность, достигающую 60-70% [75]. Вместе с тем, создаваемое при горении избыточное давление газов, особенно при использовании генераторов с развитой поверхность горения приводит к нарушению целостности обсадной колонны п появлению заколонных перетоков воды [76]. Кроме того, эксплуатационное оборудование может разрушаться или корродирован, при прохождении фронта горения через добывающую скважину, распределение температуры при обычном (сухом) процессе внутрппластового горения не обеспечивает эффективного использования тепла, так как образующаяся позади фронта горения обширная прогретая зона не содержит нефти, за счет гравитационных сил возможны перемещения и прорывы воздуха вдоль кровли пласта над нефтью.

Суть имплозии заключается в кратковременном воздействии на пласт депрессии, возникающей вследствие разгерметизации пмплозиониой камеры и заборе в нее определенного объема воды. Депресспонная фаза, в процессе которой внутрь камеры попадают компоненты их перфорационных отверстий и норового

пространства пласта, сменяется репрссспонной фазой, обусловленной падением столба жидкости и сжатием его в интервале обработки. Волны сжатия и разряжения с затухающем амплитудой могут наблюла 11.ся около 10 сек. после открытия камеры. При этом давления будут отличаться на і 30-35%. При определенных условиях гпдроудар жидкости в репрссспонной фазе может привести к гидравлическому разрыву пласта (ГРП). При наличии АСПО, обладающими повышенными адгезионными свойствами, эффективность имплозии резко уменьшается.

Объединение термогазохпмпческого воздействия и имплозии позволяет скомпенсировать недостатки и усилить положительные стороны каждого из них. Термоимплозиоппос воздействие заключается в разогреве и переводе в газообраз-нос состояние АСПО. создании дополнительных трещин в скелете пласта в силу температурного расширения отдельных минеральных зерен.

Термогазогенератор обеспечивает длительное время горения до 1-2 мин при давлениях 15-20 МП а. Ренресспонная газовая фаза обеспечивает тепловое воздействие на норовое пространство около скважпппоп зоны пласта, снижает вязкость нефтей и очищает перфорационные каналы от АСПО. Последующее пмплозион-иое воздействие, осуществляемое через определенный временном интервал после окончания прогрева, позволяет извлечь размягченные и частично газообразные кольматирующпе элементы из перфоранмонпых каналов, и норового нросіранеіва пласта внутрь пмплозионноп камеры.

Разновидности термогазохпмпческого оборудования отличаются по типам, составу и количеств}' зарядов, по способу их доставки до обрабатываемого пласта, конструкцией аппаратов для спуска зарядов в скважину и временем их горения [77J. Основные технические характеристики термогазовых генераторов приведены в таблице 1.3. Из таблицы видно, что первый тип термогазогенератора имеет более высокую температуру и теплоту горения, тогда как по времени горения, и соответственно, по длительности воздействия на пласт он уступает термогазогенератору второго типа. По температуре горения топлива различия между ТГГ менее существенны для практики, поскольку лежат заведомо выше границы 800 С. с которой начинаются жестким пиролиз и распад углеводородов.

Процесе внутрппласювого горения пригоден для маломощных пластов пли пластов с подошвенной водой. Наиболее важным фактором, определяющим возможность его осуществления, является расход воздуха для добычи 1 м'¹ нефти; если этот параметр превышает 2000 м"7м'\ то процесс будет нерентабельным. При влажном впутрппластовом горении потребление топлива п воздуха снижается на 35%.

Технические характеристики термогазогенераторов двух типов. Таблица 1.3

Развитие технологии идет сегодня в направлении расширения пределов эксплуатационных характерне пік при обработке іірпзабоііпоіі зоны пласта. Предложено использоваїь в качестве "іермоисточипка малогазовьііі сгораемый материал на основе железоалюминпевого термита, создающий в интервале обработки высокотемпературную зону с умеренным давлением. Это повышает эффективность обработки призабопноп зоны пласта с вязкоіі нефтью [78].

Непосредственный нагрев металла обсадной колонны токами высокой частоты исключает необходимость прогрева промежуточного слоя жидкости в скважине и неизбежный отток тепла от прибора по стволу скважины.

Для опенки индукционного способа нагрева обсадной колонны, ниже приведены данные лабораторного эксперимента на модели скважины и скважннных испытаний аппаратуры индукционного нагрева па реальных скважинах.

Лабораторные испытания показали, что уже через 2 мин после включення аппаратуры наружная стенка обсадной колонны, погруженной в воду, паї ревается до 70'С при температуре воды 20"С [14]. Таким образом, можно считать, что процесс расформирования ЛСПО в прискважппном пространстве начинается сразу после включения аппаратуры.

По результатам анализа процесса нагрева возможна коррекция положения прибора в скважине и длительности его работы в каждой точке зоны перфорации.

Наибольшую эффективность метод индукционного нагрева показал в скважинах, переводящихся в нагнетательные, причем в тех, где начальная приемистость практически отсутствовала. В экспериментах использовалась аппаратура ИТВ-210. разработанная ЗЛО «Интенсоппк». состоящая из скважшпюго прибора, силового наземного блока шианпя и блока пзмершелыюй части аппаратуры.

Основные характеристики аппаратуры ИТВ-210

Длина скважпнного прибора 1,9 м

Диаметр скважпнного прибора 42 мм

Вес прибора 11,7кг

Напряжение питания наземного блока три фазы 380 в

Мощность, потребляемая из сети 8 кВт

Характеристики капала измерения температуры:

диапазон измерения от +5 до + 120 С

пределы погрешности ± 1 'С

Применение аппаратуры ИТВ-210, как указывают авторы [14], позволило повысить производительность добывающих и восстановить приемистость нагнетательных (переводимых из добывающих) скважин.

1.5 Техника и технологии волнового воздействия на нефтяной пласт

Волновые методы можно условно подразделить на акустическое воздействие (АВ) [79] и гидроимпульсное (или пульсанпопное) воздействие.

Волновое акустическое воздействие (ЕЗАВ) па пласт основано на использовании упругих волн, возбуждаемых в скважине против продуктивного пласта. Их прохождение через насыщенные пористые среды і! условиях сложного напряженного состояния пород вызывает сейсмоакустичсскую эмиссию, сопровождаемых возникновением трещин. При длительном сейсмоакустпческом воздействии происходит накопление дефектов. Поэтому даже слабые воздействия, осуществляемые в течение длительного времени приводят к возникновению трещин. Возникновение новых трещин на участках, не вовлеченных в эксплуатанию пли 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 лом 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.J1.. Дрягиным В.В.. Кузнецовым OJI. в конце 90-х годов исследования впервые показали закономерности проявления отклика пористом насыщенной углеводородами среды на волновое поле большой интенсивности [79], [80]. [81]. [82]. С физической точки зрения, такой отклик является резулыаюм нелинейною 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 сейемоакустпческпх шумов, динамика вторичною излучения преобладает над фоном и развивается в двух противоположных направлениях: в случае нефгенасыщепного коллектора вторичное излучение увеличиваегся, а в случае водонасышспного — уменьшается [79], [80].

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.

Известно, что акустическое воздействие на насыщенный коллектор приводит к изменению ряда свойств и состояния флюида [811. [83]. [84]. [85]: разгазпровашпо нефти, увеличению подвижности флюида, уменьшению вязкости п др. Очевидно, что эти изменения коррелируют с изменениями величины полной энергии спектра сейс-моакустической эмиссии (СЛЭ) 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 СЛЭ после силового акустического воздействия.

По на этом общем положительном фоне ЛВ имеет ряд недостатков, обусловленных, с одной стороны, отсутствием у исполнителей представлении о характере и направленности процессов, протекающих в породах под воздействием ультразвукового поля, и составе флюидов, насыщающих коллектора (в практике работ по ВДВ часто обрабатывались и обрабатываются сейчас пласты, содержащие воду, а не УВ). а с другой - технической подготовленностью скважин к проведению операций по ЛВ, что приводит к частичной или полной потере эффекта за счет их простоя после выполнения работ, составляющих 1-12 месяцев. Вместе эти факторы, часто имеют место при выполнении работ на промыслах и приводят к снижению коэффициента успешности ЛВ до 50%.

Гидродинамическое (ГВ) и гидроимпульсное воздействия (ГИВ) на пласт рассматривают не только как технологию интенсификации добычи нефти, по и как способ разработки пнзкопрошщаемых коллекторов [86]. [87]. Так. после проведения ГВ

в 90% скважин Мало-Балыкского месторождения (проницаемость от 2 до 5 мД) удалось поднять величину их среднего дебита до 50 г'сут.. 1 то время как ранее многие скважины вообще не работали [88|. Широкомасштабное применение ГВ на 1 Іовхов-ском месторождении позволило остановить падение добычи из-за естественного истощения и стабилизировать ее на уровне 5,1-5,3 млн. т/год в течение 10 лет. При этом за счет ГЕЗ на месторождении добывается почти 70% всей нефти [89j.

Метод пщропмпульсного воздействия (ГИВ) основывается на импульсном дренировании нефтяных скважин и передачи энергии гидродинамических пульсаций в пласт, что приводит:

к рассредоточению кольматпрующего эффективное пустотное пространство материала по объему пласта:

к разблокированию зон. целиков, насыщенных нефтью и пластовой водой;

к изменению первичной структуры пустотного пространства пород ІГЗГІ за счет' развития в них «техногенных» мпкротрещпн в случае значительных давлений нагнетания, так и депрессии, возникающей вследствие его резкого понижения.

Для создания импульсов при выполнении операций в скважинах могут быть использованы гпдропмпульсные насосы типа НПГ. гндропмиульспые пульсаторы типа П-1 пли І1ГС-1 и впброструйное устройство типа УВС-1, разработанные НПО «ПАРМ-ІИНС». Спуск гпдропмпульсных 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.).

В работах |90|. |91] отмечается, что гидроимпульсное воздействие с частотами порядка пнфразвуковых и ниже (I Гц и менее) применяется совместно с волновым в широком частотном диапазоне. Предпочтение низким частотам отдается вследствие их меньшего поглощения в норовых каналах пласта и соответственно распространения на достаточно большие расстояния от десятков до сотен метров от ПЗП обрабатываемой скважины [92]. Осуществление таких колебаний предусматривает периодическое движение столба жидкости в скважине. Это позволяет при относительно небольших затратах энергии возбуждать достаточно пнтепсив-

иые низкочастотные (0,4-0,1 Гц) колебания давления в призабоиной зоне скважины генератором импульсов давления поверхностным ГИДП. Генератор импульсов давления размещают на устье скважины па обсадной колонне пли на ее боковом отводе, заполненных жидкостью. По первом)' сигнал) с пульта генератор воздействует сжатым воздухом на столб скважпнной жидкости и через заданный промежуток времени по второму сигналу снимают нагрузку путем резкого открытия устья скважины и выхлопа сжатого воздуха в атмосферу.

Опытная эксплуатация генератора на нпзкодебптных 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 [93].

Идея гпдропмпульспого воздействия на ПЗП нашла свое воплощение в создании устьевой аппаратуры по формированию знакопеременных импульсов давления в призабоиной зоне за счет формирования в скважине стоячей волны [94].

На рис. 1.4 приведена схема п устройство, позволяющее реализовать способ освоения и очистки призабоиной зоны скважин импульсным дренированием. Устройство включает: скважину 1 с обсадной трубой 2 и интервалом перфорации в ней 3 на уровне призабоиной зоны пласта 4 с устьевой арматурой 5. задвижками и датчиками давления затрубного пространства 6 и 7 и полости пасосно-компрессорпых труб 8 и 9, выкидную линию, состоящую из воронки 10, хвостовика 11, колонны ПКТ 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, крап 18. При :иом скважпнную часть выкидной линии собирают по мере спуска в обсадную ірубу и ; воронки 10. хвосювпка 11 п 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.

6 9 8 13 15 И IS 16 17

Рис. 1.4 Схема и усфоііство для очпсіки іірпіабопііоіі зоны скважин импульсным дренированием.

1- скважина; 2- обсадная колонна; 3- перфорация: 4- призабоПпая зона; 5-затрубное пространство; 6- задвижка: 7- датчик: 8- задвижка: 9- датчик; 10- кон-цевик НКТ; 13-трубопровод: 14- прерыватель: 15- привод; 18- кран.

Способ импульсного дренирования реализован следующим образом: В скважину 1 при открытых задвижках 6, 8. п 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 прпзабопную зону пласта 4 проникает флюид. Глубина проникновения флюида зависит от коллекторских свойств пласта, степени кольматацпи ПЗ различными загрязнениями, времени закачки и уровней пластового и допустимого при закачке давлений. При достижении предельно допустимого давления, что определяют по датчику 7 пли 9. при котором скважина начинает стабильно принимать флюид, закачку последнего прекращают п перекрывают кран 18. Открывают прерыватель 14 с помощью привода 15.11ри этом из скважины за счет запасенной потенциальной энергии начинает изливаться флюид. Пели 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 сіо амплитуды. В этой связи для получения наибольшей амплитуды колебаний стоячей волны, что равносильно созданию на прпзабопную зону 4 репресспон-но-дспресспонных импульсов давления, способствующих срыву адсорбционных отложений в норовом пространстве пласта, необходимо создать условия для максимальной скорости пзлива жидкости из скважины и для быстрого закрытия проходного отверстия в прерывателе. Для этого в предлагаемом способе її 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, положительной полуволны. ")-іот момент определяю! по наибольшему шуму падающего флюида в сборной емкости 16. В целях усиления депрес-сиоппой полуволны в ГП прерыватель 14 открывают в период роста депрессии и сно-

ва закрывают в период ее уменьшения. В лом случае открытие прерывателя в период депрессии сопровождается синфазным выбросом жидкости па 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 MI 1а. 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 технологически!! результат был получен в 70% нагнетательных скважин. После серии обработки приемистое і ь нагнетательных скважин возрастала в 2-5 раз и достигала 600 - 1000 м'Усут. В добывающих скважинах процент успешности обработок составил 95%. При этом дебит скважин увеличивался в 2-4 раза, а обводненность продукции падала на 15-30%).

Недостатком вышеприведенного способа является использование значительных давлений нагнетания (до 16 -17 МПа). Это может существенно повлиять на структуру коллектора вблизи прпзабойноп зоны и привести к необратимым изменениям.

1.6. Сравнительная опенка различных методов повышения степени извлечении нефти.

По мере эксплуатации нефтяных скважин в недрах продуктивных пластов скапливается вязкая нефть. Исторически сложилось, что практикой увеличения добычи нефти стала разработка методов воздействия па пласт с целью увеличения его пористости. В этом направленні! были хорошо развиты и по сегодняшний день применяются солянокпелотная обработка, где пористость повышается за счет' взаимодействия кислоты с известняком СаССЬ пли доломитом МцСО; и его растворении.

Увеличению мощности пласта способствуют технологии использования растворенных полимеров [36] и ПАВ 111 совместно с кислотой обработкой. Это увеличивает проникновение в пласт за счет уменьшения скорости реакций, сохраняя на том же уровне реакционную способность. И в лом направлении создано достаточно много реагентов, в частности, такие как С\ ІПХ-9010 и СІ ІПХ-9900 [41].

Многофункциональные реагенты используются как ингибиторы химического взаимодействия, так и уплотнители обводненного трещпнового пространства. Это осуществляется за счет использования КДС, НДС [40], обратных эмульсий [95], [96], а также путем использования сплпкатно-щелочных растворов [59] для создания в ходе реакции с породой устойчивых осадков в обводненных высоко-проницаемых пропластках. Эта потокоотклоняющая технология открывает пун, для вытеснения нефти, как правило, в менее пропинаемых и продуктивных частях пласта (пропластках и линзах).

В попытке решать противоположную задач}¹: растворить адсорбированные отложения ЛСПО и размельчить минеральные глинистые отложения используют многофункциональные растворители [52], [53], [54], ПАВ [3], а также добавки, например в случае разглпнизации, в виде бикарбоната натрия в используемый реагент [97].

Использование термопмплозпп [71], [72] п ГРГІ [98] также увеличивает проницаемость пласта за счет образования системы трещин больших размеров. Это дает лишь временный эффект, поскольку в процессе вытеснения нефти в таком пористо грегцпнпетом коллекторе постепенно скапливается вода, а норовое пространство с нефтью осіаеіся не задействованным, /[ля вьпесненпя оставшейся неф і п вновь привлекаются потокоотклопяющпс технологии, многофункциональные растворители, что вновь приводит к кольматацпп трещин и норового пространства в процессе вытеснения нефтеводяной эмульсии, особенно при критических скоростях фильтрации частицами пластового раствора. Естественная кольматацня возникает главным образом в результате отложения частиц, находящихся во флюиде, на фронтальных, по отношению к направлению потока, стенках зерен проплата. Это происходит, когда скорости фильтрации превышают критические значения и центробежные силы в местах обтекания поюком зерен проішаїпа преодолевают силы отталкивания и переводят частп-

цы в область действия молекулярных электростатических сил притяжения - сил Ван-дер-Ваал ьса. В результате постепенного слои за слоем отложения частиц на фронтальной стороне зерен проппанга норовое пространство кольма тируются структурированными системами частиц, представляющими собой коллоидно-дисперсные системы (КДС). Образовавшиеся структуры представляют собой пространственные сетки, пронизывающие Пластовый флюид. Такой структурированный флюид становится неныотоповской жидкостью. Р.го вязкость возрастает на несколько порядков, п трещина теряет потенциальную проницаемость.

Проведение повторного ГРГГ представляется па первый взгляд действенным способом восстановления проницаемости. Однако такой подход далеко не всегда применим в силу относительной дороговизны ГРП и технических ограничений. Альтернативой повторного I РП представляются способы воздействия на ГІЗП, ориентированные на полное объемное разрушение пространственной структуры, необходимое для возврата флюиду ньютоновских свойств.

Разрушить структур)' можно, заставив пеныотоиовскую жидкость двигаться сквозь пористую среду, т.к. известно, что при движении структурированных КДС сетка разрушается. В этом случае предельный градиент давления, необходимый для начала движения пеныотоновской жндкосіп через пористую среду, можно оценить с помощью следующего неравенства [62]:

grad_cp>T₍₎/k_Hp^1/2, (1.1)

где т„ -— предельное напряжение сдвига, к,,,-, — - коэффициент проницаемосш.

Так. для коллектора с к,,,, ~-~- Н)() мД ( К)" '' \г ) псі формуле (1.1) получим gracl,. р > т_п 10 м" . Из э'юго примера следует, что даже для хороших коллекторов градиент grad р должен на несколько порядков превосходить предельное напряжение сдвига. В ряде случаев такие градиенты давления не достигаются и при значительных депрессиях на пласт. Таким образом, неоднородность коллектора, образуемая вследствие таких воздействий как РР1Р термоимплозпя и т.д. влекут за собой необратимые изменения в структуре пласта, способствуя вторичной кольма-тацип трещин и пор. слабо поддающихся повторному их разрушению.

Снизить прочность структуры п, в конечном счете, разрушить КДС изнутри возможно, используя совместно волновые и гидроимпульсные методы воздействия на пласт. Последние представляются наиболее перспективными, поскольку практически не вносят дополнительных проблем в процессах кольмататшп. Их использование способствуют не только разрушению устойчивых КДС в большом диапазоне частот, но и усилению процессов перетока внутри пласта между высокопронпцае-мыми трещинами с водой и нпзкопроппцаемым норовым пространством с нефтью [99], [100], [101], что способствует поддержанию баланса в пласте и большему охвату при добыче. Большим преимуществом тпдропмпульспых методов является их мобильность, т.е. возможность использовать комплексные технологии с другими методами, а также легко и экономично достигаемая возможность формирования де-прессионного перепада давления вместе с репрессионной фазой в процессе колебаний. Это способствует не только разрушению адсорбированных отложений АСПО и КДС, но п их выносу из пласта. Однако депрессия также может быть и недостатком. Дело в том, что при высоких давлениях депрессия влечет за собой увеличение углового и вертикального напряжений |102]. что может привести к образованию дополнительных трещин и увеличить неоднородности коллектора вблизи ПЗП. Последнее влечет за собой необратимость в появлении повторной кольматацпи.

Гпдропмпульепые методы воздействия (ГИВ) на пласт совместимы со многими способами нефтеизвлеченпя (кислотная обработка, обработка растворителями. ПАВ, очистка проппанта при ГРП ит.д.). Обладая такой универсальностью, они привлекают внимание нефтяников при эксплуатации нпзкодебитных скважин. Так например, непосредственный нагрев металла обсадной колонны токами высокой частоты также может быть использован совместно с ГИВ л исключает необходимость прогрева промежуточного слом жидкости в скважине. їло реализация, в отличие от едпнократпой и разрушающей коллектор термопмплозии, может носінь длительный характер при обработке ИЗ. Это обстоятельство, наряду с надежностью и экономичностью делает тепловую обработку 113 совместно с ГИВ незаменимым при добыче высоковязких нефтей и природных битумов.

выводы

1. На сегодняшний день существует большое количество методов увеличения нефтеизвлечепия и их выбор носит эмпирический характер. Это связано с отсутствием критериев их разграничения по геолого-фпзическим параметрам, по экономической эффективности и выбору техники и технологии разработки нефтяного месторождения.

2. Большинство методов обработки ПЗП используют силовое воздействие, что приводит к повышению энергозатрат п изменению структуры коллектора. В частности, к его неоднородности. Попытка извлечь остаточную нефть с использованием потоко-от к.тоняющпх технологии связано с образованием полимерных структур и потери жидкостью ньютоновских свойств. Это приводит к аномальному росту вязкости па несколько порядков и делает пласт неработоспособным..

3. Сохранение первоначальной структуры коллектора и поддержание естественного материального баланса в пласте способствует стабильной нефтедобыче с низкими энергетическими затратами в эксплуатации нефтяных месторождений.

4. Использование волновых методов воздействия на пласт сохраняет структуру коллектора и может решать широкий круг задач. Это разблокирование зон целиков, дскольмакшия пространства пор п трещин коллектора, интенсификация растворения АСПО п вынос декольматированной дисперсии из пласта за счет депрессии, возникающей в ходе колебаний

5. Гпдропмпульспые, или пульсационные методы воздействия на пласт совместимы со многими способами нефтеизвлечепия (кислотная обработка, обработка растворителями, ПАП, очистка проппаита при ГІМІ ит.д.). Эта универсальность делает их привлекательными при разработке и эксплуатации ппзкодебитных скважин.

6. Стабилизация дебита и интенсификация притока нефти к скважине связаны со снижением силовых нагрузок п. как следствие, поддержанием естественного равновесия в пласте, что возможно решить в пульсационном режиме увеличения нефтеотдачи.

Интенсификация добычи нефти ведущими компаниями России

Изыскание новых, более совершенных методов интенсификации процессов добычи нефти является крупным резервом повышения эффективности использования основных фондов, улучшения использования природных ресурсов нефти и увеличения ее добычи в старых районах.

Производительность нефтяных скважин зависит от ряда факторов, основные из которых: паропроводноегь. являющаяся функцией проницаемости пласта и вязкости нефти, п перепад между забойным и пластовым давлениями. Пан-большее влияние оказывают проницаемость призабойпой зоны п вязкость нефти.

Низкая проницаемость обусловливается плохими коллскторскимп свойствами пласта. Последнее характерно для карбонатных пород п сцементированных песчаников. Проницаемость может изменяться (в основном в сторону уменьшения) в процессе эксплуатации вследствие выпадения из нефти части высокомолекулярных углеводородов в призабойпой зоне скважин. Так. в процессе разработки залежей нефти даже с небольшим содержанием парафина (2--4%). при температурах ниже температуры начала кристаллизации дебит скважин снижается не только из-за уменьшения пластовой энергии, но и в результате запарафинирова-нпя призабойпой зоны пласта. Высокое содержание в нефти смол п асфальтенов ускоряет этот процесс.

Вязкость нефти оказывает наибольшее влияние на дебит скважин но сравнению с другими основными параметрами, входящими в уравнение гпдропроводности.

Поэтому воздействие па призабойную зону скважин сводится к двум основным направлениям: повышению проницаемости ИЗ и снижению вязкости нефти.

Все многообразие применяемых методов воздействия на скважину и пласт можно объединить в 5 групп: химические, физические, физико-химические, тепловые и термохимические, микробиологические.

1) Химические методы составляют почти 70% годового объема ОПЗ большинства действующих месторождении России. К ним относятся:

кислотная обработка (обработка соляной кислотой, направленная соляпо-кислотная обработка (ПСКО) [1]. [2]) приводит к повышению проницаемости; - обработка растворителями и ПАВ [3J приводит к уменьшению вязкости нефти.

2) Физические методы, в основном, применяются для повышения прони цаемости пласта и подразделяются на 4 подгруппы: - гидро- (ГРП, ЛГРП) и газодинамические (ГДРП) разрывы пластов [4J, [5]; - волновые и импульсные: акустическое (АВ), гидроакустическое (ГАВ), вибро-сейсмпческое (ВСВ) [6], гидроимпульсное (ГИВ). электрогпдравлпческос (ЭГВ) и термобарическое (ТБО) воздействия. [7], [8], [9]; - методы очистки 113 путем создания многократных депрессии [9, [10]: - перфорационные методы: щелевая, сверлящая, гидропескоструйная и кумулятивная перфорация [1 I]. [12].

Физические методы составляют до 56% годовых операции [13]. из них па долю депрессионных методов очистки прпзабопной золы приходится 13-15%. Характер загрязнения ПЗ нагнетательных и добывающих скважин различен. Первые в основном загрязняются механическими примесями, вторые в результате отложения асфалыосмо-лопарафпповых веществ. Проведение дополнительной перфорации составляет в общем объеме ОПЗ около 13%, успешность осуществления - 90%, прирост дебита 43%.

3) Физико-химические методы осуществляются путем различных сочетаний описанных выше химических и физических методов.

4) Тепловая п термохимическая обработка прпзабопиой зоны нашла применение в виде термогеохимнческого воздействия (ТГХВ). впутрппластовой термохимической обработки (ВПТХО) [5] и высокочастотного индукционного прогрева 113 [14].

5.) Аэробные углсводородоокпеляющпе микроорганизмы вводятся в скважину с питательной средой, применяются для разложения парафиновых отложений [15], [16].

Каждый метод обработки прпзабопиой зоны (0113) имеет свою область применения и ограничения. В связи с этим важно производить оценку условий возможного применения каждого из методов. Однако до сих пор не удается сформулировать четкие критерии их выбора применительно к ОПЗ.

Попытка выработать такие критерии для карбонатных коллекторов носит эмпирический характер и в связи с отсутствием разграничения методов ОПЗ по гсолого-фпзпческнм параметрам, данные критерии не обеспечивают достаточную технологическую эффективность. Интенсификация притоков требует разработки и применения комплекса методов. В качестве иллюстрации наработанного опыта можно привести схему использования МУІІ в ОАО «ТАТНЕФТЬ» рис. 1.1. [17].

С целью интенсификации нефтепзвлеченпя из продуктивных пластов в ПК «ЛУКОЙЛ» наиболее часто применяются (54.9% от общего количества) физические. Соотношение объемов дополнительно добытой нефти, полученных за счет применения на месторождениях компании различных методов МУН, приведено на рис. 1.2 [13].

Использование методов гпдроразрыва (ГРП) и локального гпдроразрыва (ЛГРП) пластов приводит к образованию в последних «техногенных» трещин различной ориентировки (горизонтальных п вертикальных) протяженности (при ГРП - в 100 м п более, а при ЛГРП - до 30 м) п раскрытости (до 10-18 мм). Закрепление «техногенных» трещин в процессе выполнения операции осуществляется заполнением их проппантамп (зернами кварцевого песка, искуса венными зернами и др.). При выполнении операции по ГРП используется значительное количество спецтехники, химреагентов и закрепляющих материалов», в большинстве своем импортного производства, что и является определяющим фактором высокой себестоимости операции. Поэтому интенсификация добычи нефти методом ГРП и использовании компанией 00(3 «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь»» зарубежных технологии (США. Канады), которые по своим стоимостным показателям обычно не сооїветствуют величинам дополнительно добываемой нефти п тем более из малодебптных (до 5 т/сут.) скважин.

Учет положшельных п отрицательных строи технологии ГРП. а также горно-геологических условии районов» деятельности ПК «ЛУКОЙЛ» привел к созданию более дешевого метода локального гидродинамического разрыва пласта (ЛГРП). специально ориентированного па расформирование зон кольматацпп в нпзкодебптпых скважинах старых нефтедобывающих районов.

Режимы движения рабочей жидкости в пульсациопном процессе нагнетания и сброса давления

В работе [106] показано, что (2.1) может быть решено с точностью до 10%, если 5 считать постоянной величиной. При этом в решении параметр 8 изменяется в зависимости от скорости и гидродинамического режима.

В случае, когда трение не велико 0)0 —О 0 решение (2.1) представляет собой затухающие колебания. Степень затухания зависит от о.

Если трение велико о — , то характер движения жидкости в скважине кардинально меняется. В этом случае не наблюдается колебательного процесса. Координата и скорость плавно следуют за внешним воздействием по закону экспо ненты в зависимости от инерционного фактора J — "у о , зависящего от ско рости w. Чем выше скорость, тем меньше инерционность.

Для учета силы сопротивления в дальнейших расчетах принимается эмпирический закон изменения коэффициента трепня (Re) согласно [107], [108] 0,1 с, =

Несмотря на широкий диапазон изменения скорости (vv=0,l -2 м/с), коэффициент трения меняется незначительно = 0,02 - 0,03. Однако в этом диапазоне может реализовываться как колебательный, так и экспоненциальный режим. Граница перехода может быть обозначена по значению скорости или критерия Рей-нольдса и зависит от глубины скважины. Результаты решения уравнения (2.1) для границы перехода от колеоательного в экспоненциальный режим в зависимости от глубины скважины, представлены в таблице 2.1.

Из таблицы 2.1 видно, чго частотный режим может существенно проявляться на глубинах скважины не более 1 км. При 11 1км граница частотного режима находится в пределах Re 20000 и vv 0,5 м/с. Опыты по гидродинамическому дренированию скважин свидетельствуют [901, [94], чго характерные скорости и режимы движения флюида имеют порядок w= 0,5-1,5 м/с и Rc 20000-60000 с характерным временем инерции 7-0,8-1 сек. Отсюда можно заключить, что для глубин свыше 1 км режим движения является экспоненциальным и лишь при резком изменении скорости в течение непродолжительного времени ее изменения, могут возникать отдельные колебания.

Однако ситуация может кардинально меняться если «заглушить» кольцевое пространство с помощью простой задвижки или ресивера. В этом случае, согласно [94] значительно возрастает возвращающая сила за счет избыточного давления в сжатой воздушной подушке. При этом собственная частота (О о увеличивается и может быть оценена согласно соотношению где Но - высота ресивера, Хр - уровень жидкости в ресивере. Оценки по (2.3) показывают, что частота составляет величину 0,5-1 Гц.

Таким образом, анализ колебательных свойств скважины показывает, что естественные колебания рабочего флюида в открытой скважине происходят в основном в плавном режиме изменения скорости вследствие значимости силы трения. Времена изменения скорости при нагнетании давления составляют величину порядка 2 мин. При глушении КП ресивером может возникать высокочастотный колебательный режим, продолжительность которого вследствие затухания составляет [94] около 10-15 сек и требует создания больших давлений нагнетания.

Фактор больших нагрузок нежелателен, ввиду того, что это может привести к изменению структуры пласта, увеличению его неоднородности, необратимым процессам кольматацни и резкого снижения дебита скважины. В этой связи при создании аппаратуры для пульсацпонного воздействия на скважину нужно ориентироваться на экспоненциальный режим дренирования с использованием умеренных и длительных нагрузок на пласт с различными периодами нагнетания.

Испытание опытного образца пульсационной установки в НГДУ «Заинск-нефть» показало согласование наблюдаемых режимов движения с теоретическими выкладками, сделанными выше. Графические диаграммы самописца показывают, что скорости жидкости изменяются плавно и устойчиво, достигая своего максимального значения в полупериод нагнетания wm4- % 1,8 м/с - в насосно-компрессорной трубе и W4 u 2s 0,9 м/с - в кольцевом пространстве скважины. Частотные колебания наблюдались при достижении максимального давления в ресивере. Их амплитуда зависит от проницаемости пласта, а частота от давления.

На рис. 2.2 представлена схема, реализующая режим пульсации с протоком. В этом режиме нагнетание давления происходит аналогичным образом при закрытом клапане управления, а сброс непосредственно из ресивера в бак приемник. Такой режим можно использовать как для очистки скважины, так и для выноса механических загрязнений на поверхность.

Построение разностной схемы и решение

Перспективной вычислительной базой решения расчетных задач процессов тепломассообмена являются ЭВМ на базе старших моделей линейки процессоров Intel - Р4 и AMD - AthlonXP, которые получили широкое распространение и обладают достаточным быстродействием. Во многом структурная схема и алгоритмы расчетов определяются имеющимися в распоряжении программными средствами. Для численного эксперимента был выбран ПК на базе процессора Intel Р4 2GIIz с установленными 256 Мб оперативной памяти. В качестве операционной системы были выбраны Windows ХР Professional RUS с установленным Service Pack 2. Несомненным преимуществом Windows ХР являются такие ее качества, как надежная вычислительная среда, отвечающая потребностям всех пользователей, возможность одновременной работы нескольких приложений, обеспечивая в то же время быструю реакцию системы и высокую стабильность ее работы, масштабируемая поддержка памяти и процессора (поддерживается до 4 ГБ оперативной памяти и до двух симметричных микропроцессоров), улучшенная совместимость приложений, поддержка новейших стандартов, высокое быстродействие. Поэтому была поставлена задача, создать гибкую, мобильную и легко управляемую структуру рабочих модулей, обеспечивающих получение надежной оперативной информации в ходе проведение математического эксперимента. Особое внимание уделялось оптимизации алгоритмов расчета с точки зрения бьісгродеііствия и достоверности получаемых результатов.

Математическая модель пульсационной установки была реализована в пакете MathCAD версии 2001 i. MathCAD был выбран для решения этой задачи в связи с тем, что он позволяет быстро и наглядно вносить любые изменения в код программы в виде формул в традиционной записи, обладает широкими графическими возможностями и интуитивно понятным интерфейсом, располагает богатым набором инструментов для программирования.

Моделирование динамики периодического движения может быть описано системой уравнений движения.

Уравнения (2.9) - (2.19) представляют собой систему нелинейных дифференциальных уравнений, описывающих гидравлическую установку создания пульсаций.

Разностную схему расчета этапа закачки, с целью повышенной точности вычислений, целесообразно представить в неявной форме. Пусть Аг-временной шаг разностной схемы. Аппроксимируем задачу (2.9) -(2.19) при закрытом клапане управления в виде.

Моделирование разных режимов воздействия на пласт позволяет создавать и совершенствовать новую технику для решения разнообразных задач. Так, например, при моделировании гидродинамики, где одновременно осуществляется пульсация и циркуляция, система уравнений (2.25) - (2.34) видоизменяется. Для такого режима движения ресивер соединяется трубой длиной Lh и сечением .V,, с баком приемником через клапан управления. В этом случае нагнетание происходит аналогичным образом при закрытом клапане управления. При открытом клапане управления уравнение (2.30) приобретает вид

Вызывает интерес режим дренирования, когда забойная зона располагается выше уровня Zo спуска НКТ в скважину. Для его моделирования записывается новое уравнение материального баланса вместо второго уравнения в (2.16)

В соответствии с (3.9) и (3.10) (3.11) также изменяются и разностные уравнения. Таким образом, становится возможным модернизировать гидравлическую установку и использовать разные режимы в целях оптимального и избирательного воздействия на пласт и скважину.

Результаты решения системы уравнении сохраняются в виде матрицы W, размерность которой зависит от количества выходных параметров (столбцы), времени работы ПУ и шага дискретизации (строки). Количество строк в матрице W можно регулировать, задав частоту записи обновленных данных.

В программе предусмотрено 3 вида представления результатов расчета математической модели:

в виде массива данных (блок SAV_RES), где по столбцам представлены исследуемые величины, а количество строк соответствует времени в секундах. Есть возможность регулировки шага дискретизации записи результатов расчета в выходной массив, вне зависимости от количества итераций в цикле программы;

в виде графиков, построенных средствами MalhCAD (блок GRAF). На одном графике может быть построено несколько кривых при необходимости исследования зависимости изменения интересующей исследователя величины от изменения исходных параметров. Присутствует возможность увеличения отдельных участков графика и трассировка. На рис. 3.1, 3.2, 3.3 приведены примеры графиков построенных средствами MathCAD;

в виде файла с данными (блок SAV_M) для сохранения результатов работы программы и их последующего анализа и обработки в других пакетах прикладных программ (например. MS Excel). Есть возможность добавлять необходимое количество вариантов расчета работы ПУ с различными начальными условиями с последующим сохранением результатов расчета в отдельные файлы. Для этого необходимо через меню Insert добавить Component "File Read or Write", в свойствах которого указать формат файла для сохранения, имя и путь для сохранения, затем указать имя массива с результатами расчета.

Очистки ствола и ПЗП в пульсацпонной схеме с ресивером

Как было отмечено в главе 2, при пульсационном дренировании реализуется экспоненциальный режим, когда скорость движения жидкости плавно меняется в зависимости от внешнего воздействия. Однако каждая фаза движения, как при нагнетании, так и при сбросе давления имеет свои индивидуальные свойства. В частности динамика нагнетания и сброса в течение времен 1 \ и 2 выявляет также собственные частоты этих этапов. На отдельных участках можно наблюдать проявление высокочастотного колебательного режима.

Во всех расчетах, проводимых для пульсационного режима в модели (2.9) - (2.19), принималось, что неизменными остаются глубина скважины Нс=\,5 км, диаметры НКТ и скважины б/цкт=0,065м, :/skN=0,145м, уровень в баке Нрг=2м; вязкость и плотность жидкости /х = 1,5- 10 Па С, р = 1060 кг/м" , толщина пласта /=4м. Параметры насоса и проницаемость пласта изменялись в пределах Рор1 = 10 - 30 атм., 0 ,, = -.1 —0,6 м7мин, К=0,\ - 1 мкм" в соответствии с данными в [111] для структуросберегающего режима дренирования коллектора [135]. Значение пластового давления выбиралось равным гидростатическому столбу жидкости. Это соответствует условию, что пласт принял в себя часть жидкости, так что пульсатор работает в условиях равновесия [9], [46].

Движение жидкости в пульсационном режиме согласно схеме на рис. 2.1-2.2 происходит по возвратно-поступательному механизму. Динамика изменения объемных расходов в КП, НКТ, в насосной линии и в забое показаны на рис. 4.1, 4.2. Положительный знак потока означает движение к устью. Из рисунка 4.1.а видно, что расход жидкости в кольцевом пространстве мгновенно возрастает и затем падает до нуля п некоторое время до начала сброса давления совершает затухающие колебания с незначительной амплитудой. Очевидно, что остановка жидкости в КП происходит за счет сопротивления образующейся в ресивере воздушной подушки с давлением порядка

При этом время движения жидкости в КП до остановки Т {) соответствует периоду собственных колебаний в линии нагнетания и зависит от объема ресивера Vp, глубины скважины, вязкости, и коэффициента трения. На оставшемся временном участке А7/ происходит интенсивная фильтрация в пласт, о чем свидетельствует резкий скачок величины фильтрационного потока в отрицательную область (рис. 4.2. б). Этот процесс отражается в виде аналогичной корреляции в динамике расходов в насосной линии - Qj, и в НКТ - Q(), ввиду того, что на этом участке Qn = Qu — Ol. Таким образом, фа зу нагнетания с временен Тх можно разделить па два участка: 1) участок нагнетания со временем Тt} ; 2) участок фильтрации со временем Л7 -.

При открытии клапана управления происходит значительный рост потока Q на линии сброса н потока Q„ в насосной линии, поскольку обе из них работают в холостом ходу при большом перепаде давления. При этом максимальные скорости достигают до 2 м/с. На фазе сброса давления жидкость в КП движется в обратном направлении, резко достигая максимума и плавно понижаясь до нуля см. рис 4.1 а. При этом фильтрационный поток вновь снижается до нуля, а потоки Q, Q, остаются практически без изменения. Время сброса Т] зависит от глубины скважины, вязкости, коэффициента трения и также от динамики движения в насосной линии и линии сброса. Последнее обстоятельство вызвано тем, что насос может создавать сопротивление жидкости идущей из НКТ.

Из рисунков 4.1 и 4.2 также видно, что на временном интервале фильтрации & f имеет место частотный колебательный режим. Причиной его возникновения является высокое значение возвращающей силы давления, в воздушной подушке ресивера. Амплитуда колебаний зависит от величины давления, а также от абсолютной проницаемости пласта (см. рис. 4.3). Ее наибольшее значение наблюдаются при наименьшей проницаемости. Это объясняется понижением влияния инерционных свойств пласта на колебательный процесс в трубах. Частота колебаний составляет величину порядка v=0.1 -0.5 Гц. Наиболее эффективно использовать этот режим для низко проницаемых коллекторов при больших давлениях.

Частотой пульсаций можно управлять, главным образом, через подбор насоса и ресивера. От трубопроводного оборудования час гота зависит слабо.

На рис. 4.4 показана динамика изменения давления в ресивере от параметра Рор, . Из графика видно, что при снижении нагрузки Рор, наблюдается небольшая инерционность, проявляющаяся в более медленной скорости нарастания давления в воздушной подушке ресивера. В целом можно отмстить, что параметр Рор1 слабо влияет на частоту пульсации, поскольку время достижения равновесия в ресивере мало по сравнению со временем нагнетания Т/.

Инерционность процесса восстановления давления в воздушной подушке ресивера существенно зависит от параметра Qopi и размеров ресивера. На рис. 4.5а показано изменение динамики расхода Q2 в КП и давления в Р II г воздушной подушке ресивера р от времени. Наиоолее существенно влияние расхода насоса в области малых значений Qop,= 0,2 м7мин и менее. В этой области наблюдается высокая инерционность в процессе установления давления в ресивере (рис.4.5 б). В области значений Qolll 03 M VMHH влияние частота пульсации не зависит от расхода п давления. Для структуросберегающего дренирования давление не должно превышать Рор1 30 — 40 атм. Поэтому в дальнейших расчетах расход насоса использовался в этом диапазоне. Аналогичная ситуация наблюдается при изменении радиуса ресивера } р . При его увеличении увеличивается объем ресивера, что ведет к повышению инерционности.

Похожие диссертации на Моделирование пульсационных процессов очистки ствола и призабоной зоны нефтяных скважин

Моделирование фильтрации технологических жидкостей в призабойную зону пласта при строительстве скважинУсачев Евгений Андреевич

Математическое моделирование процесса исследований скважин на стационарных и нестационарных режимахЩукин Андрей Николаевич

Разработка комплексной технологии обработки призабойных зон скважин применительно к условиям месторождений Западной СибириПазин Александр Николаевич

Разработка методики оценки эффективности воздействия на призабойную зону скважины на основе термогидродинамических исследованийКлюкин, Сергей Сергеевич

Обоснование технологий регулирования фильтрационных характеристик призабойной зоны скважин при подземном ремонтеМардашов Дмитрий Владимирович

Совершенствование технологии ударно-реагентного воздействия на призабойную зону скважин : на примере Когалымского регионаЧернов Виталий Николаевич

Регулирование разработки нефтяных месторождений на основе выявленных закономерностей фильтрации флюидов в призабойной зоне скважинСобин Александр Михайлович

Исследование и разработка технологических решений по управлению фильтрационными потоками в прискважинной зоне горизонтальных скважин Арутюнян Ашот Страевич

Совершенствование технологий обработки призабойной зоны нефтедобывающих скважин : На примере юрских пластов Нижневартовского сводаСергиенко Виктор Николаевич

Гидродинамический анализ влияния изменений околоскважинных зон пласта на производительность скважин в процессе разработки месторожденийЗайцев Михаил Викторович