Выбор эффективных режимов при импульсном воздействии на призабойную зону нефтяного пласта Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

ВЫБОР ЭФФЕКТИВНЫХ РЕЖИМОВ ПРИ ИМПУЛЬСНОМ ВОЗДЕЙСТВИИ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА

Д.А. ЕЛДАШЕВ, А.И. ГУРЬЯНОВ

Казанский государственный энергетический университет

В работе проанализировано влияние нестационарных режимов дренирования нефтяной скважины на фильтрационные процессы в пласте. Приведена математическая модель динамики изменения объемных расходов и давлений в скважине, и на ее основе рассчитаны частотные характеристики. Показано, что при определенных временах нагнетания происходит депрессия в призабойной зоне. Получены численные значения фильтрационного потока в условиях депрессионного перепада давления.

Одним из перспективных способов воздействия на призабойную зону пласта (ПЗП) является создание знакопеременных импульсов давления с помощью специальной устьевой аппаратуры [1, 2]. В случае колебаний, при которых частота импульсов соответствует собственной частоте скважины, периодическое движение жидкости может осуществляться посредством ее нагнетания насосом и стравливания давления посредством воздушной подушки ресивера. Время нагнетания Т1 и время сброса давления Т2 зависят от объема ресивера [3].

Моделирование динамики апериодического движения рабочей жидкости может быть описано системой уравнений движения жидкости. С этой целью вся гидравлическая система нагнетания и сброса давления разбивается на 6 частей: насосно-комрессорная труба (НКТ), забойная зона (ПЗ), кольцевое затрубное пространство (КП), насосная линия (НЛ), ресивер, линия сброса давления (ЛСД). Таким образом, уравнения движения, записанные для каждой части включают в себя девять искомых функций: Q0(т), Я (т), ^(т), Яп(т), 2з(т) - объемные расходы в НКТ, ПЗ, КП, НЛ, ЛСД соответственно, а также Рзаб (т), Руст (т), Рщ (т), Рр (т) - давления в ПЗ,

на устье скважины, на уровне спуска НКТ в скважину, в газовой подушке ресивера.

Динамика изменения объемных расходов в КП и в забое показана на рис.1.

Динамика фильтрационного потока - Ог Динамика фильтрационного потока - 01

0,0075 о 0,0055 ”2 0,0035 § 0,0015 о -0,0005

ГО

“■ -0,0025 -0,0045 -0,0065

Время, с “Ремя- с

а) б)

Рис. 1 Объемные расходы в кольцевом пространстве (а), в забое (б)

( Рор1 = 20 атм, Яор1 = 0,3 м3/мин; К=1мкм2, Г1=100 с, Г2=150 с.)

Положительный знак потока означает движение к устью. Время движения жидкости в КП до полной остановки в ресивере Т0 »60 - 80 с соответствует

© Д.А Елдашев, А.И. Гурьянов Проблемы энергетики, 2005, № 7-8

зависит от объема

периоду собственных колебаний в линии нагнетания и ресивера Ур, глубины скважины, вязкости и коэффициента трения. На

оставшемся временном участке АТ^ происходит интенсивная фильтрация в

пласт, о чем свидетельствует резкий скачок величины фильтрационного потока в отрицательную область.

Адекватность модели проверена при испытаниях установки на нагнетающей скважине.

Частотой пульсаций можно управлять, главным образом, через подбор характеристик насоса и объема ресивера (рис.2, а). От размеров трубопроводного оборудования частота зависит слабо.

Время, б)

Рис. 2. Зависимость времен нагнетания Т1 и сброса давления Т2 от радиуса (объема) ресивера (а). Фильтрационный поток в условиях депрессии (б).

( Ооре — 0,3 м /мин; Роpt — 20 атм; К=1мкм , Нр — 1м)

Эффективность такого нестационарного воздействия определяется усилением массообменных перетоков между неоднородными частями коллектора в зависимости от частоты, рассредоточением кольматирующего пустотное пространство материала по объему пласта и разблокированием зон, целиков, насыщенных нефтью и пластовой водой [4, 5]. Кроме того, использование низких частот (1гц и менее) имеет преимущество вследствие их меньшего поглощения в поровых каналах пласта и, соответственно, распространения на большие расстояния: от десятков до сотен метров от обрабатываемой скважины [4].

Особый интерес представляет режим, когда интенсивное движение жидкости в кольцевом пространстве понижает давление и возникает депрессия. В этом случае фильтрационный поток имеет область положительного значения, что означает, что происходит движение жидкости из пласта в скважину. Очевидно, что в интервале АТ^ фильтрация максимальна и в несколько раз превышает

свою величину в период сброса давления. Однако интегральные значения за каждый период могут оказаться одного порядка. Это зависит главным образом от параметра Т1 - времени нагнетания. Если ввести интегральную величину по пульсационному периоду Т

1 Т

14 = Т/Р‘ °1()<* , (1)

0

то значение /4 определит количество массы жидкости, проникающее в пласт (при /4 < 0) и вытекающее из пласта (/4 > 0). На рис. 3 показана зависимость /4 от времени нагнетания Т1 и сброса Т2.

Время нагнетания 71, с Время нагнетания 71, с

а) б)

Рис. 3. Зависимость интегрального потока /4 от времени нагнетания Т1 и сброса Т2

(К 0,5 мкм , popt — 20 атм). а) Qopt — 0,16 м /мин б) Qopt — 0,5 м /мин*

Как видно из графиков, интегральный поток слабо зависит от времени сброса давления Т2. А существенная зависимость от Ti позволяет выбрать, по крайней мере, два режима: режим положительной эжекции при Ti =20-40 с и режим нулевой эжекции при Ti порядка 50 с. В первом случае жидкость выносится из пласта при интегральной скорости порядка J4 =2-4 кг/мин, а во втором - попеременно выходит и проникает в пласт при суммарной нулевой скорости.

Таким образом, можно целенаправленно воздействовать на призабойную зону пласта, подбирая насос и время нагнетания Ti* Выбор последних определяется глубиной скважины и фильтрационными параметрами пласта.

Summary

The present paper gives the analysis of non-stationary borehole drain mode influence on bed filtering process. The mathematical model of dynamics of volume flow rate and borehole pressure variations is presented. Based on it the frequency response curve is rated. It is shown that there is pressure drawdown in the bottomhole formation zone at the definite discharge time. Numerical seepage data are obtained under the pressure gradient conditions.

Литература

1. Попов А.А. Ударные воздействия на призабойную зону скважин.- М.: Недра, 1990.- С. 46-47.

2. Пат. 2159326 RU. Способ и устройство освоения и очистки призабойной зоны скважин импульсным дренированием/ Н.Б. Нурисламов, П.Д. Сеночкин, М.Г. Закиев, Р.М. Миннулин.- Приоритет от 15.12.1999.

3. Структуросберегающая технология импульсного дренирования нефтяных пластов. / А.И. Гурьянов, Д.В. Прощекальников, Р.Х. Фассахов и др. // Нефтяное хозяйство.- 2004.- №12.- С. 92-93.

4. Родионов И. Интенсификация добычи нефти на месторождениях ОАО «ЛУКОЙЛ» // Нефть и капитал /Нефтеотдача.- 2002. - №5.

5. Балашканд М.И. Импульсная знакопеременная обработка призабойной зоны скважин с целью интенсификации потоков // Каротажник. - 2000.- № 79. - С. 77 - 85.

Поступила 15.07.2005