Методы увеличения приемистости нагнетательных скважин
Обновлено: 07.07.2024
Безопасные порошкообразные реагенты
По сложившейся промысловой практике для заводнения продуктивных пластов с целью поддержания пластового давления используют поверхностные, подземные воды, попутные сточные воды или их различные смеси. Как правило, на промыслах отсутствует высокопроизводительное фильтровальное оборудование для очистки закачиваемых вод от взвеси, что предопределяет кольматацию перфорированной прискважинной зоны и снижение приемистости нагнетательной скважины. На практике состав кольматирующих образований нагнетательных скважин представлен веществами органического и неорганического происхождения.
Жидкости для борьбы с кольматацией
Несомненным преимуществом глинокислотных растворов является способность переводить в растворенное состояние алюмосиликаты, слагающие глинистые минералы. Вместе с тем при определенных условиях в процессе обработки в прискважинной зоне возможно образование различных нерастворимых соединений, закупоривающих поровое пространство продуктивных пород.
Соляно- и глинокислотные растворы обладают высокой коррозийной активностью и агрессивностью, что обуславливает применение ингибиторов и специальных мер по защите обслуживающего персонала. Жидкое состояние таких технологических растворов предопределяет необходимость их транспортировки на месторождения в значительных объемах.
Альтернативные порошкообразные реагенты
Как альтернативный вариант предлагается технология увеличения приемистости нагнетатель скважин технологическими растворами на основе порошкообразных реагентов двууглекислой с NaHCО3 концентрацией 8% с добавкой ПАВ и бисульфата натрия водного NaHSО4 х Н20 концентрацией 10% с добавкой ПАВ 0,3%.
В результате воздействия технологических растворов на прискважинную зону скважин происходит как растворение, так и разрушение кольматирующих образований и перевод их из агрегатного состояния в тонкую пелитовую фазу, легко удаляемую из скважины после обработки. При взаимодействии порошкообразных реагентов с кольматирующими образованиями не происходит вторичного выпадения твердой фазы и образования коллоидальных систем.
Схематично воздействие технологических растворов на прискважинную зону для растворения и разрушения кольматирующих образований выглядит следующим образом.
В результате гидролиза NaHCО3 в водной среде создается щелочная среда с концентрацией гидроксид-ионов, достаточной для выщелачивания из карбонатов кальция (1) — (3).
Далее основная действующая сила раствора заключается в выщелачивании кальция из карбонатов по схеме (4). В итоге действует реакция (5).
Таким образом, в водной фазе раствора присутствуют только гидроксиды натрия и кальция, а также неустойчивая в водных растворах угольная кислота.
Интенсивность реагентных обработок нагнетательных скважин
№ скважины/ куста
До обработки
После обработки
Увеличение Q,
Яунлорское месторождение
Мыхпайское месторождение
Лянторское месторождение
Муравленковское месторождение
Луквинское месторождение (Украина)
Месторождение Белый Тигр (шельф Вьетнама)
таблица 1
ФОРМУЛЫ :
1 NаНСО3 → Na + + Н + + СО3 -
2 Н20 → Н + + ОН -
3 NaHCO3 + Н2О → Na + + ОН - + Н2СО3
4 СаСОз + 2OН - → Са 2+ + 2OН - + СОз 2-
5 NaHCO3 + СаСО3 + ЗН2О → NaOH + Са(ОН)2 + 2Н2СО3
Область применения технологии
На основе анализа результатов обработок нагнетательных скважин были сформулированы следующие ограничения на применение данной технологии:
- Продуктивный пласт приурочен к терригенным поровым коллекторам и трещиноватым кристаллическим породам.
- Термобарические условия продуктивного пласта по опыту обработок скважин: температура не более 140°С, давление не более 36 МПа.
Технологические растворы через буфер подаются в пласт и выдерживаются там в течение 2 — 4 часов. При карбонатности коллектора свыше 5% в пласт первым подается раствор двууглекислой соды.
Результаты применения
Обработки нагнетательных скважин по разработанной технологии производились на месторождениях Западной Сибири в Широтном Приобье (Яунлорское, Мыхпайское, Лянторское месторождения), на Муравленковском (ЯНАО), Луквинском (Украина) месторождениях и на шельфе Вьетнама (Белый Тигр). Результаты обработок представлены в таблице 1.
В Широтном Приобье обработки скважин производили на Яунлорском, Мыхпайском и Лянторском месторождениях, приуроченных к Сургутскому и Нижневартовскому сводам.
Здесь мезозойско-кайнозойские отложения имеют мощность около 3000 м и нефтегазоносность связана с отложениями юры (тюменская свита) и нижнего мела (мегионская и нижневартовская свиты).
Залежи выявлены в 16 пластах на глубинах от 1800 до 2900 м с коллекторами порового типа. В минералогическом составе цемента песчаников преобладает глинистая составляющая (каолинит-гидрослюдистый, хлорит-кальцитовый цемент).
Открытая пористость песчаников изменяется снизу вверх по разрезу от 9 до 27%, проницаемость коллекторов варьируется в широких пределах — от 0,8 до 500 мД, пластовая температура — от 70 до 100°С. На месторождениях Широтного Приобья речные воды закачиваются в пласты практически без удаления взвеси и коллоидных частиц. Вся содержащаяся в них взвесь отфильтровывается в перфорированной околоскважинной зоне нагнетательной скважины, что снижает приемистость скважины. Межремонтный период скважин после их обработки глинокислотными растворами составляет 4 — 6 месяцев.
Муравленковское месторождение расположено в 120 км к северу от г. Ноябрьск в зоне Среднеобской и Надым-Пурской нефтеносных областей. Оно приурочено к брахиантиклинальной складке простирания с более крутым восточным крылом. На месторождении открыты одна газовая в сеноманских отложениях и три нефтяные залежи в валанжинских отложениях.
Нижнемеловые нефтяные залежи вскрыты на глубинах 2450 — 2660 м и приурочены к верхней части мегион-ской свиты. Эти залежи представлены переслаиванием пачек аргиллитов и песчаников с преобладанием песчаников. Кровля продуктивных пластов располагается в своде на абсолютных отметках от 2465 до 2530 м, ВНК — от 2505 до 2595 м. Песчаник мелкозернистый. Тип цемента преимущественно контактный, в различной степени карбонатный. Средние значения коэффициентов: пористости 18%, проницаемости 36 мД, расчлененности 4,8. Пластовое давление 25,8 МПа, температура 81 — 84°С.
Луквинское месторождение расположено в Предкарпатском прогибе и приурочено к Луквинской 42 складке, представленной антиклиналью, осложненной серией поперечных нарушений.
Нефтяная залежь вскрыта на глубине 1200-1500м и приурочена к породам нижнеменилитовой подсвиты, представленной чередующимися пачками песчано-алевролитовых и глинистых пород. Средняя эффективная толщина составляет 34 м, нефтенасыщенная — 26,7 м. Открытая пористость изменялась от 6 до 15%. Проницаемость высокопористых глинистых разностей достигает 30 — 70 мД.
Особенностью залежи является высокая степень насыщения нефти парафином (7 — 12%) и селикагелевыми смолами (10—15%). При пластовой температуре 38 — 41°С имеются все предпосылки для выпадения парафина в пласте, поэтому для поддержания планового давления в залежь нагнетается горячая вода при температуре на устье скважины 70 — 80°С.
На месторождении Белый Тигр в песчаниках нижнего олигоцена была произведена на обработка 3 скважин. Усредненные геологические показатели объекта разработки: глубина 4200 м, коэффициент проницаемости 30 мД пла вая температура 140°С, пластовое давление 32,4МПа плотность нефти в пластовых условиях 720 кг/м 3 .
На месторождении Белый Тигр в соответствии со сложившейся промысловой практикой для поддержания пластового давления осуществляют очаговое заводнение пластов морской водой. В составе закачиваемых вод содержание механических примесей изменяется с до 7,0 мг/л при среднем значении 3,95 мг/л, причем до 90% примесей имеет размер в пределах 1—4 мкм. Анализом минералогического состава механических примесей установлено, что основной составляющей кольматирующих образований продуктивных пород являются гидрооксиды железа (продукты коррозии оборудования) агрегаты силикатов (продукты жизнедеятельности морских микроорганизмов). В виде примесей присутствуют такие минеральные формы, как кварц, полевой шпат, карбонаты и образования в виде магматических nopод.
Заключение
Разработанная технология увеличения приемистости нагнетательных скважин технологическими растворами на основе порошкообразных реагентов может быть рекомендована к применению на сухопутных и морских нефтяных месторождениях, продуктивные пласты которых приурочены к терригенным пороговым коллекторам и трещиноватым кристаллическим породам, а также характеризуются определенными термобарическими условиями (Т < 140°С, Р < 36 МПа). Результаты промысловых испытаний на 6 нефтяных месторождениях показали высокую эффективна применения этой технологии: на 36 нагнетательных скважинах среднее приращение расхода нагнетания составило 155 м3/сут, что соответствует увеличения приемистость скважин в среднем в 2,6 раза.
Ультразвуковые технологии восстановления продуктивности низкодебитных скважин
Одной из ключевых проблем нефтегазового комплекса НГК России является низкий коэффициент извлечения нефти (КИН). Большое число простаивающих скважин, рост доли залежей с тяжёлыми и высоковязкими нефтями, уменьшение дебитов скважин свидетельствуют о низкой эффективности применяемых технологий извлечения нефти [1, 2].
Одним из наиболее перспективных методов увеличения дебита скважин является акустическое воздействие, в частности в УЗ диапазоне. Причем, эффективность данного метода можно существенно повысить путем математического моделирования физических процессов в ПЗП, сопровождающих акустическое воздействие, разработки современной аппаратуры, правильного подбора скважин-кандидатов и масштабного проведения ОПИ на месторождениях [3–8].
Механизмы акустического воздействия на призабойную зону пласта
В связи со сложностью и разнообразием объектов воздействия на ПЗП, механизмы протекающих в пласте процессов по-прежнему неясны: пласт может быть насыщен водой, газом, лёгкой, высоковязкой или тяжёлой нефтью; снижение дебита связано с парафинизацией ПЗП, ее заилением, отложением мелких глинистых частиц, содержащихся в фильтрате промывочной жидкости, с засорением перфорационных отверстий и т. д. Как правило, воздействие имеет комплексный характер, хотя тот или иной эффект играет превалирующую роль в конкретной скважине.
Наиболее подробное описание методов и процессов, происходящих в ПЗП, при низкочастотной (НЧ) УЗО (18. 35 кГц) показаны в работах [3–8].
Обобщая анализ проведённых лабораторных экспериментов и модельных расчётов физических процессов, можно отметить следующие механизмы, ответственные за наблюдаемое улучшение фильтрации нефти в пористых средах в УЗ поле:
происходит увеличение относительной проницаемости фаз [9];
возникающие нелинейные акустические эффекты в порах (кавитация, акустические течения, звуковое давление) уменьшают действие капиллярных сил из-за разрушения поверхностных плёнок и увеличивают скорость фильтрации флюида [4, 9];
уменьшается поверхностное натяжение, плотность и вязкость флюида вследствие УЗ нагрева [10];
происходит перистальтическое движение флюида вследствие механической вибрации стенок пор, посредством которого жидкость "сжимается" в соседние поры [11];
начинается микроэмульгирование нефти в присутствии природных или введённых поверхностно-активных веществ (ПАВ), повышается растворимость ПАВ и уменьшение его адсорбции [4];
происходит слияние капель масла из-за сил Бьеркнеса [12];
увеличивается проницаемость горных пород и пористость из-за деформации пор, происходит очистка перфорационных каналов и пор коллектора от АСПО и других включений, уменьшение скин-эффекта [4];
возникновение внутрипоровой конвекции приводит к изменению теплопроводности насыщенных флюидами сред и, как следствие, повышению продуктивности скважин [4];
увеличение звукового давления (интенсивности) уменьшает сдвиговую вязкость флюида, что приводит к увеличению скорости его фильтрации [4];
Анализ ОПИ на скважинах Самотлорского месторождения
Результаты ультразвуковой обработки
В период 2010–2012 гг. на Самотлорском месторождении была проведена УЗО призабойной зоны пласта на 68 низкодебитных нефтяных скважинах силами ООО "ЦУТ-Сервис" [13]. В таблице 1 приведены результаты ОПИ ультразвуковой технологии обработки скважин с учетом геолого-физических характеристик пластов.
ТАБЛИЦА 1. Результаты опытно-промысловых испытаний ультразвуковой технологии
Число скважин, шт.
Средний дебит нефти до УЗО, т/сут
Средний прирост дебита нефти после УЗО, т/сут
Проведённые на этом пласте УЗО являются наиболее успешными. Средняя прибавка по дебиту составила 6,7 т/сут. Из 12 скважин , подвергнутых УЗО , лишь одна с сомнительной успешностью в 0,4 т/сут. Успешность обработок объясняется в первую очередь тем, что в этом случае работа велась с пластом "рябчик", который характеризуется перемежением нефтеносных пропластков с непроницаемыми глинистыми слоями. Ввиду того, что УЗ технология имеет очень высокую избирательность и отличается возможностью почти точечного воздействия, обработке подвергались только нефтенасыщенные пропластки.
Наибольшее число операций проведено на пласте АВ2-3. Было обработано 23 скважины. Успешность 74 %, средний прирост составил 2,544 т/сут. На 6 скважинах получен отрицательный результат. На двух скважинах увеличилось процентное содержание воды: на скв. 31244 процент воды увеличился с 69 до 88, на скв. 14606 – с 41 до 92. При этом надо заметить, что очистка ПЗП подразумевает эффект в виде увеличения дебита пластового флюида. В первом случае он увеличился с 11 до 26 м 3 /сут, во-втором – не изменился. За вычетом этих скважин эффект составляет 4,1 т/сут.
На этих пластах были получены довольно неплохие результаты. Из 10 обработанных скважин при успешности 70 % получен средний прирост 4,1 т/сут. При этом на трех скважинах опять была проведена деоптимизация по причине отсутствия требуемого оборудования. На всех трёх скважинах динамический уровень повысился по сравнению с уровнем до обработки на 100 м и более. За вычетом этих скважин эффективность составляет 6 т/сут.
Проведённые здесь три операции по УЗО дали отрицательный результат. Хотя число проведённых операций не даёт оснований делать однозначные выводы, но основной причиной увеличение процента воды в добываемом флюиде является неправильный подбор скважин для УЗО, так как была подтянута "воронка" воды и увеличение дебита привело к ее прорыву.
По пласту БВ10 проведены 2 операции с успешностью 100 % и эффектом 3,1 т/сут. На пластах БВ10 и ЮВ1 проведены 3 операции по УЗО нагнетательных скважин. Успешность составила 100 %. Увеличение приёмистости составило от 300 до 500 %.
Таким образом, ОПИ показали правильность предъявляемых требований к скважинам-кандидатам для УЗО и позволили сформулировать алгоритм подбора скважин.
Критерии выбора скважин для ультразвуковой обработки
Анализ результатов с целью установления корреляционной связи между удельным суточным приростом после УЗО и геолого-технологическими параметрами был проведен в работе [14]. Результаты факторного анализа свидетельствуют о том, что суточный прирост нефти после УЗО в первую очередь зависит от поддержания пластового давления. УЗО были наиболее эффективными, если отношение текущего пластового давления к первоначальному было в пределах 0,75…0,9. Максимальный прирост дебитов нефти достигается при снижении текущего пластового давления не более чем на 15 % от первоначального, а предельное – не более 25 %.
Вторая по значимости корреляционная связь [14] получена между среднесуточным приростом нефти и показателями обводненности скважин. Эффективность обработок снижалась, если обводненность скважин-кандидатов превышала 80 %. Как правило, чем меньше пропластков и однороднее по строению пласт, тем выше эффективность обработки. В том случае, когда толщина пласта не превышает 3…4 м, вероятность выполнения успешной обработки резко снижается.
В каждом конкретном случае технологическая компоновка УЗ аппаратуры в скважинах зависела от следующих факторов:
анализ технологического режима работы скважины-кандидата за прошедший период от начала эксплуатации;
изучение плотности и состава жидкости глушения при ремонтах;
изучались все виды воздействия на ПЗП скважины-кандидата за весь период эксплуатации (физические, химические, акустические и т. д.) и результаты этих воздействий на параметры работы скважины;
на основании данных о пластовом давлении и режимах работы соседних скважин с аналогичным геологическим строением оценивалось влияние пластового давления на снижение дебита скважины-кандидата;
устанавливалась основная причина снижения дебита за период эксплуатации.
На основе анализа литературных данных [7, 8, 14] и результатов ОПИ были определены критерии, которым должны удовлетворять характеристики пластовой нефти и геофизические характеристики скважины-кандидата для проведения испытаний УЗ оборудования и технологии (табл. 2).
ТАБЛИЦА 2. Требования к скважинам-кандидатам для ультразвуковой обработки
Параметр
Значение
Пласт
Проницаемость, мкм 2
Минимальная толщина перфорированного пропластка, м
Число пропластков в интервале перфорации;
Текущая нефтенасыщенность пластов, %
Температура на забое скважины, °С
Давление на забое скважины, атм
Выше давления насыщения нефти газом на 15…20 %
Нефть, пластовая жидкость
Динамическая вязкость в пластовых условиях, мПа×с
Температура начала кристаллизации парафина
Меньше температуры на забое скважины и пластовой температуры
Отсутствие газовой фазы в пласте жидкости
По параметрам работы добывающих скважин
Текущий дебит, м 3 /сут
Падение дебита за последние 1–2 года, не связанное с падением пластового давления или какими-либо техническими причинами
В 2 раза и более
По параметрам работы нагнетательных скважин
Текущая приемистость, м 3 /сут
Падение приемистости за последние 1–2 года, не связанное с какими-либо техническими причинами
В 2 раза и более
Не менее проектного
С учётом собственного опыта работ и анализа недостатков существующих акустических оборудования и технологий при поддержке Фонда Сколково разрабатывается комплекс звуковой стимуляции и технологии (методы) его применения, которые обеспечивают максимальный эффект при интенсификации добычи нефти акустическим методом. В состав Комплекса входит: модуль питания и управления (МПУ), скважинный акустический прибор (САП), комплексный геофизический скважинный прибор (ГФСП), др. вспомогательное оборудование.
Модуль питания и управления
МПУ предназначен для:
обеспечения электропитания скважинных приборов;
генерирования ультразвуковых и импульсных сигналов;
управления КВС в автоматическом и ручном режиме;
наглядное отображение процессов работы комплекса по мнемосхемам;
визуальный контроль за параметрами оборудования;
контроль и диагностику технического состояния комплекса;
звуковую и цветовую сигнализацию тревог и аварийных событий;
регистрацию и архивирование режимов и параметров работы КВС, параметров скважины и действий операторов;
распечатку протоколов работы комплекса;
передачу информации в режиме реального времени по модемной связи на диспетчерский пункт.
УЗ генератор МПУ построен на современной элементной базе – с использованием IGBT т и мощных высоковольтных полевых транзисторов, имеет малые габариты и малый вес, что позволяет наиболее рациональным образом использовать пространство лабораторного отсека геофизического подъёмника [15].
МПУ имеет следующие основные характеристики:
рабочая частота в диапазоне, кГц 14,0 - 30,0
КПД генерации ультразвука, % 96;
частота импульсов, Гц 1 - 10
напряжение на выходе, В 100 - 1200
активное сопротивление нагрузки с учетом кабеля, Ом 5 - 50
Электропитание от сети
(число фаз × напряжение, В / частота, Гц) 3×380 / 50, 60 + 1×220 / 50, 60
В зависимости от решаемых задач разрабатываются три модификации МПУ:
для работы на месторождениях лёгкой и средней нефти – потребляемая мощность 5-10 кВт;
для работы на месторождениях тяжёлой нефти – 20-30 кВт;
для работы на горизонтальных скважинах – 60-100 кВт.
Управление работой МПУ осуществляет промышленный компьютер с цветным сенсорным экраном, расположенным на передней панели. В компьютер записана программа, позволяющая осуществлять управление всеми функциями комплекса. Сенсорный экран позволяет отображать на мнемосхемах основные параметры технологического процесса, а также управлять Комплексом (рис. 1).
РИС. 1. Модуль питания и управления Комплексом
осуществлять контроль за состоянием работоспособности ультразвукового оборудования, стационарно установленного на нефтяных скважинах, и при необходимости оперативно изменять режимы его работы;
оказывать помощь и осуществлять контроль за действиями специалистов геофизических партий, а также вносить корректировку в принимаемые ими решения при проведении звуковой стимуляции;
постоянно совершенствовать используемое оборудование благодаря возможности оперативного сбора статистических материалов по результативности проводимых работ и внесения необходимых изменений в конструкцию приборов и технологию работ для повышения эффективности и надёжности МЗВ;
повышать квалификацию специалистов благодаря возможности анализа его ошибочных действий по объективным показателям;
соответствовать современным трендам в области нефтегазодобычи – создание «интеллектуальных» скважин;
обеспечить открытость и прозрачность технологий и результатов МЗВ для заказчика.
Скважинный акустический прибор
Согласно работам [3–9] требуемый диапазон рабочих частот излучения должен составлять 18…35 кГц при этом интенсивность излучения на поверхности излучателя должна составлять в радиальном направлении не менее 5…10 Вт/см 2 .
В целях устранения недостатков существующих скважинных приборов и использования их преимуществ [16], была разработана конструкция излучателя, где стандартные пьезокольца диаметром 38 мм размещены перпендикулярно его оси, собранными в пьезопакет. Два пьезопакета расположены независимо друг от друга и с поворотом 90° относительно друг друга. Благодаря такой конструкции основная энергия излучения пьезопакетов направлена в радиальном направлении. Из таких излучателей собирается скважинный акустический прибор (рис. 2), все модули которого соединяются специальным эластичным соединением, причем к соединительной головке могут подключаться любые дополнительные приборы, например, геофизический. Подключение приборов на конце САП обеспечивается благодаря возможности пропускания сквозь него транзитных проводов [17, 18].
РИС. 2. Конструктивная схема скважинного акустического прибора
Прибор имеет следующие технические характеристики:
Потребляемая мощность при длине 3 м, кВА, не более 5,0
Диаметр прибора, мм 52
Напряжение питания, В 400
Резонансная частота, кГц 19±1
Частоты импульсного воздействия, Гц 1 – 10
КПД излучения в радиальном направлении, % 85;
Модульная конструкция прибора позволяет сделать его любой длины, которая будет ограничиваться только возможностями каротажного кабеля. При работах в горизонтальных скважинах могут использоваться шлангокабель или колтюбинг с электрокабелем. В этом случае скважинный прибор можно сделать длиной до 50 м.
Геофизический скважинный прибор
При проведении ОПИ на Самотлорском месторождении была опробована схема совместного спуска в скважину акустического и геофизического приборов.
Комплексный геофизический скважинный прибор (ГФСП) предназначен для осуществления привязки к зоне перфорации и осуществления контроля процесса обработки ПЗП с целью корректировки режимов обработки в реальном масштабе времени, что существенно повышает процент успешности операций. Возможность ГФСП обеспечивать привязку к зоне перфорации сокращает время простоя скважины за счёт сокращения количества спускоподъёмных операций.
Применение ультразвукового скважинного комплекса
Разработанный комплекс звуковой стимуляции может применяться в любых технологических схемах, например, приведённых в работах [19]. В качестве базовой (типовой) схемы можно рассматривать схему, приведённую на рис. 3. В качестве дополнительного оборудования могут применяться индукционный нагреватель, электромагнитный или электрогидравлический излучатели, применение которых позволит существенно увеличить эффективность и успешность операций по очистке ПЗП за счёт получения синергетического эффекта.
Скважинные приборы комплекса спускаются в скважину, где последовательно проводятся операции по привязке приборов по стволу скважины, по снятию текущих параметров скважины, УЗ очистке пор пласта и перфорационных отверстий скважины.
РИС. 3. Схема компоновки УЗ оборудования:
1 – каротажный подъёмник типа ПКС-5;
2 – комплекс питания и управления;
3 – каротажный кабель типа КГ3х1,5-70-150;
4 – скважинный акустический прибор;
5 – геофизический скважинный прибор;
6 – дополнительное оборудование.
Проанализировав опыт ОПИ с УЗО пластов, можно сделать следующие выводы:
успешность выполненных операций составила 80 %;
число неуспешных операций – 13, из которых по объективным причинам – 10;
средний прирост дебита нефти по скважинам 4,23 т/сут;
наиболее успешными оказались УЗО пласта "рябчик". Здесь сказывается преимущество ультразвуковой технологии в избирательности воздействия. До этого применялись в основном химические обработки, где кислота шла по наиболее проницаемым промытым участкам, поэтому часть пропластков не была включена в работу.
необходимым условием для качественного проведения УЗО (особенно при низком пластовом давлении) является работа на депрессии, для выноса продуктов реакции (диспергированных продуктов засорения) из пласта в скважину, а лучше всего, на поверхность.
b) Среди использованных схем создания депрессии на пласт в сочетание с УЗО:
cвабирование является самым простым и наименее затратным из всех применяемых методов.
наиболее предпочтительным методом создания депрессии на пласт является использование струйного насоса. Хотя данный метод более затратный по времени и стоимости, однако средняя продолжительность эффекта обработки скважин почти в 2 раза и более выше по сравнению с остальными методами.
c) ОПИ показали важность правильного подбора скважин для повышения эффективности и успешности УЗО, алгоритма подбора скважин и наличия специально подготовленных специалистов.
d) Опыт ОПИ позволил сформировать облик перспективного комплекса звуковой стимуляции, который обеспечит существенное увеличение эффективности акустических технологий и позволит им занять достойное место в ряду существующих методов интенсификации добычи нефти.
Литература
1. Муллакаев М.С. Современное состояние проблемы извлечения нефти // Современная научная мысль. – 2013. – № 4. – С. 185–191.
2. Муллакаев М.С. Современные методы увеличения нефтедобычи: проблемы и практика применения // Современная научная мысль. – 2015. – № 5. – С. 98–111.
3. Кузнецов О.Л., Ефимова С.Ф. Применение ультразвука в нефтяной промышленности. – М.: Недра, 1983. – 192 с.
4. Дыбленко, В.П. Волновые методы воздействия на нефтяные пласты с трудноизвлекаемыми запасами. Обзор и классификация. – М.: ОАО "ВНИОЭНГ", 2008. – 80 с.
5. Caicedo S. Feasibility study of ultrasound for oil well stimulation based on wave-properties considerations // SPE Prod. Oper. – 2009. - Vol. 24. – № 1. – P. 81–86.
6. Hamida T., Babadagli T. Fluid-fluid interaction during miscible and immiscible displacement under ultrasonic waves // Eur. Phys. J. – 2007. – Vol. 60. – P. 447–462.
7. Mullakaev M.S. Ultrasonic intensification of the processes of enhanced oil recovery, processing of crude oil and oil sludge, purification of oil-contaminated water. - М .: HELRI, 2018. – 376 p.
8. Муллакаев М.С. Ультразвуковая интенсификация процессов добычи и переработки нефти, очистки нефтезагрязненных вод и переработки нефтешламов. - М.: НИИ ИЭП, 2019. – 412 с.
9. Nikolaevskiy V.N. Mechanism of vibration for oil recovery from reservoirs and dominant frequencies // Trans. USSR Acad. Sci. – 1989. – Vol. 307. – Pp. 570–575.
10. Fairbanks H.V., Chen W.J. Ultrasonic acceleration of liquid flow through porous media // Chem. Engineering Progress. Symposium Series. – 1971. – Vol. 67. – Pp. 108–116.
11. B. Abismail, J.P Canselier, A.M Wilhelm, H. Delmas, C. Gourdon. Emulsification by ultrasound: drop size distribution and stability // Ultrason. Sonochem. – 1999. – Vol. 6. – P. 75–83.
12. R. Matting, I. Akhatov, U. Parlitz, C.D. Ohl, W. Lauterborn. Bjerknes forces between small cavitation bubbles in a strong acoustic field // Phys. Rev. E. – 1997. – Vol. 56. – P. 2924–2931.
13. Муллакаев М.С., Салтыков Ю.А., Салтыков А.А., Муллакаев Р.М. Анализ опытно-промысловых испытаний ультразвуковой технологии на скважинах Самотлорского месторождения. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2019. – № 7. – С. 71–85.
14. Апасов Г.Т., Апасов Т.К., Салтыков Ю.А., Апасов Р.Т., Абрамова А.В. Факторы, влияющие на эффективность при ультразвуковом воздействии на прискважинную зону пластов Самотлорского месторождения // Наука и ТЭК. – 2012. – № 6. – С. 17–20.
15. Пат. № 165239 РФ. Модуль питания и управления скважинным прибором. - Приоритет от 05.04.2016; опубл. 10.10.2016.
16. Муллакаев М.С., Салтыков А.А., Салтыков Ю.А., Муллакаев Р.М., Раянов А.Р. Прачкин В.Г. Анализ существующего акустического оборудования и технологий его применения для повышения нефтеотдачи. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2019. – № 10. – С. 60–70.
17. Пат. № 2521094 РФ. Скважинный акустический прибор. – Приоритет от 10.04.2013; опубл. 27.06.2014.
18. Пат. № 10253601 США. Скважинный акустический прибор для обработки призабойной зоны нефтяных и газовых пластов". - Приоритет от 30.03.2017; опубл. 09.04.2019.
19. Апасов Т.К., Абрамов В.О., Муллакаев М.С., Салтыков Ю.А., Ю.А. Апасов Г.Т., Апасов Р.Т. Комплексные схемы ультразвукового воздействия на пласты Самотлорского месторождения // Наука и ТЭК. – 2011. – № 6. – С. 80–84.
Keywords: oil production rate; oil recovery factor; ultrasound; ultrasonic equipment and technology; pilot-field test
Методы увеличения приемистости нагнетательных скважин
При использовании плазменно-импульсного воздействия увеличивается проницаемость призабойной зоны скважины, увеличивается гидродинамическая связь нефтяного пласта с забоем скважины за счет очистки старых и создания новых фильтрационных каналов, происходит очищение порового пространства и формирование новых микротрещин в призабойной зоне скважины и фильтрационных каналах пласта.
- Экологическая чистота, работает в естественных геологических условиях скважин без добавок реагентов;
- Плазменно-импульсное воздействие (ПИВ) используется при любой обводненности;
- Улучшает проницаемость прискважинной зоны добывающих и нагнетательных скважин, и продуктивных пластов в целом;
- Значительно увеличивает дебит нефти на скважинах эксплуатируемых на месторождениях поздней стадии разработки;
- Кратно увеличивает приемистость нагнетательных скважин вне зависимости от их предыдущего назначения;
- Воздействует на соседние с обрабатываемой скважины, которые откликаются положительным дебитом;
- Технология дает положительные результаты на месторождениях в коллекторах любой геологической сложности;
- Безопасна в эксплуатации;
- Сокращает период освоения новой скважины и срок вывода ее на режим эксплуатации.
Исследования осуществляются ООО "Новас Ск" при грантовой поддержке Фонда «Сколково»»
Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Одним из методов увеличения приемистости эксплуатационных скважин является обработка прискважинной зоны пласта кислотой. Этот метод является известным, но, по-видимому, полного количественного описания процесса кислотной обработки не имеется. Первые попытки построения математических моделей процесса кислотной обработки скважин имеют почти тридцатилетнюю давность. [21]
Проводятся работы по увеличению приемистости нагнетательных скважин путем дополнительной перфорации и обработки призабойной зоны скважин. [22]
После закачки СНПХ-9101 наблюдается увеличение приемистости в среднем в 1 5 раза, а по отдельным скважинам в 2 раза и более, которое удерживается в течение нескольких лет. [23]
Эффективность применяемых методов восстановления и увеличения приемистости оценивается по результатам исследования нагнетательных скважин до и после проведения работ. [24]
Эффективность примененных методов освоения и увеличения приемистости нагнетательных скважин определяется путем сопоставления кривых восстановления забойного давления, полученных до и после проведения работ, а также путем исследования профилей приемистости, записанных глубинными расходомерами или методом закачки радиоактивных изотопов. [25]
Отмеченная закономерность может быть использована для увеличения приемистости малопроницаемых пластов . С этой целью в скважинах, оборудованных под раздельную закачку воды, необходимо первыми вводить под закачку малопроницаемые пласты. При этом последующее подключение под закачжу воды пластов с более высокой проницаемостью не оказывает существенного влияния на приемистость малопроницаемых пластов. [26]
Уменьшение времени разгона может быть достигнуто путем увеличения приемистости двигателя . [27]
Воздействие на призабойную зону скважины с целью увеличения приемистости позволяет уменьшить удельные энергозатраты при нагнетании воды в пласт. [28]
На основании полученных данных разработаны мероприятия по увеличению приемистости верхнего интервала пласта . [29]
Наибольший эффект снижения темпов падения добычи нефти и увеличения приемистости нагнетательных скважин достигается при использовании химических реагентов неионогенного класса: ОП-10, шкопау. [30]
Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Таким образом, всего проведено 48 опытных обработок в 39 нефтяных и 9 нагнетательных скважинах, 95 % всех обработок оказались эффективными, продолжительность эффекта составляет от 2 до 22 мес. Увеличение приемистости скважин произошло в пределах 12О - 2ОО % с образованием новых, принимающих воду, пропластков. В среднем на одну обработку приходится около 14 тыс. м дополнительно закачанной воды. [16]
В дальнейшем, при благоприятных предпосылках, в процессе более или менее длительных откачек и нагнетаний производится освоение поглощающей скважины. Для увеличения приемистости скважин нередко целесообразно применять широко распространенные на нефтепромыслах кислотную обработку, торпедирование и гидроразрыв пласта. [17]
Некоторые специалисты ошибочно связывают успех операции с количеством задавленного тампонажного раствора, считая что оно зависит от проницаемости пластов в зоне изоляции, но не учитывают при этом размеры каналов перетока. Поэтому мероприятие по увеличению приемистости скважин , связанное с интенсивным отбором пластового флюида, называют дренированием пласта, в то время как фактически при этом расширяются каналы перетока. [18]
С приближением значения внутрипорового давления к значениям, равным 0 8 - 0 9 от бокового давления, наблюдается резкое увеличение раскрытости трещин. Этот факт согласуется с увеличением приемистости скважин , когда при так называемом критическом давлении нарушается линейность зависимости расхода жидкости от депрессии на пласт. Соответствие характера кривых изменения раскрытости трещин материалам промысловых исследований, по сравнению с аналогичными кривыми при всестороннем равномерном сжатии, косвенно подтверждает наличие сложного напряженного состояния, в котором находятся породы в око-лоскважинном пространстве. [19]
С другой стороны, прогрев призабойной зоны и наличие высокоэффективных ПАВ в оторочке способствуют отмыву остаточной нефти. Однако только этими причинами не может быть объяснено существенное и длительное увеличение приемистости скважин , обработанных СНПХ-9101 в условиях образования КДС. Вероятно, все-таки образования и накопления в призабойной зоне пласта высоковязкой системы не происходит, так. [20]
Небольшие потери давления в трещинах для скважин Усть-Балыкского месторождения свидетельствуют о высокой степени их раскрытия. До 80 % общего перепада давления затрачивается в призабойной зоне ( скин-эффект), что указывает на возможность увеличения приемистости скважин применением тех или иных методов воздействия на пласт. Увеличение потерь давления в трещинах для скважин Самотлорского месторождения связано, по-видимому, с высокой подвижностью трещин. Во время снятия кривой восстановления давления при остановке скважины трещины смыкаются, что приводит к кажущемуся увеличению потерь. [21]
На заключительном этапе отмечается снижение производительности скважин из-за возникновения дополнительных фильтрационных сопротивлений вследствие образования в пласте больших объемов высоковязкой эмульсии. Из данных по исследованию скважин до и после закачки реагента СНПХ-92 следует, что при одинаковых давлениях нагнетания происходит увеличение приемистости скважин после закачки КМЭ от 1 2 ( скв. Причем наиболее значительное ( в 3 - 4 раза) возрастание приемистости наблюдается по скважинам с высокой первоначальной производительностью ( скв. [23]
Для реальных парогенераторов схемы регулирования несколько усложняются, отчасти за счет параллельно идущих потоков рабочих сред. Если парогенератор работает без параллельных связей с другими парогенераторами ( в блоке парогенератор - скважина), то могут возникнуть большие изменения расхода пара. При увеличении приемистости скважины у прямоточных парогенераторов, не обладающих большой аккумулирующей способностью, может резко упасть давление по всему паровому тракту. То же самое происходит при значительном уменьшении подачи топлива. Значительное падение давления нарушает нормальную работу парогенератора и может быть причиной аварий. [25]
Некоторые ПАВ помимо уменьшения поверхностного натяжения способствуют гидрофилизации гидрофобных участков поверхности каналов фильтрации, т.е. ухудшают условия смачивания поверхности каналов нефтью. В результате обработки пласта растворами ПАВ проницаемость пород по воде увеличивается, а по нефти уменьшается. При этом происходит увеличение приемистости скважин и охвата пласта воздействием заводнения. [26]
На Бухте Ильича, где контурные воды не продвигаются, нагнетание морской воды в пласт затруднительно. Быстрый рост давления нагнетания свидетельствует о том, что пласт не принимает закачиваемую воду. Повышение давления нагнетания с целью увеличения приемистости скважин приводит к нежелательным последствиям. [27]
Коллекторы с малым диаметром пор при вскрытии их в процессе бурения требуют особенно качественных растворов, а также малого количества взвешенных часгиц ( КВЧ) Б закачиваемой воде. Кроме того, наличие в песчаниках широко развитого чеаоцевого регенерацион-ного цемента ( цемента разрастания зерен) приводит к уменьшению порового пространства. В некоторых случаях зерна настолько разрастаются, что, сливаясь друг с другом, образуют окварцованную, сливную породу. В связи с этим для увеличении приемистости скважин требуется обработка таких пород плавиковой кислотой, разрушающей кварцевые каемки. Наличие твердого битума, битумного цемента и их при - ividsoK по глинистому цементу затрудняет смачиваемость зерен закачиваемой водой при движении ее внутри песчаного коллектора, превращая отдельные его участки е гидрофобные. Для устранения этого явления необходима закачка угпеводородных растворителей ( бензина, бензола, конденсата или толуола. Глинистый цемент, встречающийся в песчаниках, представлен в основном гидрослюдами и иногда содержит хлоритовый материал, который при взаимодействии с соляной кислотой образует хлопья, забирая поры пласта. [28]
Технология циклического заводнения предусматривает создание периодических колебаний давления в пластах изменением объемов закачки воды. В связи с этим работа системы заводнения должна обеспечить необходимые периодические колебания при сохранении средних объемов закачки. Для этого на промыслах осуществляют технические мероприятия, направленные на изменение режима работы КНС, разводящих водоводов и нагнетательных скважин. Периодического увеличения объемов закачки в 1 5 - 2 раза, при неизменном числе нагнетательных скважин, можно достичь: увеличением приемистости скважин за счет применения более эффективных способов обработки призабойных зон скважин, например обработка терри-генных коллекторов смесью плавиковой и соляной кислот высокой концентрации позволяет увеличить приемистость нагнетательных скважин в два и более раза при одних и тех же давлениях нагнетания; увеличением давления нагнетания. [29]
Читайте также: