Содержание к диссертации
Введение
1. Анализ состояния разработки нефтяных месторождений и эксплуатации скважин на поздней стадии разработки 6
1.1. Геолого-промысловая характеристика нефтяных залежей на поздней стадии разработки 7
1.2. Анализ влияния технологических факторов вскрытия продуктивных пластов на эксплуатацию добывающих скважин 16
2. Состояние техники и технологий по интенсификации добычи 29
2.1. Изменение дополнительных фильтрационных сопротивлений при перфорации скважины 30
2.2. Использование глубокопроникающих перфорационных систем для вторичного вскрытия : 36
2.3. Методы определения параметров призабойной зоны пласта и оценка эффективности методов интенсификации притоков 41
2.3.1. Методы оценки качества вскрытия пласта и состояния призабойной зоны 44
2.3.2. Методика оценки технологической эффективности 49
3. Теоретический анализ влияния параметров вторичного вскрытия на комплексный режим работы скважин 65
3.1. Алгебра и топология гидравлических систем 67
3.2. Расчет гидравлических характеристик объектов гидросистем 72
3.3. Описание и расчет полной гидравлической характеристики скважин 76
4. Технические разработки по интенсификации добычи нефти 122
4.1. Современные представления о физических основах кавитацион-новолнового воздействия на ПЗС 122
4.2. Результаты совершенствования устройств для интенсификации притока нефти 128
4.2.1. Установка для гидровакуумной обработки скважины 128
4.2.2. Установка для гидродинамического воздействия на пласт 133
4.2.3. Способ глушения скважины 139
4.3. Анализ результатов применения методов воздействия на призабойную зону скважин Самотлорского месторождения 145
Основные выводы и рекомендации 151
Список использованных источников 153
Приложение 161
- Анализ влияния технологических факторов вскрытия продуктивных пластов на эксплуатацию добывающих скважин
- Описание и расчет полной гидравлической характеристики скважин
- Современные представления о физических основах кавитацион-новолнового воздействия на ПЗС
- Анализ результатов применения методов воздействия на призабойную зону скважин Самотлорского месторождения
Введение к работе
з
Актуальность проблемы
В последние годы возрастает доля трудноизвлекаемых запасов нефти, сосредоточенных в низкопроницаемых глинизированных терригенных коллекторах. В процессе разработки проницаемость еще больше снижается, которых происходит ухудшение фильтрационных характеристик продуктивных. Ухудшение фильтрационных свойств призабойной зоны пласта (ПЗП) вызывается выпадением различных продуктов реакции после закачки химических реагентов, увеличением водонасыщенности горных пород и снижением фазовой проницаемости для нефти. Поэтому одной из основных задач при нефтедобыче из этих пластов является восстановление и улучшение фильтрационных характеристик ПЗП.
Анализ результатов исследований в области интенсификации добычи нефти показывает, что многие решения этой важной задачи имеют свои недостатки, вызванные сложностью практической реализации предлагаемых технологий и высокой вероятностью необратимых изменений в ПЗП. Известно, что в результате первичного и вторичного вскрытия пластов большинство скважин становятся несовершенными, а их фактическая продуктивность становится меньше потенциальной. Поэтому особую актуальность приобретает задача повышения эффективности применяемых технологий вторичного вскрытия и обработки ПЗП, что в свою очередь зависит от правильности подбора технологических параметров проведения работ и комплексного исследования скважин.
Цель работы
Интенсификация добычи нефти путем регулирования режима эксплуатации скважин выбором параметров вторичного вскрытия и гидродинамически управляемой обработкой призабойной зоны пласта.
Для достижения поставленной цели, на примере интенсификации добычи нефти на Самотлорском месторождении поставлены следующие задачи:
1. Анализ влияния качества вторичного вскрытия и состояния призабойной зоны пласта на эффективность выработки запасов и реализации
потенциальных возможностей добывающих и нагнетательных скважин.
-
Теоретический анализ влияния качества вторичного вскрытия гидродинамически изолированных пластов на режимы их совместной эксплуатации скважиной.
-
Разработка метода управления гидравлическими режимами совместной скважинной эксплуатации нескольких пластов после вторичного вскрытия.
-
Совершенствование комплексной технологии интенсификации добычи нефти с использованием скважинных устройств, реализующих эффект гидромеханического волнового воздействия на призабойную зону после вторичного вскрытия.
-
Промысловые испытания и внедрение комплексной технологии интенсификации добычи нефти на рентабельных малодебитных скважинах Само-тлорского месторождения.
Научная новизна работы
-
Научно обоснован теоретический подход к управлению режимами эксплуатации гидродинамически изолированных пластов при их совместной эксплуатации в одной скважине, посредством варьирования параметров вторичного вскрытии по каждому из пластов.
-
Теоретически обоснованы гидравлические характеристики скважин, в условиях совместной эксплуатации нескольких вторично-вскрытых пластов, и выявлены факторы влияния текущего состояния дренируемых зон каждого из пластов на результаты гидродинамических исследований на установившихся режимах закачки или отбора. Установлены причины отклонения индикаторных линий от начала координат вследствие неравномерной выработки запасов, обусловливающей неравномерное распределение пластовых давлений.
-
Предложены эффективные методы воздействия на призабойную зону пласта ведущие к снижению дополнительных сопротивлений фильтрации, путем адресного воздействия на перфорационные каналы источниками гидродинамических колебаний и забойными насосно-эжекторными двигателями при их перемещении вдоль интервала перфорации.
Практическая ценность основных выводов и положений работы заключается в росте эффективности эксплуатации нефтяных залежей:
за счет применения глубокопроникающей перфорации для снижения потерь гидравлической энергии при фильтрации в призабойной зоне пласта и повышения уровня управляемости и достижения оптимума при установлении технологических режимов отбора и закачки в гидродинамически изолированных пластах;
посредством внедрения комплексной технологии интенсификации притока с применением гидродинамической обработки перфорированной призабойной зоны, для улучшения филырационно -емкостных свойств коллектора адресным воздействием на перфорационные каналы путем перемещения вдоль интервала перфорации вихревых камер, создающих турбулентную струю, повысила технологическую эффективность вторичного вскрытия и стимуляции притока скважин Самотлорского месторождения.
Внедрение разработок осуществлено в ОАО «Самотлорнефть». Гидродинамическое волновое воздействие выполнено в 47 скважинах. Успешность технологии составила 77 % и эффективность - 3,5 т/сут дополнительно добытой нефти.
Апробация результатов исследований
Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на Международной научной конференции, посвященной 275-летию РАН (естественные науки, г. Махачкала, 1999 г.), координационных совещаниях и научно-технических советах ОАО «Самотлорнефть», «ТНК - Западная Сибирь» (1999-2004 гг.), научно-техническом совете «Нижневартовск-НИПИнефть», научно-техническом семинаре и заседании кафедр «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений» ТюмГНГУ и «Проектирование, строительство и эксплуатация скважин» Нижневартовского филиала ТюмГНГУ (2003-2005 гг.).
Публикации
Основные положения диссертационной работы отражены в 10 печатных работах, в том числе 3 запатентованных изобретения.
Объем и структура работы
Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов и основных выводов и рекомендаций, общим объемом 172 страницы
машинописного текста, содержит 44 рисунков и 27 таблиц. Список использованных источников включает 98 наименований.
Анализ влияния технологических факторов вскрытия продуктивных пластов на эксплуатацию добывающих скважин
В системе комплексного контроля за разработкой месторождения наблюдение за состоянием призабойной зоны пласта занимает одно из первых мест.
Известно, что дебит скважины и ее продуктивность зависят от гидродинамических параметров пласта, размеров зоны дренирования, а также от эффективности гидравлической связи скважины с пластом.
Эффективность гидравлической связи скважины с пластом зависит в основном от первичного и вторичного вскрытия пласта.
В результате первичного и вторичного вскрытия пласта большинство скважин становятся несовершенными, а фактическая продуктивность меньше потенциальной.
Кроме того, в процессе эксплуатации гидродинамические параметры призабойной зоны пласта, такие как проницаемость и гидропроводность постоянно изменяются при чем, как показывает практика, чаще ухудшаются.
Факторами, влияющими на снижение продуктивности скважин являются:
- физико-литологические;
- физико-химические;
- термобарические;
- механические.
Коллекторские свойства нефтеносных пород определяются их минералогическим составом и структурой порового пространства. Одной из важных физико-литологических причин снижения проницаемости при вскрытии скважин на пресном буровом растворе, а также заводнения пласта с целью поддержания пластового давления пресными водами является разбухание глинистого материала и повышение водосодержания, что приводит к снижению фазовой проницаемости для нефти.
К физико-химическим факторам снижения продуктивности скважин относятся - эмульсиобразование, отложения парафина, солей и асфальто-смолистых веществ на поверхности скелета пород. К термобарическим факторам снижения продуктивности скважин относятся изменения температуры пласта и давления, что приводит к активизации физико-химических факторов изменения фильтрационно-емкостных свойств пород и флюидов.
Снижение температуры вызывает резкое увеличение вязкости нефти, уменьшение ее подвижности, снижение производительности скважин.
Как известно, пластовое давление - важный фактор, определяющий энергетические возможности пласта.
При снижении пластового давления ниже давления насыщения уменьшается проницаемость по нефти.
Кроме того, снижение давления приводит к уменьшению проницаемости пласта вследствие упругих и упругопластических деформаций пористой среды.
При вскрытии пласта за счет больших репрессий в пласт проникает как фильтрат, так и сам буровой раствор. В зависимости от величины репрессии и времени ее воздействия глубина проникновения в пласт частиц глины, цемента и других веществ может достигать нескольких метров.
Таким образом, основными факторами снижения проницаемости ПЗП и продуктивности скважин являются:
- разбухание цементирующего материала пород-коллекторов за счет проникновения пресного фильтрата бурового раствора, технических вод при ремонте скважин и вод, закачиваемых для поддержания пластового давления;
- увеличение водонасыщенности пород и образование эмульсии;
- снижение пластового давления и температуры, приводящие к выпадению парафина и асфальто-смолистых веществ на скелете породы и к его необратимым изменениям за счет уплотнения упаковки и изменения структуры порового пространства;
- выпадение солей в поровом пространстве вследствие несовместимости закачиваемых и пластовых вод;
- механическое засорение ПЗП глинистым раствором, механическими примесями с постепенным их уплотнением в непроницаемую корку. Все описанные изменения проницаемости ПЗП значительно снижают потенциальные возможности скважин и проявляются как совместно, так и по отдельности.
Следовательно, для успешной стабильной добычи нефти необходимо планировать и проводить мероприятия по восстановлению и улучшению ухудшенных фильтрационных свойств ПЗП нагнетательных и добывающих скважин
В работе /6/ проведен анализ результатов применения технологий по извлечению запасов нефти пласта ABj " «рябчик» Самотлорского месторождения. Эффективность работы скважин оценивалась по текущим и накопленным показателям эксплуатации, усредненным дебитам нефти и рассчитанным подвижным запасам, приходящимся на одну скважину. Бурение и эксплуатация скважин, имеющих горизонтальный забой, показывают обнадеживающие результаты (куст 2042 ОАО «ТНК-Нижневартовск»).
Актуальность проблемы эксплуатации скважин на нефтяных месторождениях в наибольшей мере проявляется тогда, когда возникают взаимные претензии между нефтедобывающими и буровыми предприятиями, связанные, как правило, с трудностями освоения вновь пробуренных скважин, с низкими их дебитами или с поступлением в скважину посторонних флюидов. Причины при этом могут быть как геологического, так и технологического характера. С одной стороны низкие дебиты скважин могут обусловлены неверным выбором места их заложения на структуре, где отсутствует достаточно продуктивный коллектор, а, с другой, - возможно значительное ухудшение коллекторских свойств ПЗП под воздействием применяемой технологии заканчивания скважин. Зачастую высокая обводненность продукции эксплуатационных скважин вызвана плохим разобщением водо- и нефтеносных горизонтов. Известно, что в результате проникновения в околоскважинное пространство продуктивного пласта под действием репрессии, капиллярных и осмотических сил жидкой и твердой фаз бурового и цементного растворов, жидкости перфорации и обрабатывающего ПЗП агента происходят различного рода физико-химические процессы, изменяющие природную проницаемость коллектора в этой зоне. Как правило, изменение характера насыщения коллектора и нарушение напряженного состояния породы в околоствольной зоне приводят к уменьшению фазовой проницаемости ПЗП для нефти по сравнению с незатронутой воздействием частью пласта. Это, в свою очередь, приводит к снижению добывных возможностей скважины относительно потенциально возможной.
Как известно, оценка качества заканчивания скважин может быть выполнена по отношению фактической продуктивности пласта к потенциально возможной (ОП), определенному либо по данным промысловых гидродинамических исследований в законченных бурением скважинах 111, или по результатам экспериментальных исследований на образцах керна, отобранных из интервала залегания продуктивных пластов /8/. Как отмечают авторы работ 111 при проведении исследований в скважинах в условиях сложнопостроенных залежей Западной Сибири получаемое значение ОП не отражает истинного состояния ПЗП. Величина этого показателя часто превышает 1, т.к. при расчете параметров пласта по конечному участку КВД не учитываются пропластки, которые при снижении депрессии отключились. Анализ промысловых данных гидродинамических исследований скважин на Самотлорском месторождении показал, что около 30 % замеров КВД, по которой определяется потенциальная продуктивность скважины, не поддаются интерпретации. Кроме того, до 50 % расшифровки диаграмм дают ошибочные значения ОП 1.
Точность определения продуктивности существенно зависит от давления на забое в процессе эксплуатации. В большинстве скважин, в которых проведены исследования, вскрывших пласты ABi3 (№№ 27389, 15988, 192 Р), АВ2-з (№ 2510) и БВю (№ 12105), установлено, что они эксплуатировались в режиме растворенного газа и имеют незначительный дебит (от 8 до 9,5 м3/сут). Поэтому КВД в этих скважинах получены в максимально неблагоприятных условиях, и оценка их продуктивной проницаемости содержит погрешность, величина которой тем существеннее, чем больше разница между давлением насыщения нефти газом и забойным давлением в скважине.
В таблице 1.5 приведены средние значения исследуемых показателей на Самотлорском месторождении.
Описание и расчет полной гидравлической характеристики скважин
Скважину следует относить к «каналам связи» (по классификации элементов гидросистем). Однако при эксплуатации нефтяных месторождений конструкция скважин может варьироваться в зависимости от цели и способа их эксплуатации.
Так, для:
- добывающих фонтанирующих и нагнетательных скважин конструкция может быть представлена отрезком трубы, спущенным от устья до забоя, и некими системами на устье и забое, создающими дополнительное сопротивление потоку текучей среды (фонтанная арматура и отверстия перфорации соответственно);
- нагнетательных скважин, где закачка воды ведется как по НКТ, так и по затрубному пространству, конструкция представляется более сложной: труба в трубе с раздельным течением потоков текучей среды с аналогичными предыдущим системами на устье и забое;
- добывающих механизированных скважин конструкция осложняется установкой механизированного оборудования.
Как видно из перечисленных примеров, фонтанирующие и нагнетательные скважины систем ППД фактически являются составными элементами каналов связи, создающих дополнительные сопротивления течению жидкости (дренируемая зона пласта, каналы перфорации, насосно-компрессорные трубы (НКТ), фонтанная арматура), в то время как скважины, эксплуатирующиеся механизированным способом, являются подсистемами и поэтому должны выстраиваться из элементарных элементов гидросистем /35/. Помимо этого эксплуатация нагнетательной скважины может быть осложнена наличием утечек сквозь негерметичности колонны, совместной эксплуатацией или заводнением нескольких пластов. В этом случае скважина не может считаться просто каналом связи и должна рассматриваться тоже как подсистема, требующая описания ее структуры и расчета влияния каждого элемента на режим работы скважины.
Общий перепад давления на сопротивление потоку жидкости определяется перепадами давления на каждом участке: в НКТ, перфорационных каналах, и дренируемой зоне пласта (или зоне нагнетания пласта).
Под зоной нагнетания понимается прилегающая к скважине зона пласта, ограниченная, с одной стороны, цилиндрической поверхностью с радиусом дренирования (в случае радиального оттока/притока), а с другой стороны -сверху и снизу непроницаемыми пластами. Термин «зона нагнетания пласта (ЗНП)» хотя и относится к нагнетательным скважинам, однако с точки зрения терминологической унификации- нагнетательная и добывающая скважина могут изменять свой смысл в зависимости от параметров наземной или подземной частей системы разработки. Например, при снижении производительности или отключении насосных агрегатов нагнетательная скважина может работать на излив, т.е. как добывающая.
Рассмотрим несколько моделей (расчетных схем) скважин в зависимости от их конструкции и параметров эксплуатации.
Вначале рассмотрим наиболее распространенную схему конструкции эксплуатации на примере нагнетательной скважины (рисунок 3.3)
Как видно из рисунка 3.4, скважина (тип 1), представлена НКТ — 1, спущенными от точки устья до точки забоя, обсадной колонной - 2, каналами перфорационных отверстий - 3, зоной нагнетания, вскрытого пласта - 5 и изолирующими его пластами — 4. Таким образом, в общей гидросистеме разработки, данная схема является подсистемой от узла jib (устья) до узла jie (накопителя текучей среды - пласта).
Для рассматриваемого самого распространенного случая эксплуатации нагнетательных скважин, когда закачка воды в пласт - 5 осуществляется только по НКТ, спущенным практически до забоя, и влияние обсадной колонны исключается, схема воздействия скважины на поток жидкости будет выглядеть следующим образом (рисунок 3.5).
Поток жидкости из узлового соединения (узла - «фонтанная арматура») с давлением Pj.h и расходом qi поступает в рассматриваемое звено і «скважина», где, проходя через насосно-компрессорные трубы, теряет часть напора Арнкт за счет гидравлического сопротивления и достигает точки забоя с давлением р3 - pjh -ApHKT+Azi (AZJ) - геометрический перепад давления от узла ь до точки забоя), затем, проходя через перфорационные каналы, теряет АрПЕРФ на местные сопротивления в них поступает в пласт, где, преодолевая сопротивление фильтрации со стороны зоны нагнетания, достигает контура нагнетания скважины с давлением pjje. Разность забойного давления р3 и давления на контуре дренирования р , иначе называемого пластовым давлением, есть репрессия: Ар3нл = Рз пл = Р3 Pj,e- Ввиду невозможности спуска манометра за обсадную колонну, т.е. непосредственно в пласт, величина репрессии включает в себя потери давления на местные сопротивления в перфорационных каналах АрПЕРФ- Зависимость Ар3нп=ґзнп(ч) принято называть индикаторной линией.
Расчет режима работы скважины (всех гидравлических параметров потока жидкости) в условиях ее взаимодействия с пластовой и наземной гидросистемой, сводится к нахождению зависимости между величиной расхода і-го звена (соответствующего данной скважине) qi и градиентом давления на концах этого звена Api=f(q) = pJb pJit. Как видно, для вычисления этой зависимости необходимо решить две задачи:
1) найти зависимость потери давления на гидравлическое сопротивление в НКТ (от узла j до точки забоя) от величины расхода в стволе скважины и геометрических параметров НКТ: Лрнкт нктСч» DHKT НКЪ ДаХ аналогично гидравлическому расчету цилиндрических труб;
2) найти зависимость репрессии/депрессии от величины расхода, параметров вскрытия и коллекторских свойств зоны нагнетания пласта: ДРзНП=ІЗНп(ч вскрытияэ пласта) Для нахождения Арнкт воспользуемся выявленными зависимостями для цилиндрических труб.
Соотношение между потерей давления на гидравлическое сопротивление, скоростью потока жидкости, внутренним диаметром, длиной и шероховатостью определяется известной в гидромеханике формулой Дарси-Вейсбаха
Зависимость коэффициента сопротивления А, от Re и А, установленная опытами для стабилизированного течения в круглых трубах с равномерной зернистой шероховатостью, указывает на существование трех основных режимов (областей) течения потока /36,37/ (рисунок 3.7).
Первый режим, называемый ламинарным, относится к малым значениям чисел Re (до Re « 2000) и характеризуется тем, что шероховатость не оказывает никакого влияния на величину X. По закону Гагена-Пуазеля
Второй режим, называемый переходным и охватывает три участка кривых сопротивления для равномерно-зернистой шероховатости:
а) Участок, относящийся к переходной области между ламинарным и турбулентным течениями (примерно в пределах Re=2000-4000). В этой области коэффициент сопротивления быстро растет с увеличением числа Re. Вместе с тем коэффициент X продолжает оставаться одинаковым для различных значений относительной шероховатости.
б) Участок, для которого кривые сопротивления труб с различной шероховатостью совпадают с кривой Блазиуса для гладких труб
Закон сопротивления по последней формуле справедлив в тем меньшем интервале чисел Re, чем больше А.
в) Участок, для которого кривые сопротивления труб с различной шероховатостью расходятся между собой, отходя от прямой, получаемой по формуле (3.8). При этом коэффициенты сопротивления в определенных интервалах чисел Re (в этих интервалах значений Re возрастание X прекращается) тем больше, чем значительнее д.
Третий режим, называемый квадратичным или режимом вполне шероховатого трения, а также режимом турбулентной автомодельности, характеризуется тем, что коэффициенты сопротивления для каждой величины шероховатости становятся постоянными и практически не зависящими от числа Re.
Итак, существуют три числа Re, ограничивающие четыре области течения жидкости.
Современные представления о физических основах кавитацион-новолнового воздействия на ПЗС
Ибрагимовым Л.Х. разработаны теоретические основы нового направления в области интенсификации добычи нефти, которое названо управляемым кавитационно-волновым воздействием ПЗС. При моделировании притока жидкости или газа к скважине рассматривается не плоскорадиальная геометрия, как это всегда делалось, а более сложная, состоящая из двух областей. Во внешней по отношению к скважине области поток принимается плоскорадиальным, а во внутренней области, где линии тока искривляются при подходе к перфорационным каналам, строится модель притока к горизонтальным цилиндрическим трубкам с проницаемой стенкой. Это позволило сделать вывод о целесообразности адресного воздействия на перфорационные каналы и трещины с целью существенного повышения эффективности воздействия на ПЗС.
Известно, что акустическое воздействие на кольматирующий материал разрушает его за счет создания значительных колебательных нагрузок (инерционных сил), в результате чего на контактах частиц создаются напряжения, превышающие предел прочности этих структур. Так, например, в процессе фильтрации жидкости через поровое пространство за счет разноименных зарядов на породе пласта и в жидкости на поверхности поровых каналов образуются неподвижные двойные электростатические слои, уменьшающие их эффективное сечение, что приводит к снижению проницаемости. Акустическое поле генерирует переменное электромагнитное поле на контакте жидкость-порода и разрушает эти электростатические слои, тем самым увеличивая эффективное сечение поры , а соответственно и проницаемость.
При определенных соотношениях размеров пор и свойств нефти в ней могут проявляться вязкопластичные свойства, характеризующиеся наличием предельного напряжения сдвига, т.е. нефть становиться не «Ньютоновской» жидкостью. В результате эта нефть не фильтруется до определенных градиентов давления, обычно значительно превышающих реально существующие в пласте. В процессе акустического воздействия в пределах длины волны на нефть действуют значительные инерционные силы, которые в сочетании с пластовым градиентом давления позволяют преодолеть предельное напряжение сдвига и вовлечь застойную нефть в процесс фильтрации (вытеснить нефть в более крупные поры, где она сможет фильтроваться под пластовым градиентом).
В прискважинной зоне пласта, характеризующейся большими скоростями фильтрации происходит образование коллоидно-дисперсных систем, которые обладая большим предельным напряжением сдвига не фильтруются под обычными депрессиями и перекрывают поровые каналы. Их образование происходит за счет сцепления микрочастиц, содержащихся во флюиде, под действием Ван-дер-Ваальсовых сил. Акустическое воздействие на такие системы позволяет разрушить их структуру или значительно снизить ее прочность. В результате при наличии даже небольшой депрессии они удаляются из прискважинной зоны.
Из общей акустики известно, что процесс является волновым, если L/v » Т, где L - характерный размер объекта воздействия, v - скорость упругой волны, Т - период синусоидальных колебаний или время нарастания импульса. Положив скорость волны в породе равной 3000 м/с видим, что к волновым следует отнести процессы с частотой f 10 кГц, характерной для магнитострикционных и пьезокерамических излучателей. В остальных случаях возникающей упругой волной можно пренебречь и считать, что создаваемое знакопеременное давление приложено к "пробке", закупоривающей коллектор и имеющей характерный размер L 1,0 м. Сказанное позволяет оценить соответствующие градиенты давления. Для электроискровых излучателей, свабов, пульсаторов давления, пороховых генераторов и аккумуляторов давления, они достигают десятков мегапаскалей (сотен атмосфер) на метр, а для волновых - могут быть оценены по формуле grad р 4 ро /А, где Л - длина волны, р0 - амплитуда акустического давления. Соответственно, для магнитострикторов и пьезокерамики (р0 для них, как уже говорилось, имеет порядок тысячных - сотых долей мегапаскаля, а Л - порядок Ю-1 м ) grad р меняется в пределах десятых - сотых долей мегапаскаля (от единиц до десятых долей атмосферы) на метр.
Преобладающая частота излучателей, применяемых при АРСиП равна 10 -30 кГц. Этому частотному диапазону и будет уделено основное внимание.
Восстановление потенциальной производительности скважин с помощью АРСиП достигается за счет разрушения органических и неорганических структур, кольматирующих в процессе добычи или нагнетания призабойные части пластов-коллекторов и приводящих к возникновению скин-слоев /49,50/. Кольматация возникает главным образом в результате отложения органических и неорганических частиц, размер которых существенно меньше (более чем в 5 раз) эффективных размеров поровых каналов. Эти частицы способны мигрировать по пласту на большие расстояния не будучи отфильтрованными. Учитывая реальные эффективные размеры пор коллекторов, можно утверждать, что размер таких частиц не должен превышать 5-Ю"6 м. Жидкости, содержащие частицы такого размера, являются коллоидно-дисперсными системами (КДС) -суспензиями, состоящими из дисперсной среды - жидкости, и дисперсной фазы - коллоидных частиц размером от 5-Ю-6 до 10" 9 м. Особенность коллоидных частиц, как органических, так и неорганических, в том, что они седиментационно устойчивы, т.е. при относительно небольших концентрациях могут находится во флюиде не оседая и не создавая агрегатов при любых значениях скорости течения, в том числе и стремящихся к нулю. Для неорганических частиц такая устойчивость обусловлена в частности тем, что знаки их поверхностных зарядов и поверхностных зарядов стенок пор совпадают (как правило, они отрицательны). Устойчивость органических КДС связана с низким межфазным натяжением поверхности частица углеводородная жидкость и их высокой плавучестью, обусловленной малой плотностью.
При прямолинейном течении суспензионного потока невысокой концентрации система устойчива, т.е. частицы не отлагаются на стенках поровых каналов при любых скоростях. Однако, фактически, поровые каналы извилисты, имеют сужения и ответвления. Условно, их можно подразделить на относительно прямолинейные и «искривленные». На скоростях, превышающих критические значения, начинается отложение частиц на фронтальных по отношению к направлению потока стенках зерен породы, поскольку при обтекании зерен центробежные силы, действующие на частицы в местах искривления потока, стремятся приблизить их к стенкам поровых каналов. При достижении критических скоростей, центробежные силы преодолевают силы отталкивания и переводят частицы в область действия молекулярных электростатических сил притяжения - сил Ван-дер-Ваальса.
В результате постепенного - слой за слоем - отложения частиц на фронтальной стороне зерен «искривленные» поровые каналы постепенно кольматируются структурированными системами частиц, а перераспределение потока между искривленными и относительно прямолинейными каналами приводит к заметному росту концентрации частиц в последних. Поскольку частицы в каналах распределены статистически, существует вероятность одновременного попадания в то или иное поровое сужение такого их количества, при котором сужение закупоривается. Это явление носит название бриджинг (bridging - мостообразование). С ростом концентрации частиц вероятность бриджинга быстро растет, что интенсифицирует процесс кольматации теперь уже прямолинейных каналов. В конечном счете, поровое пространство ПЗП кольматируется практически полностью.
Коллоидные частицы в образующихся структурах связаны не механически, а электрически, силами межмолекулярного взаимодействия через прослойки жидкости, составляющей дисперсную среду. Такое структурирование частиц носит название коагуляции. Ей подвержены как органические, так и неорганические частицы.
Образовавшиеся структуры представляют собой пространственные сетки, пронизывающую пластовый флюид. Такой структурированный флюид становится неньютоновской жидкостью. Его вязкость возрастает на несколько порядков и ПЗП теряет потенциальную проницаемость. Для ее восстановления необходимо произвести полное объемное разрушение пространственной сетки. Это вернет жидкости ньютоновские свойства, в том числе, изначальную вязкость, на некоторое, характерное для данной КДС, время. Если за это время скважина будет промыта и избыток частиц дисперсной фазы удален из ПЗП, проницаемость окажется восстановленной. В противном случае повышенная концентрация частиц вновь приведет к образованию структурной сетки. С выносом частиц кольматанта после акустического разрушения пространственной структуры с помощью АРСиП, растет дебит скважины.
Анализ результатов применения методов воздействия на призабойную зону скважин Самотлорского месторождения
Известно, что методы обработок призабойной зона скважины позволяют увеличить как коэффициент продуктивности, так и добиться снижения фазовой проницаемости по водной фазе, вовлекая в разработку ранее не дренируемые или слабодренируемые нефтенасыщенные участки пласта.
Однако, в связи с различием геолого-технических условий эксплуатации скважин, отмечено различие результатов их применения. Для выявления наиболее эффективного метода ОПЗ на скважинах Самотлорского месторождения проводился анализ по следующим видам технологий ОПЗ:
- гидродинамическое управляемое волновое воздействие (УВВ и УВВ-ЗЭ);
- комплексное кислотно-щелочное воздействие;
- оптимизация интервалов перфорации кумулятивными перфораторами отечественного производства (ПК 105с, ПК 105, ПКС-80 и др.);
- оптимизация интервалов перфорации перфораторами «Dinamit Nobel».
Оценка эффективности ОПЗ производилась по следующим критериям:
- максимальный дебит скважин после обработки;
- накопленная дополнительная добыча нефти на одну скважину;
- суммарная технологическая эффективность обработки за все время работы скважины после обработки.
Результаты эффективности ОПЗ приведены в таблице 4.1.
Большое значение имеет увеличение коэффициента продуктивности скважин за счет улучшения гидродинамической связи системы скважина-пласт. В таблице 4.2 приведена динамика показателей добычи жидкости, динамических уровней жидкости по скважинам, работающим с применением механизированных способов добычи до и после мероприятий ОПЗ.
Гидродинамические исследования скважин были проведены на 58 скважинах. Исследования до обработки проведены на 22 скважинах. Основным критерием оценки был коэффициент продуктивности. По результатам исследований 22 скважин, коэффициент продуктивности улучшился в 16 случаях (73 %), не изменился в 4 (18 %) и ухудшился в 2 случаях (9 %).
Рассмотрим пример результатов расчета методов детерминированных моментов давления по КВД, снятых на скважине № 15939/1543, эксплуатирующей пласт АВ1 Самотлорского нефтяного месторождения до (рисунок 4.3) и после обработки ее призабойной зоны с применением кавитационной технологии (таблица 4.3) /40,41/.
Аналогичные расчеты проведены по КВД (рисунок 4.4), снятой на этой же скважине после обработки ПЗС с применением управляемого волнового воздействия (таблица 4.4).
Сравнивая результаты расчетов по КВД, полученных до и после обработки ПЗС (таблица 4.5), можно сделать вывод, что гидропроводность и проницаемость пород увеличились на 28 %, а пьезопроводность увеличилась на 63 %, следовательно проведенный метод управляемого волнового воздействия на ПЗС можно считать успешным режимы работы скважин по 9 объектам разработки. При этом единичные обработки скважин, имеющих вскрытие двух пластов и более, в учет не принимались. Результаты анализа приведены на таблице 4.6. Основные работы «і по ОПЗ были сконцентрированы на слабопродуктивных и в достаточной степени обводненных пластах АВ и АВ . Работы на объекте БВ» проводились преимущественно методом реперфорации, а небольшие объемы работ по слабопроницаемым коллекторам БВ и БВ связаны главным образом с необеспеченностью влияния системы 1111Д и недостатком необходимого подземного оборудования.
Средние значения дебитов нефти до ОПЗ - 2,3 после ОПЗ - 9,5 и жидкости до ОПЗ - 35,6 после ОПЗ - 83,8 по всем пластам.
Таким образом, после ОПЗ происходит увеличение дебита жидкости в среднем на 48,2 т/сут, а нефти - на 7,2 т/сут.
Продолжительность проведения одной обработки скважины складывается из функциональной работы бригады КРС и подрядчика по проведению добычи нефти. В среднем на 1 операцию по перфорации затрачивается 24 бригадо-ч, на 1 обработку УВВ до 48 бригадо-ч, УВВ-ЗЭ - до 72 бригадо-ч, по технологии комплексного кислотно-щелочного воздействия — от 80 бригадо-ч.
