CC BY
8
ЗАПИСКИ ГОРНОГО ИНСТИТУТА
Journal of Mining Institute Сайт журнала: pmi.spmi.ru
Научная статья УДК 622.276.6
Реновационный способ восстановления продуктивности скважин с использованием волновых полей
Н.В.ШАТАЛОВА1, Т.К.АПАСОВ1, А.В.ШАТАЛОВ2, Б.В.ГРИГОРЬЕВ 12Н
1 Тюменский индустриальный университет, Тюмень, Россия
2 Тюменский государственный университет, Тюмень, Россия
Как цитировать эту статью: Шаталова Н.В., Апасов Т.К., Шаталов А.В., Григорьев Б.В. Реновационный способ восстановления продуктивности скважин с использованием волновых полей // Записки Горного института. 2022. Т. 258. С. 986-997. DOI: 10.31897/PMI.2022.108
Аннотация. Представлено поэтапное теоретическое обоснование реновационного виброволнового способа воздействия на околоскважинную зону пласта с целью восстановления продуктивности скважин. Область обработки предложенным способом распространяется на неоднородный по проницаемости пласт с трещинами, сформированными гидроразрывом. Способ отличен тем, что уменьшение концентрации кольматантов производится изменением направления миграции загрязняющих частиц. Под воздействием импульсов давления они продвигаются вглубь пласта и рассеиваются по проппантовой пачке. Представлены результаты математического моделирования распространения волны давления и волны скорости и расчеты вовлечения частиц в волновое движение.
Ключевые слова: методы увеличения нефтеотдачи; очистка призабойной зоны пласта; виброволновое воздействие; кольматирующие отложения
Благодарность. Статья подготовлена в рамках технологического проекта «Цифровой керн», реализуемого в Западно-Сибирском межрегиональном научно-образовательном центре мирового уровня.
Поступила: 26.05.2022 Принята: 17.11.2022 Онлайн: 29.12.2022 Опубликована: 29.12.2022
Введение. Основные технологические тенденции в области разработки нефтяных месторождений согласно Энергетической стратегии РФ до 2035 г. связаны с освоением трудноизвлекаемых ресурсов в условиях низкой продуктивности нефтяных скважин. Важной характеристикой, отражающей способность пористой среды (в том числе проппанта, заполнителя трещины гидроразрыва) к фильтрации, а значит и дебит скважины, являются относительные фазовые проницаемости [1]. В результате длительной эксплуатации на забое скважины и в призабойной зоне накапливаются мелкие частицы разрушенной породы [2], могут выпадать нерастворимые соли (карбонаты, сульфаты [3]), что ведет к снижению проницаемости в призабойном пространстве [4, 5] и снижению дебита углеводородов, а также повышению обводненности продукции. Многочисленные исследования по интенсификации нефтеотдачи показывают, что проблема свойственна большинству эксплуатируемых месторождений во всем мире: Саудовская Аравия [6], Бахрейн [7], Западная Сибирь, Северо-Кавказско-Мангышлакская нефтегазоносная провинция, Горячеисточ-ненское месторождение, Чеченская республика [8], Краснодарская нефтегазоносная область, месторождения севера Пермского края [9].
Метод массированного гидроразрыва пласта (ГРП), проводимый в качестве универсального способа увеличения продуктивности и дебита скважин [10], не всегда эффективен, увеличивает неоднородность коллектора и имеет зачастую недолговременный или обратный эффект. Поэтому актуальной альтернативой ГРП являются комплексные методы, использующие сочетания различных эффектов, например, физического и традиционного химического воздействия на проблемный участок.
В настоящее время в части физической основы комплексного метода все более значимое место приобретает использование в качестве «рабочего агента» воздействия на пласт не вещества (горячей воды, пара, газа, химических реагентов и т.п.), а физических (геофизических) полей разной природы (электромагнитных, упругих колебаний, звуковых, ударных). Так, в работе [11] выделяются три применяемых способа упругой гидравлической стимуляции добычи, различающихся по глубине воздействия на пласт (табл.1).
Таблица 1
Классификация упругих воздействий, применяемых для очистки призабойной зоны [11]
Тип стимуляции Воздействующий фактор Выходной поток жидкости инструмента как функция времени Пример инструмента Глубина проникновения, дюймы
На основе давления Вращающиеся струи Постоянный расход Jetting-based tool < 2
Энергетический (акустический) Синусоидальная волна, порождающая кавитационный процесс Периодический, синусоидальной формы, малой амплитуды и высокой частоты Multi-directional cavitation-based tool (MDCT) < 6
На основе ускорения Гидравлические импульсы амплитудой 2,1-10,5 МПа, не превышающие локального давления гидроразрыва Периодический, пилообразный, большой амплитуды и низкой частоты Dynamic Fluid Modulation (DIM) tool < 36
Технологическое применение стационарной репрессии на пласт рассмотрено в работе [12], переменного градиента давления - за рубежом [13, 14] и в России [15-17]. Разработаны гидравлические инструменты струйного и пульсирующего воздействия [18-20], электрогидравлические приборы [21-23], гидродинамические генераторы ГД2В, сейсмические гидросистемы СВС-24/РС27, СВ-27/150Б «Русич», другие приборы [24, 25]. Эффективность применения волновых и вибрационных методов обоснована и доказана в работах [26-28]. Динамическая пульсация результативна, так как заставляет нагнетаемые жидкости выходить за пределы пути наименьшего сопротивления через процесс дисперсии [6] - рабочая жидкость проникает в пласт более равномерно (несмотря на наличие промытых путей [29]) и глубоко [11]. Эффект при этом достигается гораздо меньшими градиентами давлений, чем при стационарном воздействии.
После виброволновой обработки околоскважиной зоны (ОСЗ) технологией предусматривается этап освоения скважины с целью извлечения разрушенных частиц кольматантов на дневную поверхность. Этот процесс энерго- и трудозатратен, в процессе его применения возникают экологические проблемы, связанные с утилизацией загрязнений.
Целью исследования является теоретическое обоснование и практическая апробация способа виброволновой обработки продуктивного пласта с опорой на результаты внедренных способов и устранение их недостатков. Актуальная задача исследования - построение физико-математической модели и исследование миграции твердых кольматирующих частиц для более детального объяснения процесса очистки призабойной зоны и пористой структуры коллектора импульсами давления большой амплитуды и низкой частоты.
Методы. В ходе исследования проведен анализ литературы и геолого-промыслового материала, использовались аналитический метод и метод математической формализации. Объектом технологического воздействия предлагаемым виброволновым способом была добывающая скважина со среднестатистической историей эксплуатации и механизмами поражения околоскважиной зоны. Скважина № 25 находится в Стрежевском нефтедобывающем районе, входит в систему разработки Южно-Охтеурского месторождения, находящегося на границе Томской обл. и ХМАО в пределах лицензионного блока №2 19 распределенного фонда недр. В 1992 г. месторождение введено в пробную эксплуатацию на пласты Ю1-1 и Ю1-3 (табл.2).
Поскольку геологической особенностью объекта является низкое пластовое давление, при первичном вскрытии произошло поглощение бурового раствора, объем которого достигал 50 м3. Это явилось причиной снижения фазовой проницаемости для нефти и газа и продуктивности скважины. После освоения за три месяца работы скважины приток флюида составлял 10-12 м3/сут. После проведения гидроразрыва пласта скважина функционировала еще два месяца, причем дебит жидкости снизился с 40 до 12 м3/сут. в конце срока эксплуатации.
Таблица 2
Параметры продуктивного пласта ЮВ1
Ю1-1
Ю1-3
Параметры
Средняя глубина залегания, м Тип залежи Тип коллектора Проницаемость, 10-3 мкм2 Начальная нефтенасыщенность, д.ед. Остаточная нефтенасыщенность, д.ед. Газовый фактор, м3/м3 Обводненность, % Плотность, кг/м3
Давление насыщения пластовой нефти, МПа Плотность газа стандартной сепарации, кг/м3
2121 2182 Пластово-сводовый Поровый 7,2 I 1,8
0,527-0,639 0,233-0,38
74 8
832 8,7 1,32
Негативные последствия техногенной геодинамики призабойной зоны пласта (ПЗП) заключаются в том, что фильтрация любых технологических жидкостей вызывает агрегатирование и осаждение твердой фазы с образованием зон кольматации с частичным или полным закупориванием пор коллектора. После фазы механической кольматации наступает период физико-химических взаимодействий близко расположенных частиц, когда вступают в силу законы электрокинетики, Ван-дер-Ваальса, приводящие к еще большему уплотнению фильтрационного осадка.
Технической задачей увеличения проницаемости околоскважинной зоны, приводящей к увеличению нефтеотдачи, является разрушение кольматирующей среды и очищение порового пространства.
В основе предлагаемого метода воздействия - использование переменного градиента давления, созданного в ОСЗ для воздействия на различные структуры кольматантов в трещине ГРП. Осуществление метода связано с решением следующих задач: создание вибрационного воздействия низкой частоты на уровне области перфорации и направленного вибрационного воздействия на частицы кольматанта с целью разрушения его структуры; распространение вибрационного воздействия в толще пласта вдоль трещины ГРП; вовлечение частиц кольматанта в колебательный процесс; миграция вглубь пласта и рассеяние по проппантовой пачке частиц разрушенных загрязнений.
Механизм воздействия импульсами давления на пористую среду исследован многими авторами и обоснован математическими моделями в работах [13, 30 и др.]. Среди решений волнового уравнения для продольных волн в пористой среде, помимо сейсмической продольной Р-волны с малым затуханием, существуют медленные «диффузионные волны» пористости и давления, описываемые уравнениями параболического типа. Волна пористости примерно на 1-2 порядка медленнее Р, жидкость в порах почти не сжимается, так как скорости движения скелета медленные (частоты 10-2100 Гц). Поэтому напряжения в скелете, порожденные волной пористости, уменьшаются благодаря движению флюида. Диффузионная волна давления медленнее волны пористости на 1 -2 порядка, также имеет большой период и существует только в связке с диффузией пористости [13].
Механизм очистки поровых устьев поясняется, исходя из особенности диффузионных волн: вследствие расширения и сужения пор через устья происходит приток и отток флюида, разрушающий механические блокады и продвигающий межфазные границы (в случае насыщения двумя флюидами). В практических экспериментах и промышленных технологиях ремонта скважин [6, 31 и др.] обнаруживается соответственное изменение параметров пласта и улучшение коллекторских свойств.
Перечисленные исследования не рассматривают проблему миграции образующихся в порах частиц взвеси (суспензии) как основы изменения проницаемости матрицы пласта. Авторы статьи предлагают свой взгляд на решение данного вопроса.
Рис.1. Волновой гидромонитор для создания импульсов давления жидкости в скважине
В качестве физического источника исследуемого вибрационного воздействия использован импульсный гидромонитор конструкции [32] (рис.1).
Волновой гидромонитор (ВГМ) устанавливается на конце насосно-компрессорных труб и преобразует равномерное движение нагнетаемой в него жидкости в пульсационное. Преобразование происходит силой сжатия пружин внутри устройства с последующим выбросом определенного объема жидкости через форсунки ВГМ.
Перемещение поршня во внутренней полости происходит с нарастающей скоростью под действием роста давления потока жидкости, которому противодействует сила упругого сжатия пружины. Благодаря радиально направленным ударам струй жидкости, выбрасываемой через форсунки ВГМ, возникает бегущая волна давления и скорости, распространяющаяся по направлению удара в зоне размещения устройства.
Для оценки влияния гидроимпульсного воздействия на положения частиц разрушенного кольматанта воспользуемся аналитическим методом. Запишем уравнение динамики движения шарообразной несжимаемой частицы, взвешенной в ньютоновской жидкости. Рассмотрим сначала частный случай движения частицы в жидкости, совершающей гармонические колебания, а затем перейдем к более общему случаю колебания жидкости под действием импульсов давления.
В первом грубом приближении учтем только наибольшую силу взаимодействия частицы с жидкостью - силу Стокса. Тогда II закон Ньютона в проекции на ось х можно записать:
трхр = 6щЯ(¥1 со8(ю£) - хр),
(1)
где mp, Xp, R - масса, координата и радиус частицы; VL, ю, П - амплитуда скорости, циклическая частота колебаний жидкости и коэффициент динамической вязкости жидкости.
Решение неоднородного дифференциального уравнения второго порядка (1) представляет сумму общего решения однородного и частного решения неоднородного уравнения. Общее решение однородного уравнения
mpXp + 6%nRxp = 0
имеет вид
Xp{t)
xp0 + vLt + vp0—p-
p0 L p0 6rcrR
1 - exp (-
/б^Д V mp )
(2)
(3)
где Хро и Урв - начальное положение и скорость частицы; У[ - скорость поступательного движения жидкости.
Частное решение неоднородного уравнения будем искать в виде Xp(t) = Хасо8^ - ф). Подставляя в исходное уравнение, получим:
m
ipXarn2 cos(rot - ф + п) + 6щКХаю cos (rot - ф + п/2) = 6nnRVL cos(rot). Применив метод векторных диаграмм, можно найти амплитуду колебаний частицы:
6nnRVL _ VL/rn
Xa =
m2«4 + (6rcrRrn)2
li + (m^. )2
I \6nvRj
(4)
(5)
Заметим, что ^/ю = XL - амплитуда колебаний частиц жидкости. Так же можно найти сдвиг фаз ф. Таким образом,
Xp(t) = ХР0 + VLt + VP06mpR На временах, больших
1 - exp 3Т = ,
2кцК
(- 6Э*Л
V mp )
+ Xa cos(rot - ф).
(6)
(7)
экспоненциальное слагаемое затухает, и частица будет двигаться с частотой вынуждающей силы с амплитудой Ха около положения ХРо + УРо —— + У1£ по закону
р р 6кцК
,, т_ тр ^ Ут/т / /твю\ лЛ
хр «=Хро - у^ +ту—™(ш - агс^ Ш+V
(8)
+(тт )2
\6nvfi)
Аналогичное выражение можно получить в случае колебаний скорости жидкости по закону иь = У> + Гьзт(Ш).
Введем коэффициент вовлечения частицы в колебательное движение
а = Ха = -
I +(тр2£\
( влтИ )
(9)
где / - частота колебания жидкости; а е (0; 1).
Выразив /как функцию а и Я, можно построить зависимости, определяющие размер частиц, которые будут участвовать в колебательном движении.
Для перехода к движению частицы под воздействием импульсов давления реальной формы найдем в одномерном приближении поле давления на интересующем участке пористой среды Р(х, г), с одной стороны граничащим со скважиной, оборудованной гидромонитором-пульсатором, с другой - с невозмущенной частью пласта, имеющей постоянное пластовое давление.
Анализ работы гидромонитора с учетом времени перемещения поршня позволяет представить график изменения давления, создаваемого в прискважинной зоне, в виде последовательности симметричных трапецеидальных импульсов с крутыми фронтами (рис.2).
На рис.2 Т - период следования импульсов, А - их амплитуда, Т\ - длительность импульса в основании трапеции, для симметричного импульса у переднего и заднего фронтов длительности одинаковы и равны 0,5(Т1 - То), То - длительность вершины.
Функция рис.2 может быть представлена в виде разложение в ряд Фурье:
/(0 = 1 а0 + > (ап С08 ПШ + Ьп пШ).
п = 1
(10)
График исследуемой функции (10) симметричен относительно оси времени, поэтому Ь„ = 0. Коэффициенты Фурье для трапецеидальной функции:
ап = А
Тп + т
1 я
п(Т0 - Т1)
2Т
я
п(Т0 + ТО'
2Г
Ьп = 0,
(11)
где То, Т1, Т и А - параметры импульсов давления; Я(х) =-.
Для определения искомого поля давления Р(х, г) в первом грубом приближении будем учитывать только диффузионную волну давления с помощью уравнения пьезопроводности. Начально-краевая задача для уравнения пьезопроводности:
Граничные условия |Р(0,0 = Ра \Р(Ь,г) = Р0,
Т0 + Т 2Т
Го
Т1
д2Р ,
+
Р((х, г) = х^ (х, г).
Т0 + Т1 Т0
> Я(п-
п = 1
Т
( Т0 - Тл,( Т0 + ТЛ д
(12)
Рис.2. Модельное представление импульсов давления, создаваемых гидромонитором
Начальное условие:
Р(х, 0) = Ро,
где Ро - пластовое давление.
Будем искать решение в виде функции:
да да
Р(х,г) = > Рап(х)Рьп(г) + Р0 + > Р2п(х,г). (13)
п = 0 п = 0
Решение исходной задачи для уравнения пьезо-проводности (12) имеет следующий вид:
1
г
Р(х,0 = Ро + ^ Рап(х)Рьп(() + X Р2п(х,0 =
п = 0 п = 0
да 2
X ^СО8(пю0 +1 П)Ра 6-х(!) '81П|
п = о
да /да
7 = 1
+ Х ап Iх Ы
п = 1 у = 1
где an, aо, 8(5) - коэффициенты ряда Фурье,
J(j, п, ') - е
- е-«®'
(14)
«■ " Ра (НЯ *О-*?) *(п^),
ао = Ра , 5(5)
_ БШЛ^
"Пр
3(7, n, ') = +(21)274 (- СОЭ(пЮ') + еХР [ -Х Ш ' Ш Э1п(пю')) .
Проанализируем функцию (14): на больших временах слагаемые, содержащие экспоненты в отрицательной степени, содержащей время, устремятся к нулю. Поэтому для установившегося режима имеем:
т
Ь - х
= Р0+ X ап—-— С08(пю') +
Р (х,') = Ро+ X ап
п = 0
Ь
+
дада
Х ап Iх
п = 1 7 = 1
• П7 9
2\ 81ПЬХ х /щД2
— )---г ( - С08(пю') +--( — ) 8ш(пю')
л7\ + (7 4 ^ пю\ Ь
(пю)2 (Ь)
(15)
Из уравнений (6) и (8) видно, что для определения координаты частицы необходимо знать амплитуду скорости жидкости VL. Для ее расчета в грубом приближении воспользуемся законом Дарси, связывающим перепад давления и истинную скорость жидкости:
у(г,')= - %
(16)
где Ко - абсолютная проницаемость пористой среды, м2; тц - пористость; ц - динамическая вязкость жидкости, Пас.
Применяя (16) в одномерном случае к (15), получим:
(да
а0 -1
—— + X ап — С08(пю') Ь Ь
п = 1
+
+
дада
Х ап |Х
п = 1 7 =1
Щ7
2\ СО^—х
(Ь)
1 +
2 4у-С08(пю') +--(^7) 81п(пю')
(пю)2(?)
Сопоставляя (8) и (17), получим выражение для координаты частицы:
да
К0
(17)
Щр К0 а0
хр(х,0 = Хр, + Ур0~—-+ ——
6щЯ т^ц Ь
1+X ап~КГ^1 С0§(пю'- Фп) +
п = 1
дада +х |Х
п =1 17 =1
Щ7
С08у- Х I х (Щ ,
'уС08(пю' - фп) - — (—) у 81п(пю' - фп)
1 + (пю)2 7
(18)
да
да
290 280 270 260 250 240 230 Ц 220
Л 210 200
и о
ю
03 эт cS К и
где у= 1/(
11+(miL)
Ч6гсг|Д/
о
0,1
0,2
0,3 0,4 0,5 0,6 Время, с
Рис.3. Импульсы давления на забое, формируемые
0,7
гидромонитором
" 290 280
К 270 § 260
9 250
I 240
и
| 230 « 220 210 200
V • V
ч \ 4SN V %
% ч ч \ N \ \ \
% ч % N N N ч ч Ч X \ >
4 ч \ \ ч V 4 N. ч
\ ч Ч 4 S ^ Ч ■Ч, ч ч V
ч ч •
—.„пг — — _ *—■
0
Обсуждение результатов. Один цикл работы волнового гидромонитора, используемого в качестве источника исследуемого воздействия [32] (см. рис.1), занимает 0,5-1 с в зависимости от давления. Следовательно, частота воздействия на пласт будет составлять 1-2 Гц. Время переходных процессов между положениями «открыто-закрыто» несравнимо мало по сравнению со временем выброса жидкости в межтрубное пространство и временем релаксации. Поэтому график изменения давления, создаваемого в присква-жинной зоне, может быть представлен в виде последовательности симметричных трапецеидальных импульсов с крутыми фронтами (рис.2).
В расчетной модели период выбран в соответствии с частотой импульсов ВГМ [32] T = 0,5 с. Параметры Ti = 0,25 с, To = 0,18 с выбраны по аналогии с формой импульса вибратора, приведенной в работе [33]. Лог мониторинга призабойного давления, приведенный в [34], позволяет приближенно определить амплитуду импульсов. Таким образом, граничное условие для (12) имеет вид, показанный на рис.3.
Так как импульсы давления имеют амплитуду порядка 8 МПа и частоту 1 -2 Гц, волновой гидромонитор конструкции [32], в соответствии с классификацией [11], представляет инструмент Dynamic Fluid Modulation (DIM) tool (см. табл.1).
В качестве пространства, в котором движутся частицы кольматанта, выбрана трещина гидроразрыва, заполненная проппантом. Для решения задач исследования произведем расчеты вовлечения частиц в волновое движение и определим характер их движения на участке трещины в одномерном приближении.
Исходные данные для расчета: частота вибровоздействия 2 Гц (T = 0,5 c), T1 = 0,25c, T0 = 0,18 c; анализируемое расстояние проникновения воздействия L = 20 м; пластовое давление 205 атм; импульс давления, создаваемый гидромонитором, 80 атм; проницаемость заполнителя трещины 150 Д; пористость 0,15; динамическая вязкость пластовой жидкости 1 мПас; плотность материала частиц кольматанта 2650 кг/м3.
Расчетные графики давления и скорости сжимаемого флюида в трещине ГРП показаны на рис.4. Возмущение рассматривается в пределах длительности импульса давления, создаваемого ВГМ (см. рис.3).
0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 Относительное расстояние от забоя L, м
1,6 1,4 1 U
I 1
1 °'8 I 0,6
о 0,4 а
S 0,2
о
0 -0,2
\
Ч \
- ч \> \ ч
S \ -
_ _ \ V
------- ■ :— — А.
\ \ ч ч ч ^ ^ *
ч ----Г.Т"- —
0
0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 Относительное расстояние от забоя Ь, м
-0,72 Т .............0,76 Г -------0,87--- 1,167
----0,847---0,92 Т----1Т
Рис.4. Распространение возмущения давления (а) и скорости (б) в трещине пласта в зависимости от относительного расстояния и относительного времени
График на рис.4, а показывает распространение возмущения давления в одномерном пространстве, ассоциированном с трещиной ГРП. Профиль распределения давления становится линейным за время длительности амплитуды импульса.
Согласно графикам изменения скорости (рис.4, б) в момент начала импульса частицы флюида начинают двигаться в призабойной области вглубь пласта с большой скоростью. Остальные частицы в области воздействия в этот момент находятся в покое, либо движутся с малыми скоростями. По мере выравнивания профиля давления все частицы флюида приходят в движение, их скорость стремится к постоянному значению к моменту окончания импульса.
Графики на рис.4 показывают, что при принятых допущениях поровые структуры на расстоянии 20 м от забоя испытывают силовое воздействие виброимпульсов ВГМ. Движение частиц жидкости представляет собой суперпозицию быстрого колебательного движения около центра колебания и медленного продвижения вместе с центром колебаний вглубь пористой среды под действием среднего по времени перепада давления скважина - пласт Р(0,') - Р(Ь,').
Рассмотрим влияние волнового поля на частицы кольматантов в околоскважинной зоне.
В поровом пространстве частицы загрязнений могут одновременно находиться в двух состояниях - в виде осевшей кольматирующей среды, изменяющей свойства пласта, и суспензии, свободно циркулирующей во внутрипоровом пространстве. Задача вибровоздействия - инициировать процесс суфффозии, нарушить структуры закольматированного слоя с отрывом твердых частиц и переходом их в суспензию.
Расчет ударного давления произведен с использованием формулы Н.Е.Жуковского для описания гидроудара в затрубном пространстве [35]. Величина ударного давления, изменяющаяся в импульсном режиме от 205 до 285 МПа, согласно исследованиям [33], оказывается достаточной для раскрытия трещин. Поскольку для разрушения кольматирующих структур необходимы меньшие усилия, чем для раскрытия трещин, виброволновое воздействие с указанными исходными параметрами можно считать эффективным.
Вопрос о геологической динамике пористых сред в процессе фильтрации флюидов изучен в работах [36, 37], сделан вывод о размерах частиц в фильтруемой суспензии (табл.3).
Таблица 3
Результаты исследования проницаемости при фильтрации кольматанта через естественные образцы керна [36]
Размеры частиц Максимальная глубина Снижение проницаемости
Характеристика образцов в фильтруемой проникновения частиц образцов в результате
суспензии, мкм в образец, мм кольматации поровых каналов, %
Песчаник среднезернистый с максимальным 1-2 80 20
диаметром поровых каналов 50 мкм 4-6 25-40 45
8-12 10-15 36
16-20 2-3 12
30-40 Не проникают -
Песчаник мелкозернистый с максимальным 1-2 60 32
диаметром поровых каналов 32 мкм 4-6 15-20 46
8-12 3-4 15
16-20 Не проникают -
Песчаник мелкозернистый глинистый 1-2 3-4 14
с максимальным диаметром поровых каналов 4-6 1-2 8
20 мкм 8-12 Не проникают -
В соответствии с табл.3 максимальные диаметры проникающих частиц и диаметры поровых каналов соотносятся как 1:5-1:2,5. Для заполнителя трещины с проницаемостью 150 Д диаметр поровых каналов [38]:
5 = 2^2к/т = 272-150-10-12/0,15 « 90 мкм. (19)
Согласно этим выводам проведем дальнейший анализ для частиц, диаметры которых варьируют от 1-2 до 30-40 мкм.
При возникновении импульсного воздействия частицы по истечении времени (7) выйдут на установившийся режим движения, который, согласно (18), представляет суперпозицию поступательного и колебательного движения. Для частиц диаметром 2 мм и менее время переходного процесса не превышает 2 с = 4Т = 4 в относительных единицах.
Если принять, что массивная частица суспензии, имеющая близкую к шарообразной форму, движется вслед за линейно вязкой колеблющейся жидкостью под действием, в основном, силы Стокса, то можно ввести величину а (коэффициент вовлечения), равную отношению пространственной амплитуды колебаний частицы и жидкости. По результатам расчетов полей скорости жидкости построены номограммы (рис.5).
Коэффициент вовлечения а может изменяться в пределах от 0 до 1, при а = 0 колебательное движение жидкости не влияет на частицу, при а = 1 частица полностью увлекается волной. Для расчетов использовался более узкий диапазон изменения коэффициента а - от 0,2 до 0,8, в котором имеет место наиболее уверенное воздействие.
Согласно полученным номограммам, виброволновое воздействие уверенно охватывает частицы радиусом от 0,3-0,8 мм и меньше, в то время как диаметры частиц в фильтруемой суспензии, согласно табл.3, варьируют от 1-2 до 30-40 мкм. Данный вывод подтверждается расчетом зависимости координаты частицы от времени (рис.6).
Частицы, охваченные воздействием волнового поля бегущей волны, начинают двигаться под действием вибрационных сил в направлении воздействия. Их концентрация в проблемной прискважинной зоне уменьшается, что способствует открытию каналов фильтрации и увеличению их проницаемости. Кроме того, уменьшение частиц загрязнений способствует более интенсивному проникновению пульсирующей жидкости из скважины в пласт, большей эффективности очистки ПЗП и увеличению размеров зоны вибровоздействия до дальней границы проппан-товой пачки.
Пример применения в полевых условиях. Технологическая реализация теоретических иссле-доваиий на скважине № 25 Южно-Охтеурского месторождения предполагает наличие следующих операций:-
• на забой скважины в интервал перфорации на НКТ спускают волновой гидромонитор;
• создают упругие колебания давления струи
20
я и
«
и «
о и й н
в
0,2
0,02
*
\ \ * \ 4 V V
г ч > к ___
> г 1 1 * 2
0 0,5 1 1,5
Радиус частиц, мм
Рис.5. Частота вибровоздействия, вовлекающего частицы радиусом К в колебательное движение со степенью вовлечения 0,2 (1) и 0,8 (2)
0,06
I 0,055 ч
^ 0,005 Й
& 0,045 8
0,04
--- 1
2 - 3 -- А
¿г
8,5 9 9,5 10
Относительное время движения частицы
Рис.6. Относительная координата твердых частиц
кольматантов, отсчитанная от забоя (длин I) в зависимости от их диаметров и относительного времени виброимпульсного воздействия (периодов Т) 1 - с1 = 1 мм; 2 - 100 мкм; 3 - 1 мкм
волн в околоскважинной зоне и в пористой среде проппантовой пачки трещины ГРП нагнетанием рабочей жидкости (воды, нефти, кислот, щелочей и т.д.) через вертлюг в НКТ и через гидромонитор;
• перемещают гидромонитор со скоростью 10-40 см/мин при непрерывной подаче в НКТ рабочей жидкости для поэтапной виброимпульсной обработки интервала перфорации.
Воздействие пульсирующего потока жидкости, нагнетаемой через волновой генератор-гидромонитор, усиливается химической обработкой
околоскважинной зоны. В результате происходит разрушение кольматирующего перфорационные отверстия околоскважинного слоя с частичным растворением загрязнений.
Применение технологии контролировалось глубинным манометром-термометром. По его показаниям после прокачки 20 м3 рабочей жидкости произошло снижение устьевого давления нагнетания до атмосферного, что свидетельствует о разрушении блокады загрязнений и открытии каналов фильтрации от чистой зоны пласта до околоскважинной зоны. После дополнительной закачки рабочей жидкости в объеме 15 м3 произошло повышение давления нагнетания с появлением циркуляции по затрубному пространству в виде фонтанного проявления нефти и газа.
В результате виброволнового воздействия на ОСЗ скважины получен прирост добычи нефти 6 т/сут. По данным предприятия дополнительная добыча нефти за 3,5 мес. составила 630 т, прибыль от внедрения 3,5 млн руб. Спустя 12 мес., дополнительная добыча нефти составила 2050 т [34].
Заключение. В результате проведенного исследования получены результаты: выведены формулы (15), (17) и построены графики распространения волн давления и скорости жидкости на исследуемом участке (рис.4); определено соответствие размеров вовлеченных в волновое движение частиц с размерами поровых каналов для исходных условий (табл.3, формула (19); сделаны теоретические выводы о размерах твердых частиц кольматантов, эффективно вовлекаемых в волновое движение (формула (9) и рис.5); выведена зависимость (18) координаты частицы кольматантов, испытывающих виброимпульсное воздействие, от времени; оценена степень влияния волнового воздействия на частицы разных размеров в пределах исследуемой зоны пористой структуры (рис. 6); обоснована практическая реализация способа виброволновой обработки в виде последовательности технологических операций.
Проведенные математические расчеты показывают наличие миграции частиц взвеси (суспензии), образующихся в порах в результате воздействия гидравлическими импульсами на околос-кважинную зону пласта в направлении от источника возмущения. Это приводит к уменьшению их концентрации в ОСЗ и увеличению ее проницаемости. Данный эффект подтверждается на практике косвенным образом [6, 36, 38] (повышается дебит либо поглощение жидкости скважиной при и после обработки).
Таким образом, в ходе исследования проведено теоретическое обоснование и практическая апробация способа виброволновой обработки продуктивного пласта. Характерной особенностью предлагаемого способа является продвижение разрушенных частиц кольматантов вглубь пласта по трещине гидроразрыва и рассеивание их за пределы проппантовой пачки. В этом случае исчезает необходимость выноса разрушенных загрязнений на поверхность и исключается повторное загрязнение околоскважинной зоны продуктами очистки.
Способ может применяться не только для увеличения продуктивности добывающих скважин, но и увеличения приемистости нагнетательных скважин, переведенных из фонда добывающих для поддержания пластового давления. По сравнению с традиционными вибрационными методами он имеет длительный эффект и может воспроизводиться по мере ухудшения фильтрационно-емкост-ных свойств пласта.
Внедрение способа может являться одним из вариантов импортозамещения установок струйного и пульсирующего воздействия [18-20], электрогидравлических приборов [21-23], актуального в современных условиях развития отрасли.
Научный и практический интерес представляет количественная оценка распределения частиц вдоль околоскважинной зоны в процессе вибровоздействия. Для этого в продолжении исследования целесообразно рассмотреть количественное описание процесса с учетом перехода твердых частиц из осевшей массы в суспензию и обратно.
ЛИТЕРАТУРА
1. Шабаров А.Б., Шаталов А.В., Марков П.В., Шаталова Н.В. Методы определения функций относительной фазовой проницаемости в задачах многофазной фильтрации // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. 2018. Т. 4. № 1. С. 79-109. DOI: 10.21684/2411-7978-2018-4-1-79-109
2. БелоноговЕ.В., Коровин А.Ю., ЯковлевА.А. Повышение коэффициента приемистости путем динамической отработки нагнетательных скважин // Записки Горного института. 2019. Т. 238. С. 405-409. DOI: 10.31897/PMI.2019.4.405
3. SaychenkoL., Tananykhin D., Ashena R. Prevention of scale in the downhole equipment and productive reservoir during the oil well operation // Journal of Applied Engineering Science. 2021. Vol. 19. Iss. 2. P. 363-368. DOI: 10.5937/jaes0-29696
4. Рогов Е.А. Исследование проницаемости призабойной зоны скважин при воздействии технологическими жидкостями // Записки Горного института. 2020. Т. 242. С. 169-173. DOI: 10.31897/PMI.2020.2.169
5. Зайцев М.В., Михайлов Н.Н. Влияние эффектов поражения пласта на немонотонную зависимость дебита скважины от депрессии // Нефтепромысловое дело. 2016. № 6. С. 7-13. DOI: 10.24887/0028-2448-2017-9-90-94
6. Davidson B., Kolli K., Spanos T. et al. Dynamic Fluid Pulsation: A Novel Approach to Reservoir Stimulation Improves PostStimulation Gains // SPE Kingdom of Saudi Arabia Annual Technical Symposium and Exhibition, 23-26 April 2018, Dammam, Saudi Arabia. SPE, 2018. № SPE-192283-MS. DOI: 10.2118/192283-MS
7. Al Harthy A., Al Habsi K., Al Hinai K., Walley S. The First Middle East Unconventional Well Stimulation Treatment by Applying WASP® Technology: Field Cases // SPE Middle East Oil and Gas Show and Conference, 18-21 March 2019, Manama, Bahrain. SPE, 2019. № SPE-195057-MS. DOI: 10.2118/195057-MS
8. Бакраев М.М., Булюкова Ф.З., Думлер Е.Б., Дельбиев А.С. Исследование методов интенсификации добычи нефти из нижнемеловых отложений Горячеисточненского месторождения // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. 2021. Т. 332. № 3. С. 126-134. DOI: 10.18799/24131830/2021/3/3108
9. Галкин В.И., Мартюшев Д.А., Пономарева И.Н., ЧерныхИ.А. Особенности формирования призабойных зон продуктивных пластов на месторождениях с высокой газонасыщенностью пластовой нефти // Записки Горного института. 2021. Т. 249. С. 386-392. DOI: 10.31897/PMI.2021.3.7
10. Вотинов А.С., Дроздов С.А., Малышева В.Л., Мордвинов В.А. Восстановление и повышение продуктивности добывающих скважин каширского и подольского объектов на одном из нефтяных месторождений Пермского края // Недропользование. 2018. Т. 18. № 2. C. 140-148. DOI: 10.15593/2224-9923/2018.4.4
11. Nagar A., Davidson B., Srivastava P. et al. Effective Wellbore Cleanup and Improvement of Injection Performance and Conformance Using Coil Tubing Conveyed Tool for Waveform Dominated Fluid Dispersion and Pin-Point Chemical Placement During Well Stimulation // SPE/ICoTA Well Intervention Conference and Exhibition, 24-25 March 2020, The Woodlands, USA. SPE,
2020. № SPE-199812-MS. DOI: 10.2118/199812-MS
12.Хузин Р.Р., Андреев В.Е., Мухаметшин В.В. и др. Влияние гидравлического сжатия пласта на фильтрационно-ем-костные свойства пластов-коллекторов // Записки Горного института. 2021. Т. 251. С. 688-697. DOI: 10.31897/PML2021.5.8
13. Spanos T.J.T., Dusseault M.B., Udey N. Fundamental Thermodynamic Requirements for Porous Media Description // Elsevier Geo-Engineering Book Series. 2004. Vol. 2. P. 513-521. DOI: 10.1016/S1571-9960(04)80092-2
14. Diaz VieraM.A., Sahay P., CoronadoM., Ortiz Tapia A. Mathematical and Numerical Modeling in Porous Media: Applications in Geosciences (1st ed.). Boca Raton: CRC Press, 2012. DOI: 10.1201/b12080
15. КвасовИ.Н., Фетисов К.Ю., АлександровМ.А., Гладенко А.А. Повышение продуктивности скважин и нефтеотдачи пластов при использовании технологии виброволнового воздействия // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ.
2021. № 4. С. 73-83. DOI: 10.31660/0445-0108-2021-4-73-83
16. Евстигнеев Д.С., Савченко А.В. Анализ моделей фильтрации в пористых средах с учетом гармонического волнового воздействия // Интерэкспо Гео-Сибирь. 2018. Т. 6. С. 29-42. DOI: 10.18303/2618-981X-2018-6-29-42
17. Евстигнеев Д.С., Савченко А.В. Исследование влияния виброволнового воздействия на процесс двухфазной фильтрации в нефтенасыщенном образце // Фундаментальные и прикладные вопросы горных наук. 2017. Т. 4. № 1. С. 94-100.
18. AhmedB., Khoshnaw F.A., RazaM. et al. New Type of Fluidic Oscillator Made Clean Out Operation Environment Friendly and Cost Effective - A Case Study that Converted Failure into a Success // International Petroleum Technology Conference, 21-23 February 2022, Riyadh, Saudi Arabia. OnePetro, 2022. № IPTC-22265-MS. DOI: 10.2523/IPTC-22265-MS
19. Ahmed B., Khoshnaw F.A., Raza M. et al. Adaptation of Technologies Making Clean out Operations Environment Friendly and Cost Effective - Converting Failure into Success Using New Type of Fluidic Oscillator // SPE Annual Technical Conference and Exhibition. OnePetro, 2021. № SPE-206099-MS. DOI: 10.2118/206099-MS
20. AlBinhaji Z., Al Ghamdi A., SabutB., Hicks D. A Novel Approach to Uniformly Acid Stimulate Carbonate Tight Formation Utilizing Multi Jetting Tool Technology // SPE International Conference and Exhibition on Formation Damage Control, 19-21 February 2020, Lafayette, USA, OnePetro, 2020. DOI: 10.2118/199244-MS
21. Habibi A., Fensky C., Perri M. et al. Unplugging Standalone Sand Control Screens with High-power Shock Waves: An Experimental Study // SPE International Conference and Exhibition on Formation Damage Control, 19-21 February 2020, Lafayette, USA. SPE, 2020. № SPE-199294-MS. DOI: 10.2118/199294-MS
22. Habibi A., Fensky C.E., Fattahpour V. et al. The role of fouling materials strength on unplugging sand control devices using an electrohydraulic stimulation technique // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2022. Vol. 208. Part E. № 109689. DOI: 10.1016/j.petrol.2021.109689
23. Habibi A., Fensky C.E., Perri M. et al. Unplugging Standalone Sand-Control Screens Using High-Power Shock Waves // SPE Drilling & Completion. 2021. Vol. 36. Iss. 2. P. 398-412. DOI: 10.2118/199294-PA
24. TurbakovM.S., ShcherbakovA.A. Efficiency Improvement of Vibrowave Devices Impact on the Bottomhole Formation Zone for the Intensification of Oil Recovery // SPE Annual Caspian Technical Conference & Exhibition, 4-6 November 2015, Baku, Azerbaijan. OnePetro, 2015. № SPE-177376-MS. DOI: 10.2118/177376-MS
25. Патент № RU 2768225 C2. Модуль гидроимпульсный многоразового действия для обработки призабойной зоны пласта / Р.Р.Хузин, Р.А.Закиров, В.Е.Андреев и др. Опубл. 23.03.2022.
26. Bazhaluk Ya.M., Voloshyn Y.D. New technology for the intensification of oil and gas recovery from depleted and marginal wells // ResearchFate GmBH. 2019. URL: https://www.researchgate.net/publication/339303147_NEW_TECHNOLOGY_FOR_ THE_INTENSIFICATION_OF_OIL_AND_GAS_RECOVERY_FROM_DEPLETED_AND_MARGINAL_WELLS (дата обращения 11.12.2022)
27. Escobar-Remolina J.C., Barrios-Ortiz W. etal. An Effective Accelerated Pulsing Injection Method for Restoring Injectivity in Waterflood Fields with Selective Injection Systems with Side-Pocket Mandrels and Control Flow Valves // SPE Western North American and Rocky Mountain Joint Meeting, 17-18 April 2014, Denver, Colorado. OnePetro, 2014. № SPE-169544-MS. DOI: 10.2118/169544-MS
28. KurlenyaM. V., Penkovskii V.I., Savchenko A. V. et al. Development of Method for Stimulating Oil Inflow to the Well during Field Exploitation // Journal of Mining Science. 2018. Vol. 54. P. 414-422. DOI: 10.1134/S1062739118033810
29. Gale T., Thomson N.R., Barker J.F. An Investigation of the Pressure Pulsing Reagent Delivery Approach // Groundwater Monitoring & Remediation. 2015. Vol. 35. Iss. 2. P. 39-51. DOI: 10.1111/gwmr.12102
30. Spanos T.J.T., Udey N. The Physics of Composite and Porous Media // The Physics of Composite and Porous Media. Boca Raton: CRC Press, 2017. DOI: 10.1201/9781351228329
31. Al-Tammer H., Al-Ghafli H., Davidson B., Abouakar A. Introduction of Newly Deployed Wellbore Cleaning Technique // SPE International Conference and Exhibition on Formation Damage Control, 19-21 February 2020. OnePetro, 2020. № SPE-199331-MS. DOI: 10.2118/199331-MS
32. Патент № RU 139424 U1. Волновой гидромонитор / В.А.Ананьев, Т.К.Апасов, Г.Т.Пасов и др. Опубл. 20.04.2014.
33. Гадиев С.М. Использование вибрации в добыче нефти. М.: Недра, 1977, 159 с.
34. Апасов Т.К., Апасов Г.Т., Нестеров С.В. и др. Анализ обработки призабойной зоны пласта на скважинах Хохряков-ского месторождения // Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна (опыт, инновации): материалы Международной научно-технической конференции. Тюмень: Тюменский индустриальный университет, 2016. С. 16-18.
35. Апасов Т.К., Шаталова Н.В., Шаталов А.В. Обоснование эффективности виброволновой технологии воздействия на призабойную зону пласта // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2020. № 9 (566). С. 44-49. DOI: 10.33285/0132-2222-2020-9(566)-44-49
36. Михайлов Н.Н. Информационно-технологическая динамика околоскважинных зон. М.: Недра, 1996. 339 с.
37. Зайцев М.В., Михайлов Н.Н., Попов С.Н. Влияние механохимических факторов поражения пласта на производительность скважин // Нефтепромысловое дело. 2017. № 6. С. 33-38.
38. Tiab D., Donaldson E.C. Petrophysics: Theory and practice of measuring reservoir rock and fluid transport properties. Elsevier, 2015. 895 p. DOI: 10.1016/C2014-0-03707-0
Авторы: Н.В.Шаталова, старший преподаватель, https://orcid.org/0000-0002-2086-6421 (Тюменский индустриальный университет, Тюмень, Россия), Т.К.Апасов, канд. техн. наук, доцент, https://orcid.org/0000-0002-8497-1423 (Тюменский индустриальный университет, Тюмень, Россия), А.В.Шаталов, ведущий инженер, https://orcid.org/0000-0002-4654-2812 (Тюменский государственный университет, Тюмень, Россия), Б.В.Григорьев, канд. техн. наук, заведующий кафедрой, ведущий научный сотрудник, https://orcid.org/0000-0002-2757-1386 (Тюменский индустриальный университет, Тюмень, Россия; Тюменский государственный университет, Тюмень, Россия).
Авторы заявляют об отсутствии конфликта интересов.
