USD 77.778

-0.15

EUR 91.5603

+0.25

BRENT 42.77

+0.07

AИ-92 43.41

+0.02

AИ-95 47.23

+0.04

AИ-98 53.17

-0.02

ДТ 47.6

0

19 мин
469
0

Ультразвуковые технологии восстановления продуктивности низкодебитных скважин

Авторы статьи анализируют механизмы акустического воздействия на призабойную зону пласта (ПЗП). В статье представлен анализ опытно-промысловых испытаний (ОПИ) ультразвуковой (УЗ) технологии и оборудования, проведённых на 68 нефтяных скважинах Самотлорского месторождения. Проведён анализ результатов ОПИ скважин с особенностями геолого-физических характеристик обрабатываемых пластов, которые позволили сформулировать алгоритм подбора скважин-кандидатов для УЗ обработки (УЗО).

Ультразвуковые технологии восстановления продуктивности низкодебитных скважин

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


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:

  1. для работы на месторождениях лёгкой и средней нефти – потребляемая мощность 5-10 кВт;

  2. для работы на месторождениях тяжёлой нефти – 20-30 кВт;

  3. 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



Статья «Ультразвуковые технологии восстановления продуктивности низкодебитных скважин » опубликована в журнале «Neftegaz.RU» (№7, 2020)

Авторы:
Читайте также