СПОСОБ ВИБРОВОЛНОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ С ЦЕЛЬЮ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН С ГИДРАВЛИЧЕСКИМ РАЗРЫВОМ ПЛАСТА
METHOD FOR VIBRO-WAVE ACTION IN ORDER TO RESTORE THE PRODUCTIVITY OF WELLS WITH HYDRAULIC FRACTURING

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к комплексным способам воздействия на прискважинную зону пласта упругими виброволновыми колебаниями рабочего агента с высокими амплитудами и низкими частотами по восстановлению или повышению продуктивности скважин, расположенных в неоднородном по проницаемости пласте с трещинами, сформированными гидроразрывом пласта (ГРП). Может применяться на нагнетательных и добывающих скважинах с вертикальным, пологим и горизонтальным стволом с проведением различных технологических операций (поинтервальное гидроволновое воздействие, химические обработки, освоение с вызовом притока из пласта и т.д.), в условиях недостаточной или нарушенной проводимости трещин после ГРП, объемного загрязнения трещин различного рода шламами, продуктами бурения, разрушенным проппантом, отложениями смол, парафинов, солей, мехпримесями в процессе эксплуатации скважин.
Известен способ обработки прискважиной зоны пласта с использованием импульсов давления в скважинной жидкости, которые применяются для образования новых трещин в горных породах для развития каналов фильтрации с целью повысить нефтеотдачу (Патент на изобретение RU 2209960 C2, 10.08.2003. Заявка № 2001101664/03 от 17.01.2001). Недостатком данного технического решения является низкая результативность преобразования структуры горных пород пласта в связи с одноразовостью и малой управляемостью воздействия. Основная цель преобразования – очистка поровой среды в наиболее загрязненных областях пласта и снижение концентрации кольматирующих ее частиц – не достигается, интенсивность воздействия обеспечивается повышением амплитуды импульсов давления, в результате воздействия которых возникают авто-ГРП, и возникающие каналы-трещины уходят в непроизводительные и обводненные зоны, что может привести к преждевременному обводнению продукции скважин.
Известны способы виброволновой обработки продуктивного пласта по очистке существующих каналов фильтрации, развитию существующих трещин, их промывке с выносом загрязнений и продуктов реакции на поверхность, включающие периодически повторяющийся гидродинамический мониторинг прискважиной зоны с последующей коррекцией режима обработки [RU 2191896 C2, 27.10.2002, RU 2478778 C2, 10.04.2013]. Эффективность технического решения в способах недостаточно высока в связи с невысоким коэффициентом охвата воздействием как по толщине, так и по простиранию пласта (площади залежи). Вынос загрязнений и продуктов реакции производится на поверхность, продолжительность эффекта кратковременная.
Известно также скважинное оборудование для обработки прискважиной зоны пласта [RU 140463 U1, 10.05.2014], включающее волновой гидромонитор, установленный на конце насосно-компрессорных труб на уровне интервала перфорации и гидравлически связанный с линией нагнетания, преобразующий равномерное движение жидкости в пульсационное и перемещаемый вдоль интервала перфорации для наиболее эффективного воздействия и очистки перфорационных отверстий.
Наиболее близким аналогом по технической сущности является способ обработки прискважиной зоны нагнетательной скважины стоячими волнами высокой частоты с целью задержки частиц водоизолирующего осадкообразующего реагента, например, гелевых частиц, в околоскважинной зоне, их коагуляции и разбухания за время задержки для создания водоизолирующих барьеров и блокировки промытых участков нефтяного пласта [ RU 2447273 C1, 10.04.2012].
В результате воздействия в способе происходит перераспределение потоков воды в мелкие щели с целью выравнивая фронта нагнетаемой воды только в нагнетательных скважинах, не рассматриваются добывающие скважины.
Данное техническое решение недостаточно эффективно, поскольку используется для ограничения миграции частиц в высокопроницаемых участках пласта, в том числе крупных трещинах, сформированных гидроразрывом, до расстояния затухания стоячей волны с исключением их дальнейшего продвижения в сторону добывающей скважины. Способ направлен на прискважиной зону нагнетательной скважины и позволяет управлять расстоянием распространения частиц водоизолирующего реагента, например, частиц гелевой системы.
В отличие от прототипа по технической сущности предлагается способ, в котором упругими волнами можно управлять концентрацией мелкодисперсных частиц, кольматирующих прискважинную зону, проппантовые трещины от ГРП в добывающих скважинах.
Технической задачей изобретения является разработка способа виброволнового воздействия с целью очистки проппантовой трещины ГРП нефтяного пласта от загрязнений, направленного на снижение концентрации мелкодисперсных частиц-кольматантов в прискважинной зоне добывающей скважины путем их продвижения в глубь пласта и рассеивания по высокопроницаемым каналам трещины ГРП под действием импульсов давления низкой частоты, создаваемых генератором, например, гидромонитором, с дополнительной обработкой в виброволновом режиме химическими составами для растворения остатков загрязнений.
При осуществлении изобретения задача решается за счет восстановления продуктивности скважин с гидравлическим разрывом пласта путем создания градиента давления переменного направления в прискважиной зоне низкочастотными импульсами упругой волны, создаваемой гидромонитором. При этом происходит отрыв от скелета породы и продвижение частиц загрязнений по каналам трещины от перфорационных отверстий в глубь пласта с рассеиванием за пределы зоны воздействия.
Указанный технический результат достигается тем, что способ виброволнового восстановления продуктивности скважин с гидравлическим разрывом пласта предусматривает следующие операции:
– на забой скважины в интервал перфорации на насосно-компрессорной трубе (НКТ) спускают волновой гидромонитор, расположенный на торце НКТ,
– осуществляют нагнетание рабочей жидкости (воды, нефти, кислот, щелочей и т.д.) через вертлюг в НКТ и через гидромонитор для создания упругих колебаний давления струи и получения волнового поля низкочастотных бегущих волн в прискважиной зоне в пористой среде проппантовой пачки трещины ГРП,
– перемещают гидромонитор вдоль интервала перфорации при непрерывной подаче в НКТ рабочей жидкости для изменения области виброволнового воздействия,
при этом под действием больших градиентов скорости и давления жидкости переменного направления в прискважиной зоне твердые частицы кольматанта переводятся из монолитного во взвешенное состояние,
при этом разрушаются блокады загрязнения перфорационных отверстиях, прискважинной зоне, и в проппантовой пачке,
при этом твердые частицы разрушенных загрязнений во взвешенном состоянии мигрируют в крупных трещинах по направлению от обрабатываемого участка в глубь пласта, рассеиваются по трещине ГРП,
при этом концентрация твердых частиц в прискважинной зоне и зоне прилегающего пласта-коллектора уменьшается, восстанавливаются его фильтрационные свойства, восстанавливается проводимость трещины проппантовой пачки и увеличивается продуктивность скважины.
Способ отличается тем, что для воздействия на частицы используется не стоячая, а бегущая волна давления, миграция частиц направлена в глубь пласта, происходит управление расстоянием миграции частиц с уменьшением их концентрации в прискважинной зоне.
Способ может применяться на нагнетательных и добывающих скважинах с вертикальным, пологим и горизонтальным стволом с проведением различных технологических операций (поинтервальное гидроволновое воздействие, химические обработки, освоение с вызовом притока из пласта и т.д.).
После использования виброволнового воздействия рабочей жидкостью по пласту с рассеиванием загрязненных частиц за пределы проппантовой пачки рекомендуется производить виброволновое воздействие химическими составами по растворению остатков загрязняющих частиц с последующим освоением скважины.
Сопоставительный анализ с прототипом показывает, что в заявленном способе с помощью низкочастотных бегущих волн, созданных гидромонитором в добывающей скважине, разрушаются и продвигаются в глубь пласта по трещине ГРП твердые частицы кольматантов, что приводит к уменьшению концентрации загрязнений порового пространства и открытию каналов фильтрации по всей длине воздействия, сопровождающееся повышением продуктивности скважины.
Сравнение заявленного технического решения с другими техническими решениями показывает, что способы воздействия на прискважиную зону добывающих скважин с целью их очистки для увеличения нефтеотдачи известны.
Однако неизвестно, что для уменьшения концентрации кольматантов в скважинах с проведенными ГРП, с применением виброволнового воздействия можно изменить направление миграции загрязняющих частиц, продвигая их в глубь пласта, рассеивая их по проппантовой пачке, вместо извлечения продуктов обработки по направлению из пласта в скважину. Результатом однонаправленного продвижения частиц, является снижение их концентрации в прискважинной зоне, сопровождающееся открытием каналов фильтрации, что увеличит их проницаемость, повысит проводимость и восстановит продуктивность скважины.
Изобретение поясняется следующими иллюстративными материалами.
На фиг. 1 показано: 1 – интервал перфорации на уровне продуктивного пласта, 2 – волновой гидромонитор, 3 – затрубное пространство между эксплуатационной колонной скважин и насосно-компресорными трубами, 4 – насосно-компрессорные трубы (НКТ), 5 – гидравлические гибкие шланги соединяющие затрубное пространство с емкостью долива 10, 6 – вертлюг подвешенный на крюкоблоке 7 талевой системы, на ветлюге висят НКТ 4, 8 – гидравлические гибкие шланги, соединяющие емкость долива 10, насосный агрегат ЦА-320 9 и вертлюг 6. Стрелками показано направление жидкости под давлением по НКТ 4 на гидромонитор 2.
На фиг. 2 показаны импульсы давления гидромонитора с частотой 2 Гц, амплитудой 8 МПа, длительностью 0,24 с, полученные для создания виброволнового воздействия на область перфорации с целью разрушения структуры слоя кольматантов и продвижения частиц в глубь пласта.
На фиг. 3 показаны номограммы вовлечения частиц радиусов 0,2 – 2 мм в волновое движение с различными частотами воздействия для выбора оптимальной частоты работы гидромонитора.
На фиг. 4 показано изменение координат частиц радиусами 0,3 и 0,7 мм при их движении от скважины во время действия импульса давления гидромонитора, изображенного на фиг. 2: частица R = 0,3 мм полностью следует за бегущей волной, частица R = 0,7 мм более инерционна, поэтому ее движение имеет более сглаженный характер.
На фиг. 5 показаны результаты мониторинга давления и температуры глубинным манометром в добывающей скважине с гидроразрывом при реализации способа виброволнового воздействия.
На фиг. 6 показан пример результатов апробации способа вибровоздействия с целью повышения продуктивности скважин с гидравлическим разрывом пласта путём регулирования концентрации кольматантов в прискважинной зоне.
Для решения технической задачи предлагается:
f
- наличие низкочастотных колебаний давления в виде прямоугольных импульсов ( = 2 Гц), создаваемых гидромонитором 2 (фиг.1), расположенным на торце насосно-компрессорной трубы 4 (фиг.1);
- получение с помощью гидроимпульсов (фиг.2) поля бегущих волн в интервале (зоне) перфорации 1 (фиг.1);
- направленное воздействие поля бегущих волн на жидкость внутри пласта и частицы, осажденные и адсорбированные поверхностью скелета;
- нарушение структуры закольматированного слоя под влиянием сдвигающего воздействия бегущей волны с отрывом твердых частиц кольматантов с образованием суспензии;
- миграция взвешенных частиц с жидкостью в направлении градиента давления от прискважиной зоны в пласт;
- уменьшение концентрации загрязняющих частиц в прискважиной зоне, распределение их по всей длине охваченного воздействием участка пласта, увеличение проницаемости его поровых структур, восстановление продуктивности скважины.
Покажем возможность использования волнового поля импульсов гидромонитора для воздействия на загрязняющие частицы типичных радиусов 0,3-0,8 мм.
Воздействие на мелкодисперсные частицы в бегущей волне.
V (
Пусть движение жидкости происходит в поле плоской бегущей волны, и жидкость движется со скоростью м/с)
V
V
ωt,
0
=  cos
V
0
где:  – амплитуда скорости жидкости, м/с;
ω –
циклическая частота, рад/с;
t
– время, с.
F
СТ
При этом частица перемещается со скоростью м/сотносительно неподвижного наблюдателя. На частицу в жидкости действует сила вязкого трения или сила Стокса  (Н):
η
где:  – динамическая вязкость жидкости, Па/с;
R
– радиус частицы, м.
Согласно 2 закону Ньютона
ma
F
,
ст
=  (2)
m
где:  – масса, кг;
а
2
– ускорение, м/с.
Решая совместно (1) и (2), получим формулу зависимости координаты частицы от времени:
X
–
t
где: координата частицы в исследуемый период времени, м;
X
–
0
начальная координата частицы, м;
X
а
– амплитуда колебания частицы, м;
φ
– начальная фаза, рад.
Х
0
Выражение  в формуле (3) затухает, остаётся колебательное движение частицы вместе с жидкостью около точки с координатой .
Х
а
Амплитуда колебания частицы  (м) равна
R
где  – радиус частицы, м;
ω
– циклическая частота, рад/с;
m
– масса частицы, кг,
m
π ρR
3
= 4/3 ,
где π = 3,14;
ρ
3
– плотность частицы, кг/м.
α
Степень участия частицы в волновом движении оценим по методике в соответствии с прототипом с помощью безразмерного коэффициента :
Х
ж
где  – амплитуда колебания жидкости, м;
f
– частота, Гц;
– безразмерный комплекс.
α
R
f.
Коэффициент участия частицы  в волновом движении увеличивается с уменьшением радиуса частицы , уменьшением частоты волнового воздействия
α
Согласно формуле (5) построены графики, показывающие степень воздействия (коэффициента ) на частицы разных размеров волновыми полями разных частот (фиг. 3) и сделан вывод, что наиболее эффективным является воздействие на частицы кольматанта 0,3…0,8 мм бегущей волной частотой 2 Гц.
х
Размеры зоны вибровоздействия  (м) по формуле (Гадиев С.М. Использование вибрации в добыче нефти. М., Недра, 1997, 159 с.)
χ
2
где  – коэффициент пьезопроводности м/с;
k
2
– проницаемость пласта, м;
ϕ –
пористость, д.ед.;
η
– динамическая вязкость жидкости, Па·с;
β
L
-1
– коэффициент сжимаемости жидкости, Па;
β
–
S
-1
коэффициент сжимаемости скелета, Па;
f
– частота волны давления, Гц.
Согласно (6) глубиной воздействия можно управлять, изменяя частоту волны в зависимости от параметров пласта.
φ =
η
β
β
=
f
k
L
S
-10
-1
-10
-1
-12
2
Расчет размеров зоны вибровоздействия согласно формуле (6) для бегущей волны частотой 2 Гц и пласта с параметрами  0,15,  = 0,001 Па⋅с, = 4,28 10 Па, 2,04⋅10Па,  = 2 Гц,  = 150⋅10 м (соответствует трещине проппантовой пачке ГРП) показывает глубину обработки 16,7 м.
Согласно приведенным выше положениям физической сущности достигается воздействие на частицы кольматантов в проппантовой трещине нефтяного пласта с целью их рассеивания за пределы проппантовой пачки и уменьшения их концентрации в прискважинной зоне.
Пример осуществления способа
3
2
Для проведения операций способа виброволнового воздействия на прискважинную зону пласта выбрана добывающая скважина с гидроразрывом с продуктивностью 12 м/сут, объемом добываемой нефти 1,3 м/сут, обводненностю продукции  90% и коэффициентом продуктивности 0,06. Начальное забойное давление 12,3 МПа.
На колонне НКТ спустили волновой гидромонитор (в качестве которого можно, например, использовать волновой гидромонитор по полезной модели РФ №139424), на забой скважины в интервал перфорации. На боковой поверхности НКТ расположили глубинный манометр-термометр АЦМ-4.
Создали гидравлический контур, соединив гидравлическими шлангами затрубное пространство с емкостью долива, насосным агрегатом ЦА-320 9 и вертлюгом с подачей рабочей жидкости через НКТ на гидромонитор (фиг.1).
Подключили измерительные приборы для регистрации устьевых давлений и расходов в линиях нагнетания и излива (расходомер ультразвуковой Акрон-01).
Создали давление рабочей жидкости – воды с добавлением ПАВ (неонол) на устье на выкиде насосного агрегата 15 МПа с расходом рабочей жидкости 9 л/с с циркуляцией по гидравлическому контуру через гидромонитор.
В гидромониторе произошло преобразование поступательного движения рабочей жидкости в упругие импульсные колебания с частотой 2 Гц и амплитудой 8 МПа (фиг. 2).
Провели виброволновое воздействие перемещением гидромонитора вдоль интервала перфорации через 30-40 см при непрерывной подаче в НКТ рабочей жидкости с созданием циркуляции в затрубное пространство. За время воздействия не наблюдалось циркуляции на устье, происходило поглощение рабочей жидкости в пласт. Происходят процессы разрушения структуры кольматантов и миграция частиц вместе с жидкостью в глубь пласта.
Через 4 часа после начала цикла появилась циркуляция жидкости на устье с проявлением фонтана нефть-газ, фонтанирование длилось 2 часа, что доказывает очистку и открытие каналов фильтрации в прискважинной зоне.
Через 16 часов произвели кислотную обработку закачкой соляной кислоты через гидромонитор в объеме 8 м3 под давлением 16 МПа для растворения остатков загрязнений.
Для извлечения продуктов реакции произвели освоение скважины свабированием.
Произвели завершающие работы по извлечению глубинного оборудования и пуску скважины в эксплуатацию.
На фиг.5 представлены результаты мониторинга давления и температуры, полученные во время осуществления способа.
Динамика эксплуатационных показателей нерентабельной скважины с проведенным способом виброволнового воздействия приведен на фиг.6.
До проведения способа:
ж
3
- дебит жидкости Q составлял 12 м/сут,
н
3
- объем нефти Q не более 1,3 м/сут,
обв
- обводненность продукции % = 90%,
прод
- коэффициентом продуктивности К = 0,06.
После проведения комплекса мероприятий по виброволновой обработке эксплуатационные показатели изменились следующим образом:
ж
3
- дебит жидкости Qвырос до среднего уровня 50 м/сут,
н
3
- объем нефти Qувеличился до 10 м/сут,
обв
- обводненность продукции % снизилась до 75%
прод
- коэффициент продуктивности К возрос до 0,5
В течение полугода после применения способа виброволнового воздействия дополнительная добыча нефти составила 630 тонн, прибыль от внедрения составила 3,5 млн рублей.