Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 Проницаемость прискважиннои зоны пласта и методы изменения ее состояния
1.1. Причины ухудшения проницаемости ПЗП
1.2. Анализ эффективности методов обработки скважин
1.3. Влияние акустического воздействия на нефтяной пласт
1.4.Анализ средств для проведения акустического воздействия на ПЗП
Глава 2 Акустические поля в нефтегазоносных пластах
2.1. Механизм распространения акустических волн в насыщенных пористых средах
2.2. Интенсивность и глубина проникновения акустических волн в призабойную зону пласта
2.3. Влияние акустического поля на термодинамические процессы в пористой среде
2.4. Влияние акустического поля на восстановление проницаемостей запарафинированных или заглинизированных зон пласта
Глава 3 Стендовые амплитудно-частотные характеристики гидроакустических генераторов для обработки ПЗП
3.1. Устройство гидроакустического генератора
3.2 Особенности работы вихревой камеры
3.3.Рекомендации по выбору основных размеров вихревой камеры
3.4. Измерительно-обрабатывающий комплекс
3.4.1. Информационно-обрабатывающий комплекс 90
3.4.2. Методика проведения испытаний гидроакустических генераторов 94
3.4.3. Исследования спектральных характеристик 98
3.4.4. Результаты испытаний гидроакустического генератора 98
3.5. Экспериментальная установка для моделирования процессов смешения многофазных сред 99
Глава 4. Разработка гидроакустической технологии для обработки призабойной зоны (ОПЗ) скважины с использованием эмульсий для закачки в нефтяной пласт 104
4.1. Технология получения эмульсий 104
4.1.2. Применение эмульсии, полученной гидроакустической технологией для обработки призабойной зоны (ОПЗ) скважины 106
Основные выводы и рекомендации 116
Список использованных источников 118
Приложение А 129
- Причины ухудшения проницаемости ПЗП
- Механизм распространения акустических волн в насыщенных пористых средах
- Устройство гидроакустического генератора
- Технология получения эмульсий
Введение к работе
Настоящая работа основана на обобщении теоретических и практических исследований автора, результаты которых внедрены в ОАО «Татнефтепром».
Актуальность проблемы. Важнейшая научно-техническая задача в области разработки месторождений - достижение максимального коэффициента извлечения нефти (КИН) при высоких темпах добычи. Решение проблемы осложнено тем, что большинство нефтяных месторождений центральных районов находятся на поздней стадии разработки, что требует привлечения наибольших материально-технических и трудовых ресурсов. Широко применяемые в нефтяной промышленности и известные способы обработки призабойной зоны скважины не соответствуют новым требованиям. Создание новых эффективных методов воздействий на призабойную зону пласта и совершенствование уже имеющихся для наиболее полного извлечения нефти из недр при минимальных затратах было и остается одной из важнейших задач.
В последние десятилетия систематические и результативные исследования в области обработки призабойной зоны скважин велись такими известными научными центрами, как Российский государственный университет нефти и газа им. И.М.Губкина, Научный центр нелинейной волновой механики и технологии РАН, Уфимский государственный нефтяной технический университет, Ухтинский государственный технический университет, Санкт-Петербургский государственный горный институт (технический университет), БашНИПИнефть, СургутНИПИнефть, ВолгоградНИПИнефть и др.
В России и за рубежом в последние годы были разработаны различные технологии и конструкции забойных устройств,
4 предназначенные для обработки прискважинной зоны продуктивного
пласта гидроакустическими волнами. В изучение различных методов
волнового воздействия на ПЗП внесли большой вклад Р.Ф.Ганиев,
М.Р.Мавлютов, Р.М.Нургалеев, Ю.С.Кузнецов, Ф.А.Агзамов,
Р.Ш.Муфазалов, Э.А.Ахметшин, М.И.Балашканд, А.В.Валиуллин,
С.М.Гадиев, М.И.Галлямов, О.Л.Кузнецов, Р.Я.Кучумов, Э.М.Симкин,
А.К.Ягафаров, А.В.Шубин, и др.
Задачи исследований:
совершенствование гидроакустической технологии воздействия на прискважинную зону пласта;
повышение эффективности обработки призабойной зоны скважины;
уменьшение материальных и временных затрат на капитальный ремонт скважин.
Цель работы. Целью работы является разработка и создание техники и технологии эффективной очистки ПЗП с минимальными материальными и временными затратами без вредного воздействия на окружающую среду с высоким уровнем безопасности работ.
Основные этапы исследований.
анализ тенденций развития и основных проблем технологий очистки ПЗП;
классификация и исследование факторов, влияющих на проницаемость ПЗП;
исследование влияния акустического воздействия на состояние ПЗП;
определение амплитудно-частотных характеристик и разработка конструкции устройств гидроакустического воздействия на ПЗП;
Научная новизна работы заключается в следующем:
1. Разработана гидроакустическая технология воздействия на
призабойную зону скважины с использованием водонефтяной эмульсии.
Разработано устройство для осуществления гидроакустического воздействия на прискважинную зону пласта.
Проведены стендовые испытания устройства для определения оптимальных величин амплитудно-частотных характеристик и технологических параметров (давление и расход жидкости), используемых для обеспечения режима параметрического усиления акустических волн.
Основные научные положения, защищаемые в диссертационной работе:
Устройство для осуществления гидроакустического воздействия на прискважинную зону пласта (патент РФ № 2296612).
Результаты стендовых испытаний устройства по определению технологических параметров (давления и расхода) для создания оптимальных амплитудно-частотных характеристик, которые реализуют режим параметрического усиления акустических волн.
3. Предложена гидроакустическая технология воздействия на
призабойную зону пласта с использованием водонефтяной эмульсии
(патент РФ №2280155).
Практическая значимость работы заключается в следующем: создана эффективная технология гидроакустического воздействия на прискважинную зону пласта;
разработан метод повышения нефтеотдачи пластов, который позволяет увеличивать дебит скважин старого фонда, восстанавливать производительность действующих и осваивать новые скважины на основе повышения эффективности обработки ПЗП.
разработан регламент применения новой технологии очистки призабойной зоны скважины в промышленных условиях; результаты,
полученные в диссертационной работе, использованы в
ОАО «Татнефтепром».
снижены возможные капиталовложения за счет простой надежной и
работоспособной конструкции предложенного гидроакустического
генератора. - сформулированы требования к конструкции устройства для
осуществления гидроакустического воздействия.
Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на V Конгрессе нефтегазопромышленников России (Казань, 2004), Международной научной конференции (Казань, 2005), Международной научно - технической конференции (Уфа, 2006), Всероссийской научно - практической конференции «Большая нефть 21 века» (Альметьевск, 2006), научно-практической конференции «Новая техника и технология для геофизических исследований скважин» в рамках XVI международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии» (Уфа, 2008), научно-практической конференции «Новые технологии и безопасность при бурении нефтяных и газовых скважин». (Уфа, 2009), а также на конференциях молодых ученых и специалистов СургутНИПИнефть ОАО «Сургутнефтегаз».
Публикации. По теме диссертации автором опубликовано 20 печатных работ, в том числе 2 статьи в издании, рекомендованном ВАК, получено 2 патента Российской Федерации.
Объем и структура диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, основных выводов и рекомендаций, списка литературы включающего 119 наименований, изложена на 136 страницах машинописного текста, включает 12 рисунков, 11 таблиц.
Причины ухудшения проницаемости ПЗП
Динамика показателей работы скважин свидетельствует, что фильтрационная характеристика может ухудшаться вследствие блокирующего действия столба воды, оставшегося на забое скважин после их освоения или появляющегося в связи с их обводнением и ухудшением проницаемости ПЗП. Причины ухудшения проницаемости ПЗП делятся на четыре группы [92]: - механическое загрязнение; - разбухание пластового цемента при контакте его с водой; - физико-химическое воздействие; - термохимическое воздействие. К причинам, обусловливающим механическое загрязнение ПЗП, относятся И: - засорение пористой среды ПЗП частицами бурового или промывочного раствора при бурении или ремонте скважин. Глубина проникновения глинистых частиц в песчаниках в зависимости от размеров фильтрационных каналов колеблется в пределах 1-20 мм [47]; - впрессовывание в поровую среду зерен породы, разрушаемой долотом при бурении; - насыщение слоя породы вокруг забоя глиной или тампонажным цементом в процессе крепления скважин; - заполнение трещин глинистым или тампонажным раствором [40, 47]; - закачивание для поддержания пластового давления в пласт воды загрязненной илистыми частицами. Проницаемость ПЗП в этих случаях снижается иногда в 10 раз и более [40]; - насыщение коллоидно-дисперсными частицами при возвратно-поступательном движении фильтрата и пластового флюида в процессе спуско-подъемных операций [5]; - ухудшение проницаемости ПЗП во время эксплуатации скважин вследствие кольматации минеральных частиц, приносимых жидкостью из удаленных зон пласта. Ухудшение проницаемости ПЗП вследствие действия пресной воды на цемент и скелет породы обусловлено [92]: - проникновением в фильтрат бурового раствора или воды при капитальном ремонте скважин; - закачкой воды в пласт для поддержания пластового давления; - закачкой в пласт сбросовой жидкости; - прорывом посторонних пластовых слабоминерализованных вод в продуктивный пласт; - прорывом воды из нагнетательной скважины в ПЗП или проникновением ее в эту зону в результате капиллярных процессов. Ухудшение проницаемости пласта происходит и по другим причинам, а именно: - при контакте пресной воды с некоторыми минералами может произойти обмен основных радикалов, разложение минералов, перераспределение зерен и перекрытие фильтрационных каналов; - при большом объеме проникшего в пласт фильтрата возможно растворение, перенос и переотложение солей, а также отложение их из высокоминерализованного фильтрата; - при разбуривании вышележащих пород в глинистый раствор могут попасть частицы минералов с высокой степенью разбухания. В химически обработанном буровом растворе разбухание их происходит медленно. После вдавливания указанных частиц в поры или трещины ПЗП происходит полное разбуха 14 ниє и значительное увеличение их размеров, в результате чего они не могут быть вымыты из пор [40].
К физико-химической группе причин ухудшения проницаемости ПЗП относятся: - проникновение в пористую среду воды, что приводит к увеличению водона-сыщенности и созданию «блокирующей» преграды фильтрации нефти и газа за счет разности поверхностных натяжений с пластовым флюидом; - возникновение капиллярного давления, которое появляется при проникновении фильтрата в породу. При угле смачивания породы водой 0 90 избыточное капиллярное давление противодействует вытеснению ее из пласта, а при угле смачивания 0 90 оно способствует ее вытеснению. Отсюда следует, что в пласте, сложенном из гидрофобной породы, капиллярные явления не ухудшают проницаемость, а в пластах же из гидрофильной породы несколько ее ухудшают в ПЗП. [26]. Если диаметр капель меньше диаметра фильтрационных каналов, то происходит перекрытие их и ухудшение проницаемости; - образование на поверхности пор нерастворимых в нефти адсорбционно-сольватных оболочек, обладающих высокой прочностью, имеющих аномально высокую вязкость по сравнению с объемной нефтью, создающих дополнительные сопротивления при течении жидкости вследствие уменьшения эффективного диаметра поровых каналов [30]. - образование эмульсии в гидрофобной, на поверхности раздела нефть-вода и крупнозернистой среде, в основном в трещинах. Пленки из сконцентрированных асфальтосмолистых веществ нефти исключают возможность слияния капель воды и вызывают закупорку отдельных пор или участков пористой среды. Образованию эмульсий способствуют соли, растворимые в воде. Глобулы с повышенной прочностью поверхностной пленки создаются прилипшими к пленке микроскопическими твердыми частицами, которые на своей поверхности тоже имеют пленку из жидкости с поверхностно-активными веществами. Эмульсия продавливается в крупные поры и трещины ПЗП, в результате чего ухудшается фильтрационная характеристика ПЗП [26]; - гидрофильная коагуляция, обусловленная электролитами, содержащимися в глинистых суспензиях, особенно в естественном промывочном растворе. Щелочные электролиты, натриевые соли, сода и полифосфаты после обменной адсорбции ионов вызывают сильную гидратацию частиц глины. - вспенивание в пористой среде фильтрата бурового раствора, который, как правило, обрабатывается различными химреагентами; - ухудшение в нагнетательных скважинах проницаемости в начальный период закачки воды вследствие выпадения солей на скелете породы ПЗП при контакте минерализованных пластовой и закачиваемой вод, происходящее в начальный период ее нагнетания; - адсорбция на скелете породы ПЗП масляных веществ из бурового раствора, происходящая при вскрытии продуктивного водоносного пласта водозаборной скважиной.
Механизм распространения акустических волн в насыщенных пористых средах
В пористых средах, в отличие от жидкостей и газов, и от твердых тел, необходимо рассматривать следующие процессы распространения упругих волн: 1) процессы, происходящие на длине волны между фазами сжатия и растяжения (например, затухание по закону Кирхгоффа — Стокса) и 2) процессы, происходящие между твердой и жидкой компонентами (теплообмен и др.). Если в среде происходят процессы с конечным временем установления (релаксации) ті, то соответствующие им параметры установления связаны с ті выражением: где Воі; — статическое значение параметра; со- частота установления. При одновременном действии нескольких релаксационных ..г ж г ж„ j ,, . Если распространяются упругие волны, для описания необратимых процессов вводится функция последействия, связанная со временем установления статического свойства среды. В этом случае не учитываются конкретные механизмы затухания и дисперсии волн. Теоретические исследования посвященных механизму и параметрам распространения упругих волн велись в двух направлениях. Одна группа исследователей (М. А. Био, Я. И. Френкель, П. П. Золотарев, В. Н. Николаевский) исследовала динамику акустических волн двух- и трехкомпонентных сред с позиций термодинамики необратимых процессов и механики сплошных сред [31, 56].
Другая группа исследователей, рассматривая различные модели насыщенных пористых сред, занималась изучением влияния характера упаковки зерен и типа насыщающего флюида на скорость и коэффициент поглощения упругих волн [111, 41]. (В первом случае характер исследований теоретический, а во втором — инженерный полуэмпирический).
Одной из первых фундаментальных работ по распространению упругих волн в пористых средах является работа Я. И. Френкеля, появившаяся в связи с открытием сейсмоэлектрического эффекта во влажной почве или Е-эффекта. Показано, что движение жидкости в порах под действием градиента давления в случае распространения в грунте сейсмических волн с помощью закона Дарси описывается недостаточно точно. При этом в связи с возникновением неустановившегося режима течения в общем случае закон Дарси можно заменить уравнением: где v2 — скорость жидкости; p2=riP21 — средняя плотность жидкости; л — коэффициент пористости; \а — вязкость; F2 — внешняя сила, действующая на жидкость; к — коэффициент проницаемости.
С учетом уравнения неразрывности для жидкой фазы и коэффициентов сжимаемости пористой среды можно получить уравнение распространения акустических волн в таких средах. Из решения уравнения для области низких частот следует, что при этих частотах не происходит относительного перемещения жидкости и скелета породы, т. е. возникает синфазное движение твердой и жидкой фаз. Такое движение возможно для частот находящихся ниже определенной, так называемой характеристической частоты fc. где v- кинематическая вязкость жидкости; d- диаметр поры. По мере возрастания частоты увеличивается толщина пограничного слоя, микроскорости частиц в котором не совпадают по фазе со скоростью движения флюида. С увеличением частоты этот слой становится более тонким, движение же основной массы жидкости становится ламинарным. Сила трения жидкости о твердый скелет не совпадает по фазе со скоростью течения, в результате функция зависимости этой силы от частоты становится комплексной. Поэтому для высоких частот можно ввести комплексную поправку-функцию, отражающую отклонение скорости течения флюида от закона Пуазейля. Эта поправочная функция F(k) зависит от частоты и стремится к 1 при стремлении со к 0. При анализе зависимости F(k) от ю при частотах, стремящихся к оо, делается вывод, что величины силы трения возрастает как "vJ 5 Где f-толщина вязкого динамического слоя, а ее направление отстает по фазе на 450 от направления скорости. При этом сила трения будет больше, чем при ламинарном течении, а величина вязкости пропорционально а. Для описания такого явления коэффициент вязкости (і заменяется комплексной величиной iF(k), а коэффициент трения b на bF(k). С помощью поправочной функции F(K) учитывается зависимость силы трения от частоты поля и формы пор при движении флюида относительно скелета.
В общем случае F(k) = F[s (f Ifc)V2\, где 8 - структурный фактор, учитывающий форму пор (1 1,5). Так, например, для крупных трубчатых пор 5 = ЛЩ. Уравнения Био [107], описывающие распространение акустических волн в пористой среде, имеют вид: для твердой фазы Из (2.4) и (2.5) видно, что для описания характера распространения волны необходимо знать четыре константы: N, A, R, Q. Каждая из констант имеет свой физический смысл: N - модуль сдвига материала; А - коэффициент Ламе; R — мера гидростатического давления на жидкость, необходимого для того, чтобы она находилась в порах; Q - коэффициент связи между изменением объема тела и объема флюида. Все эти коэффициенты могут быть оценены экспериментальным путем. Наибольший интерес представляют коэффициенты динамической плотности рп, р22, Ріг (pi2=- Pa) - коэффициент массовой связи между флюидом и твердой фазой, отображающий «кажущуюся» массу, возникающую за счет различия инерционных свойств скелета и флюида; Рп - эффективная масса твердой фазы, перемещающейся в жидкости; она больше массы твердой фазы на добавку ра из-за инерционного сопротивления флюида движению твердого скелета; рц =pi+ ра; р22 -аналогичная константа для флюида, которая также больше массы флюида из-за инерционного сопротивления скелета движению флюида р22 =Рг+ Ра-Коэффициент связи ра при ускоренном движении скелета вызывает в покоящейся жидкости градиент давления.
Устройство гидроакустического генератора
Гидроакустический генератор состоит из вихревой (9), тороидально -резонансной (12) и диафрагменного камер Устройство работает следующим образом. Многокомпонентный или многофазный поток через систему технологических каналов и по тангенциальным каналам (10) поступает в вихревую камеру (9), где вращающийся поток приобретает большую частоту вращения. При этом жидкость устремляется внутрь вихревой камеры, т.о. происходит мгновенное запирание на выходе из вихревой камеры и в автоколебательном режиме генерируются гидроакустические волны. Далее вращательно - пульсирующий поток из вихревой камеры с большой скоростью тангенциально направляется на лезвие диафрагменного резонатора (11). На диафрагменном резонаторе возбуждаются интенсивные гидроакустические волны за счет автоколебания самой диафрагмы. Тангенциально - пульсирующий поток одновременно поступает в тороидальную резонансную камеру (12). Колебания диафрагменного резонатора приводят к пульсации давления в тороидальной резонансной камере. Выходящий поток из тороидальной резонансной камеры с частотой колебания диафрагменного резонатора прерывает входящую в нее струю. Колебания диафрагмы приводят к пульсационному изменению поступающего потока в тороидальную резонансную камеру, ее объема и давления в ней. При этом тороидальная резонансная камера начинает излучать гидроакустические волны с частотой колебания диафрагмы.
Таким образом, параметры гидроакустического генератора, работающего в режиме параметрического усиления, таковы, что взаимодействуют три частоты диафрагменного, тороидальной резонансной камеры и вихревой камеры. 1 - приемная емкость , 2 - насос , 3 - гидроакустический генератор , 4 - сливная емкость, 5 -приемный патрубок , 6 - нагнетательная линия, которая соединяется с корпусом, 7 - выходной патрубок
Гидроакустический генератор в режиме параметрического усиления волн (патент РФ №2296612) di=30 мм, сІ2=40 мм, 1з=50 мм, сІ4=100мм, L=90 мм 6, 7 -нагнетательная линия, которая соединяется с корпусом, 8-корпус, 9-вихревая камера, 10-тенгенциальные входные каналы, 11-диафрагменный резонатор (в виде кольца), который начинает колебаться, 12-тороидальная камера (классический свисток), 13- резьбовое соединение, 14- камера предварительного закручивания потока, 15 - входной канал. При нелинейном взаимодействии трех генерируемых гидроакустических волн конечной амплитуды происходит нарастание (параметрическое усиление) амплитуды в процессе работы устройства.
Работа гидроакустического генератора в резонансном режиме обеспечивается свойствами нелинейной системы (в том числе амплитудно - частотной характеристикой). Используемый гидроакустический генератор обладает свойством параметрического взаимодействия и усиления генерируемых волн, выходная волна обладает высокой направленностью и интенсивностью излучения. Кроме того, устройство обладает простотой и работоспособностью конструкции, надежностью в работе (отсутствуют подвижные детали и механические трения), технологичностью изготовляемых деталей.
Основная особенность работы вихревой камеры состоит в том, что жидкость, протекающая через нее, приобретает момент количества движения относительно оси сопла, т.е. происходит закручивание потока. Жидкость по тангенциальным каналам, ось которых смещена относительно оси сопла подается в камеру закручивания, где приобретает интенсивное вращательное движения и поступает в сопло. При выходе из сопла частицы разлетаются по прямолинейным траекториям (рис.3.2).
Наиболее полно характер течения жидкости и образования пульсации давления жидкости раскрыт в работе [13], на основе анализа теоретических и экспериментальных исследований, проведенных в этой области российскими и зарубежными исследователями. С увеличением степени закрутки возникают градиенты в радиальном и осевом направлениях вблизи выходного сечения сопла и, по мере увеличения степени закрутки, величина градиента тоже увеличивается, что приводит к снижению давления жидкости в приосевои зоне до величин, меньших давления внешней среды. Под влиянием этой разности давлений в приосевую зону камеры периодически устремляется жидкость из окружающей среды, что приводит к образованию рециркуляционной зоны.
Технология получения эмульсий
Водонефтяные эмульсии находят широкое применение в нефтяной промышленности в качестве жидкости для глушения скважин перед капитальным ремонтом, в качестве рабочей жидкости для проведения обработки при-забойной зоны, выравнивания фронта вытеснения нефти в неоднородных коллекторах, для уменьшения обводненности пласта. В связи с большими объемами работ по капитальному ремонту скважин потребность в водонеф-тяных эмульсиях достаточно велика, а эффективность их применения во многом зависит от качества приготовления эмульсии и способа ее подачи в при-забойную зону скважины. Кроме того, имеет место большая разбросанность скважин внутри нефтяного месторождения, поэтому вопросы сохранения качества эмульсий при ее доставке до места закачки, накладывают дополнительные требования к эффективности технологии ее изготовления.
Для решения проблемы предложено использовать гидроакустическую технологию получения нефтяных эмульсий, учитывая при этом особенности технологического процесса эмульгирования и запросы потребителей конечной продукции. Разработан типовой технологический регламент и технологическая схема производства (рис.4.1.), которые могут адаптированы к конкретным условиям производства.
Установка состоит из вертикально расположенного цилиндрического резервуара 1, объемом 25 м3, установленного на стойках, гидроакустического гомогенизатора 2, закрепленного вертикально на сферическое дно резервуара, центробежного насоса 3 с рабочими параметрами: Р=0,5МПа и Q=0,014 м /с, электродвигателя 4 для привода насоса (N=17 кВт, п=48с" ) и система рабочих трубопроводов с пятью задвижками 5-9. Внутри резервуара смонтирован гибкий гофрированный приемный шланг 10 с поплавком 11 для отбора из верхнего уровня легких компонентов, а другой конец соединен с приемом насоса. На нагнетательной линии насоса установлен манометр 12 для контроля давления перед гидроакустическим гомогенизатором.
Состав нефтяной эмульсии - 30% дизельное топливо «л» плотностью рт=800 кг/м , 70% - техническая вода, рв=1000 кг/м3 при температуре 20 С. Эмульсия приготовлена без применения деэмульгаторов и ПАВ. В качестве силового агрегата в полевых условиях может быть применен цементировочный агрегат ЦА-320 с режимными параметрами: рабочее давление
В рамках комплексного решения научных проблем разработана технология воздействия на продуктивный нефтяной пласт с использованием полученной по предлагаемой технологии эмульсии и аналогичного гидроакустического оборудования (патент РФ № 2280155). Технология осуществляется следующим образом. Производят шаблонировку скважины, скреперование места посадки пакера, гидродинамические исследования. Далее в скважину на колонне НКТ спускают скважинный гидроакустический генератор с проходным пакером типа ПВМ. При этом генератор устанавливается на глубине нижних перфорационных отверстий. На устье скважины в мерной емкости насосного агрегата ЦА-320М или специальной емкости при постоянном перемешивании приготавливают водонефтяную эмульсию. В это время на устье скважины устанавливают план-шайбу, производят обвязку устья с насосным агрегатом и желобной емкостью. Затем в насосно-компрессорные трубы при помощи насосного агрегата закачивают водонефтяную эмульсию и доводят до скважинного гидроакустического генератора при полностью открытой затру бной задвижке. При прокачивании скважинной жидкости через скважинный гидроакустический генератор в процессе доводки до забоя осуществляют гидроакустическое воздействие на изолируемый интервал пласта. При этом происходит генерирование широкого частотного спектра акустических волн (от 0,2 до 16 кГц с амплитудой давления 1,5...6 МПа), одна из частот совпадает с частотой собственных колебаний частиц, закупоривающих трещины и поры пласта, возникает резонанс. Частицы, закупоривающие пласт, переходят в метастабильное состояние и под воздействием местной депрессии частично вымываются из промытого интервала пласта, переходят в скважинную жидкость и выносятся на поверхность. После доведения до забоя эмульсии производят посадку пакера или закрывают затрубную задвижку на устье скважины и продавливают водонефтяную эмульсию в пласт. Эмульсия, проходящие через скважинный гидроакустический генератор, под влиянием гидроакустических эффектов, и, прежде всего, кавитации, диспергируется, и под воздействием репрессии легче и на большее расстояние от забоя скважины проникает в поры и трещины промытого интервала пласта. Кроме того, проникающая способность и скорость фильтрации углеводородной жидкости в пласт увеличиваются вследствие образования акустического давления в поровых каналах, уменьшения вязкости жидкости под воздействием акустического поля. Сочетание гидрофобизации коллектора при проникновении в него углеводородной жидкости с механической закупоркой каналов под действием гидроакустического поля повышает качество и продолжительность эффекта водоизоляции.
После закачки расчетного объема водонефтяной эмульсии открывают затрубную задвижку и производят срыв пакера. Скважинный гидроакустический генератор переустанавливают на продуктивный невыработанный интервал, созданием депрессии и гидроакустическим воздействием очищают последний от частиц, бурового раствора, проникшего в пласт при первичном вскрытии и т.д. Очистка продуктивного невыработанного интервала при этом происходит вследствие совпадения частоты собственных колебаний водонефтяной эмульсии с одной из частот спектра, генерируемого скважинным гидроакустическим генератором, и перехода раствора в метастабильное состояние, с одновременным созданием депрессии.
По окончании гидроакустического воздействия на околоскважинную зону продуктивного пласта производят подъем НКТ, демонтаж генератора, устанавливают скважинный вихревой насос с расположенными ниже нее обратным клапаном и проходным пакером на НКТ спускают в скважину, на глубине несколько выше верхних перфорационных отверстий производят па-керовку. Прокачиванием рабочей жидкости через скважинный вихревой на 108 сое создают плавную депрессию в подпакерной зоне с одновременным гидроакустическим воздействием на продуктивный пласт, осуществляют вызов притока и освоение скважины.
Таким образом, использование предлагаемой технологии обработки призабойной зоны нефтяной скважины позволяет повысить дебит добывающих скважин и уменьшить обводненность продукции, повысить качество и продолжительность водоизоляции, сократить затраты при проведении капитального ремонта. Кроме того, способ чрезвычайно прост в технологическом отношении, надежен, не требует расхода дефицитных и дорогостоящих материалов.
Похожие диссертации на Совершенствование гидроакустической технологии обработки призабойной зоны пласта для повышения продуктивности скважин
