Управление продуктивностью скважин реферат
Обновлено: 28.06.2024
2. Соотношение извлекаемых и остаточных запасов нефти
• Эффективность извлечения нефти из нефтеносных пластов
современными, промышленно освоенными методами разработки
во всех нефтедобывающих странах на сегодняшний день
считается неудовлетворительной, притом что потребление
нефтепродуктов во всем мире растет из года в год.
• Средняя конечная нефтеотдача пластов по различным странам
и регионам составляет от 25 до 40%.
• Например, в странах Латинской Америки и Юго-Восточной
Азии средняя нефтеотдача пластов составляет 24–27%, в Иране –
16–17%, в США, Канаде и Саудовской Аравии – 33–37%, в
странах СНГ и России – до 40%, в зависимости от структуры
запасов нефти и применяемых методов разработки
3. Виды остаточной нефти
Остаточная нефть, которая не охвачена процессом заводнения вследствие высокой макронеоднородности
разрабатываемых пластов и застойных зон, образуемых потоками жидкости в пластах, составляют 70% всех
остаточных запасов, представляя основной резерв для увеличения нефтеотдачи.
Повысить нефтеотдачу пласта за счет этой части нефти можно в результате совершенствования
существующих систем и технологий разработки и так называемых гидродинамических методов увеличения
нефтеотдачи пластов.
По данным экспертных оценок остаточные запасы нефти (100%) по видам количественно распределены
следующим образом:
1)
нефть, оставшаяся в слабопроницаемых пропластках и участках, не охваченных водой – 27%;
2)
нефть в застойных зонах однородных пластов – 19%;
3)
нефть оставшаяся в линзах и у непроницаемых экранов, не вскрытых скважинами – 24%;
4)
капиллярно-удержанная и пленочная нефть – 30%
Остальная часть остается в обводненых коллекторах вследствии их микронеоднородности и может
извлекаться только в результате воздействия на нее различных физических и физико-химических
процессов и явлений.
4. Силы, удерживающие остаточную нефть
Изменение свойств нефти в процессе разработки может происходить как в сторону утяжеления,
так и в сторону облегчения добываемой нефти.
Утяжеление нефти связано с уменьшением пластового давления в процессе разработки, потерей
легких фракций нефти при дегозации, окислением нефти при взаимодействии с закачиваемой
водой, за счет перемещения в глубь залежи утяжеленных нефтей из периферии приконтурных зон.
Силы, удерживающие остаточную нефть - малая или нулевая скорость фильтрации нефти в
слабопроницаемых зонах, слоях, пропластках и линзах, следствие кольматации призабойных зон
при бурении и нагнетании воды.
• Упругие силы пластов, проявляющиеся при снижении пластового давления, вызывают уменьшение
трещин и, следовательно, способствуют остаточной нефтенасыщенности.
5. Главные силы, действующие в пласте, насыщенном двумя или более подвижными фазами – поверхностные, вязкостные, гравитационные и
упругие силы.
Поверхностные или капиллярные силы создают на границе жидких
фаз давление порядка 0,01 – 0,3 МПа. Величина поверхностных сил
определяется смачиваемостью породы и микронеоднородностью
пористой среды, размером пор и поровых каналов.
Вязкостные силы (гидродинамическое сопротивление)
пропорционально вязкости нефти. В очень медленных процессах
переформирования насыщенности пластов нефти и водой
незначительно (т.к. нет отклонений от закона Дарси).
Гравитационные силы создают постоянно действующий градиент
давления, численно равный разности плотностей нефти, газа и воды.
Величина этого градиента может составлять 0,1 – 10 МПа/м. Его
действие приводит к всплытию воды в нефти илигаза в нефти.
6. Причины образования остаточной нефти и пути ее извлечения
Причины образования
Пути извлечения
Повышение охвата дренированием за счет
Расчлененность,
прерывистость
пластов системы размещения скважин, выбора объектов,
составляет 0,1 - 0,8 объема залежи
вскрытия
пластов,
оптимизации
давления
нагнетания.
Выравнивание проводимости пластов за счет
Неоднородность пластов по проницаемости от
уменьшения фазовой проницаемости для воды,
0,01 до 3 - 4 мкм2
увеличения вязкости и др.
Вязкость нефти больше вязкости воды
Снижение
вязкости
нефти,
увеличение
и изменяется от 1 - 5 до 50 - 1000 мПа·с
вязкости воды; объемное расширение нефти
Межфазные, молекулярные силы на контакте
Устранение межфазного натяжения на контакте
нефти с водой и породой составляют 18 - 30 мН/м
нефть - вода; гидрофилизация пористой среды
Микронеоднородность составляет 1·10-4 -1см;
Ослабление молекулярных и проявление
удельная поверхность пористой среды - (0,05гравитационных сил
3)104 см2/см3 или (0,02—1,5 м2/г)
7. Цели применения МУН
• 1. Естественная энергия пласта
• В
целях
повышения
экономической
эффективности разработки месторождений, снижения
прямых капитальных вложений и максимально
возможного использования реинвестиций весь срок
разработки месторождения принято делить на три
основных этапа.
• На первом этапе для добычи нефти максимально
возможно используется естественная энергия пласта
(упругая энергия, энергия растворенного газа, энергия
законтурных вод, газовой шапки, потенциальная
энергия гравитационных сил)
8. Цели применения МУН
Цели
применения
Цели
применения
МУН
МУН
• 2. Закачка воды, газа и т.п.
• На втором этапе реализуются методы
поддержания пластового давления путем
закачки воды или газа. Эти методы принято
называть вторичными
Цели применения МУН
• 3. Применение МУН
• На третьем этапе для повышения
эффективности
разработки
месторождений применяются методы
увеличения нефтеотдачи
10. Классификация методов увеличения нефтеотдачи
1. Тепловые методы:
• паротепловое воздействие на
пласт;
• внутрипластовое горение;
• вытеснение нефти горячей водой;
• пароциклические обработки
скважин.
2. Газовые методы:
• закачка воздуха в пласт;
• воздействие на пласт
углеводородным газом (в том числе
ШФЛУ);
• воздействие на пласт двуокисью
углерода;
• воздействие на пласт азотом,
дымовыми газами и др.
3. Химические методы:
• вытеснение нефти водными растворами ПАВ
(включая пенные системы);
• вытеснение нефти растворами полимеров;
• вытеснение нефти щелочными растворами;
• вытеснение нефти кислотами;
• вытеснение нефти композициями химических
реагентов (в том числе мицеллярные растворы и др.);
• микробиологическое воздействие.
Классификация методов увеличения нефтеотдачи
4. Гидродинамические методы:
• интегрированные технологии;
• вовлечение в разработку
недренируемых запасов;
• барьерное заводнение на
газонефтяных залежах;
• нестационарное (циклическое)
заводнение;
• форсированный отбор жидкости;
• ступенчато-термальное заводнение.
5. Группа комбинированных
методов.
С точки зрения воздействия на
пластовую систему в большинстве
случаев реализуется именно
комбинированный принцип
воздействия, при котором сочетаются
гидродинамический и тепловой
методы, гидродинамический и физикохимический методы, тепловой и
физико-химический методы и так
далее.
12. Классификация методов увеличения нефтеотдачи
6. Физические методы увеличения дебита скважин.
Использование методов увеличения нефтеотдачи характеризуется увеличенным
потенциалом вытесняющего агента, а в физических методах потенциал вытесняющего
нефть агента реализуется за счет использования естественной энергии пласта.
Кроме того, физические методы чаще всего не повышают конечную нефтеотдачу пласта, а
лишь приводят к временному увеличению добычи, то есть повышению текущей
нефтеотдачи пласта.
К наиболее часто применяемым физическим методам относятся:
• гидроразрыв пласта;
• горизонтальные скважины;
• электромагнитное воздействие;
• волновое воздействие на пласт;
• другие аналогичные методы.
1. Классификация методов искусственного воздействия на призабойную зону скважины. Назначение методов и их общая характеристика.
2. Коэффициент продуктивности и факторы, его определяющие. Условия притока жидкости к скважинам. Виды гидродинамического несовершенства скважин.
3. Основные причины снижения проницаемости в процессе эксплуатации скважин. Выбор скважин для обработки ПЗП.
4. Понятие о ПЗС. Параметры характеризующие состояние ПЗС.
5. Обработка скважин соляной кислотой. Кислотные ванны. Область применения, механизм воздействия.
6. Кислотная обработка под давлением. Поинтервальная или ступенчатая солянокислотная обработка ПЗС. Область применения, механизм воздействия.
7. Термокислотные обработки ПЗС. Область применения, механизм воздействия.
8. Кислотные обработки терригенных коллекторов. Область применения, механизм воздействия.
9. Тепловая обработка ПЗС (закачка нагретого жидкого теплоносителя, электротепловая обработка). Область применения, механизм воздействия.
10. Сущность ГРП. Технология ГРП. Область применения, механизм воздействия.
Ответы:
1.Все методы воздействия на ПЗС можно разделить на три основные группы: химические, механические, тепловые.
Химические методы воздействия целесообразно применять только в тех случаях, когда можно растворить породу пласта или элементы, отложение которых обусловило ухудшение проницаемости ПЗС, как например, соли или железистые отложения и др. Типичным методом воздействия является простая кислотная обработка.
Механические методы воздействия эффективны в твердых породах, когда создание дополнительных трещин в ПЗС позволяет приобщить к процессу фильтрации новые удаленные части пласта. К этому виду воздействия относится ГРП. Тепловые методы целесообразны только в тех случаях, когда в ПЗС произошло отложение твердых пли очень вязких углеводородов, таких как парафина, смол, асфальтенов, а также и при фильтрации вязкой нефти. К этому виду воздействия относятся прогревы ПЗС глубинным электронагревателем, паром или другими теплоносителями.
Существуют разновидности методов воздействия на ПЗС, которые сочетают характерные особенности перечисленных трех основных. Например, термокислотная обработка скважин сочетает в себе как химическое воздействие на породу пласта, так и тепловое воздействие в результате выделения большого количества теплоты при химической реакции со специально вводимыми веществами и т. д.
1. Обработка скважин соляной кислотой
2. Термокислотные обработки
3. Поинтервальная или ступенчатая СКО
4. Кислотные обработки терригенных коллекторов
5. Техника и технология кислотных обработок скважин
6. Гидравлический разрыв пласта
7. Осуществление гидравлического разрыва
8. Техника для гидроразрыва пласта
9. Тепловая обработка призабойной зоны скважины
10. Термогазохимическое воздействие на призабойную зону скважины
2.Коэффициент продуктивности добывающей скважины – отношение еедебита Q к перепаду между пластовым и забойным давлением, соответствующими этому дебиту – показывает на сколько может измениться дебит скважины при изменении депрессии на пласт на единицу.
Из формулы Дюпюи коэффициент продуктивности может быть определен как
Для нагнетательной скважины определяют аналогичный коэффициент - коэффициент приемистости нагнетательной скважины: ; Qв – расход воды, закачиваемой в данную скважину.
Коэффициент продуктивности определяется по результатам гидродинамических исследований и эксплуатации скважин.
По наклону индикаторной линии определяют фактическую продуктивность нефтяной скважины.
Реальные индикаторные диаграммы не всегда получаются прямолинейными (Рис 5.4). Искривление индикаторной диаграммы характеризует характер фильтрации жидкости в призабойной зоне пласта.
Рис. 5.4. Индикаторные кривые при фильтрации по пласту однофазной жидкости:
1 – установившаяся фильтрация по линейному закону Дарси;
2- неустановившаяся фильтрация или фильтрация с нарушением линейного закона Дарси при больших Q;
3 - нелинейный закон фильтрации.
Искривление индикаторной линии в сторону оси DP (рис. 5.4, кривая 2) означает увеличение фильтрационных сопротивлений по сравнению со случаем фильтрации по закону Дарси. Это объясняется тремя причинами:
1. Превышение скорости фильтрации в ПЗП критических скоростей при котрых линейный закон Дарси нарушается (V>Vкр)
2. Образованием вокруг скважины области двухфазной (нефть+газ) фильтрации при Рзаб 3 раствора) - в 45 раз. Однако его защитные свойства сильно ухудшаются при высоких температурах. Поэтому при t = 80 - 100 °С его дозировка увеличивается до 0,2 % с добавкой 0,2 % уротропина. Кроме того, катапин А является хорошим катионоактивным ПАВ.
Имеются и другие реагенты, используемые для снижения коррозионной активности раствора НСL.
2. Интенсификаторы - поверхностно-активные вещества (ПАВ), снижающие в 3 - 5 раз поверхностное натяжение па границе нефти - нейтрализованная кислота, ускоряющие и облегчающие очистку призабойной зоны от продуктов реакции и от отреагировавшей кислоты. Добавка ПАВ увеличивает эффективность кислотных обработок. Некоторые ингибиторы, такие как катапин А, катамин А, мервелан К (0), одновременно выполняют роль интенсификаторов, так как являются и активными ПАВами. В качестве интенсификаторов используют также такие ПАВы, как ОП-10, ОП-7, 44 - 11, 44 - 22 и ряд других. Учитывая потерю ПАВ на поверхности породы в результате абсорбции в головной части нагнетаемого раствора НСL, концентрацию реагента увеличивают примерно в 2 - 3 раза.
3. Стабилизаторы - вещества, необходимые для удерживания в растворенном состоянии некоторых продуктов реакции примесей раствора НСL с железом, цементом и песчаниками, а также для удаления из раствора соляной кислоты вредной примеси серной кислоты и превращения ее в растворимую соль бария
В этом случае раствор НСL перед закачкой в скважину обрабатывают раствором хлористого бария (BaCL2). Образующийся сернокислый барий (BaSO4) легко удерживается в растворе и удаляется из пор пласта в жидком состоянии вместе с другими продуктами реакции.
Соляная кислота, взаимодействуя с глинами, образует соли алюминия, а с цементом и песчаником - гель кремниевой кислоты, выпадающие в осадок. Для устранения этого и используют стабилизаторы - уксусную (СН3СООН) и плавиковую (HF) (фтористоводородную) кислоты, а также ряд других (лимонная, винная и др.).
Кислотные ванны применяются во всех скважинах с открытым забоем после бурения и при освоении, для очистки поверхности забоя от остатков цементной и глинистой корки, продуктов коррозии, кальцитовых выделений из пластовых вод и др. Для скважин, забой которых обсажен колонной и перфорирован, кислотные ванны проводить не рекомендуют. Объем кислотного раствора должен быть равен объему скважины от забоя до кровли обрабатываемого интервала, а башмак НКТ, через который закачивают (раствор, спускается до подошвы пласта или забоя скважины. Применяется раствор НСL повышенной концентрации (15 - 20%), так как его перемешивания на забое не происходит.
6.Для устранения недостатка, связанного со слоистой неоднородностью пласта, применяют кислотные обработки под повышенным давлением. При этом четко выраженные высокопроницаемые прослои изолируются пакерами или предварительной закачкой в эти прослои буфера - высоковязкой эмульсии типа кислота в нефти. Таким способом при последующей закачке кислотного раствора можно значительно увеличить охват пласта по толщине воздействием кислоты.
Сначала на скважине проводятся обычные подготовительные мероприятия: удаление забойных пробок, парафиновых отложений, изоляция обводнившихся прослоев или создание на забое столба тяжелой жидкости в пределах обводнившегося низа скважины. Обычно перед проведением СКО под давлением продуктивный пласт изучается для выявления местоположения поглощающих прослоев п их толщины. Для предохранения обсадной колонны от высокого давления у кровли пласта на НКТ устанавливают пакер с якорем. Для изоляции или для снижения поглотительной способности высокопроницаемых прослоев в пласт нагнетают эмульсию.
Эмульсию приготавливают прокачкой смеси 10 - 12%-ного раствора НСL и нефти центробежным насосом из одной емкости в другую. К легким нефтям добавляют присадки с эмульгирующими свойствами, например окисленный мазут, кислый газойль. ГрозНИИ рекомендует добавлять амины, диаминдиолеат и другие вещества.
Эмульсия обычно составляется из 70 % по объему раствора НСL и 30 % нефти. В зависимости от способа и времени перемешивания можно получить эмульсии различной вязкости, вплоть до 10 Па-с. При продолжительном перемешивании достигается большая дисперсность эмульсии и увеличение ее вязкости. Объемы нефтекислотной вязкой эмульсии для закачки в проницаемые прослои определяются объемом пор пласта в пределах предполагаемого радиуса закачки R, толщиной проницаемых прослоев h и их пористостью m по формуле
Обычно на 1 м толщины высокопроницаемого прослоя необходимо 1,5 - 2,5 м 3 эмульсии. Рабочий раствор закачивается в тех же объемах, что и при простых СКО. Эмульсия в объеме НКТ и подпакерного пространства закачивается при открытом затрубном пространстве и негерметизированном пакере.
Затем спущенным на НКТ пакером герметизируют кольцевое пространство, и в пласт закачивается оставшийся объем эмульсии под меньшим давлением. После эмульсии закачивается рабочий раствор НСL объемом, равным внутреннему объему НКТ, также при умеренном давлении, а по достижении кислотой башмака НКТ закачка продолжается на максимальных скоростях для создания на забое необходимого давления. После рабочего раствора НСL без снижения скорости закачивается продавочная жидкость объемом равным объему НКТ и подпакерного пространства. Время выдержки раствора для полной нейтрализации такое же, как и при простых СКО. После выдержки пакер с якорем и НКТ извлекаются, и скважина пускается в эксплуатацию.
Роль языка в формировании личности: Это происходит потому, что любой современный язык – это сложное .
Выполнил: студент группы З-Вт-131000-42(к)
Лоншаков ПавелСергеевич
Проверил: к.т.н., доцент Борхович С.Ю.
Выбор скважин-кандидатов для обработки призабойных зон.
Основная причина низкой продуктивности скважин наряду с плохой естественной проницаемостью пласта и некачественной перфорацией – снижение проницаемости призабойной зоны пласта.
Призабойной зоной пласта называется область пласта вокруг ствола скважины, подверженнаянаиболее интенсивному воздействию различных процессов, сопровождающих строительство скважины и ее последующую среду и нарушающих первоначальное равновесное механическое и физико-химическое состояние пласта.
Само бурение вносит изменение в распределение внутренних напряжений в окружающей забой породе. Снижение продуктивности скважин при бурении происходит также в результате проникновения раствора или егофильтрата в призабойную зону пласта. При взаимодействии фильтрата с пластовой минерализованной водой может происходить образование нерастворимых солей и выпадение их в осадок, набухание глинистого цемента и закупоривание стойких эмульсий, и снижение фазовой проницаемости скважин. Может быть и не качественная перфорация вследствие применения маломощных перфораторов, особенно в глубоких скважин, где эмульсиявзрыва зарядов поглощается энергией больших гидростатических давлений.
Снижение проницаемости призабойной зоны пласта происходит при эксплуатации скважин, сопровождающейся нарушением термобарического равновесия в пластовой системе и выделением из нефти свободного газа, парафина и асфальто-смолистых веществ, закупоривающих паровое пространство коллектора.
Интенсивное загрязнение призабойной зоны пластаотмечается и в результате проникновения рабочих жидкостей при проведении в скважинах различных ремонтных работ. Приемистость нагнетательных скважин ухудшается вследствие закупорки порового пространства нефтепродуктами, содержащимися в закачиваемой воде. В результате проникновения подобных процессов возрастают сопротивление фильтрации жидкости и газа, снижаются дебиты скважин и возникает необходимость вискусственном воздействии на призабойную зону пласта с целью повышения продуктивности скважин и улучшения их гидродинамической связи с пластом.
В скважинах с загрязненной призабойной зоной наблюдается падение добычи жидкости при сохранении тех же условий эксплуатации, более низкие значения дебита по сравнению с расположенными поблизости скважинами данного месторождения. Выявление таких скважиносуществляется на основе промысловых данных либо в результате расчета. Расчетный метод состоит в следующем: оценивается радиус области дренирования скважины и вычисляется дебит жидкости по формуле Дюпюи; если расчетный дебит значительно выше фактического, то можно предположить, что имеется загрязнение призабойной зоны. Кроме того, ухудшение коллекторских свойств в призабойной зоне может быть выявленопо результатам гидродинамических исследований.
Эффективность применения того или иного метода воздействия на объект разработки определяется геологической характеристикой коллектора, свойствами пластовых флюидов и параметрами, характеризующими состояние разработки. Выбор скважин для ОПЗ по средним характеристикам месторождения не всегда бывает удачным, особенно для продуктивных карбонатныхотложений, характеризующихся послойной и зональной неоднородностью коллекторов, как по строению, так и по свойствам.
К основным геологическим критериям, определяющим успешность применения ОПЗ можно отнести следующие:
a. тип коллектора (трещиноватый, трещиновато-поровый или поровый), определяющий компонентный состав для водоизолирующих композиций (так, например, для.
Министерство образования и науки Республики Татарстан
Альметьевский государственный нефтяной институт
Кафедра автоматизации и информационных технологий
Альметьевск 2012
Содержание
Введение……………………………………………………………………………3
Основные методы повышение производительности скважин………………….5
Метод увеличинения проницаемости пластов при использовании генератора упругих волн. 12
Заключение……………………………………………………………………. …21
Список литературы………………………………………………………………..22
Производительность скважин может быть повышена путем: увеличения эффективной мощности, увеличения проницаемости пласта,
увеличения пластового давления, снижения забойного давления, снижения вязкости жидкости в пластовых условиях, уменьшения расстояния между скважинами, увеличения приведенного радиуса. Все способы увеличения производительности скважины, основанные на повышении проницаемости, обеспечивают увеличение проницаемости не всего пласта, а лишь участков вблизи забоев скважин. Но тем не менее, они весьма эффективны: гидроразрыв пласта; кислотная обработка; прогрев призабойной зоны; взрыв зарядов (торпедирование) на забое скважин; кратковременная закачка поверхностно-активных веществ (ПАВ); обработка призабойной зоны кислотными пенами и др. Способы, обеспечивающие повышение производительности скважин за счет увеличения их приведенного радиуса. Увеличить приведенный радиус можно: увеличением действительного ее радиуса, увеличением степени вскрытия пласта и созданием более полной гидродинамической связи ствола скважины с пластом во вскрытом интервале. Способы увеличения производительности скважин путем снижения забойных давлений являются самыми распространенными. К ним относятся все виды подземных ремонтов эксплуатационного оборудования, борьба с песком и отложениями парафина, все усовершенствования средств откачки жидкости из скважин и перевода их из одних способов эксплуатации на другие. Вязкость нефти в пластовых условиях может быть уменьшена путем мощного теплового воздействия на пласт или другими путями (растворение больших количеств газа в нефти, путем нагнетания его в пласт). Уменьшение расстояний между скважинами (уплотнение сетки) в практике почти не применяется, т.к. это дорогостоящее и малоэффективное мероприятие, а оптимальное значение плотности сетки определяется при проектировании системы разработки. Практически применяемые способы повышения производительности отдельных скважин путем проведения работ на самой скважине: а) способы, обеспечивающие увеличение приведенного радиуса; б) способы, обеспечивающие снижение забойного давления; в) способы, обеспечивающие увеличение мощности эксплуатируемого объекта. Выбираемый способ или их комплекс при этом должен удовлетворять следующим основным требованиям: а) не приводить к нарушению условий рациональной эксплуатации залежи в целом и правил охраны недр; б) он должен быть наиболее экономичен;
Основные методы повышение производительности скважин
Метод увеличинения проницаемости пластов при использовании генератора упругих волн
Метод основан на акустическом воздействии на флюидосодержащие пласты. Генератор упругих волн, смонтированный на устье скважины, по волноводу НКТ, (которые позволяют создавать неразрывный поток жидкости при любых низких уровнях в скважине) заполненным технологической жидкостью, посылает волну сжатия, заданной направленности. ЦА-320 подает рабочий агент под излучатель генератора, при этом гидромолот производит удары по излучателю. Генерируемая упругая волна трансформируется на продольные, поперечные и поверхностные волны с энергией 5-1500 Дж и частотой 0.5-80 Гц проходит по волноводу, разворачивается на отражателе и попадает в пласт. Хорошее акустическое согласование жидкостного волновода с породой способствует высокому коэффициенту полезного воздействия на обрабатываемые отложения. Под воздействием высокого импульсного давления, технологический раствор проникает в естественные трещины, расширяет их, создает новые в соответствии с природой усталостного трещинообразования.
Традиционные методы увеличения дебита скважин хорошо известны: компрессирование скважин, свабирование скважин, однако вышеперечисленные методы не всегда эффективны. Увеличение дебита по скважинам, где проведена обработка упругими волнами, подтверждается документально. Всего, обработка упругими волнами при помощи упругих волн произведена в более, чем 50 скважин.
Кроме того, аналогичным генератором УГСВ-3 проводились обработки продуктивных горизонтов в нефтяных скважинах на предприятиях АО "Нижневолжскнефть", АО "Татнефть", АО "Пурнефтегазгеология", ОАО "Роснефть", ТОО "Гюрал".
Сведения о работе генератора упругих волн УГСВ-3, приведены в таблице 1. Отличие УГСВ-3 от УГСВ-1 в мощности и виде привода, привод УГСВ-1 пневматический, меньше мощность, но она достаточная для работы в водозаборных скважинах. Кроме того, привод от компрессора позволяет производить очистку пласта сразу после обработки.
В качестве генератора упругих волн используется УГСВ-1 и УГСВ-3.
Спецификация:
1. корпус генератора;
2. гидромолот (пневмомолот);
3. подача масла, воздуха со станции управления;
4. сброс масла, воздуха со станции управления;
5. устье скважины;
6. подача рабочего агента от ЦА - 320; ЦН-10;
7. контейнер отражатель;
8. зона перфорации;
9. волновод (НКТ).
Характеристики генераторов упругих волн:
Характеристика УГСВ-3 УГСВ-1
Мощность(кДж) 3 0,13
Энергия волны (Дж) 5-1500 До 1
Глубина скважины (м) 5000 1500
Рабочий агент Жидкость неспособная кольматировать пласт Вода
Радиус действия волны (м) До 400 До 150
Шаг обработки (м) 0,5 - 1,5 0,5 - 1,5
Интервал обработки Без ограничений Без ограничений
Привод генератора Дизель + НШ-100 КомпрессорР=0,7-1,0Мпа,Q=10-20 м3/мин
Привязка отражателя к подошве продуктивного горизонта Геофизическими методами По мере инструмента
Работа генератора по воздействию на пласт происходит следующим образом:
После спуска НКТ с контейнером - отражателем до кровли продуктивного горизонта с привязкой по локатору муфт, НКТ подвешивается на планшайбу, монтируется задвижка и на нее устанавливается генератор на фланцевом соединении. ЦА-320 подает рабочий агент под излучатель генератора, при этом гидромолот производит удары по излучателю. Сформированная волна проходит по волноводу, разворачивается на отражателе и попадает в пласт.Упругая волна продвигается по пласту одновременно с жидкостью, которая подается агрегатом. Обработка пласта происходит снизу вверх, либо сверху вниз с интервалом 0,5 м. - 1,5 м. , выбросом 0,5 м. - 1,5 м. патрубков из верхней части НКТ. После обработки, как правило, скважина какое-то время очищается, так как волна отслаивает продукты загрязнения из призабойной зоны и с внутренней поверхности обсадной колонны.
Хорошее акустическое согласование жидкостного волновода со спущенным отражателем способствует высокому коэффициенту полезного воздействия на коллектор, что приводит к их значительному увеличению приемистости в скважинах.
Высокая эффективность волнового воздействия может быть достигнута при создании в пласте интенсивных сдвиговых деформаций, действующих в насыщенных нефтью породах и оказывающих прямое воздействие на пластовую систему и протекающие в ней процессы.
Волны ударного воздействия имеют большой радиус воздействия и составляют величину порядка десятков и сотен метров от скважины. Их воздействие основывается на импульсном дренировании продуктивных пластов, что приводит:
• к рассредоточению кольматантов по объему пласта;
• к разблокированию зон, целиков, насыщенных пластовым флюидом;
• к развитию "техногенных" микротрещин и изменению структуры скелета пласта.
При циклическом ударном воздействии происходит следующее:
• в зоне перфорационных отверстий вызывается отрыв отложений от стенок поровых каналов;
• волны сжатия, многократно отражаясь, трансформируются в волны напряжения-растяжения, способствующие развитию и образованию новых трещин;
• перепады давления при импульсном воздействии изменяются попеременно по величине и направлению, в результате чего жидкость перемещается из застойных зон и каналов в зоны активного дренирования.
В пласте генерируются колебания, которые должны, по возможности, соответствовать частоте естественных колебаний скелета породы и насыщающих флюидов. Такие колебания вызывают несколько эффектов, отражающихся на жидкостях и остающихся в пласте газах. Они снижают когезионные и адгезионные связи, значительно уменьшают проявление капиллярных сил, слипание между породой и жидкостью, способствуют стимулированию группирования нефтяных капелек в потоки, облегчая течение углеводородов в пористой среде.
Колебания, которые распространяются в продуктивном пласте в виде упругих волн, изменяют контактный угол между жидкостями и пластовой породой, уменьшая гидравлический коэффициент трения. Облегчается течение в направлении скважин, дебиты которых возрастают, и перепады давления на ПЗП увеличиваются. Упругие волны способствуют развитию в пласте осциллирущей силы, что приводит к разным ускорениям пластовых флюидов из-за различия их плотностей. Между жидкими фазами развивается поверхностное трение в связи с разными ускорениями, что способствует выделению теплоты, которая, в свою очередь, снижает их поверхностное натяжение.
Благодаря колебаниям освобождается также защемленный газ, способствующий проявлению эффекта газлифта нефти в скважине. Осциллирующая сила развивает колебательное звуковое давление, которое способствует течению нефти.
Остаточная нефть в истощенном пласте обычно присутствует в виде капелек, диспергированных в воде. Под действием разницы плотностей происходит разделение нефти и воды. Силы притяжения, действующие между колеблющимися капельками одной жидкости в другой, способствуют слиянию капелек нефти.
Данное воздействие также основано на использовании явления тиксотропии. Поведение углеводородов сильно зависит от содержания высокомолекулярных фракций и окружающей температуры. Парафины и другие высокомолекулярные фракции конденсируются в виде игольчатых, напоминающих кристаллы, тел и со снижением температуры количество этих псевдокристаллов растет из-за присоединения конденсата фракций с меньшей молекулярной массой. Конденсат начинает образовывать сетчатую структуру. Образование структурного каркаса резко увеличивает эффективную вязкость углеводородов и, соответственно, снижает их подвижность и способность к фильтрации. Эта посылка особенно актуальна для нефти, находящейся в пласте с низкой температурой.
Нефть с такими свойствами, как и все структурированные среды, обладает свойством тиксотропии, которое заключается в том, что при встряхивании среды происходит резкое снижение вязкости из-за разрушения структурного каркаса. Это явление используется в практике увеличения нефтеотдачи пластов. Исследования подтверждают, что при воздействии низкими частотами импульсы давления распространяются в пласте на 500 м., а, в некоторых случаях, до 2000 м. от источника излучения.
Воздействие на пласт мощными упругими волнами с частотой 0,5-80 Гц перекрывает весь спектр резонансных частот пород коллектора, включая доминантную.
Гидроудары, согласованные по частоте повторения со скоростью ударной волны и глубиной скважины, способны раскачать столб жидкости до получения периодических перепадов давления на забое в десятки МПа. Потери на затухание для инфрачастотных волн составляют 10-12% на километр длины скважины.
Создание перепадов давления способствует не только очистке поровых каналов прискважинной зоны пласта, но и разрушению его скелета. Механизм разрушения следующий. Известно, что для разрыва нетрещиноватой породы необходим градиент давления порядка 23 кПа/м, трещиноватой- 12-13 кПа/м. Повышение давления приводит к расширению существующих трещин коллектора и образованию новых, спад давления сопровождается их смыканием. Повторяющаяся деформация способствует усталостному разрушению породы и выкрашиванию фрагментов пласта, имеющих низкую проницаемость.Изменение скорости и направления движения жидкости в прискважинной зоне пласта при изменении давления на забое позволяет использовать и радиальные, и тангенциальные силы, применять к пластовой породе растяжение, изгиб и сдвиг, т. е. расшатывать, выламывать, выкрашивать ее частицы. Оторванные твердые частицы в струе жидкости являются абразивом, а также выполняют роль проппанта.
Таким образом, при одновременной обработке мощными забойными гидравлическими вибраторами с импульсами давления 5-1500 Дж нескольких скважин, можно достигнуть две цели : возможность расширить контур питания скважин за счет увеличения проницаемости коллектора и улучшить фильтрационную способность нефти.
В итоге такое воздействие приводит к увеличению дебитов скважин и увеличению коэффициента извлечения нефти.
При проведении испытаний практически не отмечено случаев порыва труб. При скорости ударной волны 1350-1550 м/с трубы не успевают деформироваться и не разрушаются даже при высоких величинах импульсного давления.
К преимуществам метода воздействия упругими волнами можно отнести следующее:
• простота оборудования;
• несложность монтажа из-за размещения оборудования на устье скважины;
• противофонтанная безопасность (оборудование можно монтировать на ПВО, или на перфорационную задвижку);
• увеличение приемистости и улучшение свойств коллекторов в несколько раз, что приводит к увеличению дебитов флюидов;
• возможность ввода скважины в эксплуатацию сразу после обработки пласта, не извлекая отражатель;
• равномерная обработка волнами всего коллектора, а при работах по интенсификации притока кислотами и т.д., их проникновение во все участки интервала перфорации (в отличие от гидроразрыва);
• очистка внутренней поверхности НКТ волнами Релея во время обработки;
• как сопутствующий фактор, в результате этого хорошее прохождение приборов ГИС контроля за разработкой месторождений;
• отсутствие высоких давлений в скважине и нежелательных побочных явлений;
• возможность расширить контур питания скважин за счет увеличения проницаемости коллектора и улучшить фильтрационную способность нефти;
• в результате вибровоздействия в работу включаются все пропластки находящиеся в интервале перфорации.
Читайте также: