CC BY
38
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
УДК 622.276.6
ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ ИНФРАЧАСТОТНО-ВОЛНОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ ПЛАСТА ПРИ ОСВОЕНИИ СКВАЖИН
© 2014 г. П. И. Кононенко1, К. К. Квитчук1, В. Ф. Калинин1, В. П. Климашин2, Н. Д. Лихой3, Н. Н. Бурмистров4, Ю. Х. Шахбазов4
1 - ЗАО "Ренфорс", 2 - ООО "ГеоПромнефть", 3 - ООО "НК Проспект", 4 - ООО "Апертура"
Метод виброобработки призабойной зоны пласта (ПЗП ) предназначен для восстановления и увеличения естественной проницаемости породы-коллектора в ПЗП, способствуя, особенно в сочетании с другими методами ( химическими), интенсификации притоков нефти и газа, многократному повышению производительности и приемистости скважин, значительному сокращению затрат времени и средств на их освоение.
Механизм вибровоздействия на ПЗП состоит в формировании больших перепадов давления на забое скважины и фронта отраженных волн, интерференция которых приводит в результате резонансных явлений к возникновению в ПЗП мощных гидравлических ударов, вызывающих микро-гидроразрывы пласта, образование в нем сети микротрещин [1-5] и др.
Влияние виброобработки пласта проявляется многообразно, поскольку гидродинамические волны одновременно воздействуют как на породу пласта, так и на насыщающие его флюиды. Это приводит:
- к колебательному движению частиц породы-коллектора, вызывающее их смещение и в конечном счете разуплотнение и разрыхление породы и кольматанта, который приходит в подвижное состояние и
выносится из призабойной части продуктивного пласта;
- к изменению реологических свойств пластовых жидкостей, увеличению их подвижности;
- к снижению гидравлических сопротивлений в прискважинной зоне пласта при закачке специальных технологических жидкостей в пласт (кислотных растворов, поверхностно-активных веществ и других реагентов);
- к интенсификации процессов разрушения водонефтяных эмульсий и других смесей;
- к замедлению процессов парафиниза-ции, солеотложения и других негативных явлений в скважине и в пласте.
Отличительной особенностью метода виброобработки ПЗП по сравнению с другими методами (ГРП, кислотные обработки и др.) является то, что с помощью гидродинамических генераторов импульсов давления можно генерировать и передавать в глубь пласта на значительное расстояние без массопереноса достаточно высокие градиенты давления. Последние необходимы для приведения в движение «целиков нефти» в застойных зонах и снижения вязкости нефти при разработке месторождений с высоковязкой нефтью.
Критическое значение величины вязкости жидкости в ПЗП, обусловливающее ее подвижность, определяется величиной амплитуды и частоты колебаний при виброобработке:
- с увеличением амплитуды и частоты колебаний вязкость жидкости снижается, в частности глинистого раствора - на 45 %;
- снижение вязкости жидкости до критического постоянного значения происходит плавно в течение непродолжительного времени вибровоздействия, составляющего 45-75 сек.
Метод вибровоздействия на ПЗП как разновидность физических методов обработки скважин более эффективен, по крайней мере на 20-25 % по сравнению с механическими методами восстановления естественной проницаемости ПЗП, основанными на создании высоких многократных депрессий на пласт.
Результаты опытно-промышленных работ по виброкислотной обработке ПЗП (85 обработок ) на месторождениях Аз-нефть [7] свидетельствуют о высокой эффективности их проведения, достигающей 77,0-91,5 %, что в 1,5-2,0 раза превышает успешность проведения гидрокислотного разрыва и кислотной обработки пласта. Приемистость нагнетательных скважин и длительность эффекта после виброкислотных обработок также увеличиваются более чем в 1,5 раза по сравнению с обычными кислотными обработками [2].
Характерно, что производительность скважин после виброкислотной обработки карбонатного пласта возрастает от 3,0 до 48,0 м3/сут, в то время как при обычной кислотной обработке карбонатного пласта в тех же условиях производительность скважин увеличивается лишь от 3,0 до 12,0 м3/сут, что в 4 раза ниже по сравнению с виброкислотной обработкой пласта [2].
Виброобработка ПЗП осуществляется с помощью генератора волн давления гидродинамического типа ( вибратора), спускаемого на забой скважины на колонне на-сосно-компрессорных труб (НКТ), преобразующего часть энергии потока жидкости, закачиваемой в скважину насосными агрегатами, в гидродинамические волны давления широкого спектра частот и амплитуд, распространяющихся в глубь пласта на достаточно большое расстояние.
На основании теоретических и экспериментальных исследований установлено [ 1-8], что между геолого-физической характеристикой пласта и режимом вибровоздействия существуют определенные закономерности, предопределяющие эффективность процесса при его реализации. В частности, при создании высокочастотных колебаний возмущения, обусловленные ими, резко убывают по мере удаления от источника создания волн, и уже на расстоянии одного метра от него интенсивность их крайне мала [8]. Низкочастотные волны распространяются на гораздо большие расстояния (на несколько километров). В соответствии с этим выбирается оптимальный режим виброобработки, при котором волны будут преимущественно воздействовать или на призабойную зону, или на отдаленные участки пласта, или на то и другое одновременно.
Характерно, что источник низкочастотных колебаний можно располагать как на забое, так и на устье скважины.
При определенном режиме виброобработки возможны следующие процессы:
- существенное снижение вязкости закачиваемой воды в пласт;
- резкое изменение процесса транспортировки механических макро- и микрочастиц, содержащихся в закачиваемой воде (частицы, характерный размер которых в 1,6-3,3 раза меньше поперечного сечения
поровых каналов, теряют способность застревать в них);
- снижение до минимума влияния адгезионных сил, стесненность потока и др.;
- возрастание коэффициента приемистости пласта.
В результате попавшие в ПЗП механические частицы под действием вибровоздействия оттесняются в глубь пласта на достаточно большое расстояние - 1,5-2,0 м и более, где происходит их рассеивание с резким уменьшением массовой концентрации по обратно квадратичной зависимости. Вследствие этого кольматационное влияние частиц на приемистость скважины существенной роли не играет, и поэтому фильтрационная характеристика ПЗП при этом сохраняется достаточно высокой.
Поскольку энергия акустических (гидродинамических) волн при виброобработке в конечном счете превращается в тепло, то виброобработка пласта сопровождается в определенной мере и тепловым воздействием, также способствующим улучшению гидропроводности пласта.
При этом интенсивность колебаний в пласте определяется амплитудой колебания давления в пласте АР, величина которой на расстоянии г от оси скважины составляет [4-6]:
АР>Нрп Ш2 8
А Р =А Рс (^ у г
(1)
где Н - глубина залегания массива породы до кровли пласта; рп - средняя плотность пород массива; Ш - частота колебаний; ё - средневзвешенный размер зерен породы.
Величина амплитуды давления (репрессии, депрессии) на стенке скважины АРс в соответствии с условиями (1) и (2) определяется выражением
АР>Нрп Ш2 8( —)
1/2
(3)
где гс и г - соответственно радиус скважины и расстояние от оси скважины до точки, в которой определяется величина амплитуды АР; АРс - амплитуда давления (величина репрессии, депрессии на пласт) на стенке скважины.
При этом амплитуда колебаний давления на внешней границе зоны пониженной проницаемости, обеспечивающая эффективное разрыхление породы с повышением ее проницаемости, должна удовлетворять условию [4-6]
Расчеты по формуле (3) показывают, что при заданных значениях плотности породы рп = 2,5 г/см3, средневзвешенном размере зерен породы-коллектора пласта ё = 0,1 мм, глубине залегания продуктивного пласта Н = 2000,0 м, радиусе скважины гс = 0,1 м и радиусе внешней границы зоны пониженной проницаемости г = 0,5 м режимные параметры виброобработки ПЗП, т.е сочетание величины гидравлического удара (репрессии, депрессии) на пласт и частоты их передачи на пласт, обеспечивающие разуплотнение кольматанта в ПЗП, составляют соответственно: величина гидравлического удара АРс = 6,0-8,0 МПа при частоте гидравлических ударов Ш = 50 Гц.
Соответственно при глубине залегания пласта Н = 1000 м амплитуда колебаний (величина гидравлического удара ), необходимая для разуплотнения кольматанта в ПЗП, снижается до АРс = 3,0-4,0 МПа, т. е. практически в 2,0 раза при частоте гидравлических ударов Ш = 50 Гц и неизменных остальных параметрах пласта.
Выбор оптимального режима виброобработки пласта из условия максимальной глубины обработки ПЗП производится по формуле [2]
X =(
к
т V I
У
(4)
с
где к - проницаемость пласта; т - пористость пласта; ц, в - соответственно вяз-
5 г 5 ' ж
кость и сжимаемость жидкости, закачиваемой в пласт при виброобработке пласта; / - частота передачи гидравлических ударов на пласт; Х - глубина виброобработки пласта с заметным изменением его фильтрационной характеристики.
Расчеты по формуле (4) показывают, что при к = 1 мкм2, пористости т = 0,15, вязкости рабочей жидкости ц = 2,0 мПа с, сжимаемости рабочей жидкости вж = 5 10-4 1/МПа и частоте работы вибратора f = (5-50) Гц глубина обработки пласта соответственно достигает Х = 1,154-0,365 м.
С целью повышения эффективности стимулирования притоков нефти и газа из пласта предусматривается в процессе проведения операции варьирование величиной амплитуды и частоты колебаний давления в скважине, чтобы избежать приспособляемости породы к колебательному воздействию.
Для осуществления инфрачастотно-волнового воздействия на ПЗП с целью интенсификации притоков нефти и газа при освоении скважин используется комплекс оборудования «Импульс ЯГ», разработанный в ЗАО «Ренфорс».
Комплекс оборудования «Импульс ЯГ» представлен:
- наземным оборудованием типа им-пульсно-волнового депрессатора (ИВД), которое устанавливают на устье скважины (рис. 1-2);
- подземным оборудованием для виброкислотной обработки пласта и импульсной гидромониторной плоско-веерной очистки перфорационных отверстий типа МГИ (мультипликатор гидравлических импульсов), спускаемым на колонне НКТ на забой скважины в интервал перфорации продуктивного пласта;
- модулем типа ДГИ ( депрессатор гидравлических импульсов), входящим в ком-
плект подземного оборудования для вибровоздействия на ПЗП и предназначенным для извлечения кольматанта и продуктов реакции из пласта после кислотной обработки ПЗП.
Технологические процессы инфрачас-тотного вибровоздействия на ПЗП могут осуществляться с использованием отдельных устройств комплекса «Импульса ЯГ» без подъема скважинного оборудования и привлечения бригад капитального ремонта скважин.
Опыт работ по повышению продуктивности скважин на месторождениях Западной Сибири и Саратовского Поволжья показал, что за счет применения технико-технологических средств ЗАО «Ренфорс» для импульсной гидромониторной очистки перфорационных отверстий с помощью спецжидкости на кислотной основе и последующей виброкислотной обработки ПЗП производительность скважин многократно возрастает.
В частности, производительность скв.237 Ново-Покурской площади после проведения работ по интенсификации притоков нефти и газа по технологии ЗАО «Ренфорс» возросла в 3,44 раза. При этом на первом этапе была проведена операция по гидромониторной очистке перфорационных отверстий (ГМО) в импульсном режиме спецжидкостью на кислотной основе с помощью спущенного на колонне НКТ забойного устройства типа МГИ с генерацией плоских веерных струй в интервале перфорации пласта.
Очистка перфорационных отверстий прокачиваемой по колонне НКТ спецжидкостью осуществлялась путем перемещения МГИ с определенной скоростью (5 см/с) в интервале перфорации пласта от нижних отверстий к верхним, т. е. снизу вверх и обратно в течение 5 циклов.
В результате ГМО происходит форсированный вымыв кольматанта из перфора-
1 - эксплуатационная
колонна
2 - продуктивный пласт
3 - НКТ
4 - пакер
5 - НКТ
6 - манометр затрубья
7 - противовыбросовое
оборудование
8 - ЦА-320
9 - АЦН-10
10 - гибкий рукав
11 - ЦА-400
12 - кислотный агрегат
13 - подъемный агрегат
Рис. 1. Схема обвязки устья скважин для проведения ОПЗ соляно-кислотным раствором после гидроимпульсной очистки зоны перфорации с применением оборудования ЗАО "Ренфорс"
ционных каналов и восстановление их пропускной способности, нарушенной в процессе кумулятивной перфорации пласта и последующей эксплуатации скважины. На втором этапе была проведена вибро-глинокислотная обработка пласта с при-
менением МГИ. На третьем - операция по форсированному извлечению продуктов реакции из пласта методом свабирования в импульсном режиме с применением при этом депрессатора гидравлических импульсов.
1 - ДГИ
2 - МГИ
3 - продуктивный пласт
4 - патрубок с крестом и сбивным клапаном
5 - НКТ 3 6 - НКТ
у 7 - манометр затрубья
8 - противовыбросовое оборудование
9 - вертлюг
10 - гибкий рукав
11 - ЦА-320
12 - приемная емкость
13 - подъемный агрегат
14 - АЦН-10
Рис. 2. Схема обвязки устья при гидромониторной очистке перфоотверстий с использованием оборудования ЗАО "Ренфорс"
Аналогичные работы по интенсификации притоков нефти и газа были проведены в скв.1 Саратовской площади:
- на первом этапе была проведена гидромониторная очистка перфорационных отверстий спецжидкостью на кислотной
основе в импульсном режиме с помощью забойного устройства МГИ;
- на втором - последующая виброкислотная обработка малевских карбонатных отложений с закачкой в пласт специального кислотного раствора;
- на третьем осуществлено форсированное извлечение продуктов реакции из пласта в импульсном режиме с помощью ДГИ.
В результате проведенных работ производительность скважины возросла в 21,4 раза по сравнению с ее первоначальным дебитом, составлявшим 0,5 м3/сут.
Характерно, что до проведения виброобработки по технологии ЗАО «Ренфорс» обычные соляно-кислотные обработки не привели к получению промышленного притока нефти из пласта.
При проведении работ по интенсификации притоков нефти и газа в скв.106 Южно-Генеральской площади методом гидромониторной очистки перфорационных отверстий спецжидкостью на кислотной основе в импульсном режиме после виброкислотной обработки верейских терриген-ных отложений и последующего извлечения продуктов реакции из пласта с помощью ДГИ была восстановлена проницаемость ПЗП и получен промышленный приток нефти дебитом Qн = 14 м3/сут. В последней до проведения работ по виброобработке пласта наблюдался крайне слабый приток нефти Qн < 0,1 м3/сут с водой (6-8 %), скин-фактор составлял величину S = 8,854.
В скв.39 Гуселской площади после проведения работ по интенсификации притоков нефти и газа методом ГМО и виброкислотной обработки семилукских карбонатных отложений была восстановлена гидродинамическая связь пласта со скважиной и получен приток пластового флюида, который до проведения указанных работ отсутствовал.
В скв.4 Клинцовской площади после проведения работ по интенсификации притоков нефти и газа из мосоловских карбонатных отложений в подошвенной части пласта в интервале перфорации 2211-2222 м методом гидромониторной очистки перфорационных отверстий спецжидкостью на кислотной основе в импульсном режиме с помощью забойного устройства типа МГИ и после виброкислотной обработки пласта с закачкой специального кислотного раствора и последующего форсированного извлечения продуктов реакции из пласта в импульсном режиме с помощью депрессатора гидравлических импульсов (ДГИ) получен промышленный приток нефти. Дебит скважины составил Qж =135,0 м3/сут при работе скважины на штуцере ^=12 мм и величине депрессии на пласт в пределах АР =2,53 МПа. Обводненность продукции колебалась в пределах 25,0-54,0 %, так как подошвенная вскрытая перфорацией часть пласта находится в зоне водонефтяного контакта (ВНК).
До проведения работ по интенсификации притоков нефти и газа по технологии ЗАО «Ренфорс» наблюдался приток фильтрата бурового раствора из пласта дебитом Q = 1,5-2,0 м3/сут.
Характерно, что при вскрытии подошвенной части пласта в процессе бурения скважины наблюдалось интенсивное поглощение бурового раствора, а при испытании этого интервала пласта пластоиспытателем в открытом стволе скважины через 5 суток после его вскрытия был получен приток фильтрата бурового раствора с пленкой нефти из интервала опробования пласта 2193,4-2211 м дебитом Qж = 105,8 м3/сут при депрессии на пласт в пределах АР = 9,355 МПа.
Л и т е р а т у р а
1. Вахитов Г. Г., Симкин Э. М. Использование физических полей для извлечения нефти из пластов. - М.: Недра, 1977. - 159 с.
2. Гадиев С. М. Использование вибрации в добыче нефти. - М.: Недра, 1977. - 159 с.
3. Коломоец А. В. Предупреждение и ликвидация прихватов в разведочном бурении. - М.: Недра, 1985. - 220 с.
4. Калинин В. Ф. Литолого-физические критерии выбора оптимальной технологии повышения продуктивности скважин физико-химическими методами. - М.: ЗАО «РЕНФОРС». - 2013. - 240 с.
5. Калинин В. Ф., Матвеенко Л. М. Способ возбуждения пласта. Патент РФ № 2005167. Официальный патентный бюллетень № 47-48. - Москва, 1993. - 14 с.
6. Калинин В. Ф., Матвеенко Л. М. Способ изоляции высокопроницаемых пород. Патент РФ № 2018630. Официальный бюллетень комитета РФ по патентным и товарным знакам. Бюл. № 16. -1994. - 14 с.
7. Зайцев Ю. В., Кроль В. С. Кислотная обработка песчаных коллекторов. - М.: Недра, 1972. -176 с.
8. Кондратьев А. С., Шарифуллин Ф. М. Виброволновые методы повышения дебита нефтяных скважин//Методы воздействия на призабойную зону пласта, повышение надежности работы вну-трискважинного оборудования и увеличение межремонтного периода работы скважин: сб. докл. семинара-совещания в ОАО «Саратовнефтегаз». - Саратов, 1997. - С. 92-100.
.Г, Г,.
