Содержание к диссертации
Введение
1. Литературно-патентный обзор по технике и технологии воздействия на призабойную зону пласта 9
1.1 Интенсификация добычи нефти компаниями России 9
1.2 Способы разработки месторождений на поздней стадии их разработки 20
1.3 Отложения АСПО при эксплуатации скважин и способы их предупреждения 30
1.3.1 Обработка призабойной зоны поверхностно-активнымивеществами 30
1.3.2 Борьба с отложениями АСПО и разрушение эмульсий 33
1.4. Техника и технология теплового воздействия на нефтяные коллекторы. 36
1.5 Техника и технология волнового воздействия на нефтяной пласт 40
1.6 Сравнительная оценка различных методов повышения степени извлечения нефти 47
Выводы 52
2. Технология комплексного ударно - реагентного метода воздействия на призабойную зону пласта с целью освоения скважин и интенсификации притока 54
2.1 Технология ОПЗ юрских пластов с использованием высокотемпературных кислотных составов 57
2.2 Устройство и принцип действия активатора химических процессов 60
2.3 Физико - химические свойства применяемых реагентов 66
2.4 Виды и технологии проведения кислотных обработок с применением АХПС. 67
2.4.1 Кислотные ванны 67
2.4.2 Технология проведения кислотных ванн с применением АХПС 68
2.4.3 Ацетоно-кислотные обработки 70
2.4.4 Закачка спирто-кислотных и кислотно-щелочных составов 72
3. Промысловые испытания активатора химических процессов АХПС , 75
3.1 Геолого-физическая характеристика эксплуатационных пластов Лас-Ёганского и Нивагальского месторождений 75
3.2 Технология проведения работ 76
3.3 Результаты промысловых испытаний ударно - реагентного воздействия на ПЗП 78
3.4 Анализ эффективности ударно - реагентного воздействия 82
Выводы 84
4. Разработка технологии и технических средств для очистки зумпфа без использования промывочной жидкости УГОС-М 86
4.1 Разработка технологии и результаты промысловых испытаний ДКВС 99
Основные выводы 107
Список использованной литературы 108
- Интенсификация добычи нефти компаниями России
- Технология ОПЗ юрских пластов с использованием высокотемпературных кислотных составов
- Геолого-физическая характеристика эксплуатационных пластов Лас-Ёганского и Нивагальского месторождений
- Разработка технологии и результаты промысловых испытаний ДКВС
Введение к работе
В настоящее время основные нефтяные месторождения страны находятся на поздней стадии разработки, а структура остаточных запасов нефти за счет опережающей выработки активных запасов ухудшается. Эти факторы объективно способствуют падению объемов добычи нефти, растет обводненность добываемой продукции. В этих условиях основным резервом нефтедобычи являются трудноизвлекаемые запасы. Вполне очевидно, что в перспективе количество остаточной нефти в заводненных пластах будет постоянно возрастать, извлечение её при применении традиционных методов будет идти низкими темпами (не выше 20.. .30 %).
В частности, в РФ доля активных запасов нефти в балансе большинства нефтяных компаний, расположенных на материковой части страны, составляет не более 45 %.
Именно поэтому во всем мире с каждым годом возрастает интерес к методам повышения нефтеотдачи сложнопостроенных пластов и проводятся исследования, направленные на поиск научно обоснованного подхода к выбору наиболее эффективных технологий разработки именно таких месторождений. В результате сформулированы определяющие концепции увеличения нефтеотдачи и степени извлечения нефти из недр, связанные с совершенствованием методов воздействия на продуктивные пласты: гидродинамических (ГД), физико-химических, тепловых, водогазовых, вибро- и химико-сейсмических и микробиологических.
В настоящее время доказано, что эффективность разработки нефтяных месторождений во многом определяется состоянием призабойной зоны пласта (ПЗП) добывающих и нагнетательных скважин. При этом ПЗП является той частью пласта, о которой специалисты имеют наибольшую информацию и на которую, в свою очередь, можно наиболее эффективно воздействовать с целью улучшения ее состояния.
В настоящее время на месторождениях Западной Сибири для улучшения работы скважин применяются многочисленные технологии обработок призабойной зоны (ОПЗ) скважин. Однако многие технологии, в том числе применяемые в промышленном масштабе, не отвечают всем технологическим и экономическим требованиям. Особенно это касается обработок юрских пластов месторождений Западной Сибири, активно вводящихся в разработку в последние годы. Успешность физических методов воздействия на ПЗП юрских коллекторов, таких как повторная перфорация, не превышает 88 %, при этом экономически эффективны только 50 % работ. ОПЗ с применением кислот успешны в 73 % случаев, но в связи с невысокой дополнительной добычей нефти экономически эффективны не более 47 % обработок.
Тем не менее, в структуре месторождений Широтного Приобья ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь» на долю юрских пластов приходится более 300 млн тонн нефти, или 29,9 % остаточных извлекаемых запасов этих месторождений. Следует отметить, что за последние 10 лет доля добычи нефти из юрских- отложений выросла более чем в 2 раза. Объясняется это тем, что основные по запасам пласты групп АВ и БВ находятся на поздних стадиях разработки, и доля трудноизвлекаемых запасов в структуре как старых, так и относительно новых месторождений увеличилась. Именно поэтому весьма актуальной задачей являются ускорение темпов ввода в разработку и интенсификация эксплуатации именно сложнопостроенных пластов.
В работе представлены расчет и анализ ударно-реагентного режима дренирования в стволе скважины и ПЗП, осуществляемого с помощью разработанной технологии и схем наземного и внутрискважинного оборудования.
Целью настоящей работы является совершенствование технологии нефтеизвлечения путём очистки ствола и призабойной зоны скважин воздействием сверхнизких частот и высоких амплитуд давления, а также внедрение технических средств, обеспечивающих её реализацию. Основные задачи работы
1. Анализ эффективности апробированных в условиях Когалымского региона технологий ОПЗ нефтедобывающих скважин.
2. Определение оптимальных геолого-промысловых и горно-геологических условий наиболее эффективного применения используемых технологий ОПЗ.
3. Разработка и промысловые испытания технологии для очистки зумпфа скважин с применением модифицированных кислотных составов, наиболее полно отвечающих требованиям специфических термобарических и литолого-физических условий юрских коллекторов.
4. Разработка технических устройств для реализации ударно-реагентного воздействия выбранного амплитудно-частотного диапазона с возможностью выноса продуктов кольматации из зоны фильтрации.
Методы решения поставленных задач
Поставленные задачи решались на основе комплексного и многофакторного статистического анализа результатов ОПЗ пластов с помощью различных технологий воздействия.
Оценка влияния геолого-промысловых факторов, а также определение оптимальных и граничных (пороговых) горно-геологических условий наиболее эффективного применения технологий ОПЗ проводились с применением математических методов статистического анализа.
Исследования механизма комплексного ударно-волнового воздействия и химического воздействия кислотных составов на горную породу и разработка требований к кислотным реагентам применительно к юрским коллекторам проведены на базе литературно-патентных исследований и публикаций.
Промысловые испытания разработанных технических устройств с использованием модифицированных кислотных составов и технологии их воздействия на коллекторы проведены на реальных объектах.
Научная новизна
1. Установлены оптимальные значения факторов, влияющих на эффективность технологии ОПЗ коллекторов региона; определены оптимальные и граничные геолого-физические условия её эффективного применения.
2. Разработана методика прогноза эффективности работ и выбора скважин для применения технологии ОПЗ коллекторов Когалымского региона.
3. Разработаны технические устройства для использования кислотных составов и технологии ОПЗ для юрских пластов (новизна предложенных устройств защищена патентами Российской Федерации).
Основные защищаемые положения
1. Новые технические режимы ударно-реагентного дренирования нефтяных скважин:
- режим депрессии в призабойной зоне и структуросбережение при дренировании ствола и ПЗП;
- режим низкочастотных колебаний и высокой амплитуды в процессе нагнетания давления.
2. Методика и расчет оценки технико-экономических показателей для различных схем и режимов пульсационного дренирования.
3. Комплексный ударно-реагентный способ осуществления обработки скважин с возможностью создания глубоких депрессий на ПЗП и выноса кольматанта.
Практическая ценность и реализация результатов работы
1. Выбраны и предложены малозатратные и эффективные режимы очистки ствола и призабойной зоны скважины при структуросберегающем физико-химическом дренировании.
2. Предложена технология комплексной ударно-реагентной обработки нефтяных скважин в режиме низких частот (менее 0,5 Гц) и перепадов давлений более 4 МПа.
3. Разработанный технологический регламент реагентных обработок с применением комплекса технических решений по повышению эффективности ударно-реагентного воздействия на ПЗП используется на месторождениях ТПП «Лангепаснефтегаз», ТПП «Покачевнефтегаз» и ТПП «Когалымнефтегаз».
4. В результате применения устройств очистки зумпфа скважин от проппанта после гидроразрыва пласта (ГРП) на 40 скважинах региона экономический эффект составил 819,7 тыс. руб.
Апробация работы
Основные положения и результаты диссертационной работы обсуждались на научных советах и технических совещаниях в Самарском политехническом университете (г. Самара, 2005 г.), ПК «Роснефть» (г. Москва, 2006 г.), ОАО «Газпром» (г. Москва, 2006 г.); на научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» в рамках XVI международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии -2008» (г. Уфа, 2008 г.).
Публикации
По теме диссертации опубликовано 13 работ, в т.ч. 4 патента РФ.
Структура и объём работы
Диссертационная работа состоит из введения, четырёх глав, основных выводов и библиографического списка использованной литературы, включающего 105 наименований. Она содержит 122 страницы машинописного текста, 14 таблиц и 18 рисунков.
Интенсификация добычи нефти компаниями России
Совершенствование технологии добычи в нефтяной промышленности является основным направлением технического прогресса, которое способствует ускоренному росту объемов добычи нефти и качественной разработки нефтяных месторождений. Существующие методы увеличения нефтеотдачи пластов позволяют обеспечить более высокий уровень добычи нефти и повысить общую эффективность использования запасов нефтяных месторождений. Современная технология добычи нефти заключается в методах воздействия на пласт путем обработки призабойной зоны скважин.
При воздействии на пласт основной целью является восполнение пластовой энергии в процессе эксплуатации нефтяного месторождения, при воздействии на призабойную зону - улучшение использования пластовой энергии путем уменьшения фильтрационных сопротивлений движению жидкости в призабойной зоне скважин. Очевидно, что наибольший эффект на ряде нефтяных месторождений может быть получен при условии одновременного применения методов воздействия как на пласт, так 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%, то с внедрением в промышленность методов заводнения пластов, содержащих маловязкие нефти и другие агенты он был доведен до 50—60%.
Эффективно осуществлять заводнение пластов не всегда удается из-за сложных геологических условий — малой проницаемости и большой неоднородности пластов, высокой вязкости нефти и т. д. Кроме того, на нефтеотдачу оказывают влияние также активные компоненты нефти (смолы, асфальтены, нафтеновые кислоты). Установлено, чем больше содержание этих веществ, тем меньше при прочих равных условиях нефтеотдача. Поиск новых, более совершенных методов интенсификации процессов добычи нефти является существенным резервом повышения эффективности использования основных фондов, улучшения использования природных ресурсов нефти и увеличения ее добычи в давно эксплуатирующихся районах.
Дебит нефтяных скважин зависит от ряда факторов, основные из которых: гидропроводность, являющаяся функцией проницаемости пласта и вязкости нефти, и перепад между забойным и пластовым давлениями. Наибольшее влияние оказывают проницаемость призабойной зоны и вязкость нефти.
Низкая проницаемость обусловливается плохими коллекторскими свойствами пласта. Последнее характерно для карбонатных пород и сцементированных песчаников. Проницаемость может изменяться (в основном в сторону уменьшения) в процессе эксплуатации вследствие выпадения из нефти части высокомолекулярных углеводородов в призабойной 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 запарафинирования призабойной зоны пласта. Высокое содержание в нефти смол и асфальтенов ускоряет этот процесс.
Вязкость нефти оказывает наибольшее влияние на дебит скважин по сравнению с другими основными параметрами, входящими в уравнение гидропроводности.
Следовательно, воздействие на призабойную зону скважин сводится к двум основным направлениям - это повышению проницаемости призабойной зоны и снижению вязкости нефти.
Применяемые методы воздействия на скважину и пласт следующие -это химические, физические, физико-химические, тепловые и термохимические, микробиологические. Рассмотрим их более подробно. 1) Химические методы составляют около 70% годового объема ОПЗ большинства действующих месторождений России. К ним относятся: - кислотная обработка (обработка соляной кислотой, направленная соляно-кислотная обработка (НСКО) [9, 45, 92], приводит к повышению проницаемости; - обработка растворителями и ПАВ [24, 36] приводит к уменьшению вязкости нефти. 2) Физические методы, в основном, применяются для повышения проницаемости пласта и подразделяются на следующие подгруппы: - гидро- (ГРП, ЛГРП) и газодинамические (ГДРП) разрывы пластов [3, 53, ЮЗ], - волновые и импульсные: акустическое (АВ), гидроакустическое (ГАВ), вибросейсмическое (ВСВ) [29,35], гидроимпульсное (ГИВ), электрогидравлическое (ЭГВ) и термобарическое (ТБО) воздействия. [43, 46, 48, 62, 66]; - методы очистки ПЗ путем создания многократных депрессий [62, 79, 99, 102]; - перфорационные методы: щелевая, сверлящая, гидропескоструйная и кумулятивная перфорация [91]; Физические методы составляют до 56% годовых операций [103], из них на долю депрессионных методов очистки призабойной зоны приходится 13 ь 15%. Состав загрязнения ПЗ нагнетательных и добывающих скважин различен. Первые в основном загрязняются механическими примесями, вторые - в результате отложения асфальтосмолопарафиновых веществ. Проведение дополнительной перфорации составляет в общем объеме ОПЗ около 13%, успешность осуществления - 90%, прирост дебита 43%. 3) Физико-химические методы осуществляются путем различных сочетанийописанных выше химических и физических методов [32, 34, 40]. л 4)Тепловая и термохимическая- обработка призабойной зоны нашла применение в виде термогеохимического воздействия (ТГХВ), внутрипластовой термохимической обработки (ВПТХО) [41] и высокочастотного индукционного прогрева ПЗ [23,103]. 5.) Аэробные углеводородоокисляющие микроорганизмы вводятся в скважину с питательной средой, применяются для разложения парафиновых отложений [15,26,67-69,78,96,97].
Каждый метод обработки призабойной зоны (ОПЗ) 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 геолого-физическим 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 МУНв.ОАО «ТАТНЕФТЬ» [83].
Технология ОПЗ юрских пластов с использованием высокотемпературных кислотных составов
Дополнительно, на основании результатов фильтрационных исследований сформулированы следующие основные выводы: 1. На естественном керновом материале в условиях, максимально приближенных к термобарическим условиям пластов группы ЮВі экспериментально показано, что обработка коллектора минеральными кислотами высоких концентраций НС1 - 12 % и HP .- 3 % приводит к снижению его проницаемости для нефти в 1,4 раза. Общепринятая технология ГКО не эффективна в термобарических и геолого-литологических условиях юрских пластов Нижневартовского свода. 2. Установлено, что последовательное закачивание в юрские коллекторы буферного раствора ВЗР, кислотного состава ВКС, содержащего пониженные концентрации минеральных кислот: НС1 6-9 % и HP до 0,5 1,0%, 10-25% ВЗР и 1,5-3% уксусной кислоты, и вновь буферного раствора ВЗР значительно улучшает условия и повышает эффективность кислотного воздействия. Обработка высокоглинистых образцов проницаемостью 0,0026-0,038 мкм2 указанным методом приводит к увеличению их проницаемости для нефти в 1,2-1,8 раз. 3. На основании проведенных экспериментов был сделан вывод о целесообразности гидрофобизации юрских пластов Нижневартовского свода в процессе ОПЗ с применением кислот в коллекторах с проницаемостью не менее 0,012 мкм2 . При проницаемостях кернов выше указанного значения введение 1,5-3% кремнийорганических гидрофобизаторов в буферные жидкости способствовало увеличению их проницаемости после кислотной обработки в 1,4-1,8 раз, а при отмеченной величине наблюдалось снижение до 8 % после воздействия.
На основании результатов фильтрационных исследований сформулированы следующие основные выводы. 1. На естественном керновом материале в условиях, максимально приближенных к термобарическим условиям пластов группы ЮВ] экспериментально показано, что обработка коллектора минеральными кислотами высоких концентраций НС1 - 12 % и HP - 3 % приводит к снижению его проницаемости для нефти в 1,4 раза. Общепринятая технология ГКО не эффективна в термобарических и геолого-литологических условиях юрских пластов Нижневартовского свода [34, 92]. 2. Установлено, что последовательное закачивание в юрские коллекторы буферного раствора ВЗР, кислотного состава ВКС, содержащего пониженные концентрации минеральных кислот: НС1 6-9 % и HP до 0,5 1,0%, 10-25% ВЗР и 1,5-3% уксусной кислоты, и вновь буферного раствора ВЗР значительно улучшает условия и повышает эффективность кислотного воздействия. Обработка высокоглинистых образцов проницаемостью 0,0026-0,038 мкм указанным методом приводит к увеличению их проницаемости для нефти в 1,2-1,8 раз. 3. На основании проведенных экспериментов следует сделать вывод о целесообразности гидрофобизации юрских пластов Нижневартовского свода в процессе ОПЗ с применением кислот в коллекторах с проницаемостью не менее 0,012 мкм . При проницаемостях кернов выше указанного значения введение 1,5-3% кремнийорганических гидрофобизаторов в буферные жидкости способствовало увеличению их проницаемости после кислотной обработки в 1,4-1,8 раз, а при отмеченной величине наблюдалось снижение до 8%. 1. Модифицированные кислотные составы, включающие соляную кислоту пониженной концентрации 6-8 %, уксусную кислоту 1,4-5,0% и взаимные растворители 14-25% способны активно воздействовать в жестких термобарических условиях на низкопроницаемые (0,0052-0,0115 мкм) продуктивные коллектора пластов ЮВ]. Подтверждением этого служит 2,2 -4,2-кратное увеличение коэффициентов продуктивности обработанных скважин, а также значительные для юрских пластов приросты дебитов нефти -5,4-6,4 т/сут. 2. Использование взаимных растворителей в качестве буферных жидкостей повышает проникающую способность кислотных составов в низкопроницаемые коллекторы, снижая в реальных условиях давление закачивания в пласт на 1,0-4,0 МПа. Предпочтительно использование изопропилового спирта. Целесообразно введение в буфер взаимных растворителей до 7 % уксусной кислоты, которая предотвращает негативные процессы вторичного осадко- и гелеобразования. Это подтверждается отсутствием затруднений при освоении скважин после ОПЗ и кратным увеличением коэффициентов их продуктивности. 3. Оптимальный удельный расход модифицированных кислотных композиций составляет 0,9-2,1 м на 1 погонный метр интервала перфорации, буферных жидкостей ВЗР - от 0,8 до 1,5 м3/м. Радиус комплексного воздействия на ПЗП состава ВКС и буфера ВЗР должен составлять 2,0-2,5 м. 4. Установлена целесообразность, а при проницаемостях ниже 0,011 мкм необходимость применения гидроимпульсной закачки буферных жидкостей и кислотных составов в ПЗП юрских коллекторов. Импульсные гидроудары с амплитудой 3,0-4,0 МПа облегчают проникновение составов в ПЗП, снижая на 2,0-3,0 МПа максимальное давление закачки. 5. Подтверждена необходимость в условиях юрских коллекторов непрерывного ведения кислотного воздействия, включающего закачивание в ПЗП кислотных и буферных составов и вызов притока без выдержки скважины на реакцию [18].
Геолого-физическая характеристика эксплуатационных пластов Лас-Ёганского и Нивагальского месторождений
Промысловые испытания устройства АХПС были осуществлены на месторождениях ТПП «Лангепаснефтегаз». Испытания прошли на 5 скважинах, по общей схеме согласно Временной Инструкции. Скважины, в которых проводилось виброволновое воздействие, в основном представлены породами пластов АВі (скв. № 5115, 5223, 3381,4705, 4041). Породы - коллекторы представлены мелко - зернистыми песчаниками и крупно зернистыми алевролитами. После глушения скважины проводятся следующие подготовительные работы: 1. Подъем глубинно-насосного оборудования. 2. Шаблонирование обсадной колонны диаметром 120мм. 3. Комплекс геофизических и гидродинамических исследований. 4. Опрессовка лифта НКТ на 1.5 кратное ожидаемое рабочее давление. 5. Компоновка: НКТ - УПГ-2 и спуск до кровли интервала перфорации. 6. Обвязка устья скважины с агрегатом по схеме: Бойлер -агрегат ЦА-320 - устье (для прямой промывки)- затруб - желобная емкость. После обвязки устья скважины провели 3 цикла воздействия на ПЗП скважины. I цикл. Продавка кислоты продавочной жидкостью на агрегате ЦА-320 в пласт объемом 1/3 от общего объема кислоты при закрытой затрубной задвижке. Продавка в трубах НКТ производилась при давлении не более 150 атм. В среднем клапан срабатывал при 140 - 145 атм. Перепад при срабатывании 35 - 40 атм.
Обеспечение циркуляции «затруб-трубки-мерник» до срабатывания клапана. Затрубная задвижка закрыта. II ЦИКЛ. Продавили кислоту продавочной жидкостью в объеме 1/3 от общего объема кислоты после срабатывания клапана, при давлении не выше приемистности пласта. Продавка в трубы НКТ производилась при давлении не более 150 атм. В среднем клапан срабатывал при давлениях 110 - 130 атм. Создали циркуляцию «затруб-трубки-мерник» до срабатывания клапана. Затрубная задвижка закрыта. В среднем давление возврата шара 110 — 130 атм. III цикл. Продавили остаток кислоты в пласт после срабатывания клапана. Продавка в трубы НКТ производилась при давлении не более 150 атм. В среднем клапан срабатывал при давлениях 70 - 90 атм. Создали циркуляцию «затруб-трубки-мерник» до срабатывания клапана. Затрубная задвижка закрыта. Промысловые испытания проводились на скважинах месторождения ТИП «Лангепаснефтегаз» и ТПП «Покачёвнефтегаз». Ниже приведен объем химреагента (глинокислота), продавочной жидкости и графики изменения динамики скважин. Пример расчета объема закачиваемого хим. реагента и продавочной жидкости на скважине 5223/763. Уовиг LKHKT TT d2/4 VK= 0.4 M3 Nrm Vnp= VOBUJ - VK Данные скважины: LHKT — 1924 M, -длина колонны НКТ 2.5". Nrm=4 м, -интервал перфорации (1924-1928). VoBm=1924 3.14 0,06252 /4=5,9 м3. общий объем колонны НКТ VK= 0.4 4=1.6м3, объем химреагента. Vnp=5.9 - 1.6=4.3 м , объем продавочной жидкости. Скважина №4041/229 Лас-Ёганское месторождение. Испытания проводились 20.10.2006. Дебит нефти до проведения испытаний составляла 7.9 т/сут при обводненности 54%. После проведения виброволнового воздействия дебит по нефти возрос до 9.9 т/сут при обводненности 10%. В период наблюдения за дебитом, резких изменений не происходило.
Скважина №4705/278.Лас-Ёганское месторождение. Испытания проводились 07.11.2006. Дебит нефти до проведения испытаний составляла 2.5 т/сут при обводненности 52%. После проведения виброволнового воздействия дебит по нефти возрос до 5 т/сут при обводненности 16%. В последствии наблюдается плавное падение дебита нефти при росте обводненности до 50%. Скважина №3381/221 Лас-Ёганское месторождение. Испытания проведены 05.10.2006 Дебит нефти до проведения испытаний составляла 1.1 т/сут при обводненности 55%. После проведения виброволнового воздействия дебит по нефти возрос до 1.5 т/сут при обводненности 40%. В последствии наблюдается плавное падение дебита при росте обводненности.
Скважина №5223/763. Нивагальское месторождение. Испытания проводились 24.08.2006 Дебит нефти до проведения испытаний составляла 2 т/сут при обводненности 30%. После проведения виброволнового воздействия дебит по нефти возрос до 6.8 т/сут при обводненности 2.5%. В последствии -наблюдается плавное падение дебита при росте обводненности. По состаянию на 00000 дби по нефти составил 00 т/сут при обводненности 00%.
Разработка технологии и результаты промысловых испытаний ДКВС
Для реализации бароциклического метода воздействия на ПЗП была разработана, изготовлена и испытана на Нивагальском месторождении установка «Декольмататор виброструйный (ДКВС-5)». Сущность устройства заключается в создании многократного ударно-химического воздействия на призабойную зону пласта различными дозированными реагентами и выносе продуктов реакции в режиме струйного насоса, за одну спускоподъемную операцию. Под действием перепадов давления упругой волны и кислоты, действующих непосредственно на продуктивный пласт, происходит разрушение кольматирующего материала, глинистых включений, более интенсивное кислотное растворение породы и очистка фильтрующих пор.
Установка декольмататора виброструйного представлена на Рисунке 4.6 Конструктивно устройство ДКВС состоит из основных узлов: аккумулятора давления; пакера (механический, типа «ПРОЯМ» с посадкой от поворота) и струйного насоса специальной конструкции. Дополнительными деталями являются: шламоуловитель и контейнеры с автономными глубинными приборами регистрации давлений и температуры, например, ИМПС-11 (приборы не являются обязательными элементами компоновки). Аккумулятор давления имеет две конические камеры, соединенные между собой калиброванным отверстием. При прохождении через него упругоэластичного элемента (резинового шара) создается гидравлический импульс или гидроудар, амплитуда которого определяется упругими свойствами шара и соотношением его диаметра с диаметром калиброванного отверстия. В разработанном устройстве величина импульса давления может варьироваться в пределах 2,0-11,0 МПа.
В начале закачки, например агрегатом ЦА-320, в момент повышения давления до требуемого для продавки через калиброванное отверстие, шар из верхней камеры переходит в нижнюю. При этом в подпакерной зоне, аналогичную выстрелу, создается импульс давления. Выше калиброванного отверстия в НКТ сразу после перехода шара, напротив, возникает разряжение. Шар удаляется в подпружинное седло нижней камеры и, под действием энергии пласта, отраженной гидравлической волны и пружины, возвращается в верхнюю камеру. Продолжение продавки возобновляет циклы гидроударов.
Конструкция струйного насоса содержит дополнительные клапанные устройства, позволяющие производить прямую прокачку через него по НКТ химических реагентов в пласт и обратный приток из пласта при закачке рабочей жидкости в межтрубное пространство скважины. Устройство форсунки, диффузора, камеры смешения, обеспечивают заданную депрессию на пласт до 80-90 МПа при отборах от 5 до 40 м3/сут.
Принцип работы декольмататора основан на том, что в подпакерном пространстве в интервале перфорации периодически создается импульсное избыточное давление, при котором в пласт подается очередная порция закачиваемого реагента. Процесс происходит в режиме знакопеременных гидроударов, что облегчает проникновение реагента в пористую среду, приводит к разрушению кольматанта и повышает эффективность воздействия. Затем без проведения спускоподъемных операций и без замены подземного оборудования производится запуск струйного насоса и осуществляется вынос продуктов разрушения и отработанного реагента из пласта.
Устройство выгодно отличается от известных аналогов тем, что позволяет без дополнительных подготовительных работ осуществить несколько циклов воздействия (закачки реагентов и отработки скважины на приток) за одну спускоподъемную операцию. В каждом последующем цикле увеличенная в объеме порция реагента действует на следующий слой ПЗП, что повышает эффективность воздействия. Включенный в компоновку подземного оборудования и устанавливаемый над пакером циркуляционный клапан позволяет осуществлять повторные циклы обработок без срыва пакера. Отдельные технические решения, узлы установки ДКВС и способ защищены патентами Российской Федерации. На рисунке 4.8, в качестве примера, приведена запись глубинного манометра при производстве работ на одной из добывающих скважин. Обработка выполнена за 1 цикл: гидроимпульсная продавка в пласт 9 м3 кислотного состава, выдержка на реакции 2 часа и отработка на приток струйным насосом. Амплитуда гидроимпульсных ударов на пласт (кривая записи давления на этом участке сливается практически в одну жирную линию) при продавке кислоты составила 80-82 атм., максимальная депрессия на пласт при обработке струйным насосом - 60-62 атм. При отработке скважины струйным насосом снята КВД пласта.
Конструктивно декольмататор состоит из двух частей: - корпуса 1 с клапанами 5 и 7 и струйным насосом 6; - аккумулятора давления 2. Корпус с двух сторон имеет переводники 3 и 4 с резьбами НКТ 2,5" (ГОСТ 633-80) для соединения с колонной лифтовых труб НКТ 2,5" .В корпусе имеются два осевых канала К и Ж.
Через канал К с установленным на его выходе обратным клапаном 5 производится закачка химреагента в пласт. Канал Ж предназначен для отбора отработанных химреагентов из обработанной зоны и соединен со струйным насосом 6. На боковой поверхности корпуса установлен обратный клапан 7 для подачи промывочной жидкости к струйному насосу 6.
Аккумулятор давления состоит из корпуса 8 с переводниками 9 для соединения с колонной лифтовых труб НКТ-73. Две конические камеры корпуса 8 соединены между собой калиброванным отверстием, при проходе через которое резинового шара 10 создается гидравлический импульс, перемещение шара 10 ограничено с двух сторон седлами 11.
