Ультразвуковые технологии восстановления продуктивности низкодебитных скважин - Нефтесервис

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
АВ_2-3	23	74	3,47	2,5	72
АВ_4-5	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

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 АВ_2-3. 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 АВ_4-5

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