Технологія інтенсифікації припливу рідин і газів з продуктивних пластів з використанням струминних апаратів

Размещено на http://www.allbest.ru/

Технологія інтенсифікації припливу рідин і газів з продуктивних пластів з використанням струминних апаратів

Р.С. Яремійчук

Свердловина, її пристовбурна зона і частина пласта між свердловинами є взаємозв'язаними і взаємодіючими елементами єдиної техноприродньої системи. Неврахування особливостей і ступеня впливу присвердловинної зони як однієї з елементів системи призводить до загального зниження ефективності розробки нафтогазового родовища. Потенціальна продуктивність свердловини може бути досягнута лише у тих випадках, коли у процесі закінчування свердловини і під час її експлуатації не відбувається погіршення фільтраційних властивостей порід (ФВП) у присвердловинній зоні пласта (ПЗП). Загальновідомо, що ФВП погіршується внаслідок засмічення пласта різними речовинами при бурінні, цементуванні, перфорації, а також при ремонті свердловини. В деяких випадках з цих причин свердловини можуть виявитися умовно непродуктивними.

Поряд зі зниженням продуктивності свердловин погіршення ФВП у пристовбурних зонах призводить до зменшення коефіцієнта нафтовіддачі, темпів розробки, збільшення термінів розробки загалом. У зонах погіршеної проникності втрачається значна частина пластової енергії, що знижує ефективність дії депресії на пласт. У зв'язку з особливостями поведінки тиску у пристовбурній зоні середню проникність техноприродньої системи “свердловина - пристовбурна зона - частина пласта між свердловинами” визначає проникність присвердловинної зони пласта, незважаючи на її невеликі розміри. Зниження продуктивності пластів за рахунок погіршення ФВП у цій зоні якісно характеризує гідродинамічний показник - відношення продуктивності свердловини до і після погіршення ФВП - параметр ВП (рис. 1).

, (1)

де: k, h, - проникність, товщина продуктивної частини пласта і в'язкість флюїда у пластових умовах відповідно; ВЗП і ПЗП - віддалена і привибійна зона пласта відповідно.

Погіршення проникності у 5 разів зменшує продуктивність свердловини у два рази (крива 4); у 10 разів - у 3,5 рази (крива 3)., а у 50 разів викликає 15-кратні втрати продуктивності (рис. 1).

Рисунок 1 - Графік залежності зниження продуктивності свердловин від радіуса і ступеня зниження проникності у пристовбурній зоні:

1 - 0,02; 2 - 0,05; 3 - 0,1; 4 - 0,2; 5 - 0,3; 6 - 0,5;
7 - 1,0; 8 - 2,0; 9 - 5,0; 10 - 10,0

Важливим є те, що при цьому розміри зони погіршеної проникності можуть складати лише десятки сантиметрів. В той же час збільшення проникності пристовбурної зони збільшує продуктивність лише на десятки процентів (криві 8, 9, 10).

На основі цього визначається основна стратегічна лінія регулювання ФВП у пристовбурній зоні, яка реалізується, по-перше, зведенням до мінімуму погіршення проникності під час розкриття пластів і, по-друге, відновленням ФВП навколо стовбура свердловини цілеспрямованими діями. На стадії освоєння більшість свердловин в Україні вводяться в експлуатацію з дебітами, меншими від проектних.

У привибійній зоні за рахунок погіршення ФВП втрачається значна частина пластової енергії, тому фактична депресія на пласт є набагато меншою від потенційно можливої

, (2)

де: Р - депресія на пласт; Рв - тиск на вибої свердловини; Рпл - пластовий тиск; Роп - втрати пластового тиску в зоні погіршеної проникності (визначається за величиною “скін-ефекту”).

Продуктивна товща зазвичай представлена прошарками різної проникності. У процесі спорудження свердловини на її заключному етапі вони закупорюються, по-різному змінюючи свої ФВП. При створенні депресії на пласт приплив здійснюється з тих прошарків, які менше від інших закупорені або які мають кращі фільтраційні властивості. Тому ті з прошарків, з яких не отримано припливу при їх збудженні депресією, починають сприймати тиск з боку свердловини за рахунок припливу з інших прошарків і, як правило, в розробку не вступають. У складно побудованих покладах це зможе зменшити товщину покладу, що розробляється, на 20 ... 60 %. Цим можна пояснити так званий ефект розробки менілітових відкладів Долинського родовища, коли станом на 1.01.2000 р. коефіцієнт нафтовіддачі становив за 45 років експлуатації родовища лише 0,159, а обводненість свердловини змінюється від 85 до 100%. Очевидно, що і заводнення свердловин здійснюється в тих же прошарках, які експлуатуються.

Оскільки проникність порід в різних прошарках Долинського родовища різниться в 40 разів, то можна стверджувати, що більша частина родовища ніколи не вступала в розробку.

Крім того, треба було б взяти до уваги таке.

В низькопроникних пластах крупні порові канали ще на стадії розкриття блокуються твердими частинками і гангаліями защемленої нафти. При зворотному витісненні прорив нафти через дрібні і середні пори призводить до блокування фільтрату в крупних порах, що веде до істотного зменшення проникності в зоні, наповненій фільтратом промивної рідини.

Відомо, що існують оптимальні умови освоєння свердловин, які забезпечують найбільш повний ступінь витіснення фільтрату в процесі освоєння. Але при існуючих технологіях освоєння ці умови не реалізовуються. Відомо також, що в процесі освоєння у присвердловинній зоні защемлюється значна кількість фільтрату, який пізніше протягом тривалого часу виноситься рухомим багатофазним потоком. Промислові спостереження показують, що вилучення фільтрату з привибійної зони для карбонатних колекторів триває 2 ... 3 роки, а з теригенних 5 ... 6 років. За цей час коефіцієнт продуктивності зростає. На рис. 2 показана залежність відновлення продуктивності свердловини після її освоєння від часу експлуатації. Період стабілізації залежить як від властивостей пласта, так і від технології його освоєння і подальшої експлуатації свердловини. Особливо важкі проблеми з освоєнням свердловини виникають за наявності тріщинних колекторів, оскільки в процесі розкриття через тріщини буровий розчин проникає на великі відстані, а цементний розчин, проникаючи у ці ж тріщини, твердіючи, повністю блокує пласт від свердловини.

Рисунок 2 - Графік залежності відновлення продуктивності свердловин після її освоєння від часу експлуатації

При експлуатації та ремонті свердловини погіршення проникності відбувається внаслідок випадання у привибійній зоні парафінових і асфальтосмолистих відкладів, неорганічних солей за рахунок явищ масопереносу, а у випадку технологічного глушіння свердловин - за рахунок гідратації глин і інших факторів.

Базуючись на вищевикладеному, у переважній більшості свердловин виникає необхідність штучної дії на при вибійну зону різними методами. Ці методи відомі: гідравлічний розрив пласта, кислотна обробка, додаткова (або повторна) перфорація, використання енергії порохових газів, створення багаторазових миттєвих депресій і репресій на пласт, дією на пласт ультразвуком, кавітацією, методом електророзрядної імпульсної дії та іншими гідродинамічними методами.

Не вдаючись до аналізу ефективності цих методів, можемо констатувати, що природа покращання фільтраційних властивостей у присвердловинній зоні цими методами є різною. Так, гідророзрив пласта у багатошарових колекторах може розірвати один з прошарків. У закупорені ділянки пласта кислота не проникає. Нами [1, 2, 3] показано, що одним із дуже ефективних методів очищення привибійної зони свердловин є створення багаторазових миттєвих депресій і репресій на пласт. На основі аналізу фільтраційних процесів, що протікають у присвердловинній зоні пласта, встановлено, що у момент миттєвого зниження тиску або його відновлення:

виникають високі градієнти тиску, які спрямовані або з пласта у свердловину, або зі свердловини у пласт;

високі градієнти тисків з пласта у свердловину співпадають практично в часі зі зняттям тиску на вибій, а це означає, що в цей момент відсутні сили, які притискують дисперсну фазу до скелета породи або до берегів тріщин, що полегшує винесення частинок у свердловину;

високий градієнт тиску з свердловини в пласт дає змогу змінювати стан застряглих частинок у перегинах пор або у звивистих тріщинах, що при наступному зниженні тиску полегшує їх винесення у свердловину;

максимальний градієнт тиску виникає на відстані 1,05 ... 1,07 радіуса свердловини, що відповідає радіусу зони кольматації пласта;

у присвердловинній зоні пласта виникають градієнти швидкостей розповсюдження депресійної воронки між скелетом пласта, дисперсною фазою та пластовим флюїдом.

До того ж при миттєвій зміні тисків у свердловині змінюється напружено-деформаційний стан через зміну радіального r і кільцевого напружень, що сприяє розкриттю тріщин або їх поширенню в бік пласта.

За даними А.Х. Мірзаджанзаде раптова розгерметизація робочих систем, що перебувають під тиском, може призвести до виникнення тимчасових від'ємних тисків, а з досліджень А. Хейуорда випливає, що від'ємний тиск є одним з метастабільних станів, при якому проявляється ефект розтягу і наступного розриву рідин.

Ці дослідження вказали на високу ефективність використання методів багаторазового миттєвого зменшення тиску на вибій і відновлення його у свердловині з точки зору очищення привибійної зони пласта. Створювані при цьому дуже великі градієнти тиску виводять з відносно зрівноваженого стану складну флюїдальну систему, руйнуючи багаточисельні перепони рухливому потоку (плівки, пробки Жамена і т.п.).

Лабораторні дослідження на керновому матеріалі (піщаники і алевроліти родовищ Західного Сибіру) показали, що величина миттєвих депресій або поєднання репресій з депресіями, їх кількість, частота кожного циклу дії та вид дії залежать від багатьох факторів літолого-петрографічних особливостей колекторів, їх пористості та проникності, розмірів пор і структури порового простору, складу і властивостей флюїдів, процесів, які відбуваються у колекторах при витісненні нафти водними розчинами і навпаки тощо. Дуже важливим є і те, на якій стадії експлуатації перебувають свердловини і розробка родовища загалом (від цього залежать причини погіршення фільтраційної здатності порід у присвердловинній зоні пласта) і які методи дії на ПЗП необхідно здійснити з метою відновлення її проникності. На рис. 3 (піщаник) і 4 (алевроліт) показана ефективність дії на колектор змінними тисками в залежності від технологічних параметрів (величини амплітуди, кількості циклів, періоду і виду дії) у вигляді залежності від кількості циклів для різних схем дії.

З цих графіків видно, що максимальний ефект для піщаника отримано при дії на нього депресіями 6 МПа за 5-6 циклів у поєднанні з відновленням гідростатичного тиску (крива в), а мінімальний - у випадку, коли величина депресії у 2 рази менша від репресії (крива а). У цьому останньому випадку збільшення кількості циклів веде до зменшення ефекту.

Подібні залежності отримано і при дослідах на алевролітах. Не спостерігається покращання коли (крива в, рис. 4), а у випадку, коли (крива г, рис. 4) йде погіршення ФВП (зменшення ). Ці досліди показали, що використовувати даний метод для покращання ФВП у свердловинах зі зниженим пластовим тиском не рекомендується. свердловина наземне обладнання

Рисунок 3 - Залежність коефіцієнта збільшення -проникності піщаника kn/ko від числа циклів n і виду впливу (а);

Схеми впливу: б - різкими депресіями з амплітудою Рд = 0,6 МПа; в - депресіями з Рд = 0,6 МПа у поєднанні з репресіями (Рр = 0,6 МПа); г - депресіями з Рд = 3 МПа; д - депресіями з Рд = 3 МПа у поєднанні з репресіями (Рр = 1,5 МПа); е - депресіями з
Рд = 3 МПа у поєднанні з репресіями (Рр = 3 МПа); ж - депресіями з Рд = 6 МПа

Рисунок 4 - Залежність коефіцієнта збільшення проникності алевроліту від числа циклів n і виду впливу (а); схеми впливу: б -депресіями з Рд=3,6 МПа; в - депресіями з Рд=3,6 МПа у поєднанні з репресіями (Рр=1,8 МПа); г - депресіями з Рд=3,6 МПа у поєднанні з репресіями (Рр = 3,6 МПа); д - депресіями з Рд = 3,6 МПа у поєднанні з репресіями (Рр = 7,2 МПа)

В Івано-Франківському національному технічному університеті нафти і газу розроблена технологія та створено обладнання у вигляді струминних апаратів для реалізації методу впливу на ПЗП багаторазовими депресіями і репресіями. На рис. 5 відображена в координатах тиск Р - тривалість процесу t ця технологія. Вона дає можливість:

- досліджувати свердловини за кривими відновлення тиску (КВТ);

- багатократно діяти на привибійну зону пласта миттєвими депресіями і репресіями;

- досліджувати свердловини на приплив при різних депресіях для побудови індикаторних діаграм;

- досліджувати інтервали припливу з різних прошарків за даними термометрії і дебітометрії в умовах створеної депресії на пласт в підпакерній зоні.

Рисунок 5 - Зміна тиску на вибій, створена
струминними апаратами типу УЕОС або УГІП

Рисунок 6 - Стаціонарний струминний апарат типу УОС: 1 - корпус; 2 - стержень; 3 - шток; 4 - пружина; 5 - сідло; 6 - муфта; 7 - струминна помпа; 8 - корпус зворотного клапана; 9 - втулка; 10 - куля; 11, 12 - ущільнення

Рисунок 7 - Вставний струминний апарат УЕОС:1 - корпус; 2 - стержень; 3 - шток; 4 - пружина; 5 - сідло; 6 - муфта; 7 - струминна помпа; 8 - корпус зворотного клапана; 9 - втулка; 10 - куля; 11, 12 - ущільнення

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Режим багатократних миттєвих депресій і репресій на пласт легко суміщається з кислотною обробкою пласта. Розроблені нами високо- напірні струминні апарати випускаються підприємствами “Геос” і “Вєлл” в Івано-Франківську у декількох модифікаціях під шифрами УОС-1 (стаціонарний, рис. 6), УЕОС-2 (рис. 7) і УЕОС-4 (рис. 8) (вставні). Вставні струминні апарати випускаються також у двох модифікаціях - з подачею робочої рідини через насосно-компресорні труби і з подачею рідини через міжтрубний простір. Останні призначені для установки в нагнітальних свердловинах або для підняття з свердловини високов'язкої нафти.

Схема обв'язування наземного обладнання показана на рис. 9.

Робочий тиск на насосних агрегатах Ра визначається аналітичною залежністю

(3)

де: Рж.з - гідростатичний тиск в трубному або міжтрубному просторах (при прямій або зворотній циркуляціях); Рж.p - тиск робочої рідини на глибині установки струмин-ного апарата; Р* - втрати тиску при русі робочої рідини від наземного насосного агрегату до робочого сопла у струминному апараті; Р** - втрати тиску при русі робочої, змішаної робочої і інжектованої рідин від струминного апарата до гирла свердловини; - відносний пере-пад тиску у струминному апараті.

Значення , використані нами, вміщені в таблиці 1.

У процесі виконання робіт з освоєння свердловин, відновленню проникності колектора у привибійній (пристовбурній) зоні в якості робочих рідин використовують воду, оброблену хлористим кальцієм, або дегазовану нафту. При цьому здійснюється постійний контроль за зміною припливу рідини після кожного циклу репресій-депресій.

Величину тиску на вході в камеру інжекції струминного апарата (Рі) визначають

, (4)

де: Рпл - пластовий тиск; Р - депресія на пласт; і - середня густина газорідинної суміші в інтервалі h від вибою до місця установки струминного апарата.

Існують обмеження на величину допустимої депресії на пласт, виходячи з [1]:

- збереження міцності цементного каменю в інтервалі між нафтовими, газовими і водяними прошарками, щоб не допустити перетоку одних флюїдів до інших;

- не допустити виділення з нафти газу у привибійній зоні колектора, виходячи з величини тиску насичення нафти газом;

не допустити руйнування колектора при створенні багаторазових миттєвих депресій і репресій.

Описана вище технологія знайшла значне застосування в Російській Федерації на кількох тисячах свердловин, значно менше в Україні. Це пояснюється тим, що в Російській Федерації вона застосовується безпосередньо після закінчення бурінням свердловин (на стадії освоєння) або після капітального ремонту свердловин. Р.Р. Ісмагілов люб'язно надав нам дослідну інформацію ефективності використання багаторазових миттєвих депресій і репресій при освоєнні семи геолого-розвідувальних свердловин Бегашкинського родовища в Удмуртії. На основі записів кривих відновлення тиску (КВД) та досліджень свердловин при стабільних режимах припливу ним визначені коефіцієнти гідродинамічної досконалості до і після операцій.

Подібні результати отримані В.Р. Возним в “Головтюменьнафтогазі” у 1986 р., В.М. Лотовським, Б.М. Кифором в об'єднаннях “Укрнафта” та “Нижневартовскнефтегаз”. В Україні цю технологію почали застосовувати на свердловинах, що експлуатують родовища на пізній стадії розробки з низькими пластовими тисками, тому тут, за деяким винятком (Бугрестівська № 80, № 60 і 61 Чижевські, Сагайдак № 1 та інші), не було отримано такого збільшення дебітів, які б виправдовували експлуатаційні технологічні витрати.

В Росії отримано на багатьох родовищах Західного Сибіру, в Комі, Оренбурж'ї збільшення дебітів свердловин в 1,5 - 2 і більше разів, тому ця технологія освоєння свердловин, їх дослідження стала нормативною.

Вважаємо, що в Україні треба перенести (з досвіду Росії) застосування цієї дуже ефективної технології теж на стадію освоєння свердловин після закінчення буріння.

Література

1. Яремийчук Р.С., Качмар Ю.Д. Вскрытие продуктивных пластов и освоение скважин. - Львов: Вища школа, - 1982. - 283 с.

2. Яремийчук Р.С., Возный В.Р., Кифор Б.М., Лотовский В.Н. Технология повышения продуктивности скважин с помощью струйных аппаратов /Обзорная информация. Серия: Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - М. - 1992. - 51

Размещено на Allbest.ru