Применение звукового воздействия в практике нефтедобычи

Результаты эксперимента показали высокую эффективность водоизоляционных работ с акустическим воздействием. Так, обводнённость продукции снизилась до 65 %. Эффект наблюдался около полутора лет, тогда как проведённые работы в 1998 и 2001 годах ВИР без звукового воздействия не снизили содержания воды в скважине.

Скв. №364 Падунского месторождения  расположена на Рябчатском куполе.

В ней проводилось опробование  технологии ВИР с акустическим воздействием, когда ГВД был установлен на устье скважины. Эксперимент длился с 18.06.98 по 21.06.98. Работа проводилась в той же последовательности, что и на скв. №299. Было закачано 8 м³ латекснефтяной эмульсии (6,4 м³ нефти, 0,1 м³ эмультала и 1,5 м³ латекса) при давлении 22 МПа. Обработка позволила снизить обводнённость продукции до 60 %.

 

 

2.6 Сущность применения технологии "Акустической Реабилитации Скважин и Пласта"

 

 

Технология "Акустической Реабилитации Скважин и Пласта" ("АРС и П") основана на принципах акустического воздействия на пласт и направлена на решение задач увеличения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти. В технологическом процессе предусмотрен комплекс мероприятий по проведению акустического воздействия на нагнетательных и добывающих скважинах, позволяющий проводить виброволновую обработку пласта, а также обработку призабойных зон конкретных скважин.

Физические основы технологии. Снижение проницаемости призабойной зоны пласта происходит в основном вследствие проникновения в поровое пространство пласта фильтрата бурового раствора, механических примесей закачиваемой жидкости или жидкости глушения; отложения на поверхности поровых и перфорационных каналов высоковязких компонентов нефти и глинистых частиц; образования на поверхности поровых каналов неподвижных пленок жидкости, которые включают в себя адсорбционный и частично диффузионный подслои. Эффективность акустического воздействия на призабойную зону пласта обусловлена созданием значительных инерционных сил в жидкости, интенсивных течений на разделах фаз "твердое тело"-"жидкость", которые в коллекторе реализуются в виде внутрипоровой турболизации жидкости, что приводит К отрыву механических частичек и высоковязких отложений от поверхности перфорационных каналов и порового пространства. Кроме того, генерирование поперечного магнитогидродинамического давления позволяет увеличить эффективное сечение поровых каналов за счет срыва застойных поверхностных пленок жидкости. Таким образом, акустическое воздействие позволяет восстановить или увеличить проницаемость призабойной зоны пласта.

Технология "АРС и  П" основана на акустическом воздействии на призабойную зону скважины и пласт частотами звукового и ультразвукового диапазонов и способствует очистке перфорационных каналов и прискважинной зоны пласта от кольматирующего материала, срыву поверхностных слоев жидкости, увеличению охвата пластов заводнением, повышению интенсивности вытеснения нефти вытесняющим агентом, изменению фазовых проницаемостей флюида, ускорению гравитационного разделения нефти и воды.

Таким образом, при акустическом воздействии по методу "АРС и  П" в насыщенном флюидом коллекторе возбуждаются колебания, которые сопровождаются значительными знакопеременными нагрузками и принимаются насыщающей жидкостью, что способствует решению задач повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти за счет следующих основных эффектов:

• увеличение объемов фильтрации подвижного флюида при существующем радиусе пор и градиенте давления за счет "поршневого" эффекта, что приводит к увеличению отбора жидкости;
• вовлечение в процесс фильтрации неподвижного при существующем радиусе пор и градиенте давления флюида благодаря преодолению вязкопластических сил, удерживающих флюид, что приводит к интенсификации отбора нефти;
• снижение вязкости нефти за счет разрушения ее реологической структуры, путем деполяризации молекул и ослабления межмолекулярных связей, вследствие чего увеличивается фазовая проницаемость нефти, тогда как для воды она остается неизменной, что способствует уменьшению обводненности продукции;
• преодоление сил поверхностного натяжения и, соответственно, уменьшение угла смачивания между водой и нефтью приводит к повышению коэффициента вытеснения нефти водой;
• сегрегация (разделение) нефти и воды в высокообводненных пластах за счет ускорения гравитационного разделения фаз разных плотностей в акустическом поле способствует пере распределению нефтенасыщенности и более полному нефтеизвлечению;
• проявление сейсмоэлектрического эффекта способствует разрушению пристеночных неподвижных слоев жидкости, имеющих электростатическую природу и представленных нефтью, поэтому их разрушение и вовлечение в процесс фильтрации увеличивает проницаемость коллектора и коэффициент нефтеизвлечения;
• увеличение или восстановление проницаемости коллектора и призабойной зоны пласта достигается за счет очистки поровых и перфорационных каналов от механических примесей и высоковязких отложений, а также за счет срыва поверхностных слоев жидкости, что приводит к увеличению эффективного сечения поровых каналов и вовлечению в процесс фильтрации застойных зон пласта.

Решаемые задачи ПНП. Технология "АРС и П" предназначена для повышения нефтеотдачи пластов, интенсификации добычи нефти как на отдельных скважинах, так и на участках пластов в целом.

Технология позволяет  решить следующие задачи:

• увеличение приемистости нагнетательных скважин;
• выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин с включением в работу низкопроницаемых и закольматированных пропластков;
• интенсификация притока добывающих скважин за счет очистки зоны перфорации от грязи, механических включений, высоковязких отложений и др.;
• выравнивание профиля притока добывающих скважин с включением в работу низкопроницаемых и закольматированных пропластков;
• интенсификация добычи нефти и снижение обводненности по участку окружающих реагирующих добывающих скважин.

Технологический процесс  применяется как в отдельных нагнетательных и добывающих скважинах, так и в группе скважин или осуществляется в целом на объекте. В результате использования технологического процесса происходит интенсификация добычи нефти, увеличение охвата пласта заводнением и повышение коэффициента вытеснения нефти, что влечет за собой увеличение конечной и текущей нефтеотдачи пласта.

Технологический процесс  позволяет осуществлять обработку  по всей толщине продуктивного пласта без прекращения работы скважины и подъема-спуска колонны насосно-компрессорных труб на нагнетательном, фонтанном и газлифтном фонде, а на механизированном фонде совместить ее с подземным или капитальным ремонтом скважин.

Настоящая инструкция разработана  на основании временной инструкции и девятилетнего опыта испытаний и внедрения технологии "АРС и П" на месторождениях различных нефтяных компаний.

Порядок проведения работ  на скважине:

1. Осуществить монтаж  оборудования.

Блок-схема соединения комплекса оборудования ИНЕФ-1 и  подключения измерительной аппаратуры приведена на рисунке.

2. Подготовить скважинный  комплекс ИНЕФ-1 в соответствии  с "Скважинный акустический комплекс ИНЕФ-1. Техническое описание и инструкция по эксплуатации".

3. Геофизической партии  выполнить "Привязку" к интервалам  воздействия.

4. Геофизической партии  ввести излучатель, настроенный  на первую рабочую частоту в скважину, и провести на первой рабочей точке: подключение излучателя к геофизическому кабелю, отключение от него, ввод излучателя в скважину, спуск, подъем и извлечение его из скважины. Устанавливать излучатель напротив обрабатываемого интервала при работе лебедки на "подъем". Скорость спуска-подъема не должна превышать 1 м/с. Работы со скважинной арматурой выполняют специалисты промысла или инженер-геофизик

5. Включить источник  питания согласно: "Источник питания  ИП-ИНЕФ-1-Т. Инструкция по эксплуатации", "Источник питания ИП-ИНЕФ-1-л.  Инструкция по эксплуатации".

6. Установить технологический режим воздействия.

7. Произвести воздействие  на точке в течение расчетного  времени. 

8. Выключить источник  питания согласно: "Источник питания  ИП-ИНЕФ-1-Т. Инструкция по эксплуатации", "Источник питания ИП-ИНЕФ-1-л.  Инструкция по эксплуатации".

9. Произвести обработку последующих интервалов в соответствии с п.п. 10-13.

10. Машинисту каротажного  подъемника произвести установку  излучателя на следующую рабочую точку.

11. По окончании обработки  выключить всю аппаратуру согласно: "Источник питания ИП-ИНЕФ-1-Т. Инструкция по эксплуатации", "Источник питания ИП-ИНЕФ-1-Л. Инструкция по эксплуатации", "Скважинный акустический комплекс ИНЕФ-1. Техническое описание и инструкция по эксплуатации".

12. Отключить сеть 220 В  50 Гц.

13. Поднять излучатель  из скважины и отсоединить от геофизического кабеля.

14. Протереть излучатель  чистой ветошью досуха.

15. Повторить пп. 4-14 для  обработки скважины последующими  частотами.

16. Разобрать схему  комплекса и приготовить его  к транспортировке согласно: "Скважинный акустический комплекс ИНЕФ-1. Техническое описание и инструкция по эксплуатации".

После проведения работ  по применению технологического процесса проводят:

• определение приемистости нагнетательной скважины от агрегата ЦА-320, АЗИНМАШ-30А ТУ 26-16-53-75 при давлении, равном давлению в водоводе, либо определение притока добывающей
• скважины по объему и качеству;
• по согласованию с Заказчиком, комплекс ГИС по определению текущей приемистости (притока), профиля приемистости (притока), технического состояния эксплуатационной колонны и НКТ;
• при проведении комплекса ГИС на добывающих скважинах, механизированного способа эксплуатации, после применения технологического процесса понижение уровня рекомендуется осуществлять свабированием;
• контроль за разработкой участка геофизическими, промыслово-гидродинамическими, физико-химическими методами. Анализируют показатели разработки участка.

 

Рис.16. Блок-схема  соединения комплекса оборудования ИНЕФ-1 и подключение измерительной аппаратуры.

 

 

2.7 Расчет  процесса СКО

 

 

Расчет  кислотной  обработки  призабойной  зоны  скважины  сводится  к  определению  объема  рабочего  раствора  соляной  кислоты  выбранной  концентрации,  количества  воды,  необходимой  для  его  приготовления,  количества  различных  добавок  к  рабочему  раствору:  ингибиторов  коррозии,  стабилизаторов  или  замедлителей  скорости  реакции  между  соляной  кислотой  и  породой,  интенсификаторов.

При  наличии  в  скважине  зумпфа  следует  рассчитать  также  количество  хлористого  кальция,  необходимого  для приготовления раствора  с целью  заполнения  зумпфа  и  изоляции  его  от  кислотного  раствора.

Определить  необходимое  количество  соляной  кислоты  и  других  химреагентов  для  обработки  нефтяной  скважины,  имеющей  следующую  характеристику:  глубина  2650 м,  пласт  представлен  песчаником  с  контактным  и  глинистым  цементом,  эффективная  толщина  пласта  12 м,  проницаемость  пород  -  0,15*10^-12 м²,  пластовое давление  19,8  МПа,  ниже  вскрытой  части  пласта  в  эксплуатационной  колонне  имеется  зумпф  глубиной  32 м,  внутренний  диаметр  эксплуатационной  колонны  0,15 м,  внутренний  диаметр  НКТ  0,062 м.

Решение.

1. Для  заданных  условий  концентрацию  кислоты  для  первичных  обработок  принимают  10-12 %.  Принимаем  х = 12 %.
2. Количество  кислоты,  расходуемой  на  1 м  толщины  пласта,  для  песчаников  составляет  0,4-0,6 м³,  принимаем N = 0,6 м³.
3. Определяем  общий  объем  кислотного  раствора:

W = N*h                                 (2.1)

где  h  -  толщина пласта,

W  =  0,6*12  =  7,2 м³

4. На  приготовление  10 м³  12 % - ного  рабочего  солянокислотного  раствора,  согласно  данным  таблицы требуется 4720  кг  27,5 %-ной НСl  и 5,87  м³  воды.  Соответственно  для приготовления 7,2 м³  раствора  потребуется  4720*7,2/10  =  3400 кг  НСl  и 5,87*7,2/10  =  4,3 м³  воды.
5. Количество  концентрированной  товарной  кислоты  для  приготовления  12 %-ного  рабочего  солянокислотного  раствора  можно  найти  по  формуле:

                         (2.2)

где А и В -  числовые  коэффициенты,  значения  которых для наших  условий  составляют  А = 214,  В = 226;  х  и  z  -  концентрации  соответственно  рабочего  солянокислотного  раствора  и  товарной  соляной  кислоты,  х = 12 % и z = 27,5 %;  W - объем рабочего кислотного раствора, равный 7,2 м³.

6. После  приготовления  рабочего  раствора  соляной  кислоты  проверяют  полученную  концентрацию  раствора,  и  если  она  не  соответствует  выбранной,  добавляют  к  раствору  воду  или концентрированную  кислоту.

Количество  добавляемой  воды  при  концентрации  HCl > 12 %:

                                 (2.3)

количество  добавляемой  соляной  кислоты,  если  концентрация      HCl < 12 %:

                                   (2.4)

где  q_в  и q_к  -  объемы  добавляемой воды  и концентрированной кислоты,  м³;  ρ -  плотность раствора  выбранной концентрации;  ρ₁  и ρ₂  -  плотность приготовленного раствора  соответственно  пониженной и повышенной  концентрации;  ρ₃  -  плотность концентрированной соляной кислоты;  W  -  объем солянокислотного  раствора  12 %-ной концентрации.

7. В  качестве  ингибитора  коррозии  принимаем  катионоактивный  реагент  -  катион  А  в  количестве  0,01 %  объема  рабочего  кислотного  раствора.

Q_и  =  7,2*0,01  =  0,072 м³