Новости

Импульсная знакопеременная обработка призабойной зоны скважин с целью интенсификации притоков.

Дата: 18-10-2017
Свернуть новость Читать новость полностью

Для интенсификации притоков в добывающих скважинах и повышения нефтеотдачи продуктивных пластов опробованы и нашли достаточно широкое применение различные виды волнового воздействия в широком диапазоне частот, начиная от ультразвуковых (5-50кГц) и до инфразвуковых (1 Гц и менее).
Анализ условий поглощения и распространение гидродинамических волн в поровых каналах в зоне вскрытия продуктивного пласта, выполненный А. Ш. Янтуриным и др. (1) для реальных условий, показывает, что только инфразвуковые волны давления распространяются на достаточно большие расстояния по пласту. Они могут оказывать влияние не только на гидродинамическую связь скважины с пластом, но и на пласт в целом на удалениях от десятков до сотен метров от ПЗП обрабатываемой скважины.
ОАО «ВНИПИвзрывгеофизика» в последнее десятилетие были разработаны и опробованы технология и технические средства инфразвукового воздействия на ПЗП добывающих и нагнетательных скважин. Технология предусматривает возбуждение резонансных колебаний столба жидкости в скважине, что позволяет при относительно небольших затратах энергии возбуждать достаточно интенсивные низкочастотные колебания давления в призабойной зоне скважины. Частота собственных колебаний столба жидкости в скважине глубиной от 1 до 4 км. находится в пределах 0,4 – 0,1 Гц. Для возбуждения собственных колебаний разработаны два варианта технических средств:
1) генератор импульсов давления поверхностный ГИДП для скважин, допускающих полное заполнение жидкостью, размещаемой на устье;
2) погружной пневматический источник ППИ, опускаемый в скважину ниже статического уровня жидкости на расчетную величину (обычно от 30 до 100м).
Рассмотрим технологию и технические средства для работ по первому варианту.

Генератор импульсов давления ГИДП размещают на устье скважины на обсадной колонне или на ее боковом отводе, заполненных жидкостью. По первому сигналу с пульта генератор воздействует сжатым воздухом на столб скважинной жидкости и через заданный промежуток времени по второму сигналу снимает нагрузку путем резкого открытия устья скважины и выхлопа сжатого воздуха в атмосферу.
При резкой нагрузке давлением (Р0) столб скважинной жидкости высотой (Н0) совершает гармонические колебания вокруг положения равновесия

(1) формула

где Е – объемный модуль упругости скважинной жидкости. Изменение высоты столба жидкости АН описывается зависимостью

(2) формула

где Р – плотность скважинной жидкости. Зависимость (2) получена путем решения дифференциального уровня движения верхней границы столба жидкости без учета трения жидкости о стенки скважины.
Максимальное значение потенциальной энергии в равномерно сжатом столбе скважинной жидкости достигается в момент, соответствующий максимальному понижению уровня жидкости в скважине:

(3) формула

где С – скорость звука в скважинной жидкости.
При разгрузки столба скважинной жидкости от избыточного давления (Р0) в момент t = t1 дальнейшее движение верхней границы жидкости описывается выражением

(4) формула

В момент времени t = 3/2t1 столб жидкости достигает своего первоначального положения ДН = 0, а при t = 2t1, расширяется до максимального значения

(5) формула

В дальнейшем столб скважинной жидкости совершает несколько интенсивных, постепенно затухающих колебаний, а на забое скважины возникают последовательно сменяющие друг друга импульсы «депрессия-репрессия».
Общая схема генератора ГИДП, установленного на устье скважины, приведена на рис. 1, а. Верхний поршень 3 перекрывает канал подачи сжатого воздуха из рабочего объема 10 в обсадную колонну 4. Нижний поршень 2 перекрывает выхлопные отверстия из внутренней полости обсадной колонны в атмосферу.
Перед воздействием в демпферную полость 9 по стрелке 5 подают сжатый воздух давлением порядка 1,0 МПа. Под действием этого давления поршни 2 и 3 занимают крайнее нижнее положение и перекрывают подачу и ввход сжатого воздуха из скважины. Рабочий объем генератора 10 заполняют сжатым воздухом по стрелке 6 под давлением до 15 МПа. Величина рабочего объема за счет использования дополнительных емкостей может изменяться в пределах от 1 до 25 дм3. Перед воздействием устье скважины и внутренние центральные каналы генератора заполняются жидкостью через штуцер по стрелке 7, а избыток жидкости сливают через штуцер по стрелке 8. Для воздействия на столб скважинной жидкости сжатый воздух от запускающего электропневмоклапана подают по стрелке 11 под плечико поршня 3, и последний, сдвигаясь вверх открывает доступ сжатого до 15 МПа воздуха из рабочего объема генератора 10 в обсадную колонну (рис. 1, б). Под действием этого давления столб скважинной жидкости сжимается на величину (ДН). В момент достижения максимального сжатия жидкости в скважине, с пульта управления генератором подают питание на второй запускающий электропневмоклапан, а сжатый воздух по стрелке 12 – под плечико поршня 2. В результате резкого смещения поршня 2 вверх и открытия радиальных отверстий в корпусе генератора происходит выхлоп в атмосферу сжатого воздуха из устья скважины, а в последствии, в результате перерасширения, и частичный выброс жидкости из скважины. После затухания колебаний столба скважинной жидкости поршни 2 и 3 под действием давления в полости 9 возвращаются в исходное (крайнее нижнее) положение. После заполнения рабочего объема 10 новой порцией сжатого воздуха и устья скважины жидкостью генератор готов к повторению воздействия.
Исследование параметров импульсов давления в призабойной зоне при воздействиях ГИДП было проведено на скважинах глубиной от 200 до 2000 м. Регистрацию импульсов давления проводили на осциллографе Н-117 датчиками давления типа ПДМТ с использованием измерительной системы ПДА-1. Точность измерения давления составляла 5% и обеспечивалась тарировкой датчиков давления образцовыми манометрами. Экспериментальные исследования показали, что максимальное значение депрессии в призабойной зоне скважинной жидкости (Рд) определяется величиной давления (Рк) на устье, при котором производится разгрузка устья в момент первого максимального сжатия скважинной жидкости. Величина (Рд) с точностью до 10% соответствует удвоенному значению (Рк).
При величине давления на устье в момент максимального сжатия жидкости (Рк > 0,5Рг, где Рг) – гидростатическое давление на забое, при разгрузке устья депрессия на забое достигает (Рг), и происходит разрыв жидкости.
На рис. 2 приведена схема размещения генератора ГИДП на скважине глубиной 1270 м. и осциллограммы давления при размещении датчиков давления на устье скважины в газовой полости и в разных точках по глубине скважины, в том числе в зоне продуктивного пласта (1233 – 1249 м.), вскрытого кумулятивной перфорацией (перфоратор ПК-103) с плотностью девять отверстий на метр. Внутренний диаметр обсадной колонны – 150мм. Для проведения воздействия использовали сжатый воздух под давлением 6МПа. Расход сжатого воздуха на одно воздействие составлял 10 дм3. Все записи на рис. 2 получены при разгрузке устья от избыточного давления через время (tp = 1,6 с), равное удвоенному времени пробега от устья до забоя и соответствующее моменту максимального сжатия столба скважинной жидкости. Осциллограммы «давление-время» на рис. 2 совмещены по моменту начала воздействия t = 0, расположены на уровнях размещения регистрирующих датчиков давления и в совокупности образуют диаграмму распространения импульсов давления по высоте столба скважинной жидкости. На диаграмме тонкими линиями со стрелками обозначено распространение импульса давления при его многократном отражении от забоя и газовой полости на устье скважины. Коэффициент отражения на забое (цементный мост) в данном случае близок к плюс 0,9, а от газовой полости на устье – минус 0,1.
Амплитуда первого импульса давления (Р1) в призабойной зоне определяется давлением сжатого воздуха на устье скважины (Р0), коэффициентом затухания при прохождении импульса по скважинной жидкости и коэффициентом отражения на забое. В данном случае за счет высокого давления коэффициента отражения от забоя максимальное значение амплитуды первого импульса давления в призабойной зоне превышает не только максимальное давление сжатого воздуха на устье скважины (Рм), но и давление сжатого воздуха, подводимого к генератору ГИДП. Поглощение энергии импульса давления при двукратном прохождении перфорированного участка обсадной колонны протяженностью 16 м. приводит к дополнительному уменьшению амплитуды на 10%.
Амплитуда первого импульса разряжения относительно гидростатического давления – депрессия (Рд) – достигла удвоенного значения давления (Рк) на устье скважины в момент его разгрузки, а общий перепад давления между максимальными значениями репрессии (Р1) и депрессии (Рд) в призабойной зоне достиг 10 МПа, т.е. более чем в 1,5 раза превысил величину давления сжатого воздуха, подводимого к ГИДП. Длительность каждой фазы как репрессии, так и депрессии близка к удвоенному времени пробега волны давления от устья до забоя, а общее число интенсивных колебаний достигает 8 – 10, после чего их амплитуда уменьшается в три раза относительно первоначальной. Эти колебания давления приводят к интенсивному обмену жидкостью между скважиной и продуктивным пластом, что было подтверждено термометрией в зоне притока.
При выхлопе из генератора без последующего резкого сброса давления в момент первого максимального сжатия жидкости характер изменения давления в призабойной зоне меняется. Депрессия в призабойной зоне возникает только после разгрузки устья с задержкой, равной или кратной величине пробега волны от устья до забоя. Наибольшая интенсивность воздействия генератора ГИДП на забое обеспечивается при разгрузке устья скважины в момент первого максимального сжатия столба скважинной жидкости (t1). Отклонение задержки разгрузки в пределах (+-10% t1) не вносит существенных изменений в волновую картину на забое скважины. При более значительных отклонениях момента разгрузки наиболее сильные изменения в сторону уменьшения претерпевает длительность импульсов «репрессия-депрессия» , а их амплитуда изменяется в незначительной степени.
На первых этапах освоения ГИДП при обработке скважин глубиной до 3000м. параметры воздействия выбирали таким образом, чтобы амплитуда депрессии не превышала 3 – 6 МПа, что обуславливалось прочными характеристиками коллектора и устья скважин. До и после воздействий производили контроль контакта цементного камня, а так же термометрию в зоне притока из продуктивного пласта. Исследования показали, что воздействие ГИДП не вызывают нарушение контакта цементного камня и в тоже время приводят к созданию существенной температурной аномалии в зоне притока, что свидетельствует об изменении гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом. Продуктивность скважины после проведения 8 – 10 воздействий возраслав 1,5 – 4 раза.
При обработке нефтяных и водонагнетательных скважин обычно применяли следующую последовательность операций: демонтаж устьевого оборудования и подъем НКТ; установка генератора на обсадной колонне; заполнение устья скважины до переполнения; проведение 5 – 10 воздействий ГИДП при рабочем давлении сжатого воздуха в генераторе от 6,0 до 15,0 МПа в зависимости от прочностных характеристик устья скважины, при расчетной величине времени задержки разгрузки устья скважины, равной (tp = 2H/c), при одновременной контроле давления на устье; демонтаж генератора; спуск НКТ; промывка скважины с допуском НКТ до забоя; заключительные работы – монтаж устьевого оборудования и пуск скважины в эксплуатацию.
Работы с ГИДП в 80-е и 90-е годы проводились на геологоразведочных скважинах в районе Западной Сибири, на нефтяных и водонагнетательных скважинах Краснодарского края и Заподной Сибири. На геологоразведочных скважинах повышение дебета на 30 – 50% наблюдалось в 40% скважин. Во всех случаях после обработки ПЗП при последующей промывке происходил дополнительный вынос глинистого раствора.
При обработке водонагнетательных скважин приемистость скважин с терригенными коллекторами увеличивалась в 10 и более раз, эффект обработки сохранялся от нескольких месяцев до года.
Попытка проводить обработку нефтяных скважин через боковые отводы крестовины с проходным диаметром 30 – 50 мм. при внутреннем диаметре обсадной колонны 150 мм. дала лишь незначительный положительный эффект, сохранявшийся в течение нескольких дней. Высокая эффективность достигалась только при размещении ГИДП на специальном переходнике с боковым отводом без уменьшения его проходного сечения относительно обсадной колонны.
Опытная эксплуатация генератора на низкодебитных скважинах Краснодарского края после 4 – 6 воздействий ГИДП за одну обработку на 80% скважин давала устойчивое повышение дебита в 5 – 10 раз при готовом приросте добываемой нефти от 0,5 до 3,0 тыс. т. на одну скважину (2). На отдельных месторождениях наблюдалось увеличение дебита на соседних скважинах на удалении до 300 м. от обрабатываемой, что свидетельствует о достаточно высокой эффективности инфразвуковой обработки ПЗП. Наибольший эффект применения достигается при сочетании воздействий ГИДП с кислотной обработкой ПЗП (2).
Основным недостатком технологии работ с ГИДП является необходимость полного заполнения скважин жидкостью, что ограничивает его применения на скважинах с пониженным статическим уровнем жидкости, поэтому был опробован второй вариант генератора – ППИ-М, погружаемого в скважину на расчетную глубину, обеспечивающую при выхлопе сжатого воздуха возбуждение резонансных колебаний верхней и нижней частей столба скважинной жидкости и, как следствие, образование знакопеременных импульсов давления на забое скважины.
При выхлопе сжатого воздуха из пневмокамеры на глубине (Н1) относительно статического уровня жидкости в скважине образуется пульсирующая газовая полость, которая разделяет столб жидкости на две части.
Период пульсации полости определяется периодом колебаний верхней части столба жидкости в скважине и в первом приближении определяется выражением

Формула (6)

где (Е0) – энергия, высвобождаемая при выхлопе; g – ускорение силы тяжести; (р) – плотность жидкости; (Н1) – глубина погружения источника; (dc) – внутренний диаметр обсадной колонны.
Нижняя часть столба жидкости совершает упругие колебания, аналогичные возбуждаемым при воздействии ГИДП, и их период определяется выражением

Формула (7)

где (Н0) – высота столба жидкости в скважине; (с) – скорость звука в скважинной жидкости.
При равенстве периодов (Тв и Тн) в скважине возникают резонансные колебания воздушной полости и нижней части столба жидкости. Это достигается при энергии выхлопа, равной

Формула (8)

Максимального значения эта энергия достигает при глубине погружения источника (Н1 = 1/3Н0)
Макет генератора опробован на водозаборных скважинах глубиной от 200 до 1500 м. при глубинах погружения пневмокамер от 30 до 100 м. и их объеме от 1 до 7 дм3.
Разработанный и опробованный комплекс технических средств позволяет производить знакопеременную импульсную обработку ПЗП скважин глубиной от 1 до 4 км. при частоте следования импульсов от 0,4 до 0,1 Гц., что обеспечивает как восстановление гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом, так и воздействие на пласт на удалении до 100 и более м. от скважины.

Новости

Использование источника длинноволновых колебаний для интенсификации добычи нефти

Дата: 18-10-2017
Свернуть новость Читать новость полностью

В.А. Урюпин, Т.Н. Матяж (Сев.Кав.ОМГП ВНИПИвзрывгеофизика), А.П. Лебединец, И.И. Маслов, В.Н. Климовец (“Краснодарнефтегаз”)
V.A. Uryupin, T.N. Matyazh (N. Caucasian OMGP, VNIPIvzryvgeofizika), and A.P. Lebedinets, I.I. Maslov, and V.N. Klimovets (PO Krasnodarneftegaz.)

Hydraulic-pulse stimulation performed by NGDU Khadyzhenneft’s field test grounds is highlighted. The method is shown viable if used with other techniques, e.g. ASPO or Neftenol diluting agent bottom-hole treatment. This method has proven to obtain deposit quality and spatial hydrodynamic properties of the deposit under test.

Промысловые испытания генератора импульсов давлений поверхностного (ГИДП), разработанного в ВНИПИвзрывгеофизике, были начаты в середине 1987 г. на месторождениях ПО «Краснодарнефтегаз». Метод воздействия на призабойную зону заключается в использовании энергии сжатого воздуха с последующей передачей ее столбу жидкости в скважине. Под действием этой энергии столб жидкости в скважине начинал совершать возвратно-поступательные колебательные движения с частотой, равной собственной частоте колебаний столба жидкости, т.е. зависящей от глубины скважины. Обработку проводили с поверхности по колонне или через боковой отвод. Ограничений по глубине забоя не имелось. Скважины могут быть глубиной 500 – 3000 м. и более. Обязательным условием является заполнение скважины пластовой водой или нефтью до устья, освобождение скважины от подземного оборудования (НКТ, насоса), промывка забоя до и после обработки.
Отличительная особенность применяемой техники – возможность получения длинноволновых колебаний с частотой 0,2 – 0,5 Гц в зоне фильтров и продуктивных горизонтах. Установлено, что давления в зоне фильтра и на забое при этом имеют знакопеременный характер и изменяются от 4 до -4 МПа относительно пластового. Такой длинноволновый характер колебаний позволяет охватывать значительную зону продуктивного пласта.
Для обработок были выбраны скважины с наиболее неблагоприятными параметрами: с низкопроницаемыми пластами, дебитами жидкости не более 0,5 т/сут, обводненностью до 98 %. Однако уже первые испытания смогли убедить промысловиков в эффективности и рентабельности дальнейшего проведения этих работ. Геологи увидели, что в результате гидроимпульсного воздействия улучшается гидродинамическая связь пласта со скважиной, проницаемость увеличивается, отборы жидкости возрастают в 6 – 10 раз и более (рис. 1). Так, если до обработки добыча нефти за 12 мес. в скв. 274 Ключевого месторождения НГДУ «Хадыженнефть» составляла 138 т, то после гидроимпульсных воздействий, проведенных 5/IX 1989 г., за 12 мес. она возросла до 927 т. Выполненный качественный анализ влияния гдроимпульсных воздействий на состояние цемента за колонной методом акустической цементометрии (АКЦ) до и после обрадотки показал, что сцепление цементного камня с колонной не нарушается, а проведенная термометрия позволила определить по существенной температурной аномалии зону притока жидкости из пласта. Наблюдения показали, что в результате обработки одной скважины начал увеличиваться дебит соседних скважин на расстоянии 250 – 300 м. Дебит скважин после проведения четырех – шестикратных воздействий вырос в 5 – 10 раз по сравнению с дебитом, взятым усредненно за 4 – 6 мес. до обработки. Например, повышение дебитов жидкости и нефти наблюдалось не только в скв. 277 Ключевого месторождения после десятикратного воздействия, но и в реагирующей скв. 98, находящейся на расстоянии 250 м. от обрабатываемой (рис. 2).
После обработки скв. 113 месторождения Дыш положительного результата не наблюдалось, а реагирующая скв. 323, расположенная на расстоянии 300 м. от обрабатываемой, увеличила дебет нефти от 3,2 до 18,9 т/сут. Эта скважина уже 2 года после обработки эксплуатируется эффективно, хотя дебиты ее снизились до 10 – 9 т/сут. За два года эффективной работы дополнительно получено 7405 т. нефти (рис. 3).
С целью снижения затрат на подготовку скважин для обработки ГИДП инициативной группой рационализаторов ЦПКРС НГДУ «Хадыженнефть» изготовлен специальный переходник, который позволил обрабатывать скважины без подъема НКТ на поверхность, по затрубному пространству и через НКТ. Опыт проведения этих работ показал, что обработка через НКТ менее эффективна, так как мощность воздействия гидроимпульса на пласт сокращается в 6 – 7 раз. При обработке по межтрубному пространству эффект снижается в 2 – 3 раза. В дальнейшем, в каждом конкретном случае с учетом геолого-технических условий определяется целесообразность обработки (без подъема НКТ) по затрубному пространству или по колонне (с подъемом НКТ).
Метод гидроимпульсного воздействия можно успешно применять в сочетании с другими методами воздействия на пласт, например, с обработкой призабойной зоны растворителем АСПО и нефтенолом. Приведение гидроимпульсного воздействия с обработкой нефтенолом в скв. 357 месторождение Дыш позволило увеличить среднесуточную добычу нефти от 0,1 до 10,9 т., т.е. более чем в 100 раз (рис. 4)
Приведенный метод позволяет вовлекать в работу низкопроницаемые прослои из застойных зон, а также одновременно использовать свои возможности для очистки каналов после перфорации с целью вызова притока. Опыт проведения этих работ в ЦДНиГ N 2 НГДУ «Хадыженефть» показывает, что в 80 % всех обработанных скважин на месторождениях Ключевое и Дыш получен положительный эффект. Недостатком его является необходимость заполнения скважины до устья жидкостью (нефтью, пластовой водой). В настоящее время рассматриваются возможности создания погружной аппаратуры до статического уровня. Предложенный метод может позволить оценивать качественные характеристики залежи и пространственную гидродинамическую связь пласта. В этом направлении ведутся поисковые работы. За предложениями и за информацией обращаться по адресу: г. Хадыженск, Краснодарский край, пос. Асфальтовая Гора, Сев.Кав.ОМГП «ВНИПИвзрывгеофизика».