Оборудование и технологии добычи нефти в осложненных условиях

К 80 летию РГУ нефти и газа имениlf.Лf.Губкина

M.A.Mokhov, V.A.Sakharov, H.H.Khabibullin

EQUIPMENT AND TECHNOLOGIES OF OIL PRODUCTION FOR COMPLICATED CONDITIONS

El

МО(К88

НЕДРА

2010

М.А.Мохов, В.А.Сахаров, Х.Х.Хабибуллин под редакцией И. Т.Мищенко

ОБОРУДОВАНИЕ И ТЕХНОЛОГИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ В ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЯХ

«Допущено Учебно-.методическим обьединением вузов

Российской Федерации по нефтегазово.му образованию в качестве учебного пособия для студентов высших учебньlХ заведений, обучающихся по направлению подготовки .магистров

130500

> 1, а 650-800; ro - 10-5-10-8 м; Q - 0,0-65 м-\ поэтому ЗЬ 2jа >> >> (Or0 ) 2 Тогда формула (1.2) упрощается: р

= 4тсаrо] sin 2Qx.

(1.3)

ЗОС0

Из зависимостей

( 1.2)

и

( 1.3)

видно, что радиационная сила в

стоячей волне изменяется в пространстве с периодичностью по величине и направлению. В поле сmячей волны мелкодисперс­ ные газовые пузырьки, а с ними и капельки нефти перемещаются от пучностей к равновесному положению в узлах стоячей волны. Регулируя направление и частоту поля, можно перемещать капли

нефти в заранее заданную область пласта. Для определения скорости перемещения капли нефти в аку­ Р, оказываемое ра-

сmческом поле найдено среднее давление диационной силой на газовый пузырек: Р= 2a]sinQx.

(1.4)

30r0 C0

Приравняв это давление к капиллярному давлению Рк, удер­ живающему каШiю в пористой среде, мы определили минималь­ ную интенсивность акустического поля, при которой капля мо­

жет быть сдвинута в поровом канале

J-

[20]: (1.5)

18

Для аккумуляции нефти в 4:новоЙ» залежи н~обходимо, чтобы ~бочая интенсивность акустического поля была больше ] min. Чем больше будет интенсивность акустического поля, тем быстрее будет происходить разделение воды и нефти.

JP

Полагая, что средняя скорость движения капель равна скоро­ сти связанных с ней газовых пузырьков, определим ее по урав­

нению

Дарен,

продифференцировав

выражение

для

давления

(1.4):

_ ko ----cos2Qx. др_ 4k,a],

И---

1-1

дх

(1.6)

31-lroCo

Э.М. Симкиным подсчитана скорость всплытия капелек неф­

ти в акустическом поле интенсивностью ] тетической

Вязкость

залежи,

характеристика

1 кВтjм 2 для гипо­

=

которой

приведена

выше.

нефти припята равной

0,05 Па·с, скорость звука в пла­ сте Со = 800 мjс, капиллярное давление Рк = 0,5·10 5 Па, соотно­ шение плотностей воды и газа а = 700, средняя фазовая прони­ цаемость для нефти и газа k0 = О, 05 мкм 2 , частота акустического поля f = 20 Гц. Средняя скорость перемещения капель нефти оказалась равной 1,15 ·10- 6 мjс. Таким образом, на образование вторичной залежи, в данном случае газонефтяной, потребуется при виброакустическом воздействии ~200 дней. Фактическое время всплытия газанефтяных конгломератов будет меньше, так как они будут двигаться не от подошвы до кровли

пласта,

а

на

расстоянии,

в

среднем

в

два

раза

меньшем

(это расстояние будет зависеть еще и от остаточной нефтенасы­ щенности). Правда, нужно иметь в виду, что потребуется еще время на разделение нефти и газа. Тем не менее, сопоставление

времени образования вторичной залежи без и при акустическом воздействии вселяет оптимизм

- 80

лет и полгода.

Затраты энергии виброакустического поля составляют поряд­ ка 1 % от энергетического эквивалента нефти во вторичной за­ лежи. Авторами [20] не учитывались затраты на оборудование, бурение скважин, эксплуатационные расходы и т.д. Две следующие модели раскрывают механизм воздействия виброакустического поля на процессы в продуктивном пласте на поздней стадии разработки месторождения при режимах завод­ нения.

По первой модели капли нефти под

воздействием упругих

колебаний становятся подвижными в водном потоке происходит или

из-за кластеризации,

т.е.

слияния

[31].

капель

в

Это '*РУ­

чейки», или при образовании капелек с размерами значительно меньше радиуса пор. Слияние капель в 4ручейки» и их движение могут

происходить

за

счет разрушения

структурированных

при-

19

граничных слоев нефти на поверхности пор, когда свойства этой

нефти становятся сходными с ее свойствами в объеме. При этом уменьшается

не

только

вязкость

жидкости,

но

и

увеличивается

абсолютная проницаемость коллектора при разрушении гранич­ ного слоя. Мельчайшие капельки нефти образуются также за счет разрушения пристенного слоя, когда объема нефти недоста­ точно для кластеризации. По результатам большинства исследо­ ваний, изложенных в разделе 1.1 [2, 24], разрушение пристенных слоев нефти происходит под воздействием высокочастотных аку­ стических и ультразвуковых полей. Эффекты, подобные вышеиз­ ложенным и полученные при воздействии низкочастотных коле­

баний, объясняются генерированием в мноzофазнай пластовай системе высокочастотных колебаний, возбуждаемых низкочас­ тотным вибровоздействием. Другой механизм влияния упругих колебаний на увеличение нефтеотдачи изложен Э.М. Симкиным в работе [10]. В результа­ те вибросейсмического воздействия газ выделяется при давлении существенно выше давления насыщения. Пузырьки газа, обра­ зующиеся в поле упругих колебаний при наличии в нефти по­ верхностно-активных веществ, остаются стабильными и при очень маленьких размерах, близких к зародышевым (0,1-1 мкм), не увеличиваясь в размерах. Такие пузырьки не способны пере­ мещаться

относительно

жидкости.

Происходит разгазирование

нефти без ее дегазации. Это возможно, когда газанасыщенность нефти такими пузырьками не превышает

15-20 %

по М .Л. Сур­

rучеву [11] или 33 % по В.Д. Лысенко [12]. Объем газированной нефти оказывается существенно больше объема нефтяной фазы. В пределах фиксированного объема парового пространства уве­ личение объема газированной нефтяной фазы в поле упругих колебаний приводит к вытеснению из Шiаста водяной фазы. При этом фазовая проницаемость увеличивается для нефти и умень­

шается для воды. Обводиениость добывающих скважин сокраща­ ется при увеличении отборов нефти; в конечном счете нефтеот­ дача пласта растет.

Анализируя процессы виброволнового воздействия при обра­ зовании вторичной залежи и увеличения нефтеотдачи на поздней

стадии разработки при водонапорных режимах, петрудно прийти к выводу, что основным двигателем этих процессов могут быть только высокочастотные акустические колебания. Действительно, как следует из материала первого параграфа, под действием ко­

лебаний высокой частоты происходит выделение газа при давле­ нии

выше

давления

насыщения,

что

является

основным

процес­

сом при образовании вторичной залежи нефти и во второй моде­ ли повышения нефтеотдачи. Под воздействием высокочастотных

колебаний происходят деструктуризация нефти в приграничных

20

слоях на поверхности пор или в мелких порах и дробление ее на мелкие капельки или слияние в 4:ручейки», что является основой первой из изложенных гипотез повышения нефтеотдачи.

Но передача высокочастотных колебаний в горных породах не может осуществляться на значительные расстояния. Энергия вы­

сокочастотного акустического поля иреобразуется в тепловую практически полностью уже на ближайших метрах от источника колебаний. Интенсивность акустического поля изменяется с рас­ стоянием при линейном распространении колебаний по лучу со­ гласно формуле

[20]: (1.7)

при

пространствеином

плоскорадиальном

баний- согласно формуле ]

--

Т

Jo

где ] 0

J-

fi' -ас -е

r

-

распространении

коле­

[20]: (1.8)

'

интенсивность акустического поля у излучателя, Втjм 2 ;

интенсивность акустического поля на расстоянии

излучателя, Втjм 2 ;

L или r от L - расстояние от излучателя при линейном

распространении акустических колебаний, м; r - расстояние от источника колебаний при радиальном распространении волн, м;

rc -

радиус излучателя, м; а

-

коэффициент поглощепия

акусти­

ческой энергии пластовой средой, м- 1 . Коэффициент поглощения а

зависит от физических свойств

горной породы и частоты колебаний следующим образом

[20]: (1.9)

где J.!cp -

средняя сдвиговая вязкость горпой породы, Па·с; Rcp 3

средняя плотность насыщенного жидкостью коллектора, кгjм .

При распространении в одном и том же Шiасте акустического

поля с частотой 20 кГц коэффициент поглощения будет в мил­ лион раз больше, чем при распространении поля с частотой

20

Гц

т. е. потери интенсивности поля на одном и том же

( 1.9),

расстоянии от источника колебаний будут в первом случае в

е 10 с раз больше (формулы ( 1. 7) и ( 1.8) ). Это невообразимо боль­

шое число,

что

подтверждает,

что

энергия

высокочастотных аку­

стических колебаний превращается в тепловую в прискважинной части пласта.

Потери интенсивности излучения в высокочастотном спектре

несоноставимо больше, чем при переходе от линейного распро­ странения колебаний к пространственному. Так, при радиальном

21

( 1.8)

и лучевом

( 1. 7)

распрос1ранении акустического поля оди­

наковой частоты, если принять за радиус излучателя радиус скважины rc = 0,1 м, потери интенсивности поля при радиальном

распространении на расстоянии 1О м от излучателя будут в 1О раз больше, а на расстоянии 1000 м - в 100 раз больше, чем при лучевом (линейном) распространении поля. Проанализируем зависимость потерь интенсивности акустиче­ ского поля от свойств продуктивного пласта. Среднюю сдвиrо­ вую вязкость горпой породы J.lcp можно принять постоянной для породы-коллектора и равной ность

продуктивного

пласта,

40

Па·с

[21].

насыщенного

Средняя плот­

жидкостью,

может

меняться от 2300 кг;rvf для песчаника с пористостью порядка 3 20 % до 3000 кrjм для трещинных известняков и доломитов. Таким образом изменение этих параметров несущественно влия­ ет на коэффициент поглощения и на изменение интенсивности акустического поля. Средняя скорость звука в породе или ско­ рость распространения акустической волны зависят от типа ко­

лебаний, которые могут быть продольными и поперечными. Продольные волны обусловлены деформацией объема среды [28]. Распространение продольных колебаний представляет собой перемещение

зон

сжатия

и

растяжения,

при

котором

частицы

среды совершают колебания около своего первоначального по­ ложения

в

направлении,

совпадающем

с

направлением

распро­

странения волны.

Поперечные волны связаны с деформацией формы среды и могут распространяться лишь в твердых телах. Даже в несцемен­ тированных

песках,

характеризующихся

малым

внутренним

тре­

нием и оказывающим небольтое сопротивление сдвиговым уси­ лиям,

существование

поперечных волновых процессов

невозмож­

но. Распространение поперечной волны представляет собой пе­ ремещение зоны скольжения слоев

среды относительно друг дру­

га: частицы среды совершают колебания около своего стационар­ ного

положения

в

плоскости,

перпендикулярной

направлению

распространения волны.

Скорости продольных Спр и поперечных Спп волн определяют­ ся по формулам

С.,= _.!j_ Рср

[20]:

(1- v) (1+v)(1-2v)'

(1.10)

Е

(1.11)

2Рср(1 + v)' где Е- модуль упругости (модуль Юнга), Па;

поперечного сжатия (коэффициент Пуассона).

22

v -

коэффициент

Коэффициент

Пуассона

в

породах-коллекторах

меняется

в

пределах от

ется

0,13 до 0,3 [32] и чаще всего при расчетах принима­ равным 0,25. Модуль Юнга меняется в более широких пре­

делах и зависит к тому же от метода определения. Для коллекто­

ров пределы изменения модуля Юнга равны (0,25+7)·10 4 МПа

[32].

Для

оценочных расчетов можно принять значение

Юнга для песчаников 2·104 МПа, для

модуля

карбонатов- 4·10 4 МПа.

Сравним скорости распространения продольных и

попереч­

ных волн:

спр = Спп

2(1-v) (1-2v)

(1.12)

Принимая значение коэффициента Пуассона получим,

что

ских волн в мерения

в

скорость

1, 75

по

0,25

продольных

(1.12)

акустиче­

раза больше, чем поперечных. Проведеиные из­

гранитах

же величину

распространения

и

песчаниках

показали

практически

такую

- 1,9 [32].

Возьмем расчетную величину соотношения скоростей распро­

странения упругих колебаний двух типов Спр муле

( 1.9)

=

1,75

Спп· По фор­

определяем, что в одной и той же Шiастовой среде

коэффициент потерь акустической энергии при продольных ко­

лебаниях в стической

5,36

раза ниже, чем при поперечных, а потери аку­

энергии

при

распространении

продольных

колебаний более чем в 200 раз меньше (( 1. 7) или ( 1.8) ). И так, вибрационное воздействие на продуктивные на

сотни

метров

или

километры

возможно

лишь

при

упругих

пласты

низкочас­

тотных колебаниях, преимущественно при за продольных уп­ ругих.

Для объяснения процессов, происходящих в продуктивном пласте при вибрационном воздействии, авторы работы [36] пред­ лагают механизм иреобразования 4:малой энергии сейсмических волн в концентрированную точечную энергию». Авторы считают, что низкочастотное сейсмическое воздействие на среду иниции­ рует вторичное высокочастотное сейсмическое излучение, кото­

рое и вызывает явление кавитации. Необходимая энергия ло­ кально выделяется при схлопывании кавитационных пузырьков.

Математическая

модель

нелинейной

генерации

ультра­

звука сейсмическими волнами изложена в работе [37]. По мне­ нию В.Н. Николаевского, вибровоздействие будет эффективным, если

длины

ультразвуковых

частот

масштабом диспергированной фазы

сравнимы

[38];

с

характерным

при эmм волновое воз­

действие может также приводить и к кластеризации капель неф­ ти в микроструйки, что восстанавливает фазовую проницаемость для нефти до значений, отличных от нуля

[39]. 23

Другой концепцией возникновения высокочастотных колеба­ ний под действием сейсмических волн является процесс высво­

бождения упругой энергии ном

пласте

и

[40].

окружающих

Она накапливается в продуктив­

его

породах

парового давления в пласте в процессе с

ним

изменений

в

вследствие

изменения

разработки и связанных

напряженно-деформированном

состоянии

горного массива. Упругие волны, возбуждаемые источником ко­ лебаний, инициируют разрядку напряжений в горном массиве вокруг источника.

Перераспределение

щее

режиме

в

импульсном

в

течение

напряжений, длительного

происходя­ времени,

со­

провождается генерированием упругих волн высокой частоты. Мнение о том, чm по условиям распространения акустиче­

ских волн и их взаимодействия с пластом наиболее эффективны колебания с частотой 1-15 Гц [41], не является бесспорным. Ис­ следования спектра сигнала, излучаемого сейсмическим источни­ ком, в точках, удаленных от него на разное расстояние,

что в

показали,

спектрах выделялись сигналы с большей амплитудой, чем

на соседних часmтах.

Частоты,

на которых распространяются

такие сигналы, были названы доминантными

[38].

Считается, что

распространение волновых полей по нефтяному пласту происхо­

дит именно на доминантных частотах, определяемых структурой горной породы, слагающей пласт. В.Н. Николаевским [38] пред­ ложена математическая модель распространения плоской одно­ мерной волны в вязкоупругой сплошной среде. Данная модель

предполагает, что геофизическая среда - фильтр, иреобразующий любой сейсмоакустический сигнал в колебание доминантной час­ тоты. Доминантными частотами в пластах являются частоты ме­

ханического

резонанса

пористой

среды,

т.е.

жесткого

скелета

горной породы пласта, заполненного флюидом, отдельных неод­ нородностей пласта, различающихся структурой, размерами, ско­ ростными характеристиками,

и пластом в целом.

Если при одинаковой эффективности расход энергии на до­ минантных частотах

меньше,

чем

в

низкочастотном

спектре,

что

надо еще установить промысловыми исследованиями, то более экономично

использовать

сейсмоакустический

источник

пере­

менной частоты и определять доминантную частоту данного про­

дуктивного Шiаста, а затем обрабатывать его на этой частоте. Так,

пласт АВ~ Самотлорского месторождения, результаты обработки которого вибровоздействием изложены нами ниже, имеет доми­ нантную частоту 172 Гц [35]. Следующая концепция разработаива в Институте горного де­ ла СО РАН

[42-44].

По этой концепции пласт представляет со­

бой компактно упакованный набор геоблоков разных размеров, разделенных трещинами, заполненными мелкими обломками горной породы и пластовыми флюидами. Блоки

24

со

всех

сторон

сжаты

и

находятся в

напряженном состоянии

под действием

горного давления. Размеры блоков и их ориентация формируют промытые и непромытые зоны нефтяного пласта на поздней ста­

дии его разработки. Сейсмическое излучение на доминантных частотах

/g [38, 43]

в низкочастотном диапазоне достигает нефтенасыщенных слоев с

объемной плотностью энергии G(jg) и вызывает резонансное ко­ лебание блоков определенного размера [44]. Источником энергии резонансных колебаний служит энергия напряженного состояния горного массива. Эти колебания являются сейсмоэмиссией [38], ее объемная плотность энергии G(jrd больше плотности излуче­ ния источника на уровне Шiаста:

(1.13) При этом идут процессы структурной перестройки коллекто­ ра, изменения его послойной и зональной неоднородности, сле­ довательно, и путей фильтрации жидкости в пласте, повышается

охват пласта заводнением и вовлекаются в разработку ранее не дренированные зоны пласта. В результате увеличиваются отборы нефти из скважин.

Резонансные колебания геоблоков в условиях напряженного состояния вызывают их дробление на более мелкие блоки, что сопровождается высвобождением энергии в виде высокочастот­ ных колебаний в ультразвуковом диапазоне ( акустоэмиссия) с частотой !а и объемной плотностью энергии G(fa), значительно большей объемной плотности излучения источника на уровне пласта:

G(la) »

G (jg).

(1.14)

В результате этого в радиусе

2-3

км происходит воздействие

на продуктивный пласт высокочастоmой сейсмической энергией.

Этим объясняется эффективность вибровоздействия с земной поверхности на глубине 1500-2000 м, когда мощность энергии сейсмического 10-4-10- 5 Вт.

сигнала,

доходящего

до

пласта,

не

превышает

Сравнение между собой эффектввноств обработки продук­ тивного пласта по результатам, приведеиным ниже,

некорректно,

так как обработка проводилась не только на разных частотах, но и в разных геолого-промысловых условиях.

Поэтому приведем

оценку основных результаmв акустический обработки пласта на доминантных частотах скважинным излучателем, даваемую авто­

рами

1.

[35]: Амплитудно-частотная характеристика низкочастотного из­

лучателя, находящегося в зоне перфорации продуктивной сква-

25

живы, снятая в диапазоне частот 40-500 Гц, выявила следующие резонансные частоты: 97, 190, 285, 310 Гц. 2. Геоакустический приемник (геофон), спущенный в одну из соседних скважин на глубину продуктивного пласта, позволил определить резонансную (доминантную) частоту канала распре­ деления

(излучатель-нефтенасыщенный

пласт-геофон),

состав­

ляющую для Шiаста лв: 172 Гц.

3.

Измерения

показали,

что

низкочастотный

акустический

сигнал распространяется в земной толще на расстояние более

1

км, при этом уровень припятых сигналов на

20-40

дБ выше

уровня шумов.

Из этих результатов следует, что в призабойной зоне сква­ жинный излучатель

имеет

несколько (четыре) доминантных

частот. Из этого можно предположить, что если бы геофон был установлен в другой скважине, то доминантная частота пласта

АВ~ была бы тоже другой (во всяком случае, это не исключает­ ся). В принципе, изменение доминантной частоты по мере рас­ пространения акустической волны в связи с изменением струк­ туры пласта не противоречит теории В.Н. Николаевского

[38] -

будет происходить перекачка энергии с одной частоты на другую. Но это будет сопровождаться дополнительными потерями энер­ гии и затуханием колебаний. Поэтому, по нашему мнению, более надежна и эффективна обработка продуктивного пласта сква­ жинным излучателем на низких частотах 1-15 Гц. Рассмотрим некоторые практические результаты

вибросейс­

мического воздействия на продуктивные пласты нефтяных ме­ сторождений, проведеиные в различные годы. 1.1.3.2. ВИБРОСЕЙСМИЧЕСКОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ С ПОВЕРХНОСТИ ЗЕМЛИ. ПРАКТИЧЕСКИЕ РЕЗУЛЬТАТЫ

Опытно-промыеловые исследования вибросейсмического воздействия на обводненные нефтяные залежи были начаты в 1986 г. на геофизическом полигоне Кубанского госуниверситета, расположенного на месторождении Абузы ПО 4:Краснодарнефте­ газ».

Исследования проводились на двух участках.

На первом

участке работы осуществлялись со1рудниками ИФЗ РАН совме­ стно с КубГУ и ВНИИнефть с использованием двух наземных сейсмовибраторов СВ-20/60, на втором - силами СКБ ПГ СО РАН совместно с В НИИгеосистем с применением наземного виб­

роисточника ЦВО-100 с усилием до 10 6 Н и частотой до 10 Гц. На втором участке на расстоянии 1,1-2,5 км от виброисточника ЦВО-100 находились 1ри эксплуатационные скважины. Отбор проб из них производился ежедневно, независимо от работы виброисточника. В результате вибровоздействия произошла су-

26

щественная дегазация Шiастовой нефти, обводненнось продукции

25 %,

скважин уменьшилась в среднем на

а в одной из скважин

-

более чем на 50 % [33]. Мощные электромеханические виброисточники модульного типа блочной конструкции с амШiитудой толкающего усилия в 260-600 кН и работающие в диапазоне частот 8-18,5 Гц серийно выпускаются в АО «ЭЛСИБ>. В разработке виброисточников принимали участие также СКБ прикладной геофизики СО РАН и Институт горного дела СО РАН. Вибраторы прошли промыт­ ленные испытания в

1991-1995 rr.

на Правдинеком месторожде­

нии (АООТ 4:Юнанскнефтегаз») и применялись также на место­

рождениях Мортымья- Тетеревеком (ПО «Урайнефтегаз> ), Мор­ до во- Кармальеком (ПО «Татнефть> ), Северном Салыме [34]. Выбор режима работы виброисточника осуществлялся пере­

бором параметров. Для объекта подбирались частота вибросейс­ мических колебаний, длительность сеанса обработки, длитель­ ность перерыва между обработками, амШiитуда возмущающей силы генератора колебаний, фазовое рассогласование вибросточ­ ников в группе. На объекте использовались 3-4 виброисточника, расположенные на поверхности.

В ходе испытаний на двух кустах Правдинекого месторожде­

ния и на третьем кусте месторождения Северный Салым было установлено, что дополнительная добыча нефти от примене­ ния вибросейсмического воздействия с дневной поверхности дос­ тигает 30 % по ближней зоне (до 1 км) и 10-15 % - по даль­ ней зоне (до

3

км), что составило

15-17

тыс. т за период устой­

чивого поддержания эффекта после прекращения вибровоздей­ ствия (6 мес.). Обводненность продукции скважин уменьши­ лась.

В работе [42] Б.Ф. Симонов с соавторами излагает более под­ робно результаты вибросейсмического воздействия (ВСВ) на нефтяные пласты с земной поверхности. На рис.

1.1

приведены

данные апробации метода на шести месторождениях, на рис.

1.2

кривые изменения во времени ожидаемой, фактической и допол­

нительной добычи нефти на Северо-Салымском месторождении. Из рис.

1.1

видно, что результаты ВСВ в

промысловых

условиях

далеко

не

различных геолого­

одинаковы,

наилучшие

полу­

чены по Правдинекому и Север о- Салымскому месторождению и приведены выше по материалам [34].

В результате проведеиных работ авторами

[42]

установлено,

что на уровне нефтяного пласта на '*доминантных» частотах

диапазоне рируемого

8-15

в

Гц наблюдалось увеличение амплитуды регист­

сигнала.

Зафиксировано

стоэмиссия) в диапазоне частот

вторичное излучение

10-20

( аку­

кГц при обработке горного

массива на доминантных частотах.

27

160

150 \ l lfC.'IO СК'ВЗЖШI , IIЗXQ}JЯЩIIe~Я под наблюдсшrсм

•

140

О доnмrнпельrrая добьr•rа нсфт11, т~.о~с. ····

1.20

О доnО!rнrrтельная добьr•rз нефтrr ПО участ"у, о/о ПрОГIIОЗНОЙ

10 7 -

100

90,2 80 t -

80

63

60

1

1990 1 -1991

~

28,3 17

1817

13 16,6

=--·~1 ~ ~ 1

~,6 1-

о

Рис.

1.1.

~

1992 r. 1993 г. 199

40 20

51

r

.-1996 г.

19·

198 г.

98

г.

"53

·'Г

32 9

r-

3-2~

3

кует

3 кvст

51

кус·г

30

куст

72

куст

Результаты проведения работ по апробации вибросейсмическоrо воз·

действия на про11tысле

При исполъзоваюш поверхностных источников вибросейсмJI­ ческого воздействия до продукп1вного пласта доходит очень малая доля волновой энергии, о чем более подробно будет ска­ зано в следующей главе. Поэтому Г.П. Лопуховым с соавторами

разработан комплекс техю1ческих средств вибросейсмJiческого воздействия

с

применением волноводного

устройства,

достав­

ляющего энергию колебаний в пласт [46]. Испытание устройства впервые было осуществлено на месторождении Чангыр-Таш ПО ~ Киргизнефrъ». Работы по вибровоздействию на продуктивный пласт, распо­

ложенный на глубинах

301-325

м, проводилисъ на двух участках

месторождения. В них принимали участие специалисты ВНИИ­ нефrъ, СКБ ПГ СО РАН, ВНИИгеосистем, ПО ~Киргизнефrъ», Кочкар-Атинекой геофизической экспедиции.

На первом участке вибросейсмическое воздействие осуществ­ лялось

двумя

поверхностными

источниками

импульсного

конструкции СКБ ПГ СО РАН с частотой ударов

ей

28

25

кДж В результате

1

типа

Гц и энерги­

добыча нефrи на участке повысилась

50000 ...

2500 ВСЕ

2400 2300 !-...

...

t

-е-

2200

q

;--... ~

7

35000

.... ~, о

о

!;., (j

' -o"Q..

А.

~ r-...

v

" '...........

1900 1800

...........

1700

>'-.......

~

июнь

авг

окт

дек

фев

(.)

1994

1994

1994

1994

1995

anp 1995

30000

~

25000

:J: ..D

15000

g

10000

8:~

~ 20000 !;; :J:

~

/

~ 1500

/

/' ~

/

нюо

ф

о

~ q

gj ~

45000 .е. 1\0000 ;

~ 2000

'g

:;;

-2

ф

2100

"'~

ВСЕ

-1

5000

:J:

~

с::

о июнь

авг

акт

дек

1995

1994

1994

1994

.."

5

:I:

Фактическая добыча нефти Ф~ктическ~я добыч;~ нефти после ВСВ

Средняя фактическая добыча нефти до ВСВ Прогнозируем ая добыча нефти без ВСВ Накопленная дополни тельная добыча не фти

Рис. 1.2. Зависимость расчетной ожидаемой, фактической и дополнительной добычи нефти па участке в районе куста 3 Северо-Салымскоrо месторождения

на

40 % 13 % при

при снижении обводпенности скважин в среднем на длительности эффекта в течение 6 месяцев.

На втором участке сейсмическая энерrия доставлялась к про~

дуктивному пласrу с помощью волновода. Увеличение отбора нефти по участку составило 53 % при снижении обводпенности продукции скважин на 11 %. Как видим, результаты воздействия на пласт на обоих участках близки, а зюраты энерrии при ис~ пользовании волновода были в 14 раз меньше [45]. Воздействие на продуктивные пласты с использованием вол~

новодноrо устройства были осуществлены в 1991 r. на Жирнов­ еком месторождении (rлубины залеrания пласта 955-1046 м) увеличение добычи нефти на 54 % при снижении обводнепности на 5-7 %, и в 1995 r. - на Павловском месторождении НГДУ «Чернушканефть»- (средняя rлубина залеrания пласта 1415 м при эффективной толщипе 4 м) - увеличение добычи нефти на

17,3% при снижении обводненности продукции на 13,9% [46]. В качестве источника колебаний в обоих случаях использовался электромаrнитный молот МЭМ ~ 3000, работа на котором осуще~ ствлялась специалистами СКБ ПГ СО РАН.

29

Вибросейсмическое воздействие в скважинах На Самотлорском месторождении в период с

31.10.1999 r.

по

г. был испытан скважинный излучатель сейсмических волн большой мощности (до 10 кВт), обладающий возможностью

27.11.1999

изменять в широких пределах мощность, частоту и форму излу­ чения. Также был спроектирован и изготовлен скважинный при­ емник сейсмических волн (геофон) с целью определения техни­ ческих характеристик излучателя и параметров сейсмических

полей

[35].

Излучатель был

изготовлен специалистами Институ­

та прикладной физики РАН, а эксперименты проводились со­ вместно с ОАО 4:СибИНКор». Диапазон излучаемых частот ис­ точника 40-500 Гц.

Излучатель был установлен на уровне интервала перфорации

продуктивного пласта ABi. Исследовалось воздействие работы излучателя на добывающие скважины в радиусе

4

км, причем во

внимание принимались скважины, имеющие за последний год коэффициент эксплуатации 0,9 и выше, эксплуатирующиеся в период проведения испытаний и оценки технологического эф­

фекта. Скважины, в которых изменился способ эксплуатации или режим работы, и введенные из капитального ремонта из рас­ чета эффективности воздействия исключались. Из

79

действую­

щих добывающих скважин в радиусе 4 км для расчета эффек­ тивности использовались 50. В течение наблюдаемого года до обработки обводиениость до­ бываемой продукции постепенно возрастала (табл. 1.1), 4: ... дос­ тигнув в среднем по скважинам 92,27 %, что привело к сниже­ нию дебита по нефти в среднем до 7,9 тjсут. После вибросейс­ мического воздействия ( табл. 1.2) в течение первого месяца об­ водненность снизилась на 0,18 %, а дебит возрос на 0,2 тjсут; в течение второго месяца обводиениость упала на 1,14 % при росте дебита на 1,1 тjсут в среднем на скважину. Дополнительная до­ быча за 2 месяца составила 3079 Т> [35]. Из приведеиных результатов воздействия на пласт можно за­

ключить, что положительный эффект наблюдается при воздейст­ вии на залежь низкочастотными сейсмоакустическими колеба­ ниями, тогда как процессы, приводящие к этому (выделение газа,

деструктуризация нефти, увеличение проницаемости) могут быть осуществлены лишь при воздействии высокочастотным акустиче­ ским полем.

Таблица

1.1

Технологические параметры работы скважин Самотлорского месторождения

до и после вибросейсмического воздействия Время эксплуатации, месяц, СОД

01.99 r. 02.99 r. 03.99 r. 04.99 r. 05.99 '· 06.99 r. 07.99 r. 08.99 r. 09.99 r. 10.99 r. 11.99 r. 12.99 r. 01.2000 '·

Добыча

Дебит

Добыча

Дебит

Обводнен-

нефти,

нефпr,

ЖИДКОСПI,

ЖИДКОСПI,

н ость,

т

т/сут.

т

т/сут

%

20684 18891 20644 19952 20073 19893 20164 19396 18364 18779 18492 18931 20356

8,716 8,766 8,264 8,324 8,084 8,383 8,23 7,878 7,957 7,821 7,971 8,005 8,618

233065 209800 236466 227487 230764 220213 231680 238364 224893 239262 236098 239168 232751

98,215 97,355 94,662 94,905 92,938 92,799 94,563 96,817 97,441 99,651 101,766 101,128 98,54

91,125 90, 96 91,27 91,229 91,302 90,966 91,297 91,863 91, 34 92,151 92,168 92,085 91,254

Общее

Число действующих

время

скважин

добычи, сут.

2373 215 2498 2397 2483 2373 2450 2462 2308 2401 2320 2365 2362

добывающих

наrнетатель-

82 83 83 84 85 85 84 84 83 82 79 82 81

31 30 30 29 32 33 32

ных

34

32 31 31 33 33

Таблица

1.2

Технологические параметры работы скважин Самотлорского месторождения после вибросейсмического воздействия Дата За

2

месяца

(с декабря

1999 r. 2000 r.

12.1999 '·

01.2000 '·

18497 239168 92,27

17711 232751 92,39

36208 471919 92,33

18931 239168 92,09 2365 434 0,18 0,2 5921

20356 232751 91,25 2362 2645 1,14 1,1 32888

39287 471919 91,68 4727 3079 0,65 0,7 40068

по январь

Базовые:

добыча нефпr, т добыча жидкости, т обводнеюшсть, % Фактичесюrе: добыча нефпr, т добыча жидкости, т обводнеюшсть, % время работы, сут. Технолоrичесюrй эффект, т

Уменьшение обводненноспr Прирост дебита нефти, т Снижеюrе добычи воды, т

1.2.

ВИБРОИСТОЧНИКИ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ

ДЛЯ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА НЕФТЯНЫЕ ПЛАСТЫ К настоящему времени разработано достаточно большое ко­ личество виброисточников, предназначенных для воздействия на нефтяные пласты.

Вибросейсмическое воздействие на нефтяные пласты может осуществляться

скважинных

как

с

поверхности,

излучателей.

так

и

при

использовании

Возможна также доставка

сейсмиче­

ской энергии с поверхности к продуктивному пласту по волно­

воду. Каждый и этих способов имеет свои преимущества и не­ достатки. Остановимся на основных из известных решений.

1.2. 1.

НАЗЕМНЫЕ ВИБРОИСТОЧНИКИ

Достоинствами наземного возбуждения упругих колебаний считаются возможность получения больших ударных усилий и лучшие

условия

для

реализации

группирования

источников

ко­

лебаний. У дарвые усилия источника зависят от величины инер­

ционной массы, которая приводится в движение. В объеме, огра­ ниченном стенками скважины, трудно создать большие ударные усилия от источника, а, следовательно, и генерировать большую мощность волновой энергии. По мнению большинства исследова­ телей, группирование источников позволяет получить в заданных точках пласта увеличение амплиrуды волн вследствие интерфе-

32

ренционного взаимодействия волновых полей от отдельных ис­ точников.

Однако, по-видимому, это не всегда возможно из-за

особенностей залегания горных пород. В экспериментах, описан­ ных в работе [47], не было замечено существенного увеличения мощности

волнового

поля

на

уровне

продуктивного

пласта

при

увеличении количества наземных источников.

Первые исследования по вибросейсмическому воздействию на нефтяные пласты были проведены с помощью поверхностных источников, которые используются для осуществления глубинно­ го зондирования Земли невзрывными методами. для

этой

цели

источники

электрогидравлические,

можно

разделить

Применяемые

на

три

группы:

центробежные дебалансные и электро­

магнитные.

К вибрационным сейсмоисточникам первого типа относятся У-2700 (Falling, США), СВ-20/60 и СВ-18/120. Первые два раз­ вивают усилие на грунт до

200

кН, а последний

- 180

кН, но в

расширенном диапазоне частот (до 120 Гц). Вибрационные источники этого типа состоят из блока управ­

ления, электромеханического преобразователя, гидроусилителя и гидравлического

исполнительного

механизма,

размещенного

на

транспортном средстве. В рабочем положении излучающая плита гидравлического

исполнительного

механизма прижимается

весом

транспортного средства к грунту, электронный блок управления вырабатывает гармонический сигнал, который трансформируется электромеханическим преобразователем в перемещение потоков рабочей жидкости управляющего и распределительного каскадов гидроусилителя. Рабочая жидкость поступает в гидравлический исполнительный механизм, состоящий из цилиндра, образован­ ного инерционной массой (в нем размещен поршень, шток кото­

рого жестко соединен с излучающей плитой возбудителя вибра­ ции). Поток рабочей жидкости поступает в полости гидроцилин­ дра

попеременно

над

портнем

и

под

ним,

и

возвратно­

поступательные перемещения инерционной массы, взаимодейст­

вуя с поршнем, обеспечивают передачу колебаний через излу­ чающую плиту в грунт. Для повышения энергии сейсмических волн применяют различные способы крепления к грунту излу­ чающей плиты: при помощи клиньев, решеток различной формы и жесткой их заделки.

В электромеханических дебалансных вращательных силовых устройствах колебательные усилия создаются при вращении не­ сбалансированной массы. Дебалансный виброисточник представ­ ляет собой две спаренные дебалансные массы, вращающиеся синфазно и синхронно в противоположные стороны для ориен­

тации усилия в определенном направлении [48]. Дебалансы вра­ щаются на валах, укрепленных на общей виброплатформе. Креп-

33

ление виброплатформы к грунту осуществляется вакуумным присосом, инертной пригрузочной массой или анкерами. Вибро­ модуль, созданный по такой схеме ИГД СО РАН совместно с

СКБ ГИТ СО РАН с возмущающей силой 106 Н в диапазоне частот 3-15 Гц в резонансном режиме на частоте 6,75 Гц, излуча­ ет мощность в 32 кВт на контакте виброплатформы и грунта при использовании инерционной пригрузочной массы и 45 кВт при дополнительном креплении к грунту анкерами [48]. В настоящее время центробежные дебалансные поверхностные виброисточники применяются в нашей стране в основном для вибровоздействия на нефтяные залежи. В первой главе изложены результаты воздействия на продуктивные пласты двухмодульно­

го дебалансного виброисточника ЦВО-100 и виброисточников модульного типа блочной конструкции, серийное производство которых освоено АО «ЭЛСИБ>. Для вибровоздействия на нефтяные пласты возможно также применение импульсных источников, создаваемых для целей сеисморазведки,

относительно

простых

в

изготовлении

и

деше­

вых по сравнению с вибрационными источниками. В ИГД СО РАН производятся источники сейсмических колебаний на основе электромагнитных машин ударного действия. Принцип действия этих

источников

основан

на

перемещении

якоря

молота

в

элек­

тромагнитном поле катушек индуктивности. Система управления

переключением катушек позволяет организовать работу электро­ магнитного

молота

как

в

режиме

одиночных

ударов,

так

и

в

непрерывном режиме с частотой 0,8-3 Гц. Сейсмоисточник на базе электромагнитного молота МЭМ-2700 с энергией удар­

ного импульса

6,8

27 кДж способен посылать в грунт энергию до

кДж [49]. При использовании

поверхностных источников для

вибро­

сейсмического воздействия на нефтяные пласты велики потери энергии. До продуктивного пласта доходит, как правило, меньше одного процента затраченной энергии. Одним из путей сокраще­

ния расхода энергии является использование волновода [45] для передачи энергии колебаний от наземного источника в пласт. Волноводом на базе НКТ диаметром 73 мм можно передавать мощности применяемых в сейсморазведке наземных источников в резонансном режиме. С увеличением глубины залегания про­ дуктивного пласта к.п.д. волноводного устройства уменьшается, так на глубину 2000 м доставляется лишь 28 % энергии поверх­ ностного виброисточника. Но и в этом случае экономия энергии значительна. По данным исследований на месторождении Чан­ гыр- Таш

применение

волноводного

устройства

позволило

уменьшить энергию возбуждающего поверхностного источника в 14 раз [45]. 34

Кардинальным решением вопроса уменьшения

затрат энер­

гии и повышения эффективности воздействия на продуктивные пласты является перенос источника вибросейсмических колеба­

ний в область продуктивного пласта. В предыдущей главе приве­ дены результаты применения скважинного излучателя большой мощности на Самотлорском месторождении [35]. Диапазон час­ тот этого излучателя 40-500 Гц. В принципе, в таком диапазоне частот может работать и золотниковый гидравлический вибратор ГВЗ, применяемый для обработки призабойной зоны скважин [14], но мощность, отдаваемая в пласт при его работе, будет го­ раздо меньше.

Проанализируем результаты воздействия на нефтяные пласты

вышеописанными источниками колебаний, изложенные в первой главе, с точки зрения влияния на эффективность обработки час­ тоты вибросейсмического воздействия и его мощносm. Наиболее представительны результаты воздействия поверхно­ стными излучателями, которому были подвергнуты около десяти продуктивных пластов. Результаты вибровоздействия на нефтя­ ные пласты шести месторождений представлены в

[42]

и осве­

щены в первой главе. Обработка Шiаста проводилась на частоте 8-18 Гц. Обычно использовался комплекс из четырех источников (рис. 1.3), по1ребляющих мощность по 60 кВт каждый. В про­ дуктивные пласты на глубине 1500-2000 м доходила мощность,

по мнению авторов, не более 1о- 4 -1 o-s Вт. Если считать, что это мощность, приходящаяся на 1 м 2 площади продукmвного пласта,

а обработке подвергалея пласт в радиусе 3 км, то полезная мощ­ ность, потребляемая пластом, 2,8-0,28 кВт, т.е. в среднем 0,6 % от затраченной. Результаты воздействия были далеко неодинако­ вы. Дополнительная добыча по различным объектам изменялась от 1 до 76 % от текущей при снижении обводненности на 1520 %. Такую разницу можно объяснять не только различными свойствами продуктивных пластов, но и отличиями в свойствах и строении вышележащих пород, через которые проходил сигнал.

С использованием волновода обработаны продуктивные пла­ сты трех месторождений. На забое излучающей скважины гене­ рировались вибрационные колебания с частотой 1 Гц и мощно­ стью порядка 1-2 кВт [45]. Пользуясь формулами (1.8) и (1.9) и принимая среднюю сдвиговую вязкость горной породы равной

40 Па·с, ее плотность - 2600 кгjм 3 , а скорость распространения звука в пласте - 800 мjс [20], получим, что на расстоянии 3000 м интенсивность акустического поля составит 6-12 Втjм 2 . Естественно, это очень грубая оценка, но тем не менее она пока­ зывает, что интенсивность вибросейсмического поля в пласте при использовании

волновода на несколько

порядков

превышает ин­

тенсивность, которая достигается при обработке пласта с поверх-

35

Рис. 1.3. Вибросейсмический комnлекс из четырех виброисточников: 1 - нефтяной пласт; 2 - сейсмоприемник, спускаемый на кабеле до уровня неф­ тяного пласn в скважину; J - скважина; 4 - виброисточники (в данном случае

5-

че1Ыре); подстанция, через которую осуществляе-ося питание СПУ от ЛЭП; СПУ, управляюiП;Iя все111И виброисточниками; 7 - кароnжная станция с

6 -

подъемником

ности. Тем не менее результаты воздействия через волновод и с поверхности сопоставимы. При использовании волновода допол­

нительная добыча нефrи составила

водненности продукции на

17-54 %

пр11 снижеюш об­

5-13 %.

Таким образом, большое различие в интенсивности вибро­

сейсмическоrо поля (от 10-5 до 10 Вт/м2 ) в диапазоне частот

1-20

Гц не оказывает

заметиото влияния на эффективность воз­

дейстюiя на продуктJiвные пласты. Это rовор11т о возможности использования для воздействия на пласты импульсных скважин-

36

ных источников небольшой мощности, создающих поле той колебаний от долей до нескольких герц.

с часто­

В заключение отметим, что использование мощного скважин­ ного излучателя конс1рукции ИПФ РАН

(10 кВт) на Самотлор­ ском месторождении [35] менее эффективно по сравнению с по­ верхностными виброисточниками и волноводом: увеличение де­ битов скважин в среднем на 8,5 % при снижении обводиениости продукции с 92,3 до 91,7 %. Но это был единичный эксперимент, а некоторые результаты работ по воздействию поверхностными вибраторами были еще хуже [42]. 1.2.2.

ИМПУЛЬСНЫЕ СКВАЖИННЫЕ ВИБРОИСТОЧНИКИ

Использование генераторов вибросейсмического поля, распо­ ложенных в скважине, дает возможность приблизить источник колебаний к объекту воздействия, уменьшить потери энергии вследствие затухания волн

при их прохождении

от источника до

продуктивного Шiаста. Но при этом существует опасность разру­

шения цементного камня в призабойной зоне и самой зоны, что приведет к ухудшению контакта источника колебаний или экс­ плуатационной колонны с пластом и снижению эффективности воздействия на него.

На сегодня предложены десятки вариантов виброисточников для воздействия на пласт гидроимпульсами, ударными механиче­ скими

импульсами,

импульсами,

возникающими

при

сжигании

на забое скважины различных типов газообразных, твердых и жидких

взрывчатых

веществ

и

горючеокислительных

составов,

но ни один из них не прошел широких промысловых испытаний. Наиболее приемлемые конструкции импульсных виброисточ­ ников можно разделить на две группы, в одной из которых удар­

ные нагрузки передаются на пласт через столб жидкости, нахо­ дящийся в скважине, и возбуждают в нем упругие колебания, в другом

-

удары

передаются

непосредственно

на

пласт,

и

при

этом используются различные приспособления для жесткого со­

единения наковальни с Шiастом. В большинстве из предлагаемых вариантов воздействие на пласт осуществляется через специаль­

ные возбуждающие скважины, хотя имеются и такие, в которых виброволновое воздействие совмещается с одновременным отбо­ ром продукции из скважины.

Ниже мы остановимся на конструкциях, которые, по нашему

мнению, в скором будущем могут найти широкое промытленное применение при вибросейсмическом воздействии на пласт. На рис. 1.4 приведена схема устройства для вибросейсмиче­ ского воздействия на залежь, приведеиная в работе [28]. В сква­ жину 1 спущена колонна труб 2, в нижней части коmрой нахо37

5

Рис.

1.4.

ПршщШIИальная

схема

устройства

для вибрационноrо воздействия на призабой­ ную зону:

1 - скважина; 2 - колоива васосво-ко~t­ прессорвых труб; J - плунжер; 4 - оrраввчиrель пере~tещевия плунжера; отверстие для пере­

5-

пуска rаза в затрубвое пространство;

д1пся nлунжер

3.

7 -

трос;

вал:

10-

8 -

тяrовый механизм; водило: 11- плечо

5

6 -

rруз;

тяrовый

Верхняя граница nеремещения nлунжера nод

дейстюrем давления ЖirдкостJr в скваЖirне оrраюrчителем 4. Ниже nлунжера в колонне труб верстие

9 -

определяется имеется от­

2

для выnуска rаза в затрубное nространство. Трубы

2

сnускаются в скваЖJiну на такую rлубину, чтобы nлунжер был nод уровнем ЖJiдкости в затрубном nространстве. Груз 6 тросом

7 соединен с nлечом 11 тяrовоrо мехаюшма 8. Плечо 11 свободно насажено на вал

38

9,

на котором жестко закреnлено вод1шо

10.

В

момент максимального подъема груза

6

плечо

говое движение вала и водила 10, а груз тяжести падает на наковальню-плунжер 3.

6

11

опережает кру­

под действием силы

Частота вибросейсмического воздействия на пласт будет оп­ ределяться частотой вращения вала

9

тягового механизма. Задав

нужную нам частоrу воздействия на пласт f, определим парамет­ ры приводного механизма и интенсивность воздействия на пласт.

1) длина плеча r, то есть расстояние от центра вала крепления троса 7 к плечу:

9

до точки

r~~' Bnf 2)

(1.15)

высота подъема груза над плунжером

h:

h ~ лr, h ~ 8 ~ 2 , 3)

(1.16)

скорость падения груза И в момент удара о плунжер:

и = 4лrf с; 2~ .

(1.17)

При знаке равенства в формулах

(1.15)-(1.17)

время подъема

и падения груза одинаковы. Груз поднимается с постоянной ско­ ростью, в два раза меньшей, определенной по формуле

f

( 1.17).

При выбранной частоте воздействия ~ 1 Гц по формулам (1.15)-(1.17) получим: r ~ 0,39 м, h ~ 1,23 м, и~ 4,9 м/с, и, если масса груза на 12 кВт.

1

mнна, то мощность, передаваемая на плунжер, рав­

Как видно из (1.15), снижение частоты ведет к увеличению длины Шiеча 11, а при сохранении r, а, следовательно, и h - к снижению

интенсивности

воздействия

на пласт.

К снижению

мощности воздействия на продуктивный пласт ведет и увеличе­

ние частоты вибросейсмического поля. Недостатком ранее предлагаемых конструкций [52], когда вибровоздействие на пласт осуществляется через специально оборудованную скважину, в которой груз с поверхности падает на установленный в колонне плунжер, является то, что вибро­ сейсмическому воздействию подвергается не только продуктив­ ный пласт 12, но и все Шiасты над ним вплоть до поверхности земли. В данной схеме

[28],

толщина пластов, подвергающихся

воздействию, гораздо меньше; кроме того, эффективность воздей­ ствия повышается, если удары о плунжер наносить с частотой,

кратной

частоте

собственных

колебаний

столба

жидкости

скважине под Шiунжером. И, наконец, колонну НКТ спустить до кровли пласта,

2

в

можно

максимально увеличив интенсивность

воздействия на продуктивный пласт.

39

На рис. 1.5 представлено устройство, предложенное А. М. Сва­ ловым [56] и предназначенное для инициирования вибросейсми­ ческих колебаний в продуктивном пласте, которое совмещено со скважинным штанговым насосом. Вибровоздействие на пласт осуществляется за счет гидродинамических ударно-волновых им­ пульсов

в

стволе

скважины,

возникающих

при открытии разрядным плунжером

9

при ходе

отверстий

штанг вверх

10

нижнего

цилиндра. При ходе плунжера вниз жидкость из нижнего цилин­ дра 8 вытесняется через отверстие 10 и клапан 11. Нижний ци­ линдр

8

выполняет роль

жидкостью, жения,

что

полости,

приводит к

распространяемых

периодически заполняемой

генерированию ударных волн

по

стволу

скважины

и

через

разря­

эксплуа­

тационную колонну воздействующих на продуктивный пласт. Амплитуда воздействия регулируется диаметром и количеством отверстий в нижнем цилиндре и величиной погружения насоса под динамический уровень. Применение

описанного

устройства

позволяет производить

воздействие на пласт управляемыми ударными импульсами при

одновременном отборе продукции из скважины. В данной установке вибросейсмическое воздействие осущест­ вляется

на

весь

разрез

скважины

ниже

динамического

уровня;

при этом диапазон возможных частот воздействия ограничен числом качаний станка-качалки (5-15 1/мин), то есть воздейст­

вие может осуществляться с частотой 0,08-0,25 Гц. Анализ результатов осуществленных работ по вибросейсмиче­ скому воздействию на продуктивные пласты, приведенный нами выше, показал, что в диапазоне частот 5

1-20

Гц различие в

ин­

тенсивности воздействия от 10- до 10 Втjм 2 не оказывает суще­ ственного влияния на эффективность обработок. Это позволяет осуществлять маломощное воздействие непосредственно на про­ дуктивный пласт в скважине,

цементного кольца. ройств

напряжения,

При

при этом сохраняя целостность

длительной работе скважинных уст­

развивающиеся

в

цементном

должны превышать предела его усталостной

камне,

прочности,

не

и это

требование при использовании источников с непосредственным воздействием на горные породы ограничивает возможные на­ грузки величиной до 1-2 тонн в зависимости от диаметра и тол­ щины стенки эксплуатационной колонны.

На рис. 1.6 приведена схема установки для вибросейсмическо­ го воздействия непосредственно на залежь [50]. Данная установ­ ка может вести обработку нагнетательных и добывающих сква­ жин. С помощью подъемного устройства 2 и каната 8 забойный снаряд 1 поднимается на определенную высоту h. При этом он упирается в нижний конец колонны НКТ 9 и отсоединяется от прерывателя 6. После этого забойный снаряд 1 падает в стволе

40

1

!

Рис.

1.5.

f

•

Штанrовый насос с устройством для ударно-вотювоrо воздействия на

пmст:

1 -скважина; 2- насосво-компрессорвые трубы; J - шrавrи; 4- цилиндр верх­ ний; 5- плунжер рабочий; 6 - шrавrа соединительная; 7 - клапан всасывающий;

8 - цилиндр вижвий; 9 11 -клапан разрядвый

плунжер разрядный;

10 -

отверсmя вижвеrо цилиндра;

9

Рис.

1.6.

Схема установки д.ля вибровол­

новоrо воздействия на залежь: 1 - забойвый снаряд; 2 - поД'Ьемвое уст­ ройство;

пласт;

6 9-

сJСважины

7

4,

наковальня;

нефтяной

4 -

крепление забойного снаряда;

прерыватель;

7 -

скважина;

8 -

канат,

васосво-компрессорные трубы

и нанос1п удар по наJСовалъне

единенный с пластом элемент пласr

J -

5 -

5

3.

Через жecrJCo со­

энерnrя удара передается на

в JСотором создается виброволновое поле. Затем преры­

вателъ 6 спусJСается вниз и соединяется с забойным снарядом 1, после чего снова происходит подъем забойного снаряда JC башма­

JСУ НКТ. Соединение прерывателя

6 с забойным снарядом 1 мо­

жет осуществляться различными способам11 (механичеСJСим, маг­

нитным

42

11 т.д.). В соответствии с [53] для создания достаточно

Рис. 1.7. Способы соедШiения элемента З (рис. 1.6) с пласто111:

а

7

а) с помощью якоря, б) с помо­

щью пакера, в) с помощью цellteн­ mpyющero 111аrерпала; J - нако­ вальня; 4 - пласт; 7 - скважина; 11 - якорь; 12 - пакер; 13 - це­

з

ментное кольцо

11

4

б

7 з

12

4

7 в

з

4

13

сильных ударов на пласт

4

высота подъема

h

должна составлять

порядка одной четверти расстояния, на котором достигается ус­ тановившаяся максимальная скорость падения снаряда 1. По

данным работы [53] при обводнении продукции скважины боль­ ше 60 % высота подъема h должна быть не менее 5 м. Средняя плотность металла забойного снаряда 1 должна превышать плот­ ность жидкости

в скважине не менее чем в

единенный с пластом элемент

5

(см. рис.

1.6)

раза. Жестко со­

2

для передачи энер­

гии ударов может быть выполнен в виде якоря 11 (рис. 1.7, а), пакера 12 (рис. 1.7, б) или цементного кольца 13, жестко связан­ ного с пластом

4

(рис.

1.7,

в).

1.2.3. ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ СХЕМА ГИДРОИМПУЛЬСНОЙ УСТАНОВКИ

Наиболее технологичной, по нашему мнению, является схема установки для воздействия на пласт, представленная на рис.

[51, 55, 58, 59-60].

Подъем забойного снаряда

1.8 1 осуществляется

путем использования гидравлической энергии продукции

20,

до­

бываемой из скважины 2. Насос 14 откачивает через приемную сетку 13 продукцию скважины 2 из Шiаста 15 на поверхность по насосно-компрессорным трубам 18. Поскольку пространство ме­ жду внешней поверхностью корпуса 6 подъемного устройства (см. также рис. 1.9) и внутренней поверхностью скважины 2 пе­ рекрыто пакером 11, в имеющем гидравлическую связь с прием­ ной сеткой 13 скважинного насоса 14 пространстве 12 над порт­ нем

7

вах

12

давление падает. За счет перепада давления в пространст­ и

20

клапан

4

садится в седло, закрепленное на поршве

и перекрывает проходной канал

8.

Портень

воздействием скважинной продукции

20

7

с клапаном

4

7

под

движется вверх и под­

нимает забойный снаряд 1, соединенный с клапаном 4 канатом 17. Площадь mрца поршня 7, перекрытого клапаном 4, подбира­ ется таким образом, чтобы сила, создаваемая перепадом давления скважинной жидкости под портнем и над ним была больше веса забойного снаряда 1 в жидкости. При подъеме поршня 7 с за­ бойным снарядом 1 до крайнего верхнего положения клапан 4 упирается в верхний ограничитель 9 подъема поршня 7. Клапан 4 открывается и происходит падение забойного снаряда 1 на на­ ковальню

5.

Портень

7

падает вниз вслед за клапаном

4.

Сква­

жинная жидкость 20 при этом свободно перетекает через про­ ходной канал

8

вверх. Длина каната

17,

соединяющего клапан

4

и забойный снаряд 1, должна быть несколько больше, чем высота подъема груза, чтобы клапан 4 не ударился о нижний ограничи­ тель 10 до того, как забойный снаряд достигнет наковальни 5.

44

Рис. 1.8. ПрИiщШD!Зльная схема установки ддя rидроимпульсноrо воздействия на нефте­ насыще!ПIЫЙ кo.JJ.JJ:!ктop:

1 -

забойвый снаряд;

2 -

эксплуаr.щиоввая

колонна; J - поrружвой элекrродвиrаrель; 4 клапан; 5- наковальня; 6 - корпус под:ьемво­ rо устройства; 7 - порurевь; 8 - проходвой канал; 9 - оrравичиrель верхний; 10 - оrрави­ чиrель нижний; 11 - пакер; 12 - прос1равство над поршвем; 13 - приемная сетка насоса; 14 -насос; 15- нефrевасыщенвый коллектор; 16 - цеменпый ~tост, 17 - насосная шг.~вrа; 18 - НКТ; 19 - задвижка; 20 - прос1равство под порщвем

9

···-·····"""······· 12 11 8 ~~>п•-и••''""-~..~......

7 /

_;-··

---

4 ".-----·····-·····

.....

_,;

10 .. --·// // /

Рис.

1.9.

Схема узла клапана для установки гидраимпульсного воздействия:

2 7-

эксплуатацишrnая колонна; 4 - клапан; б - корпус подъемного устройства; поршень; 8 - проход;ной канал; 9 - ограничитель верхний; 10- ограюrчитель юrжний; 11- пакер; 12- пространство над поршнем; 17- насосная штанга; 20пространство под поршнем

После нанесения удара забойным снарядом

1 клапан 4 садится

на седло нижнего ограничителя 10 и поршень 7 падает на клапан 4. Проходной канал 8 перекрывается. Затем под давлением сква­ жинной жидкости

нимая за канат

20

поршень

7

и клапан

4

движутся вверх, под­

17 забойный снаряд 1 до крайнего верхнего по­

ложения, и цикл повторяется. Через жестко связанный с пластом элемент

16

энергия удара передается на пласт

15,

вызывая в нем

упругие колебания давления. Преимуществами разработанного скважинного источника вибровоздействия на пласт являются совмещение воздействия на прискважинную часть пласта с добычей жидкости из скважины, а также

возможность регулирования

частоты

импульса давления

волнового поля изменением отбора жидкости из скважины. Если частота вибросейсмического воздействия задана производитель­ ностью погружного оборудования, то для ее обеспечения доста­ точно подобрать скважины с соответствующим дебитом. Интен­ сивность воздействия на продуктивный пласт определяется ве­

сом забойного снаряда 1 и длиной хода поршня 7. Конструкция виброисточника испытана в скважинах Азнака­ евской площади Ромашкинекого месторождения.

1.2.4.

ОСНОВНЫЕ КОНСТРУКТИВНЫЕ ЭЛЕМЕНТЫ

ГИДРОИМПУЛЬСНОЙ УСТАНОВКИ Некоторые

конструктивные

элементы

установки

гидроим­

пульсного воздействия на продуктивные пласты представлены на рис.

1.10-1.13.

пьедестал (рис.

Составными

элементами

rумба (рис.

устройства

являются

1.12) и (1.13). Рассмотрим указанные элементы. Пьедестал (см. рис. 1.10) состоит из опоры 2 и ввернутой в нее штанги 1 длиной 1,3 м. В верхней части на расстоянии 15 см 1.10),

1.11),

снаряд (рис.

привод гидравлический

от торца штанга имеет высадку с резьбой под муфту гладких труб диаметром 60 мм. Пьедестал спускается на забой скважины на колонне НКТ, устанавливается на цементный мост и цемен­

тируется так, чтобы штанга высrупала из цементного камня на

100-60

см. Штанга является приемником наковальни, называе­

мой в дальнейшем тумбой. Тумба (см. рис. 1.11) в нижней части имеет основание 3 с внутренней цилиндрической полостью, глубиной 40 см для по-

47

ф 123

2

!l> 123 Рис.

1-

1.10.

Пьедестал:

штанга;

2 -

опора

Рис.

1-

1.11.

седло;

Тумба:

2 -

корпус;

3 -

основание

садки на штангу пьедестала. В верхней части тумбы имеется сед­ ло 1, по которому наносятся удары забойным снарядом. Тумба сбрасывается в скважину и, передвигаясь в эксплуатационной колонне под собственным весом, достигает пьедестала. При необ­ ходимости тумба может быть поднята из скважины, так как в верхней части имеет внутреннюю муфтовую резьбу под гладкие трубы 60 мм. 48

Ф89

7

8

Рис.

1 -

7-

1.12. Снаряд: переводник; 2

поршень;

8 -

-

поршень;

основание;

3 -

9 -

шток;

ударник

4 -

конус;

5 -

пружина;

6 -

цилиндр;

ф114

6

7

8

Рис. 1.13. Привод гидравлический: 1 - муфта; 2 - головка; 3 - ограничитель верхний; на; 6 - цилиндр; 7 - ограничитель; 8 - переводник

Снаряд (см. рис.

1.12)

4 -

поршень;

в сборе имеет длину более

новную массу составляет основание снаряда диаметром

9

100

5 -

8

узел клапа­

9,5 м. 8,3

длиной

Ос­ м и

мм. В нижней части основания ввинчен ударник

с полусферической поверхностью, который садится при ударе в

седло тумбы. В верхней части котором перемещается поршень

снаряда расположен цилиндр

7;

шток его

3

6, в 1

через переводник

соединен со штоком узла клапана гидравлического привода. Над

50

плунжером снаряда помещена пружива

5,

сжимающаяся при его

подъеме, как бы увеличивая длину каната, функцию которого выполняют штоки

снаряда и узла клапана

гидравлического

при­

вода. При падении снаряда пружина, разжимаясь, перемещает плунжер 7 вниз с определенной скоростью, так как отверстия в

цилиндре под плунжером калиброваны и создают сопротивление вытесняемой жидкости. Пружива является сменным элементом и

может заменяться на более или менее жесткую. Привод гидравлический (см. рис. 1.13) представляет из себя цилиндр

6

длиной

8

м, в котором перемещается полый поршень

В верхней части цилиндра установлен ограничитель 3, шток которого входит в полость поршня при подъеме последнего. В

4.

нижней части поршня имеется седло для посадки клапана 5 и цанги для захвата штока клапана. Шток клапана при его посадке в седло входит в полость поршня. При перемещении поршня в

крайнее верхнее положение шток ограничителя выбивает шток клапана из цангового захвата и клапанный узел

рядом

9

падает вниз. При ударе снаряда о тумбу

продолжает

некоторое

время

движение

вниз

вместе со сна­

клапанный узел

за

счет

расжатия

пруживы в снаряде. В это время его настигает падающий под

собственным весом поршень

4, который садится седлом на та­

рельчатый клапан 5, цанги захватывают шток клапана и начина­ ется следующий цикл - подъем поршня за счет разности давле­

ния под и над ним, создаваемой работой УЭЦН. Вместе с порт­ нем поднимается и снаряд.

Представленная нами установка и технология ее применения

реализованы в добывающей скважине N~ 4435Д Азнакаевской площади Ромашкинекого месторождения. В соответствии с технологией монтаж источника вибросейс­ мического воздействия на скважине производится в следующей последовательности.

На колонне НКТ спускают в скважину, устанавливают на це­ ментный мост и цементируют пьедестал (см. рис.

1.10).

По про­

шествии времени, достаточного для твердения цементного камня,

сбрасывают в скважину rумбу (см. рис. венным

весом,

перемещаясь

вдоль

1.11),

стенок

которая под собст­

скважины,

досmгает

забоя и садится на штангу пьедестала. На устье скважины устанавливают снаряд (см. рис.

1.12),

за­

фиксировав его хомутом за монтажный пояс. При помощи элева­

тора над устьем скважины подвешивается гидравлический при­ вод (см. рис. 1.13) и затем соединяется со снарядом. Подъемни­ ком привод гидравлический поднимается до полного выдвиже­

ния штока узла клапана и освобождения хомута, на котором был установлен снаряд. Хомут удаляется и сборка 4:привод-снаряд» устанавливается на устье на элеваторе. Соединяют сборку с па-

51

керным устройством и спускают агрегат в сборе с пакером в скважину на колонне НКТ со скоростью не более 0,5 мjс. Спуск производится до посадки снаряда на тумбу, о чем судят по по­ казаниям индикатора веса подъемника. Общий вес разгружаемых на rумбу деталей агрегата составляет 6200 Н (620 кгс). После этого приспускают сборку 4:пакер-агрегаD> еще на 0,5 м и фик­ сируют пакерное устройство в скважине. Отсоединяют колонну НКТ от пакера и поднимают ее из скважины.

Скважина готова для эксплуатации любым способом, включая УЭЦН, при одновременном вибровоздействии на продуктивный пласт.

ТеХllическая характеристика исто1f1lика воздействия Величина перемещения поршня, мм: миЮiмальная

5700 6700

... ..

максимальная

Величина перемещеюrя снаряда, мм: миЮiмальная

5700 6200 5405

... ..

максимальная

Вес снаряда ...

(551

Н

кrс)

При производительности УЭЦН 125, 250 и 500 м' jсут ско­ рость

перемещения

поршня

гидропривода

соответственно

равна

и 0,8 мjс. Это приводит к возникновению виброволново­ го поля с частотой 0,03; 0,06 или 0,1 Гц. Если обводненность продукции больше 60 % (вязкость продукции близка к вязкости воды), то скорость снаряда при ударе о rумбу будет порядка 3,1 м/с [53], энергия одного удара около 17 кДж, а мощность,

0,2; 0,4

передаваемая

на

продjктивный

пласт,

лежит

в

пределах

от

0,5 кВт (при Q ~ 125 м /сут) до 1,7 кВт (при Q ~ 500 м3 /сут). При уменьшении дебита скважины или увеличении вязкости жидкости

частота создаваемого

волнового

поля

и

мощность

воз­

действия на пласт уменьшаются. Для увеличения частоты вибросейсмического воздействия не­

обходимо уменьшить площадь плунжера гидравлического приво­ да, хотя при этом уменьшится и мощность воздействия на пласт

из-за

необходимости

уменьшения

веса

снаряда.

По

нашему

мнению, уменьшение мощности воздействия допустимо, так как опыт использования наземных источников колебаний пока­

зал, что эффективность воздействия вибросейсмического поля достигается и при облучении пласта с величиной энергии до

10-4-10- 5 Вт [42].

Конструкция позволяет исследовать влияние низкочастотного

вибросейсмического воздействия на продуктивные пласты и па­ раметры работы добывающих скважин.

52

rлава

2

ПРОМЫСЛОВЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ УСТАНОВКИ И ТЕХНОЛОГИИ ВИБРОВОЛНОВОГО

ВОЗДЕЙСТВИЯ НА УЧАСТОК НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ АЗНАКАЕВСКОЙ ПЛОЩАДИ РОМАШКИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

2.1.

КРАТКАЯ ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ

ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОДУКТИВНОГО ОБЪЕКТА И ИСТОРИЯ ЕГО РАЗРАБОТКИ Описанная в предыдущей главе установка rидроимпульсноrо

воздействия на продуктивные пласты через добывающую сква­ жину при одновременном отборе продукции была испытана на опытном участке Центральп о- Азнакаевской площади Ромашкин­

екого месторождения. Участок ограничен с севера и юга рядами нагнетательных

скважин,

а

с

запада

и

востока

-

границами

вы­

клинивания. ЭксШiуатационный объект в пределах участка имеет площадное

распространение, характеризуется единой толщей песчаников (за исключением отдельных скважин [54]). Такое строение участка исключает опоки нефти за его пределы и по­ зволяет достаточно точно определить текущий коэффициент нефтеизвлечения, а следовательно, и эффективность тех или иных методов воздействия на пласт [57]. Основным объектом разработки на участке является девон­ ский пласт Д 1 ( а+бt) Пашийского горизонта. Коллекторы - пес­ чаники, преимущественно кварцевые, средняя пористость 23,5 %,

проницаемость 0,72 мкм 2 . Площадь нефтеносности пласта Д 1 на участке 1358 га, нефтенасыщенная толщина 6,8 м, начальная нефтенасыщенность 0,88. Балансовые запасы на участке оцене­ ны в 13,75 млн т, а извлекаемые - 8,25 млн т при коэффициенте нефтеизвлечения 0,6. На 1.01.2004 r. отобрано около 8,85 млн т и разработка участка продолжается. Разработка опытного участка начата в 1951 r. В табл. 2.1 при­ ведены годовые отборы нефти, воды и закачки последней для поддержания пластового давления за всю историю разработки; на рис. 2.1 представлен график изменения годовых отборов нефти во времени. Из табл. 2.1. и рис. 2.1 видно, что опытный участок 53

;t:

Таблица 2.1 Показатели работы опытного участка Центрально-Азнакаевской площади Годовая

Накопленная

Годы Нефть, т

1951 1952 1953 1954 1955 1956 1957 1958 1959 1960 1961 1962 1963 1964 1965 1966 1967 1968 1969 1970 1971 1972 1973 1974 1975 1976 1977 1978 1979 1980

3694 34381 25986 42851 47260 60080 57850 69665 285858 317149 535934 724681 721905 808203 657657 597699 536126 340637 307185 265392 222703 122633 145257 143201 141129 110943 104690 92893 108208 96296

Вода, т

9 37 3078 3037 10419 20263 41684 81972 86897 40351 34507 79416 102286 122314 87952 145766 183963 274288 321173 323427 306540 395464 618936

Жидкость, т

%-вес

3694 34381 25986 42851 47260 60080 57859 69702 285858 320227 538971 735100 742168 849887 739629 684596 576477 375144 386601 368258 345017 210585 291023 327164 415417 432116 428117 399433 503671 715232

0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,1 0,0 1,0 0,6 1,4 2,7 4,9 11,1 12,7 7,0 9,2 20,5 27,9 35,5 41,8 50,1 56,2 66,0 74,3 75,5 76,7 78,5 86,5

Закачка, м 3

Нефть, т

3694 38075 64061 106912 154172 214252 272102 341767 627625 944774 1480708 2205389 2927294 3735497 4393154 4990853 5526979 5867616 6174801 6440193 6662896 6785529 6930786 7073987 7215116 7326059 7430749 7523642 7631850 7728146

Вода, т

9 46 46 3124 6161 16580 36843 78527 160499 247396 287747 322254 401670 504536 626850 714802 860568 1044531 1318819 1639992 1963419 2269959 2665423 3284359

Жид;кость,

ВНФ

т

3694 38075 64061 106912 154172 214252 272111 341813 627671 947898 1486869 2221969 2964137 3814024 4553653 5238249 5814726 6189870 6576471 6944729 7289746 7500331 7791354 8118518 8533935 8966051 9394168 9793601 102977273 11012505

0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,01 0,01 0,02 0,04 0,05 0,05 0,05 0,07 0,08 0,09 0,11 0,12 0,15 0,18 0,22 0,26 0,30 0,35 0,42

1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003

84205 89371 80495 48693 54406 69306 59606 62001 62562 50293 43668 52052 54362 50781 34609 33698 34061 32927 17543 36953 18087 23168 26775

555280 638832 675988 461179 547434 85999565 709513 822683 783794 772365 734394 830504 703526 602086 546509 428451 384715 449689 504593 516344 388430 562428 632063

639485 728203 756483 509872 601840 928871 769119 884684 846356 822658 778062 882556 757888 652867 581118 462149 418776 482616 522136 553297 406517 5855596 658838

86,8 87,7 89,4 90,4 91,0 92,5 92,3 93,0 92,6 93,9 94,4 94,1 92,8 92,2 94,0 92,7 91,9 93,2 96,6 93,3 95,6 96,0 95,9

1059189 939840 820000 743927 808026 815967 713397 479244 605907 455468 461600 549700 676800 519500 665300 689200 755979 837468

7812351 7901722 7982217 8030910 8085316 8154622 8214228 8276229 8338791 8389084 8432752 8484804 8539166 8589947 8624556 8658254 8692315 8725242 8742785 8779738 8797825 8820993 8847768

3839639 4478471 5154459 5615638 6163072 7022637 7732150 8554833 9338627 10110992 10845386 11675890 12379416 12981502 13528011 13956462 14341177 14790866 15295459 15811803 16200233 16762661 17394724

11651990 12380193 13136676 13646548 14248388 15177259 15946378 16831062 17677418 18500076 19278138 20160694 20918582 21571449 22152567 22614716 23033492 23516108 24038244 24591541 24998058 25583654 26242492

0,49 0,57 0,65 0,70 0,76 0,86 0,94 1,03 1,12 1,21 1,29 1,38 1,45 1,51 1,57 1,61 1,65 1,70 1,75 1,80 1,84 1,90 1,97

Он, тыс. тонн

900

...

800

f

700

f

600

~

~

1.,

500 400 300

о

.....»

1950

Рис.

2.1.

~~

'

200 100

~

-

1955

~ .........

·~

1960

1965

1970

1975

....

~........

1980

1985

1990

1995

..... 2000

2005

Годы

Добыча нефти во времени

вступил в завершающую стадию разработки в 1972 r., коrда было оrобрано около 81 % от планируемых извлекаемых заnа­ сов и 48,5% от балансовых. Пик добычи пришелся на 1964 r., в нем было добыто 808,2 тыс. т нефти. Закачка воды

в

продуктивный пласт

начата на

участке в

1986 r. На 1.01.2004 r. закачано 12,6 млн м3 воды при накоплен­ ном отборе жидкости из пласта 26,2 млн т (см. табл. 2.1). На рис. 2.2 представлены кривые изменения отборов жtщкости 11 нефr11, а также значения средней обводненности продукции за последние 24 rода; на рис. 2.3 - изменение rодовых отборов неф­ ти дано в более крупном масштабе. На трафиках рис. 2.2 и 2.3

наблюдаются знаЧJпелъные колебания в отборах жидкости и нефrи. Это связано с различными экспериментами по воздейст­ вию на продуктивный пласт, которые npoвoд1rmrcъ на опытном

участке. Несмотря на резкие колебания rодовых отборов нефти, часто достигающих кратных значею1й, наблюдается четкая тен­ денция снижения rодовых отборов во времени (прямая линия трендана

p1rc. 2.3).

По-ющимому, проводимые эксперименты на опытном участке

Централъно-Азнакаевской площади имели в общем положитель­ ное влияние на процесс разработки участка

11

noкasaтemr разра­

ботки. При их отсутствии темпы падения добычи нефrи были бы

56

Обводненностъ,%

Он, Ож. ТЪIС. тонн

...... Нефть

300

~---+--------~------~-------+30

..... Жидкость

200

10:

~~~=::J~~~~jt~!:~~~~~:!;f~~;;~~~~~=r

1975

1980

1985

1990

1995

2000

:0

2005 Годы

Рис. 2.2. Показатели разработки опытною участка Центрально-Азнакаевской ILJioщaди Ромашкииското месторождения

Он, тыс. тонн

0 +---------~------~~-------+--------~--------~ 1980

1985

1990

1995

2000

2005 ГQ~~ы

Рис.

2.3.

время

Изменение rодовой добычи нефти (тыс. т) с

1980 r.

по настоящее

Таблица

2.2

Комnенсация отборов закачкой, среднее nластовое и забойное давление по оnытному участку Центрально- Азнакаевской IШощадн

Обшая fоды

закачка

1ЪIС. м~

479,2 605,9 455,5 461,6 549,7 676,8 519,5 665,3 689,2 756,0 837,5

1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003

Средвее по все111у

Oбi.ЦII/1

oroop жидкосm,

Обеспечение

ТЫС.l\1~

закачкой,%

755,7 652,7 576,4 461,1 419,3 480,5 511,9 550,5 400,5 576,2 648,3

63,4 92,8 79,0 100,1 131,1 140,9 101,5 120,9 172,1 131,2 129,2

фовду добываюi.ЦIIх скважин

Рил.

Р••б

166,3 171,6 176,6 173,0 172,6 194,0 159,6 164,5 166,7 153,0

102,4 109,5 113,0 101,9 95,3 125,7 102,0 104,5 111,6 100,0

Добыча вефrи, 1ЫС.Т

54,4 50,8 34,6 33,7 34,1 32,9 17,5 37,0 18,1 23,2 26,8

..

,

..

,

,.,

...

,.,. ,,.

Рис.

58

2.4.

Карта давлений в

2002 r.

8о~----+-----+-----~~~~-----+-----+----~-----4~----~--~

"'

Рис.

2.5.

Карта разработки опытноrо участка Азиакаевской площади в

2002 r.

более интенсивными, о чем можно суди'IЪ по превышению теку­ щего коэффициента нефтеизвлечения (0,64) над запланирован­ ным конечном его значением - 0,60. Отметим также, что разра­

ботка опытного участка продолжается и коэффициент нефтеизв­ лечения будет расти. В табл . 2.2 представлены данные компенсации отборов закач­ кой, а также значения средних пластовых и забойных давлений в добывающих скважинах опытного участка за последние 11 лет, на рис. 2.4 приведена карта изобар на 2002 г. Средняя депрессия

59

Таблица

2.3

Характеристика работы дополнительных скважин, пробуреиных в заводненной зоне

жина

23421 23422 23423 23424 23425 23426 23427 23428 23429 23431 4418Д 4419Д

4435Д 4436Д

23433 23435 23436 Итого

Первоначальная

Тошдина пласта (м)

С ква-

общая

нефтяная

7,8 7,2 7,8 3,8 3,8 7,4 7,6 8,4 5,0 7,8 7,6 7,6 4,2 8,2 6,8 10,0 8,2 119,2

4,6 2,0 1,4 1,4 2,0 1,8 2,6 5,0 1,2 2,6 4,8 3,4 1,2 3,6 3,8 3,0 2,2 46,6

Характериспrка на

характеристика

завод-

перфориро-

неипая

ванная

3,2 5,2 6,4 2,4 1,8 5,6 5,0 3,4 3,8 5,2 2,8 4,2 3,0 4,6 3,0 7,0 6,0 72,6

1,5 3,0 2,0 3,8 3,5 1,8 4,0 3,3 3,0 6,0 1,7 1,5 2,5 2,0 1,8 5,0 2,6 49,0

1.01.2004

г.

Накопленная

добыча

~.т/с

~.т/с

%

1,7 3,3 0,9 2,7 0,9 10,5 7,7 1,4 21,7 7,1 25,4 21,0 0,7 7,8 1,3 1,3 1,0 116,4

49,8 77,4 50,0 61,9 50,2 47,3 109,9 80,4 100,5 163,7 53,1 28,1 88,3 17,5 9,8 80,3 64,6 1132,8

96,6 95,7 98,2 95,6 98,2 77,8 93,0 98,3 78,4 95,7 52,2 25,3 99,2 55,4 86,7 98,4 98,5 89,7

~.т/с

~.т/с передана передана передана передана передана

10,2 9,4

1

%

ППД ППД ППД ППД ППД

88,5 160,2

1

88,5 94,1

передана ППД

3,5 7,1 4,1 7,6 4,2

119,6 172,8 125,5 176,3 171,9

97,1 95,9 96,7 95,7 97,6

б/д передана ППД передана ППД

46,1

пlредана ппlд 1014,8 95,5

нефти

3766 1148 1570 10648 298 62688 92235 939 24040 18444 26314 73812 1782 1005 606 536 1359 321190

в добывающих скважинах находится в пределах 5,3-7,8 МПа, а забойное давление в среднем не снижается ниже давления насы­

-

щения. Текущее среднепластовое давление на опытном участке

МПа при начальном пластовом давлении 17,5 МПа. За время разработки на участке было иробурено 56 скважин.

17,0 В

г.

2003

в эксплуатации находилась

21

скважина,

из

-

них

нагнетательных и 15 добывающих. По сравнению с картой раз­ работки, представленной по состоянию на 2002 г. (рис. 2.5), в декабре 2003 r. была введена в рабоrу из бездействующего фонда скважина 4436Д, оборудованная установкой штангового сква­ жинного насоса. Остальные добывающие скважины в подавляю­ щем большинстве оборудованы УЭЦН. Из 15 работающих на участке добывающих скважин 9 явля­ ются дополнительно пробурепными в заводненной зоне. В табл. 2.3 представлена характеристика работы дополнительно пробурепных скважин на момент ввода в эксплуатацию и на

6

1.01.2004 r.

2.2.

ПРОМЫСЛОВЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ УСТАНОВКИ

ВИБРОВОЛНОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ЗАЛЕЖЬ Установка для виброволнового воздействия на нефтяную за­ лежь была смонтирована на скв. 4435Д. Это одна из дополни­ тельных скважин, пробурепных в заводненной зоне. Скважина была закончена бурением в октябре 1993 r. Конструкция сква­ жины одно колонная. Направление диаметром

стенки метки

324 мм с толщиной 9,5 мм спущено на глубину 36 м, подъем цемента до от­ 4 м. Кондуктор диаметром 245 мм и толщиной стенки перекрывает породы толщиной 281 м с подъемом цемен­

мм та до 5 м от поверхности. Эксплуатационная колонна диаметром 146 мм при толщине стенки 7, 7 мм имеет глубину спуска 1761 м и зацементирована в интервале 35-1761 м. В табл. 2.4 приведена

7,9

Таблица

2.4

Конструкция скв. 4435Д Наименоваюrе колонны

Направлеюrе Кондуктор Эксплуатациоюшя

d

Толщина

Глубина

стеJШи (мм)

спуска (м)

324 245 146

9.5 7.9 7.7

36 281 1761

4-36 5-281 35-1761

146

13

1712-1754

1712-1754

(мм)

Цемент (м)

колшrnа

Стеклопластиковые

трубы

61

конс1рукция скв. 4435Д. В интервале, перекрывающем продук­ тивный пласт (1712-1454 м), установлены стеклопластиковые 1рубы. В табл. 2.5 приводится история работы скв. 4435Д, по которой можно проследить изменения параметров ее работы во времени. В декабре 1993 r. в скважину была спущена установка ЭЦН5-501300, которая с перерывами работала 6 месяцев при обводненно­ сти продукции 99,2-99,7 %; затем 4 месяца скважина простаива­ ла, после чего и снова была освоена и введена в эксплуатацию при обводениости 98,9-99,6 % при среднем суточном дебите по нефти 0,2 т/сут. В апреле 1995 r. был произведен демонтаж по­ rружноrо оборудования и перевод скважины в пьезометриче­ скую. В сентябре 1998 r. скважина вновь была введена в экс­ плуатацию установкой ЭЦН5-50-1300 и проработала с неболь­ шими

перерывами,

в

основном,

в

периодическом режиме до

мая

2002 r., когда была остановлена из-за предельной обводненности. На момент остановки скважина работала в периодическом ре­ 21,7 часа в сутки, откачка 2,3 часа). При от­ качке дебит по жидкости был 81,6 т/сут, по нефти- 0,7 т/сут. В месяц скважина давала 2 т нефти.

жиме (накопление

Таблица

2.5

История работы скв. 4435Д Время эк с-

Год

М е-

плуата-

сяц

ции, часы

Дабыча

нефпr, т

Добыча жидкоСПI, Т

Обвод-

Q.,

т/сут

Q", т/сут

ненность,

Примеча-

%веса-

ни е

вой

1993 1993 1993

10 11 12

о о

о о

о о

254

7

927

0,0 0,0 88,3

0,0 0,0 0,7

0,0 0,0 99,3

1994

1

744

10

2730

88,4

0,3

99,6

период.

1994

2

641

8

2476

93,0

0,3

99,7

период.

1994 1994 1994 1994 1994 1994 1994 1994

3 4 5 6 7 8 9 10

744 720 744 720 744 744 720 744

22

2719

0,7 0,0 0,7 0,0 0,0 0,0 0,0 0,1

99,2 0,0 99,2 0,0 0,0 0,0 0,0 97,9

1994

11

1994 1995

в простое в простое период. ЭКСIШ.

ЭКСIШ.

ЭКСIШ.

в работе

о

о

23

2793

о о о о

о о о о

1

47

88,4 0,0 90,8 0,0 0,0 0,0 0,0 1,5

720

32

2805

94,6

1,1

98,9

период.

12

744

4

327

10,7

0,1

98,8

период.

1

744

2

464

15,0

0,1

99,6

период.

в простое

в работе в простое в простое в простое в простое период. ЭКСIШ.

ЭКСIШ.

ЭКСIШ.

ЭКСIШ.

62

Продолжение табл. Время эк с-

Год

М е-

плуата-

сяц

ции, часы

2.5 Дабыча

нефти, т

Добыча жид;ко-

сти, т

Обвод-

Q.,

т/сут

Q", т/сут

ненность,

Примеча-

%веса-

ни е

вой

1995

2

672

3

773

27,7

0,1

99,6

период.

1995

3

708

8

2061

70,1

0,3

99,6

период.

1995 1995 1995 1995 1995 1995 1995 1995 1995 1996 1996 1996 1997 1998 1998

4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 8 9 1 1 9

о о о о о о о о о о о о о о

о о о о о о о о о о о о о о

о о о о о о о о о о о о о о

1

356

0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,3

0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 99,6

в простое

132

0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 65,0

1998

10

744

2

32

65,0

0,3

99,6

период.

1998

11

720

2

32

65,0

0,3

99,6

период.

1998

12

744

2

421

65,0

0,3

99,6

период.

1999

1

744

2

356

65,0

0,3

99,6

период.

1999

2

672

2

356

65,0

0,3

99,6

период.

1999

3

744

2

227

65,0

0,3

99,6

период.

1999

4

720

2

810

65,0

0,3

99,6

период.

1999

5

744

2

680

65,0

0,3

99,6

период.

1999

6

720

2

32

65,0

0,3

99,6

период.

1999

7

308

2

669

65,0

0,3

99,6

период.

1999

8

744

10

2332

75,0

0,3

99,6

период.

1999

9

720

8

2194

73,4

0,3

99,6

период.

1999

10

744

8

2266

74,0

0,3

99,6

период.

1999

11

627

6

1757

67,5

0,3

99,6

период.

1999

12

737

16

2291

75,1

0,5

99,4

период.

2000

1

720

98

2168

75,5

3,2

95,7

период.

экспл.

экспл.

в простое в простое в простое в простое в простое в простое в простое в простое в простое в простое в простое в простое в простое период. экспл.

экспл.

экспл.

экспл.

экспл.

экспл.

экспл.

экспл.

экспл.

экспл.

экспл.

экспл.

экспл.

экспл.

экспл.

экспл.

экспл.

63

Продолжение табл. Время эк с-

Год

М е-

плуата-

сяц

ции, часы

2.5 Дабыча

нефти, т

Добыча жид;ко-

сти, т

Обвод-

Q.,

т/сут

Q", т/сут

ненность,

Примеча-

%веса-

ни е

вой

2000

2

696

38

2323

81,4

1,3

98,4

период.

2000

3

722

40

2410

81,4

1,3

98,4

период.

2000

4

696

33

2323

81,4

1,3

98,4

период.

2000

5

744

36

2219

72,7

1,2

98,4

период.

2000

6

720

38

2243

76,0

1,2

98,4

период.

2000

7

744

2

37

76,0

1,2

98,4

период.

2000

8

744

4

262

76,0

1,2

98,4

период.

2000

9

720

4

262

76,0

1,2

98,4

период.

2000

10

744

2

37

76,0

1,2

98,4

период.

2000

11

720

2

37

76,0

1,2

98,4

период.

2000

12

744

2

37

76,0

1,2

98,4

период.

2001

1

744

2

40

80,3

1,3

98,4

период.

2001

2

672

36

2213

80,3

1,3

98,4

период.

2001

3

732

1

40

80,5

0,6

99,2

период.

2001

4

730

1

1128

80,6

0,1

99,9

период.

2001

5

720

2

1184

81,7

0,1

99,9

период.

2001

6

720

2

1348

81,7

0,1

99,9

период.

2001

7

744

14

509

80,2

1,9

97,6

период.

2001

8

744

4

486

81,6

0,7

99,2

период.

2001

9

720

4

567

81,6

0,7

99,2

период.

2001

10

744

1

40

81,6

0,7

99,2

период.

2001

11

720

1

40

81,6

0,7

99,2

период.

2001

12

744

2

40

81,6

0,7

99,2

период.

2002

1

744

2

40

81,6

0,7

99,2

период.

2002

2

672

2

40

81,6

0,7

99,2

период.

2002

3

744

2

40

81,6

0,7

99,2

период.

2002

4

720

2

40

81,6

0,7

99,2

период.

экспл.

экспл.

экспл.

экспл.

экспл.

экспл.

экспл.

экспл.

экспл.

экспл.

экспл.

экспл.

экспл.

экспл.

экспл.

экспл.

экспл.

экспл.

экспл.

экспл.

экспл.

экспл.

экспл.

экспл.

экспл.

экспл.

ЭКСIШ

Продолжение табл. Время эк с-

Год

М е-

плуата-

сяц

ции, часы

2002 2002 2002 2002 2002 2002

5 6 7 8 9 10

2.5 Дабыча

нефти, т

Добыча жид;ко-

сти, т

о о о о о

о о о о о

о о о о о

540

30

3732

Обвод-

Q.,

т/сут

Q", т/сут

ненность,

Примеча-

%веса-

ни е

вой

0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 167,2

0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 1,3

0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 99,2

в простое в простое в простое в простое

в ~остое

ра

. виб-

роуст.

2002

11

519

30

3687

167,2

1,3

99,2

раб. виб-

2002

12

744

92

5583

183,1

3,0

98,4

раб. виб-

2003

1

744

138

5526

182,7

4,4

97,6

раб. виб-

2003

2

672

124

4932

180,5

4,4

97,6

раб. виб-

2003 2003

3 4

305 568

64 138

2229 4179

180,4 180,2

5,0 5,8

97,2 96,8

раб. виб-

2003

5

744

178

5308

177,0

5,7

96,8

раб. виб-

2003

6

715

166

4947

171,6

5,6

96,8

раб. виб-

2003

7

744

42

2543

172,3

2,8

98,4

раб. виб-

2003

8

744

8

335

171,9

4,5

97,4

оrраниче-

2003

9

720

15

500

171,7

5,0

97,1

оrраниче-

2003

10

744

75

2501

171,7

5,0

97,1

раб. виб-

2003

11

720

63

2517

171,9

4,2

97,6

раб. виб-

2003

12

614

44

1776

171,9

4,2

97,6

раб. виб-

2004

1

734

170

5078

171,6

5,6

96,8

раб. виб-

2004

2

248

43

1748

173,3

4,2

97,6

раб. виб-

2004 2004 2004 2004 2004 2004 2004 2004 2004 2004

3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

о о о о о о о о о

о о о о о о о о о

о о о о о о о о о

528

0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 172,0

0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 4,2

0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 97,0

раб. вибро-

2005

1

720

161,2

5,2

96,0

раб. вибро-

2005

2

672

166,6

5,4

96,0

раб. вибро-

роуст.

роуст.

роуст.

роуст.

роуст.

роуст.

роуст.

роуст.

ни е

ни е

роуст.

роуст.

роуст.

роуст.

роуст. в простое в простое в простое в простое в простое в простое в простое в простое в простое

уст.

уст.

уст.

Примечани е. Время экстшуатации ~ время работы ( оrраничения ).

+

время накопления

65

С 01.09.2002 по 05.10.2002 г. на скважине произведен монтаж вибрационной установки, описанной в первой главе, и спущена установка электропоrружного насоса УЭЦН5-125-1300. Парамет­

ры работы скв. 4435Д с виброустановкой также приведены в табл. 2.5. Виброустановка успешно работала до марта 2003 r., когда произошел слом штока снаряда в верхней его части перед пере­ водником

для

соединения

со

штоком

гидравлического

привода.

Электроцентробежный насос и виброустановка были подняты 25.03.2003 г., а снаряд - 28.03. Шток заменили патрубком НКТ диаметром 60 мм. Виброустановка была спущена вновь 30.03.2003 г., а 31.03.2003 г. спустили и запустили в работу УЭЦН5-125-1300.

Скважина успешно

работала

с

виброустановкой

до

июля

2003 r., затем произошло повышение обводненности продукции до 98,4% (табл. 2.5, рис. 2.6). В августе- сентябре УЭЦН пере­ водится на периодический режим работы. Причиной увеличения обводненности продукции скважины послужило постепенное пе­ ремещение пакера вверх под действием перепада подъеме

снаряда,

в

итоге

снаряд

перестал

давления при

доставать

наковальню

при движении вниз и вибровоздействие на пласт прекратилось. В сенmбре 2003 г. произведена переустановка пакера и над ним был оставлен груз из 24 насосно-компрессорные трубы диа­ метром 73 мм. Нормальная работа скважины восстановилась и продолжалась до

16.02.2004

г., когда вышло из C'IJ>OЯ сцепное

устройство.

Произведена ревизия узлов вибрационной установки, сконст­ руировано и изготовлено новое сцепное устройство клапанного

узла и поршня гидравлической машины; вибрационная установка спущена в скважину

2.12.2004

г.

Последовательность монтажа и спуска установки в скважину:

1) монтаж вибрационного оборудования на устье и спуск его в скважину;

2) спуск 2 НКТ 73 мм, общей длиной 20,6 м; 3) соединение и спуск пакера ПВМ-5-500; 4) спуск надпакерного «груза> (НКТ 73 мм в количестве 24 труб общей длиной 234 м); 5) фиксация в хвостовике верхней трубы освобождающейся внутренней труболовки; 6) спуск сборки установки на колонне НКТ

73 мм до тумбы

(наковальни);

7) подгонка и посадка пакера таким образом, чтобы в нижнем положении снаряд касался наковальни (рабочий ход снаряда 7 м); 8) освобождение колонны НКТ от надпакерного груза; 9) подъем труболовки. 66

'О

~

о

03.2001

::1

~

05.2001

~

07.2001

а:

1!"'=' ~

01 .2002

о о

~L

~

09.2001 11.2001

;;:;

о

О>

о

~

~

)::;j

f1 [ ~ ...

~

u

(.

tu

Р.'!

( :... (

Рис. 3.2. Динамика изменения забойноrо данления и динами че скоr о уровн я по месяцам в скв. 8721

92

Под стационарной работой системы будем понимать такую ее работу, при которой основные исследуемые характеристики (КВЧ, динамический уровень и забойное давление) отличаются от средних за этот период не более, чем на ±10 %. Если исследуемые характеристики за определенный

период

времени отличаются от средних более, чем на ±10 %, то такой период работы системы будем считать нестационарным. Так, для скв. 8721 стационарная работа системы происходила в анализируемом периоде с 01.2001 r. по 15.04.2001 r. (дата про­ ведения ГРП), а нестационарная работа - в период после ГРП до

12.12.2001 r. Анализ проб продукции скважин показал, что в основном при нестационарной работе системы примеси представлены проппан­ том, закачанным после ГРП в качестве материала, закрепляюще­

го трещину (особенно сразу после освоения скважины). В пер­ вые пять месяцев после ГРП КВЧ возрастает в

нении с КВЧ при стационарной работе системы.

2-4

раза в срав­

В последующие

три месяца КВЧ остается также превышающим таковое при ста­

ционарной работе системы в 1,4-1,5 раза. Таким образом, в тече­ ние длительного периода после ГРП (более 8 месяцев) повышен­ ное содержание

КВЧ (проппанта)

свидетельствует о

том, что

закрепления проппанта в созданных при ГРП трещинах не про­ исходит, а происходит его повышенный вынос с продукцией

скважины, что абсолютно отрицательно сказывается на эффек­ тивности и длительности (наработке на отказ) поrружного обо­ рудования.

Как видно из рис.

3.1,

спуск в скважину вместе с погружной

установкой внутрискважинного пескаотделителя хотя и снижает КВЧ в продукции скважины, но этого снижения недостаточно

для повышения эффективности работы погружного оборудова­ ния (КВЧ снижается с 1315 мr/л до 990 мr/л). Рассмотрим результаты исследования в скв. 7795, представ­ ленные на рис.

и

3.3

3.4.

Гидравлический разрыв пласта в этой

скважине произведен 26.06.01 г. Анализируемый период стацио­ нарной работы системы - с января по апрель 2001 r. (хотя ГРП

и проведен только в конце июня). Период обусловлен тем, что в апреле 2001 г. в скважине снизили забойное давление с ~13 МПа до 9,8 МПа. Такое значительное снижение (на 25 %) привело к пекоторому

pocry

КВЧ в мае-июне

2001 r.

Этот рост КВЧ, со­

ставляющий 7 %, лежит в пределах ошибки осреднения для ста­ ционарного периода работы системы (±10 %) и связан с ростом КВЧ пластового происхождения, величина коmрого составляет

380 мгjл. В июле забойное давление в этой до 13,3 МПа, а затем снижается до 9,5-9,75 намики

изменения

КВЧ пластового

скважине возрастает МПа. Исходя из ди­ происхождения, в период 93

КВЧ, мг/л

1400

-

1200

-

1000

-

800

-

Стационарнарная

Н стаци

к

работа сист емы

1

Г"

~

400 200 -

КВЧ

=const

рн ая

СИСТЕ м ы

" "' "'u "~ ~

....

I:

"

квч

r-

600

нар н

I: I:

\.

~

а б от

е

Г"---

~

-

cons

1--

1" янв

фев

ма рт

ма й

anp

и юнь

и юль

авг

се н

окт

н ояб

дек

Рис. 3.3. Динамика изменения количества взвешеииых частиц по месяцам в СКБ . 7795

нестационарной рабо1ЪI системы этот пар аметр (КВЧ пластовоrо происхождения) стабилизируется на уровне 380 мrjл. Из рис. 3.3 видно, что значительный рост КВЧ в течение шести месяцев по­

сле ГРП (с июля по декабрь) связан с выносом проппанта; КВЧ Pзali, М Па

Ндин, м

о

20 1:

Стационарнарная

18

Нестацио нар нар н ая

...

0..

ра бо та системы

работа системы

Q Q

16

400

N

..t

14

Рзаб

200

Q

=const

.,;

Рзаб "1-

const

600

12

800

10

100 0

8

Ндин

=const

Ндин "1-

120 0

const

6

1400

4

1600

2

1800 200 0

о янв

фев

март

а пр

май

июнь

июль

авг

сент

о кт

но я б

дек

Рис. 3 .4.. Динамика изменения забойного давления и динами ческого ур овня по месяцам в скв . 7795

94.

пластового

происхождения

остается

практически

на

неизменном

уровне.

Таким образом, полученные результаты показали, что КВЧ пластового происхождения изменяется от

240

до

мг/л и за­

380

висит от величины забойного давления, поскольку его снижение приводит к повышению КВЧ пластового происхождения. Этот

вопрос требует дополнительного специального исследования. В то же время проводимые в массовом порядке гидравличе­ ские разрывы

пласта характеризуются

существенным

повышени­

ем КВЧ после освоения скважин, и даже установки в скважине пескоотделителя, хотя и снижает КВЧ, но он остается достаточно высоким (рис. 3.1). Отмеченный характер изменения КВЧ после ГРП остается без изменений для большинства скважин Приобского месторож­

дения. Дальнейшие наши исследования были направлены на ус­ тановление

зависимости

количества

поступающих

в

скважину

механических примесей от величины забойного давления. Для анализа были обработаны результаты эксплуатации 124 скважин правобережной части Приобского месторождения, в которых был произведен ГРП.

Зависимость КВЧ в продукции скважин от забойного давле­ ния, построенная по данным обработки результатов эксплуата­ ции 124 скважин, представлена на рис. 3.5. Цифры, расположен­ ные над столбцами, обозначают количество скважин, забойные давления в которых входят в указанный интервал.

В аналитическом виде указанная зависимость

2

может быть

представлена в следующем виде:

КВЧ ~ 400 + 250000/(Р,.,) 3 • 2 ,

(3.1)

где Р."аб - забойное давление, мПа. На рис. 3.5 также нанесена линия

1, характеризующая воз­ можные значения КВЧ Шiастового происхождения. Таким образом, подводя итог выполненным исследованиям, отметим,

что

механические

вместе с продукцией,

примеси,

поступающие

в

скважину

имеют различное происхождение,

но

их

количество однозначно зависит от забойного давления. Данное обстоятельство нужно непременно учитывать при подборе добы­ вающего оборудования к каждой конкретной скважине, а с целью достижения его высокой работоспособности необходимо исполь­ зовать защитные устройства, предотвращающие постуШiение ме­

ханических примесей в насосное оборудование. Совершенно очевидно, что выбор эффективного метода борь­ бы с механическими примесями связан с решением следующих задач:

95

КВЧ, мгfл

2500

~

2000

-

-

Суммарное КВЧ (вкrючая

nponna1-

КВЧ пласmвого происхождения

1500 \16

1000

~

-

квч

~

500

\

--

r--

7-8

8-9

23

25

= 400 +

~1

6

9-10

10-11

-

250000 р"''б

3.2

5 3

2

о

4-5

5-6

6-7

11-12

12-13

13-14

Рзаб• МПа Рис. 3.5. Зависимость количества взвешенных частиц в продукции скважин от забойноrо давления

Определеюrе природы механ1rческих пр1rмесей в продукции

1.

скважин.

Детальные исследования их вещественного состава.

2.

3.4.

ИСсnЕДОВАНИЕ nРИРОДЬI МЕХАНИЧЕСКИХ

nРИМЕСЕЙ И ИХ ВЕЩЕСТВЕННОrО СОСТАВА В работе

[76]

выполнен комплекс экспериментальных иссле­

дований на различных месторождеюrях Западной Сибири. Рабо­ та пршшведена в два этапа.

На первом этапе исследованы образцы механических приме­ сей, отложившихся в рабоч1rх органах погружных центробежных

электронасосов (ЭЦН), отработавших определенное время в до­ бывающих скважинах Северо- Хохряковского, Север о-Варьеган­ ского

и

Верхне-Колик-Еганского

месторождеюrй

(всего

пять

проб). На втором этапе исследованы пробы поверхностного песка (две пробы), проппанта (одна проба), соли с солевого узла (две пробы), а также три пробы жидкостей глушения. На рис. 3.6 пр1rведены основные данные по 1rсследованным пробам твердой фазы (отложения механических пр1rмесей в

96

'О

=

" w

а,

::::1

'1:)

&

1!:

....

!'ii

~ =-

t

1!:

= il!

~g ~

=-

~

...

Северо - Хохряковское

-

Скв.

месторождение

370144

Северо - Варьсrа 11ское

Скв .

495/Jб

-

-

Верх11ее - Колик-Е•·а11ское

Скв.

м есторождение

300 1/20

месторождение

1339/ 107

Северо-Варьеrа11 ское Северо -Хохряковское месторождение

Скв.

N

(,Н

~

Скв. 362/46

-~~~

/

/

1 ~-

1

~... S!iQ ~

ш ~

~

~

~ Vl

;!

8!

~

r---

~

Проппант

Q\

f- ~ 1--------J

~

Бахиловекое

~

месторождение Северо -Ва рьеrан ское

месторождение Бахиловекое

месторождение

Северо -Варьеганское МССТОрОЖДСIIИС

Kycr 35

-...Jf--

~ ь,

-

Kycr 201

QC)

f-

::t.,.

3 1

Y

CJ

Сомвой узел

\С t'-_

=~

О

;-s V .._ ~

g; "; ~ =

1--

10

>10

!Оп

!Оп

!Оп

0,1

3

0,01

0,003

1

А!

0,6

1

2

1

0,6

8

2

0,8

0,1

1

0,01

0,003

0,003

Матпий

Mg Са

0,06 1

0,03 1

0,08 2

0,05 3

0,06 1

0,01 2

0,03 0,2

0,03 2

0,06 10

0,5

Каль-

!Оп

0,008 6

0,01 2

0,3 4

Fe Mn

!Оп

!Оп

!Оп

!Оп

!Оп

0,4

0,4

0,1

0,8

0,4

0,1 0,003

0,8 0,01

0,6 0,02

0,03 0,001

0,1 0,002

0,02