Одной из ключевых проблем нефтегазового комплекса НГК России является низкий коэффициент извлечения нефти (КИН). Большое число простаивающих скважин, рост доли залежей с тяжёлыми и высоковязкими нефтями, уменьшение дебитов скважин свидетельствуют о низкой эффективности применяемых технологий извлечения нефти [1, 2].
Одним из наиболее перспективных методов увеличения дебита скважин является акустическое воздействие, в частности в УЗ диапазоне. Причем, эффективность данного метода можно существенно повысить путем математического моделирования физических процессов в ПЗП, сопровождающих акустическое воздействие, разработки современной аппаратуры, правильного подбора скважин-кандидатов и масштабного проведения ОПИ на месторождениях [3–8].
Механизмы акустического воздействия на призабойную зону пласта
В связи со сложностью и разнообразием объектов воздействия на ПЗП, механизмы протекающих в пласте процессов по-прежнему неясны: пласт может быть насыщен водой, газом, лёгкой, высоковязкой или тяжёлой нефтью; снижение дебита связано с парафинизацией ПЗП, ее заилением, отложением мелких глинистых частиц, содержащихся в фильтрате промывочной жидкости, с засорением перфорационных отверстий и т. д. Как правило, воздействие имеет комплексный характер, хотя тот или иной эффект играет превалирующую роль в конкретной скважине.
Наиболее подробное описание методов и процессов, происходящих в ПЗП, при низкочастотной (НЧ) УЗО (18...35 кГц) показаны в работах [3–8].
Обобщая анализ проведённых лабораторных экспериментов и модельных расчётов физических процессов, можно отметить следующие механизмы, ответственные за наблюдаемое улучшение фильтрации нефти в пористых средах в УЗ поле:
-
происходит увеличение относительной проницаемости фаз [9];
-
возникающие нелинейные акустические эффекты в порах (кавитация, акустические течения, звуковое давление) уменьшают действие капиллярных сил из-за разрушения поверхностных плёнок и увеличивают скорость фильтрации флюида [4, 9];
-
уменьшается поверхностное натяжение, плотность и вязкость флюида вследствие УЗ нагрева [10];
-
происходит перистальтическое движение флюида вследствие механической вибрации стенок пор, посредством которого жидкость "сжимается" в соседние поры [11];
-
начинается микроэмульгирование нефти в присутствии природных или введённых поверхностно-активных веществ (ПАВ), повышается растворимость ПАВ и уменьшение его адсорбции [4];
-
происходит слияние капель масла из-за сил Бьеркнеса [12];
-
увеличивается проницаемость горных пород и пористость из-за деформации пор, происходит очистка перфорационных каналов и пор коллектора от АСПО и других включений, уменьшение скин-эффекта [4];
-
возникновение внутрипоровой конвекции приводит к изменению теплопроводности насыщенных флюидами сред и, как следствие, повышению продуктивности скважин [4];
-
увеличение звукового давления (интенсивности) уменьшает сдвиговую вязкость флюида, что приводит к увеличению скорости его фильтрации [4];
-
сонокапиллярный эффект.
Анализ ОПИ на скважинах Самотлорского месторождения
Результаты ультразвуковой обработки
В период 2010–2012 гг. на Самотлорском месторождении была проведена УЗО призабойной зоны пласта на 68 низкодебитных нефтяных скважинах силами ООО "ЦУТ-Сервис" [13]. В таблице 1 приведены результаты ОПИ ультразвуковой технологии обработки скважин с учетом геолого-физических характеристик пластов.
ТАБЛИЦА 1. Результаты опытно-промысловых испытаний ультразвуковой технологии
Пласт |
Число скважин, шт. |
Успешность, % |
Средний дебит нефти до УЗО, т/сут |
Средний прирост дебита нефти после УЗО, т/сут |
Рост дебита, % |
|
12 |
92 |
3,04 |
6,65 |
219 |
|
9 |
100 |
2,48 |
3,9 |
157 |
АВ2-3 |
23 |
74 |
3,47 |
2,5 |
72 |
АВ4-5 |
10 |
70 |
3,74 |
4,1 |
110 |
|
3 |
100 |
1,67 |
5,3 |
317 |
|
3 |
100 |
1,63 |
2,8 |
172 |
БВ8 |
3 |
0 |
4,2 |
–1,8 |
– 42 |
БВ10 |
3 |
100 |
1,2 |
3,1 |
258 |
ЮВ1 |
2 |
100 |
|
– |
Скважины ППД |
Всего |
68 |
80 |
3,23 |
4,4 |
136 |
Анализ геолого-физических характеристик пластов и опыта применения ультразвуковой обработки
![](/upload/medialibrary/9ed/9ed0e6abba1f14db19647fb7cb0a6a61.png)
Проведённые на этом пласте УЗО являются наиболее успешными. Средняя прибавка по дебиту составила 6,7 т/сут. Из 12 скважин, подвергнутых УЗО, лишь одна с сомнительной успешностью в 0,4 т/сут. Успешность обработок объясняется в первую очередь тем, что в этом случае работа велась с пластом "рябчик", который характеризуется перемежением нефтеносных пропластков с непроницаемыми глинистыми слоями. Ввиду того, что УЗ технология имеет очень высокую избирательность и отличается возможностью почти точечного воздействия, обработке подвергались только нефтенасыщенные пропластки.
Наибольшее число операций проведено на пласте АВ2-3. Было обработано 23 скважины. Успешность 74 %, средний прирост составил 2,544 т/сут. На 6 скважинах получен отрицательный результат. На двух скважинах увеличилось процентное содержание воды: на скв. 31244 процент воды увеличился с 69 до 88, на скв. 14606 – с 41 до 92. При этом надо заметить, что очистка ПЗП подразумевает эффект в виде увеличения дебита пластового флюида. В первом случае он увеличился с 11 до 26 м3/сут, во-втором – не изменился. За вычетом этих скважин эффект составляет 4,1 т/сут.
Пласт АВ4-5
На этих пластах были получены довольно неплохие результаты. Из 10 обработанных скважин при успешности 70 % получен средний прирост 4,1 т/сут. При этом на трех скважинах опять была проведена деоптимизация по причине отсутствия требуемого оборудования. На всех трёх скважинах динамический уровень повысился по сравнению с уровнем до обработки на 100 м и более. За вычетом этих скважин эффективность составляет 6 т/сут.
Пласт БВ8
Проведённые здесь три операции по УЗО дали отрицательный результат. Хотя число проведённых операций не даёт оснований делать однозначные выводы, но основной причиной увеличение процента воды в добываемом флюиде является неправильный подбор скважин для УЗО, так как была подтянута "воронка" воды и увеличение дебита привело к ее прорыву.
Пласт БВ10
По пласту БВ10 проведены 2 операции с успешностью 100 % и эффектом 3,1 т/сут. На пластах БВ10 и ЮВ1 проведены 3 операции по УЗО нагнетательных скважин. Успешность составила 100 %. Увеличение приёмистости составило от 300 до 500 %.
Таким образом, ОПИ показали правильность предъявляемых требований к скважинам-кандидатам для УЗО и позволили сформулировать алгоритм подбора скважин.
Критерии выбора скважин для ультразвуковой обработки
Анализ результатов с целью установления корреляционной связи между удельным суточным приростом после УЗО и геолого-технологическими параметрами был проведен в работе [14]. Результаты факторного анализа свидетельствуют о том, что суточный прирост нефти после УЗО в первую очередь зависит от поддержания пластового давления. УЗО были наиболее эффективными, если отношение текущего пластового давления к первоначальному было в пределах 0,75…0,9. Максимальный прирост дебитов нефти достигается при снижении текущего пластового давления не более чем на 15 % от первоначального, а предельное – не более 25 %.
Вторая по значимости корреляционная связь [14] получена между среднесуточным приростом нефти и показателями обводненности скважин. Эффективность обработок снижалась, если обводненность скважин-кандидатов превышала 80 %. Как правило, чем меньше пропластков и однороднее по строению пласт, тем выше эффективность обработки. В том случае, когда толщина пласта не превышает 3…4 м, вероятность выполнения успешной обработки резко снижается.
В каждом конкретном случае технологическая компоновка УЗ аппаратуры в скважинах зависела от следующих факторов:
-
анализ технологического режима работы скважины-кандидата за прошедший период от начала эксплуатации;
-
изучение плотности и состава жидкости глушения при ремонтах;
-
изучались все виды воздействия на ПЗП скважины-кандидата за весь период эксплуатации (физические, химические, акустические и т. д.) и результаты этих воздействий на параметры работы скважины;
-
на основании данных о пластовом давлении и режимах работы соседних скважин с аналогичным геологическим строением оценивалось влияние пластового давления на снижение дебита скважины-кандидата;
-
устанавливалась основная причина снижения дебита за период эксплуатации.
На основе анализа литературных данных [7, 8, 14] и результатов ОПИ были определены критерии, которым должны удовлетворять характеристики пластовой нефти и геофизические характеристики скважины-кандидата для проведения испытаний УЗ оборудования и технологии (табл. 2).
ТАБЛИЦА 2. Требования к скважинам-кандидатам для ультразвуковой обработки
Параметр |
Значение |
Пласт |
|
Порода пласта |
Песчаник |
Проницаемость, мкм2 |
Более 0,25 |
Пористость, % |
Более 20 |
Глинистость, % |
Не более 15 |
Минимальная толщина перфорированного пропластка, м |
3 м |
Число пропластков в интервале перфорации; |
Не более 10 |
Текущая нефтенасыщенность пластов, % |
Более 50 |
Температура на забое скважины, °С |
10…135 |
Давление на забое скважины, атм |
40…400 атм. |
Пластовое давление |
Выше давления насыщения нефти газом на 15…20 % |
Нефть, пластовая жидкость |
|
Динамическая вязкость в пластовых условиях, мПа×с |
Не более 25 |
Температура начала кристаллизации парафина |
Меньше температуры на забое скважины и пластовой температуры |
Отсутствие газовой фазы в пласте жидкости |
|
По параметрам работы добывающих скважин |
|
Текущий дебит, м3/сут |
Не менее 3 |
Текущая обводнённость, % |
Не более 75 |
Падение дебита за последние 1–2 года, не связанное с падением пластового давления или какими-либо техническими причинами |
В 2 раза и более |
По параметрам работы нагнетательных скважин |
|
Текущая приемистость, м3/сут |
Не менее 20 |
Падение приемистости за последние 1–2 года, не связанное с какими-либо техническими причинами |
В 2 раза и более |
Давление закачки |
Не менее проектного |
Ультразвуковой скважинный комплекс
С учётом собственного опыта работ и анализа недостатков существующих акустических оборудования и технологий при поддержке Фонда Сколково разрабатывается комплекс звуковой стимуляции и технологии (методы) его применения, которые обеспечивают максимальный эффект при интенсификации добычи нефти акустическим методом. В состав Комплекса входит: модуль питания и управления (МПУ), скважинный акустический прибор (САП), комплексный геофизический скважинный прибор (ГФСП), др. вспомогательное оборудование.
Модуль питания и управления
МПУ предназначен для:
-
обеспечения электропитания скважинных приборов;
-
генерирования ультразвуковых и импульсных сигналов;
-
управления КВС в автоматическом и ручном режиме;
-
наглядное отображение процессов работы комплекса по мнемосхемам;
-
визуальный контроль за параметрами оборудования;
-
контроль и диагностику технического состояния комплекса;
-
звуковую и цветовую сигнализацию тревог и аварийных событий;
-
регистрацию и архивирование режимов и параметров работы КВС, параметров скважины и действий операторов;
-
распечатку протоколов работы комплекса;
-
передачу информации в режиме реального времени по модемной связи на диспетчерский пункт.
УЗ генератор МПУ построен на современной элементной базе – с использованием IGBT т и мощных высоковольтных полевых транзисторов, имеет малые габариты и малый вес, что позволяет наиболее рациональным образом использовать пространство лабораторного отсека геофизического подъёмника [15].
МПУ имеет следующие основные характеристики:
-
рабочая частота в диапазоне, кГц 14,0 - 30,0
-
КПД генерации ультразвука, % 96;
-
частота импульсов, Гц 1 - 10
-
напряжение на выходе, В 100 - 1200
-
активное сопротивление нагрузки с учетом кабеля, Ом 5 - 50
-
Электропитание от сети
(число фаз × напряжение, В / частота, Гц) 3×380 / 50, 60 + 1×220 / 50, 60
В зависимости от решаемых задач разрабатываются три модификации МПУ:
-
для работы на месторождениях лёгкой и средней нефти – потребляемая мощность 5-10 кВт;
-
для работы на месторождениях тяжёлой нефти – 20-30 кВт;
-
для работы на горизонтальных скважинах – 60-100 кВт.
Управление работой МПУ осуществляет промышленный компьютер с цветным сенсорным экраном, расположенным на передней панели. В компьютер записана программа, позволяющая осуществлять управление всеми функциями комплекса. Сенсорный экран позволяет отображать на мнемосхемах основные параметры технологического процесса, а также управлять Комплексом (рис. 1).
РИС. 1. Модуль питания и управления Комплексом
МПУ позволит:
-
осуществлять контроль за состоянием работоспособности ультразвукового оборудования, стационарно установленного на нефтяных скважинах, и при необходимости оперативно изменять режимы его работы;
-
оказывать помощь и осуществлять контроль за действиями специалистов геофизических партий, а также вносить корректировку в принимаемые ими решения при проведении звуковой стимуляции;
-
постоянно совершенствовать используемое оборудование благодаря возможности оперативного сбора статистических материалов по результативности проводимых работ и внесения необходимых изменений в конструкцию приборов и технологию работ для повышения эффективности и надёжности МЗВ;
-
повышать квалификацию специалистов благодаря возможности анализа его ошибочных действий по объективным показателям;
-
соответствовать современным трендам в области нефтегазодобычи – создание «интеллектуальных» скважин;
-
обеспечить открытость и прозрачность технологий и результатов МЗВ для заказчика.
Скважинный акустический прибор
Согласно работам [3–9] требуемый диапазон рабочих частот излучения должен составлять 18…35 кГц при этом интенсивность излучения на поверхности излучателя должна составлять в радиальном направлении не менее 5…10 Вт/см2.
В целях устранения недостатков существующих скважинных приборов и использования их преимуществ [16], была разработана конструкция излучателя, где стандартные пьезокольца диаметром 38 мм размещены перпендикулярно его оси, собранными в пьезопакет. Два пьезопакета расположены независимо друг от друга и с поворотом 90° относительно друг друга. Благодаря такой конструкции основная энергия излучения пьезопакетов направлена в радиальном направлении. Из таких излучателей собирается скважинный акустический прибор (рис. 2), все модули которого соединяются специальным эластичным соединением, причем к соединительной головке могут подключаться любые дополнительные приборы, например, геофизический. Подключение приборов на конце САП обеспечивается благодаря возможности пропускания сквозь него транзитных проводов [17, 18].
РИС. 2. Конструктивная схема скважинного акустического прибора
Прибор имеет следующие технические характеристики:
-
Потребляемая мощность при длине 3 м, кВА, не более 5,0
-
Диаметр прибора, мм 52
-
Напряжение питания, В 400
-
Резонансная частота, кГц 19±1
-
Частоты импульсного воздействия, Гц 1 – 10
-
КПД излучения в радиальном направлении, % 85;
Модульная конструкция прибора позволяет сделать его любой длины, которая будет ограничиваться только возможностями каротажного кабеля. При работах в горизонтальных скважинах могут использоваться шлангокабель или колтюбинг с электрокабелем. В этом случае скважинный прибор можно сделать длиной до 50 м.
Геофизический скважинный прибор
При проведении ОПИ на Самотлорском месторождении была опробована схема совместного спуска в скважину акустического и геофизического приборов.
Комплексный геофизический скважинный прибор (ГФСП) предназначен для осуществления привязки к зоне перфорации и осуществления контроля процесса обработки ПЗП с целью корректировки режимов обработки в реальном масштабе времени, что существенно повышает процент успешности операций. Возможность ГФСП обеспечивать привязку к зоне перфорации сокращает время простоя скважины за счёт сокращения количества спускоподъёмных операций.
Применение ультразвукового скважинного комплекса
Разработанный комплекс звуковой стимуляции может применяться в любых технологических схемах, например, приведённых в работах [19]. В качестве базовой (типовой) схемы можно рассматривать схему, приведённую на рис. 3. В качестве дополнительного оборудования могут применяться индукционный нагреватель, электромагнитный или электрогидравлический излучатели, применение которых позволит существенно увеличить эффективность и успешность операций по очистке ПЗП за счёт получения синергетического эффекта.
Скважинные приборы комплекса спускаются в скважину, где последовательно проводятся операции по привязке приборов по стволу скважины, по снятию текущих параметров скважины, УЗ очистке пор пласта и перфорационных отверстий скважины.
РИС. 3. Схема компоновки УЗ оборудования:
1 – каротажный подъёмник типа ПКС-5;
2 – комплекс питания и управления;
3 – каротажный кабель типа КГ3х1,5-70-150;
4 – скважинный акустический прибор;
5 – геофизический скважинный прибор;
6 – дополнительное оборудование.
Проанализировав опыт ОПИ с УЗО пластов, можно сделать следующие выводы:
a) Общий итог:
-
успешность выполненных операций составила 80 %;
-
число неуспешных операций – 13, из которых по объективным причинам – 10;
-
средний прирост дебита нефти по скважинам 4,23 т/сут;
-
наиболее успешными оказались УЗО пласта "рябчик". Здесь сказывается преимущество ультразвуковой технологии в избирательности воздействия. До этого применялись в основном химические обработки, где кислота шла по наиболее проницаемым промытым участкам, поэтому часть пропластков не была включена в работу.
-
необходимым условием для качественного проведения УЗО (особенно при низком пластовом давлении) является работа на депрессии, для выноса продуктов реакции (диспергированных продуктов засорения) из пласта в скважину, а лучше всего, на поверхность.
b) Среди использованных схем создания депрессии на пласт в сочетание с УЗО:
-
cвабирование является самым простым и наименее затратным из всех применяемых методов.
-
наиболее предпочтительным методом создания депрессии на пласт является использование струйного насоса. Хотя данный метод более затратный по времени и стоимости, однако средняя продолжительность эффекта обработки скважин почти в 2 раза и более выше по сравнению с остальными методами.
c) ОПИ показали важность правильного подбора скважин для повышения эффективности и успешности УЗО, алгоритма подбора скважин и наличия специально подготовленных специалистов.
d) Опыт ОПИ позволил сформировать облик перспективного комплекса звуковой стимуляции, который обеспечит существенное увеличение эффективности акустических технологий и позволит им занять достойное место в ряду существующих методов интенсификации добычи нефти.
Литература
1. Муллакаев М.С. Современное состояние проблемы извлечения нефти // Современная научная мысль. – 2013. – № 4. – С. 185–191.
2. Муллакаев М.С. Современные методы увеличения нефтедобычи: проблемы и практика применения // Современная научная мысль. – 2015. – № 5. – С. 98–111.
3. Кузнецов О.Л., Ефимова С.Ф. Применение ультразвука в нефтяной промышленности. – М.: Недра, 1983. – 192 с.
4. Дыбленко, В.П. Волновые методы воздействия на нефтяные пласты с трудноизвлекаемыми запасами. Обзор и классификация. – М.: ОАО "ВНИОЭНГ", 2008. – 80 с.
5. Caicedo S. Feasibility study of ultrasound for oil well stimulation based on wave-properties considerations // SPE Prod. Oper. – 2009. - Vol. 24. – № 1. – P. 81–86.
6. Hamida T., Babadagli T. Fluid-fluid interaction during miscible and immiscible displacement under ultrasonic waves // Eur. Phys. J. – 2007. – Vol. 60. – P. 447–462.
7. Mullakaev M.S. Ultrasonic intensification of the processes of enhanced oil recovery, processing of crude oil and oil sludge, purification of oil-contaminated water. - М.: HELRI, 2018. – 376 p.
8. Муллакаев М.С. Ультразвуковая интенсификация процессов добычи и переработки нефти, очистки нефтезагрязненных вод и переработки нефтешламов. - М.: НИИ ИЭП, 2019. – 412 с.
9. Nikolaevskiy V.N. Mechanism of vibration for oil recovery from reservoirs and dominant frequencies // Trans. USSR Acad. Sci. – 1989. – Vol. 307. – Pp. 570–575.
10. Fairbanks H.V., Chen W.J. Ultrasonic acceleration of liquid flow through porous media // Chem. Engineering Progress. Symposium Series. – 1971. – Vol. 67. – Pp. 108–116.
11. B. Abismail, J.P Canselier, A.M Wilhelm, H. Delmas, C. Gourdon. Emulsification by ultrasound: drop size distribution and stability // Ultrason. Sonochem. – 1999. – Vol. 6. – P. 75–83.
12. R. Matting, I. Akhatov, U. Parlitz, C.D. Ohl, W. Lauterborn. Bjerknes forces between small cavitation bubbles in a strong acoustic field // Phys. Rev. E. – 1997. – Vol. 56. – P. 2924–2931.
13. Муллакаев М.С., Салтыков Ю.А., Салтыков А.А., Муллакаев Р.М. Анализ опытно-промысловых испытаний ультразвуковой технологии на скважинах Самотлорского месторождения. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2019. – № 7. – С. 71–85.
14. Апасов Г.Т., Апасов Т.К., Салтыков Ю.А., Апасов Р.Т., Абрамова А.В. Факторы, влияющие на эффективность при ультразвуковом воздействии на прискважинную зону пластов Самотлорского месторождения // Наука и ТЭК. – 2012. – № 6. – С. 17–20.
15. Пат. № 165239 РФ. Модуль питания и управления скважинным прибором. - Приоритет от 05.04.2016; опубл. 10.10.2016.
16. Муллакаев М.С., Салтыков А.А., Салтыков Ю.А., Муллакаев Р.М., Раянов А.Р. Прачкин В.Г. Анализ существующего акустического оборудования и технологий его применения для повышения нефтеотдачи. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2019. – № 10. – С. 60–70.
17. Пат. № 2521094 РФ. Скважинный акустический прибор. – Приоритет от 10.04.2013; опубл. 27.06.2014.
18. Пат. № 10253601 США. Скважинный акустический прибор для обработки призабойной зоны нефтяных и газовых пластов". - Приоритет от 30.03.2017; опубл. 09.04.2019.
19. Апасов Т.К., Абрамов В.О., Муллакаев М.С., Салтыков Ю.А., Ю.А. Апасов Г.Т., Апасов Р.Т. Комплексные схемы ультразвукового воздействия на пласты Самотлорского месторождения // Наука и ТЭК. – 2011. – № 6. – С. 80–84.
Keywords: oil production rate; oil recovery factor; ultrasound; ultrasonic equipment and technology; pilot-field test