СПОСОБ ФИЗИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ ПРИ РАЗРАБОТКЕ УГЛЕВОДОРОДНОЙ ЗАЛЕЖИ И СКВАЖИННАЯ УСТАНОВКА ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ
PHYSICAL EFFECT METHOD USED DURING DEVELOPMENT OF HYDROCARBON DEPOSIT, AND BORE-HOLE PLANT FOR METHOD'S REALISATION

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано в горной промышленности для процессов разработки с повышением добычи углеводородов из залежей и их добавочным извлечением.
Известны способы разработки в целях повышения добычи нефти с воздействием на пласты как из скважин, так и с поверхности залежи при помощи источников, возбуждающих в геологической среде волны упругих колебаний (Beresnev I.A. et aL, "Elastic-wave stimulation of oil production: A review of methods and results". Geophysics. Vol.59, No.6, June 1994, Симкин Э.М. и др. Виброволновые и вибросейсмические методы воздействия на нефтяные пласты. Обзорная информация. Серия "Нефтепромысловое дело". - М.: ВНИИОЭНГ, 1989, с.15-20). Общим основным недостатком известных способов является недостаточная эффективность волнового воздействия. Это обуславливается сильным ослаблением энергии упругих волн при распространении в геологических средах, существованием энергетических порогов возникновения фильтрационных и других прямых эффектов действия упругих колебаний на нефтегазонасыщенные среды. В основных объемах пласта не происходит протяженных изменений полей насыщенностей, а изменения дебитов нефти по скважинам непродолжительны по времени.
Известны также способы разработки обводненных нефтяных месторождений, включающие воздействие на пласты с помощью вибросейсмических источников с поверхности залежи на предварительно выявленной доминантной частоте и или на частоте, производной от выявленной доминантной (Патент РФ №1596081, МПК Е21В 43/00, опубл. в Б.И. №37, 1990 г. Патент РФ №2255212, МПК Е21В 43/16, Е21В 43/25, опубл. в Б.И. №19. 2005 г.). Недостатком известных способов является также слабая эффективность волнового воздействия, обусловленная тем, что воздействие на одной выявленной определенным путем частоте на геологическую среду пластов не вызывает достаточно мощных и долговременных резонансных откликов с развитием в пластах совокупности полезных эффектов с изменениями процессов добычи. Природная геологическая среда насыщенных углеводородами залежей является сложной системой вложенных структур различной масштабной иерархии, состояние которой зависит от совокупности внешних и внутренних факторов и с течением времени непрерывно изменяется. Сложность, различная пространственная и временная масштабность протекающих в ней процессов и явлений выражается и в отклике пластов на внешнее воздействие - среда порождает вторичные излучения, спектр которых не только существенно поличастотен, но и само распределение частот по мощности может постоянно меняться в зависимости от конкретного состояния залежи в процессах разработки, от времени наблюдения и геопланетных условий. Воздействие на отдельной частоте на подобные реальные системы не позволяет достигать острых резонансных явлений и заметной эффективности даже в относительно малых промежутках времени.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ разработки углеводородной залежи, предполагающий при отборе углеводородов через скважины постоянное локальное для двух соседних скважин определение доминантной частоты и воздействие гидроимпульсными источниками на пласт из данных скважин в определенном промежутке времени на данной частоте (Патент РФ №2191890, МПК Е21В 43/16, опубл. в Б.И. №30, 2002). Известный способ по определенным частотам в локальных участках пласта позволяет оказывать влияние на реологические свойства флюидов, вызывать в ограниченные промежутки времени изменения массового и компонентного состава углеводородного флюида в потоках вблизи скважин, но его эффективность по достижению совокупности масштабных и временных процессов, оказывающих влияние в целом на фазовую динамику фильтрации, одновременно с газовыделением и трещинообразованием, обеспечивающих долговременный приток добавочной нефти к скважинам, недостаточно высока.
Известна скважинная установка для добычи нефти и обработки призабойной зоны скважины, включающая установленный на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) корпус штангового насоса, имеющий клапан и отверстия в верхней части. В корпусе на колонне насосных штанг установлен с возможностью возвратно-поступательного движения плунжер с нагнетательным клапаном (Попов А.А. Ударные воздействия на призабойную зону скважин, М.: Недра, 1990 - с.108-109).
Известно также устройство для создания ударной волны в жидкости в скважине (Патент РФ №2249685, кл. Е21В 43/25, опубл. в Б.И. №2, 2004 г.), содержащее качалку, расположенную на оборудовании устья скважины, насосно-компрессорную колонну, проходящую вниз в эксплуатационной обсадной колонне скважины, узел полых цилиндров, соединенный с нижней частью НКТ. Внутри узла полых цилиндров расположена пара поршней, соединенная с качалкой посредством насосных штанг и сальникового штока. Перемещение поршня влияет на объем камеры сжатия, уменьшая его. Сжатую жидкость выпускают в эксплуатационную обсадную колонну, в результате создается ударная волна.
Данные устройства позволяют в процессе откачки жидкости из скважины создавать в скважинной жидкости многократные имплозии, возмущения давления и ударные волны, однако эффективность воздействия излучениями и волнами упругих колебаний при их работе на ПЗП и пласт мала, так как энергия осуществляемого воздействия большей частью уходит на образование трубных волн по скважинной жидкости и лишь малая часть передается в среду ПЗП и пласт. Кроме того, дополнительное существенное нагружение приводящих элементов штангового насоса может вызывать отрицательные возмущения оптимальных настроек режима откачки, сокращает межремонтный период работы насосов.
Известно также устройство для волнового воздействия на залежь (Патент РФ №2134778, кл. Е21В 43/25, опубл. в Б.И. №23, 1999 г.), где для улучшения условий передачи колебательной энергии волн из скважины при работе станка-качалки штангового насоса введен якорь, который установлен между НКТ и обсадной колонной труб, и прикреплен к стенкам НКТ и обсадной колонны труб. Данное изобретение позволяет для контактно-механических процессов создания упругих колебаний несколько повышать эффективность передачи энергии волн из скважины, но его эффективность при воздействии на пласт сильно ограничена узостью амплитудо-частотного режима возбуждения колебаний, привязанностью к условиям эксплуатации скважин по дебиту и другим параметрам.
Наиболее близкой к предлагаемому изобретению является скважинная установка (Патент РФ №2285788, кл. Е21В 43/18, опубл. в Б.И. №29,2006 г.), содержащая размещенный на колонне насосно-компрессорных труб корпус насоса с всасывающим клапаном. В корпусе насоса установлен с возможностью возвратно-поступательного движения плунжер с нагнетательным клапаном. Установка снабжена дополнительной колонной насосно-компрессорных труб, состоящей из двух телескопически соединенных с возможностью возвратно-поступательного движения трубных частей. Верхняя трубная часть, на нижнем конце которой размещен центрирующий конический поршень, сверху соединена с хвостовиком насоса. Нижняя часть установлена с упором на забой скважины, а на ее верхнем конце установлен цанговый отклонитель механических напряжений.
Данное изобретение позволяет при работе штангового насоса осуществлять волновое воздействие на пласт в определенном амплитудо-частотном диапазоне, но его эффективность по развитию в пластах процессов, влияющих на повышение нефтедобычи, недостаточно высока. Кроме того, оно не предназначено для использования в различных категориях скважин при воздействии с созданием всех необходимых условий обработки, очистки и целевого преобразования среды ПЗП скважин.
Задачей изобретения является повышение эффективности воздействия при реализации способа и скважинной установки во время разработки залежи с увеличением добычи и доизвлечением нефти путем целевой одновременности воздействия по требуемым частотам физическими волновыми излучениями при достижении наиболее полного развития совокупности полезных эффектов изменения флюидо-динамического состояния залежи как по ее объему, так и во времени, с использованием собственной пластовой энергии и потенциала залежи, а также расширение функциональных возможностей способа и установки.
Для решения поставленной задачи в известном способе, включающем отбор пластового флюида через добывающие скважины, воздействие на пласты волновыми излучениями и депрессионно-репрессионными возмущениями пластового давления из, по крайней мере, одной добывающей и/или нагнетательной скважины, определение частот воздействия и регулирование отбора пластового флюида из скважин, согласно изобретению предварительно при депрессионно-репрессионном возмущении пластового давления из скважин осуществляют тестирование пласта с записью и анализом сигналов его сейсмоакустической эмиссии, по которой, а также по гидродинамическим параметрам пласта и составу пластового флюида определяют частотные диапазоны и режимы эффективного воздействия, обеспечивающие возрастание среднесуточной добычи нефти, понижение ее обводненности, уменьшение коэффициента взвешенных частиц в добываемой нефти и увеличение коэффициента ее светопоглощения, затем производят поличастотное воздействие с выявленными параметрами с использованием одновременной работы, по крайней мере, двух источников, при этом одновременно или попеременно с поличастотным воздействием периодически осуществляют депрессионно-репрессионное возмущение с вышеуказанным тестированием и в режиме обратной связи с пластом корректируют режимы воздействия, уточняя частотные диапазоны и комбинируя источники излучения, а воздействие циклически повторяют до прекращения изменения отбора пластового флюида.
В условиях, когда фильтрация в призабойных зонах пластов (ПЗП) затруднена пониженной проницаемостью, существенной вертикальной и радиальной неоднородностью проницаемости пород, для увеличения охвата, снижения фильтрационного сопротивления ПЗП и создания благоприятных условий для регулирования притока пластового флюида в скважины интенсифицируют процессы трещинообразования, развивают имеющиеся трещины и/или создают новые путем последовательного проведения операций промывки скважин на стадиях циркуляции или излива и закачки в пласт рабочей жидкости. В качестве рабочей жидкости могут быть использованы нефть, нефтекислотная эмульсия и/или, по крайней мере, одна оторочка химреагентов, например растворов поверхностно-активных веществ, кислоты, щелочи и углеводородных растворителей.
При реализации способа для периодического создания депрессионно-репрессионных возмущений возможно использовать процессы откачки скважинного флюида струйными насосами и/или регулировать плотность рабочей жидкости в процессах аэрирования и пенообразования и/или путем избирательного сужения скважинного пространства.
При необходимости в сильно осложненных условиях фильтрации вскрываемый скважиной пласт гидродинамически изолируют, величину репрессионного возмущения повышают, например повышением давления и расхода закачки в пласт рабочей жидкости, вплоть до создания давлений разрыва пласта, после чего в пласт закачивают закрепляющий агент, например проппант и/или изолирующие и блокирующие эмульсии, растворы и/или эмульсии реагентов с повышенной вязкостью.
Для создания оптимальных условий для притока нефти из залежи в условиях вскрытия скважиной многопластовой залежи тестирование предварительно осуществляют по всем продуктивным интервалам, далее производят поличастотное воздействие упругими колебаниями на призабойную зону одновременно или попеременно с созданием депрессионно-репрессионных возмущений и закачками функциональных рабочих жидкостей, повторяют тестирование и по его результатам выбирают интервал пласта, гидродинамически изолируют его и производят гидравлический разрыв пласта. За счет импульсно-дилатационного воздействия происходят изменения коллекторских свойств (пористость, проницаемость, трещиноватость) на значительной глубине пласта по его радиусу, возникает синергетический расклинивающий эффект, в результате которого эффективность воздействия повышается.
Для решения поставленных задач в зависимости от конкретных условий и расширения функциональных возможностей воздействия в качестве излучений используют волны упругих колебаний и/или электромагнитные и/или тепловые.
При этом для достижения максимального охвата воздействием на совокупность пластовых явлений и процессов в качестве источников для поличастотного воздействия используют источники, в частотном спектре которых наряду с доминантной частотой имеются дополнительные гармоники с частотами, отличными от доминантной. Это могут быть гармоники с более низкими и/или более высокими частотами, одинаковыми и/или сдвинутыми по фазе.
В этих же целях, а также для достижения максимальной глубины поличастотного воздействия используют скважинные источники, основанные на гидравлических вихревых процессах в потоках скважинной жидкости, на механо-гидравлических ударных процессах прерывания потока, на электромеханических процессах, на контактно-гравитационном создании дилатационно-волновых возмущений пластовой среды.
Для поддержания оптимальных условий вытеснения углеводородного флюида по отзыву пласта в режиме обратной связи одновременно с регулированием отбора пластового флюида регулируют закачку вытесняющего агента в окружающие скважины. При этом для достижения наиболее благоприятных условий нефтевытеснения одновременно и/или попеременно с волновыми излучениями из скважин создают в залежи циклическую перемену направлений и скоростей фильтрации флюидов и/или осуществляют волновое воздействие на залежь с дневной поверхности.
Поставленная задача решается также тем, что в известной скважинной установке для физического воздействия при разработке углеводородной залежи, включающей колонну НКТ, две соединенные между собой трубные части, одна из которых снабжена концентратором механических напряжений и неподвижна, а другая трубная часть снабжена поршнем и установлена с возможностью возвратно-поступательного перемещения относительно неподвижной трубной части, согласно изобретению трубные части соединены коаксиально, при этом неподвижная трубная часть расположена внутри, состоит из последовательно соединенных, по крайней мере, двух полых цилиндров разного диаметра, по крайней мере, один из которых снабжен клапаном-реле, гидравлически соединяющим полость цилиндра со скважинным пространством, а другой снабжен регулятором расхода, при этом коаксиально соединенные трубные части снабжены гидрозатворами, установленными на последовательно соединенных полых цилиндрах разного диаметра, сообщенных со скважинным пространством и с внутренней полостью трубной части, снабженной поршнем и дополнительно приводом для управления клапаном-реле.
Целесообразно на поршне трубной части установить излучатель упругих волн для более эффективной передачи энергии колебаний на стенки скважины, при этом выполнить его в виде, по крайней мере, одного подпружиненного толкателя, соединенного с частью поверхности полого цилиндра, который может быть снабжен последовательным рядом кольцевых проточек или выступов.
Энергия от существующего перепада давления на регуляторе расхода может быть частично или полностью использована для формирования гидравлических ударных импульсов давления, для этого регулятор расхода целесообразно снабдить пульсирующим устройством и, по крайней мере, одним пульсирующим соплом, последовательно соединенным с центробежной форсункой и с полостью с упругостью, а также, по крайней мере, одним соплом постоянного расхода. При этом сопла целесообразно установить коаксиально с общей осью вращения, а пульсирующее сопло сместить относительно сопла с постоянным расходом вниз по потоку таким образом, чтобы постоянный поток снижал давление в пульсирующем сопле, уменьшая инерционное сопротивление среды пульсирующему потоку с целью сохранения устойчивых колебаний в более широком диапазоне перепадов давления.
Для более эффективного использования ударных нагрузок, происходящих при возвратно-поступательном перемещении трубных частей относительно друг друга, а также в процессе работы излучателя упругих волн, целесообразно часть энергии, распространяющуюся вдоль скважинной установки, направлять через концентратор механических напряжений с регулируемым статическим напряжением на твердый забой скважины. Во избежание потерь на ожидаемых от статических напряжений искривлениях неподвижной трубной части и/или НКТ при передаче упругой энергии на забой скважины установка может быть снабжена, по крайней мере, одним пакером и/или центратором. В случае необходимости передачи части упругой энергии на стенки скважины от концентратора механических напряжений без упора его на забой целесообразно снабдить его, по крайней мере, одним центратором. Для более эффективной локализации знакопеременных гидродинамических нагрузок в зоне воздействия, при работе скважинной установки целесообразно на неподвижной трубной части или колонне НКТ установить, по крайней мере, один пакер.
С целью регулирования величины гидростатического давления в зоне действия скважинной установки выше пакера может быть установлен струйный насос с обратным клапаном. При использовании энергии потока добываемой скважиной жидкости, для приведения в действие скважинной установки колонна НКТ может быть соединена с глубинным насосом. Целесообразно подпружинить трубную часть, снабженную поршнем и приводом для управления клапаном-реле, для возвращения в исходное положение относительно неподвижной трубной части.
С помощью регулируемого зазора между гидрозатворами, установленными на последовательно соединенных полых цилиндрах разного диаметра, возможно производить настройку скорости движения трубной части, снабженной поршнем и приводом для управления клапаном-реле, которая, в свою очередь, будет зависеть от подаваемого на регулируемый зазор напора рабочей жидкости.
Вышеуказанные отличительные от прототипа признаки предложенного способа и скважинной установки определяют появление нового качества физического воздействия, которое обеспечивает не только наиболее полный охват по совокупности пластовых эффектов и процессов для максимального развития флюидодинамических процессов с инициированием новых фильтрационных полей в объеме залежи, для притока к скважинам с увеличением нефтедобычи и доизвлечением нефти, но и поддержание данных процессов в течение длительного периода разработки с максимальной адаптацией режимов воздействия к сопутствующим временным изменениям геологической среды под действием внешних и внутренних факторов.
Продуктивные трещиновато-пористые сложнонапряженные нефтегазоводонасыщенные среды углеводородных залежей в результате генезиса и перманентно протекающих внутренних термодинамических процессов обладают своей пространственной, временной и функциональной структурой и наделены качествами «самоорганизующихся систем». Основные фундаментальные свойства подобных систем, которые определяют их функционирование и механизмы отклика на внешние воздействия, - это открытость, нелинейность, диссипативность и неравновесность. Постоянный обмен пластов энергией и веществом с окружающей средой вызывает в пластах неустойчивые состояния. Вследствие этого нелинейная, диссипативная горная пластовая среда находится в совокупности взаимосвязанных метастабильно равновесных состояний, постоянно сменяющихся в различных пространственных и временных масштабах. Данные состояния возникают на микроуровнях организации геологической среды и связаны со специфической конфигурацией поверхности твердой фазы, с физико-химическим взаимодействием флюидов с поверхностью минерального «скелета» и друг с другом, с переходом на более высокие уровни в процессах образования новой поверхности, перераспределением фаз, выделением свободного газа и связью с распределением полей механических напряжений, трещиноватости, фазовой насыщенности.
Различные процессы и явления, происходящие в нелинейных пластовых средах, имеют пороговый характер - при плавном изменении внешних условий состояние изменяется скачком. Даже относительно слабые возмущения могут значительно усиливаться. При этом совокупность взаимосвязанных метастабильных состояний определяет текущий частотный спектр отклика пластовой среды на внешнее воздействие волновым излучением, его поличастотность с набором определенных доминантных частот.
Рассмотренные функциональности пластовых сред полностью определяют главные требования к максимально результативному воздействию, которое и обеспечивают предлагаемые признаки и операции способа.
Предлагаемое по способу волновое воздействие является максимально энергетически-информативным - поличастотным, ориентированным на реальный спектр метастабильных состояний пластовой среды именно в конкретном месте и времени, при этом воздействие наиболее полно учитывает временные изменения, происходящие в пластах под действием внутренних и внешних факторов (в том числе под влиянием самого воздействия), т.е. осуществляется «обучение» поличастотного волнового воздействия в течение всего достаточно длительного времени по информации, поступающей из пласта, по его постоянному тестированию. Проводимое тестирование основывается на полномасштабной информации, поступающей как от объемных дистанционных процессов изменения среды, например, на анализе волнового сейсмоакустического отклика из пласта, так и из локальных участков призабойных зон при гидродинамическом тестировании из скважин.
Именно поэтому данное поличастотное воздействие, даже существенно дистанционно ослабленное процессами расхождения, рассеивания и поглощения волн, является постоянным внешним «толчком-фактором», нарушающим в целом структурную совокупность метастабильных состояний, с переходом пластовой среды в возбужденное состояние и выделением большой собственной энергии механических напряжений горной среды, с генерацией вторичных излучений.
Под действием данного поличастотного воздействия в геологической пластовой среде развиваются гистерезисные явления газовыделения, смачиваемости и трещинообразования, обеспечивающие повышение нефтеотдачи продуктивных пластов.
При этом на микроуровне происходит скачкообразное перераспределение напряженного состояния среды с образованием дополнительной трещиноватости, инициируется движение фронтов раздела флюидов, которое усиливается также скачкообразным заполнением флюидом образующихся пустот-трещин. В разрывах насыщенности уплотненных зон резко инициируются и интенсифицируются процессы капиллярного пропитывания, мобилизуются изолированные кластеры флюидов, снижается влияние их вязкости, реализуются перепады давлений между низко- и высокопроницаемыми блоками, включаются и ускоряются фильтрационные процессы.
Наилучшие результаты данного поличастотного воздействия достигаются при комбинировании скважинных источников, каждый из которых достаточно полно, с присутствием в спектре излучения помимо основной частоты гармоник более высоких или низких частот, одинаковых и/или сдвинутых по фазе, покрывает один из требуемых частотных диапазонов. Работа данных источников реализована в заявляемой установке. При реализации заявляемой скважинной установки также решается задача повышения эффективности передачи колебательной энергии из скважины в пласт.
В данном случае мы рассматриваем в качестве волнового излучения волны упругих колебаний, имея в виду, что схожие процессы возникают в пластах при воздействии волнами других физических излучений.
При воздействии на существующие во многих залежах аномальные зоны: флюидозастойные области сводов, области крыльев пластовых структур, зоны разрывов со смещениями, зоны смыкания с повышенным механическим напряжением пород и др., а также на аномальные зоны инверсионных кольцевых структур, образованных несогласным наложением отложений пород различного возраста, которые проникают под залежи на большие глубины, происходит доизвлечение углеводородов из залежи и добавочное насыщение зон продуктивных залежей поступающими из глубин углеводородными флюидами. При этом указанные зоны определяются методами СЛБО или СЛОЭ, разработанными Институтом новых нефтегазовых технологий РАЕН.
Физическое воздействие на аномальные зоны в геологических пластовых средах в условиях проявления геопланетных факторов, например приливов и отливов, наиболее эффективно.
Повышение эффективности работы предлагаемой скважинной установки достигается за счет обеспечения согласованной работы в оптимальном режиме нескольких источников упругих волн, возможности их комбинирования и управления как при обработках призабойной зоны пласта в сочетании с закачкой реагентов, так и в процессе постоянной эксплуатации скважины, управления глубиной воздействия, а также повышения мощности упругого воздействия при тех же энергозатратах при обработке более глубоких скважин.
Способ осуществляют следующим образом.
Физическое воздействие волновыми излучениями при разработке по целевому назначению может осуществляться на большие объемы углеводородной залежи, а также на части залежи и ее прискважинные зоны. При этом для достижения максимальных результатов предпочтительно поэтапное воздействие с полезными затратами энергии сначала в прискважинных зонах с дальнейшим распространением по залежи при большем времени воздействия.
По углеводородной залежи проводят подготовительные работы по уточнению геологических особенностей залегания продуктивных пластов, распределения зон естественной трещиноватости, а по сейсмоакустической эмиссии определяют зоны повышенной активности. Определяют расположение наиболее предпочтительных объектов воздействия с выделением застойных, не охваченных процессом вытеснения зон по площади залежи и определяют скважины, зоны дренирования которых связаны с данными зонами. При необходимости пробуривают дополнительные скважины. В выделенных скважинах проводят промыслово-геофизические исследования, изучение кернов по данным скважинам и свойств пластовых жидкостей.
Отбирают и обустраивают скважины для осуществления воздействия. В зависимости от типа скважины, конкретного этапа и характера физического воздействия в скважинах производят монтаж установки для осуществления способа и сопутствующего штатного нефтепромыслового оборудования. Также на скважинах устанавливают компоненты аппаратно-измерительного комплекса, созданного авторами для проведения тестирования по способу.
Предварительно в скважинах создают депрессионно-репрессионные возмущения пластового давления, проводят тестирование с записью и анализом поступающих из пласта сигналов сейсмоакустической эмиссии, а также тестируют гидродинамические параметры призабойных зон и состав извлекаемого пластового флюида. При этом для проведения анализа сигналов используется методика авторов предлагаемого изобретения, которая использует методы анализа нелинейных динамических процессов, математический аппарат фрактального анализа, Вейвлет-анализа с восстановлением картин фазового динамического состояния «странных аттракторов» среды, анализа динамики накопления энергии акустических сигналов в реальном времени и др. Также проводимый анализ на предварительном этапе включает комплекс компьютерных расчетов методом Монте-Карло пространственно-энергетического распределения возмущающих напряжений в пластах и объектах воздействия при возбуждении упругих волн или импульсов из выбранных скважин с учетом собственной сейсмической активности горной среды пластов. По проведенному анализу определяют частотные диапазоны поличастотного воздействия и оценивают энергетические параметры возбуждения, требуемые для достижения пороговых значений колебательных амплитудных параметров в требуемых зонах пласта.
По полученным параметрам производят настройку скважинной установки с заданием работы одновременно по крайней мере двух источников. При работе установки в скважинной жидкости в порах и каналах прискважинной зоны происходят импульсные гидродинамические и колебательные процессы с работой различных источников возбуждения упругих волн в окружающей геологической среде. При этом производят поличастотное воздействие на пласт. Периодически одновременно с поличастотным воздействием или во время остановок работы скважинных установок осуществляют работы по созданию депрессионно-репрессионных возмущений и тестированию с текущей записью и анализом, по результатом которого с регулированием параметров прокачки жидкости через установки корректируют частотные диапазоны и режимы поличастотного воздействия, комбинируют источники воздействия. Данные операции по способу осуществляют в течение определенного оптимального времени, затем прекращают.
Физическое воздействие по способу циклически повторяют до прекращения изменения отбора пластового флюида из скважин.
Более подробно реализация способа показана при описании работы скважинной установки. Преимущества, а также особенности предлагаемой скважинной установки поясняются оптимальными вариантами ее выполнения со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых схематично изображен продольный разрез заявляемой установки.
На фиг.1 схематично изображена скважинная установка для физического воздействия, которая работает от энергии потока рабочей жидкости с регулированием напора от устьевого насосного агрегата: а) без упора концентратора механических напряжений на забой; б) с упором концентратора механических напряжений на забой.
На фиг.2 схематично изображена скважинная установка для физического воздействия, работающая от части энергии, потребляемой от напора нагнетаемой в пласт рабочей жидкости.
На фиг.3 схематично изображена скважинная установка для физического воздействия, работающая от части энергии, потребляемой от напора добываемой при помощи штангового или электроцентробежного глубинных насосов.
На фиг.4 схематично изображена скважинная установка для физического воздействия, работающая от части энергии, потребляемой от напора фонтанирующей скважинной жидкости.
Установка может быть выполнена как в виде отдельного компактного устройства, так и в виде ее составных частей, чередующихся с элементами скважинного оборудования.
Скважинная установка состоит из спущенных в скважинное пространство колонны НКТ 1 с последовательно соединенными с ней двумя полыми цилиндрами разного диаметра 2, 3 и концентратором механических напряжений 4. С помощью подвижных гидрозатворов 5, 6 полые цилиндры соединены с подвижной трубной частью 7, снабженной поршнем 8 и приводом 9 для управления клапаном-реле 10, установленным на полом цилиндре. Во внутренней полости цилиндра установлен регулятор расхода 11, который как вариант содержит пульсирующее устройство 12 и соединяет полости цилиндров со скважинным пространством с помощью расходного отверстия 13, а внутреннюю полость подвижной трубной части - с помощью отверстия 14. На поршне установлен излучатель упругих волн 15. Для изоляции части скважинного пространства установлен пакер 16, а радиальные смещения установки в скважинном пространстве контролируются центраторами 17. В отдельном случае использования скважинной установки выше пакера установлен струйный насос с обратным клапаном 18, а для обеспечения возврата установки в исходное положение установлена пружина 19.
Установка на фиг.1, а работает следующим образом.
В скважинное пространство опускают на колонне НКТ 1 предварительно собранную установку так, чтобы расходное отверстие 13 совпадало с интервалом обрабатываемого пласта. При этом концентратор механических напряжений 4 установлен без упора на забой, например в случаях большого удаления забоя от продуктивного пласта, скважинное пространство не изолировано пакером 16, а положение установки в скважинном пространстве регулируется центраторами 17. В этом случае концентратор может быть снабжен отклонителями. Затем с помощью устьевого насосного агрегата устанавливается режим циркуляции рабочей жидкости через колонну НКТ 1, внутренние полости цилиндров 2, 3, регулятор расхода 11 и пульсирующее устройство 12, расходное отверстие 13, скважинное пространство, устье скважины и далее обратно в насосный агрегат. Величину напора рабочей жидкости, прокачиваемой через установку, определяет регулятор расхода 11, пульсирующее устройство 12 которого начинает генерировать упругие колебания в скважинном пространстве через расходное отверстие 13. Напор потока через отверстие 14 за счет разницы площадей подвижных гидрозатворов 5, 6 обеспечивает движение вверх подвижной трубной части 7, снабженной поршнем 8 и приводом 9 для управления клапаном-реле 10, приводя в действие излучатель упругих волн 15 и создавая знакопеременный фронт давления над и под поршнем 8.
Движение вверх подвижной трубной части 7 продолжается до тех пор, пока привод 9 своим нижним упором не ударится об узел клапана-реле 10, управляющий открытием его отверстий, соединяющих внутренние полости цилиндров 2, 3 со скважинным пространством и стравливающих в этих полостях напор рабочей жидкости. Сила механического удара привода 9, зависящая от напора жидкости, резкое открытие клапана-реле 10 и его отверстий сопровождаются формированием импульсов напряжений в скважинном пространстве. Стравливание жидкости через открытое отверстие клапана-реле 10 и регулятор расхода 11 приводит к резкому снижению напора при условии сохранения расхода от устьевого насосного агрегата.
Под действием силы тяжести или силы сжатой пружины 19, превышающей силу напора на разницу в площадях гидрозатворов 5, 6, происходит перемещение подвижных частей установки в исходное положение, сопровождаемое работой излучателя упругих волн 15 и фронтом повышенного давления перед поршнем 8. Движение продолжается до тех пор, пока привод 9 своим верхним упором не ударится об узел клапана-реле 10, управляющий закрытием его отверстий, соединяющих внутренние полости цилиндров 2, 3 со скважинным пространством. При этом возможно разгрузку массы подвижной трубной части 7 осуществить через поршень 8 на концентратор механических напряжений 4 для формирования на нем импульса напряжений. Резкое закрытие клапана-реле 10 так же как его открытие сопровождается импульсом давления в скважинном пространстве.
При условии изменения насосным агрегатом расхода прокачиваемой жидкости возможно проводить управляемое комбинирование излучающих устройств. При росте расхода потока происходит задержка подвижной трубной части 7 в верхнем положении и интенсивные пульсации расхода в пульсирующем устройстве 12, сопровождаемые колебаниями давления в скважинном пространстве повышенной амплитуды. Периодически меняя расход от насосного агрегата, возможно совместить работу пульсирующего устройства 12 и излучателя упругих волн 15, частотный диапазон которого изменяется от скорости перемещения трубной части 7, в свою очередь зависящей от силы подаваемого через отверстие 14 напора рабочей жидкости и массы подвижных частей установки. Изменение скорости перемещений трубной части 7 влияет на частоту возвратно-поступательных циклов и изменение величины знакопеременных давлений в скважинном пространстве при движении поршня 8. Поддерживая расход рабочей жидкости постоянным, подключаем в работу пульсирующее устройство 12, излучатель упругих волн 15, создаем импульсы напряжений при открытии и закрытии клапана-реле 10. Во всех случаях возвратно-поступательного движения подвижной трубной части 7 формируем знакопеременный фронт давления над и под ее поршнем 8.
Для воздействия упругими волнами при более интенсивных гидравлических перепадах напора рабочей жидкости для создания депрессионно-репрессионных возмущений, а также для создания дилатационно-волновых возмущений пластовой среды концентратор механических напряжений 4 разгружают на твердый забой (фиг.1,б) с регулируемой статической нагрузкой и изолируют с помощью пакера 16 интервал выбранного пласта. При таком варианте выше пакера 16 возможна установка струйного насоса с обратным клапаном 18. Установка позволяет одновременно с воздействием упругими колебаниями проводить закачку функциональных рабочих жидкостей с повышенным расходом и напором по величине, сравнимой с величиной напора при гидравлическом разрыве пласта, а также регулировать уровень отбираемого пластового флюида. При закачке рабочей жидкости в пласт обратный клапан струйного насоса 18 закрыт, что позволяет изолировать скважинное пространство выше пакера 16 от воздействия избыточного напора жидкости. Подвижная трубная часть 7, совершая возвратно-поступательные движения, приводит в действие, кроме рассмотренных выше излучающих устройств, механизм передачи ударных импульсов, происходящих при остановке подвижных частей установки, через концентратор механических напряжений 4 на забой скважины. Увеличение расхода потока рабочей жидкости в пласт, связанное с образованием трещин, приводит подвижные части установки в крайнее верхнее положение с открытием отверстий клапана-реле 10, что уменьшает потери напора жидкости, движущейся через установку в трещины пласта. При отборе из скважинного пространства пластового флюида рабочая жидкость от устьевого насосного агрегата подается в скважинное пространство выше пакера 16, попадает в струйный насос с обратным клапаном 18 и через колонну НКТ 1, устье скважины возвращается в насосный агрегат, откачивая при этом через установку пластовый флюид.
Постоянная подвижность частей установки, ударные нагрузки и работа различного вида излучателей упругих волн, а также периодическое открывание дополнительных отверстий позволяют производить чистку застойных зон как частей самой установки, так и прилегающих стенок обсадной колонны скважины, освобождая последнюю от отложения солей и механических примесей.
Скважинная установка на фиг.2 при использовании энергии, потребляемой от напора нагнетаемой в пласт рабочей жидкости, работает следующим образом.
В скважинное пространство опускают на колонне НКТ 1, предварительно собранную установку так, чтобы расходное отверстие 13 совпадало с интервалом обрабатываемого пласта. При этом концентратор механических напряжений 4 разгружают на твердый забой с регулируемой статической нагрузкой и изолируют с помощью пакера 16 интервал выбранного пласта, а положение установки в скважинном пространстве регулируется с помощью центратора 17 и пакера 16. Нагнетаемая от КНС через колонну НКТ 1 рабочая жидкость поступает во внутренние полости цилиндров 2, 3 через регулятор расхода 11 и пульсирующее устройство 12, расходное отверстие 13, скважинное пространство, и закачивается в пласт. Величину энергии, потребляемой от напора нагнетаемой в пласт рабочей жидкости, определяет регулятор расхода 11, пульсирующее устройство 12 которого начинает генерировать упругие колебания в скважинном пространстве через расходное отверстие 13. Совершаемые при этом возвратно-поступательные движения подвижных частей установки запускают описанные выше механизмы излучения упругих волн.
Установка на фиг.3 при использовании энергии, потребляемой от напора добываемой при помощи глубинного насоса (штангового или электроцентробежного) пластовой жидкости, работает следующим образом.
В скважинное пространство опускают на колонне НКТ 1 предварительно собранную установку так, чтобы расходное отверстие 13 совпадало с интервалом обрабатываемого пласта. При этом концентратор механических напряжений 4 разгружают на твердый забой с регулируемой статической нагрузкой и изолируют с помощью пакера 16 интервал выбранного пласта, а положение установки в скважинном пространстве регулируется с помощью центратора 17 и пакера 16. Работа глубинного насоса сопровождается отбором пластовой жидкости. При этом величину потери напора определяет регулятор расхода 11, создавая избыточное давление в скважинном пространстве. За счет силы, определяемой перепадом давления на регуляторе расхода 11 и разницей в площадях гидрозатворов 5, 6, подвижные части установки приводятся в движение, запуская описанные выше механизмы излучения упругих волн. При использовании штангового глубинного насоса, работающего от привода станка-качалки и производящего возвратно-поступательные движения плунжера насоса, в колонне НКТ 1 возникают импульсы сжатия и растяжения, которые через установку и ее концентратор механических напряжений 4 передаются на забой скважины или ее стенки.
При использовании части энергии, добываемой фонтанным способом пластовых флюидов (фиг.4), механизм излучения упругих волн аналогичен вышеописанному.
Пример 1 осуществления способа
2
2
3
Выбранный на основе подготовительных работ для осуществления способа участок нефтяного месторождения включает 2 нагнетательные и 14 добывающих скважин. Схема участка залежи представлена на фиг.5. Объектами разработки являются пласты песчаников терригенной толщи нижнего карбона (ТТНК). Средняя нефтенасыщенная толщина пластов 0,78-2,19 м, пористость - 0,17-0,23. Проницаемость изменяется от 0,08 мкм до 1,43 мкм. Плотность нефти в условиях залегания пластов 879,0-908,0 кг/м, вязкость - 13-34 мПа·с, давление насыщения - 7,1 МПа. Глубины до кровли пластов - 1240-1310 м. Обводненность продукции участка залежи по ТТНК -42%.
3
Среднесуточная текущая добыча нефти по участку 69,9 т/сут, средняя приемистость нагнетательных скважин 16 м/сут, средний дебит добывающих скважин по нефти 4,9 т/сут. Добывающие скважины эксплуатируются при помощи штангового глубинного насоса.
Распределение по обводненности: 3 скважины продуцируют с обводненностью от 13,9 до 16,4%, 7 скважин - от 20,6 до 45,7%, 4 - от 70,2 до 96,8%.
Было произведено обустройство участка и подготовительные работы. По отобранным на участке керновым материалам и пробам пластовых флюидов провели комплекс лабораторных исследований.
3
В начале реализации способа в нагнетательных скважинах 1 и 2 после отбивки забоев, промывки и шаблонирования стволов спустили на НКТ скважинную установку (в дальнейшем УКВС), выше которой на трубах были установлены пакеры с якорями. Устьевую арматуру обвязали с насосными агрегатами типа СИН-35 и через смеситель с кислотными агрегатами. Приемные шланги насосных агрегатов отвели в технологическую емкость с объемом около 30 м с рабочей жидкостью (техническая вода с добавлением ПАВ). Прокачку рабочей жидкости проводили в сменяющихся режимах: насосный агрегат - НКТ - УКВС - затрубное пространство -технологическая емкость - насосный агрегат (согласно схеме на фиг.1, а);
посадка пакера с упором УКВС на забой - задавка жидкости в пласт - отбор жидкости из пласта (согласно схеме 1, б). Одновременно осуществляли тестирование пласта с записью поступающих из пласта сигналов сейсмоакустической эмиссии (САЭ) с применением аппаратно-измерительного комплекса, включающего акустические преобразователи типа ДН-(3,4)-М1, устройства усиления сигналов, ВШВ-003-М3, аналого-цифровые преобразователи (АЦП) Е-330, портативный компьютер со специальным программным комплексом.
-1
3
3
2
Также тестировали гидродинамические параметры призабойных зон скважин 1 и 2 для оценки их гидропроводности и приемистости. На фиг.6 представлены спектр сигнала САЭ и коэффициент восстановления давления (КВД) для скважины 1. Изменение гидропроводности оценивалось по углу наклона графика КВД к оси абсцисс. Приемистость пласта определялась с помощью ультразвукового расходомера типа «ДНЕПР». В отбираемых пробах определили коэффициент взвешенных частиц - 200 мг/л и коэффициент светопоглощения - 48,3 см. В результате тестирования приемистость скважин 1 и 2 составила соответственно 50 м/сут и 80 м/сут при 10 МПа. По спектру сигнала САЭ пластов скважин 1 и 2 определили их доминантные частотные диапазоны: (5-35 Гц); (10-300 Гц); (200-700 Гц) для скважины 1; (25-50 Гц); (70-100 Гц); (500-800 Гц) для скважины 2. С помощью ВШВ-003-М3 определили амплитудный режим воздействия для достижения пороговых значений в среде колебательных смещений ≈0,6 мкм при колебательном ускорении ≈0,3 м/с.
3
3
Согласно полученным параметрам определили режим воздействия, для чего выбрали требуемый расходно-напорный режим прокачивания жидкости через скважинную установку: для скважины 1-50 м/сут при 13 МПа; для скважины 2-80 м/сут при 13 МПа, обеспечивающий комбинированное излучение скважинной установкой в диапазонах: (20-30 Гц); (450-500 Гц); (750-800 Гц) - для скважины 1; (50-100 Гц); (500-800 Гц) - для скважины 2. К скважинам (фиг.2) подключили водоводы для нагнетания жидкости через УКВС в пласт.
При этом в добывающих скважинах 7 и 13 (фиг.3) произвели переоборудование штанговых глубинных насосов - хвостовики насосов соединили с помощью НКТ с УКВС с разгрузкой на искусственный зацементированный забой. Далее при работе штанговых глубинных насосов с отбором жидкости из скважин создавали дилатационно-волновые возмущения в залежи в низкочастотном диапазоне.
3
Через 25 суток нагнетательные скважины 1 и 2 остановили, подключили насосный агрегат и произвели депрессионно-репрессионное воздействие с тестированием. В результате анализа сигнала САЭ пластов определили их частотные спектры. В спектре сигнала САЭ скважины 1 (фиг.7, а) пропала высокочастотная составляющая, а спектр сигнала скважины 2 существенно не изменился. В результате тестирования гидродинамических параметров (по уменьшению угла наклона КВД) установили увеличение гидропроводности (фиг.7, б) пласта скважины 1. Гидропроводность пласта скважины 2 существенно не изменилась. По результатам тестирования, в режиме обратной связи произвели корректировку частотных диапазонов источников излучения и их комбинирование для скважины 1. Режим обратной связи осуществляют в условиях непрерывного мониторинга рабочих параметров УКВС. Для этого, регулируя расходно-напорный режим прокачивания жидкости через УКВС, настроили ее частотный диапазон излучения в соответствии с частотным спектром САЭ пласта, при оптимальном совпадении прокачиваемого расхода с приемистостью. В результате УКВС настроили на работу в двух частотных диапазонах (5-15 Гц) и (100-300 Гц) при прокачивании через нее жидкости с расходом 40 м/сут и давлении нагнетания 12 МПа. Поскольку при тестировании параметров в скважине 2 существенных изменений не наблюдалось, то режимы воздействия оставили прежними. К скважинам 1 и 2 (фиг.2) подключили водоводы с давлением нагнетания жидкости 12 МПа для скважины 1 и давлением нагнетания 13 МПа для скважины 2. Затем эксплуатация скважин возобновлялась в условиях поличастотного воздействия.
-1
В таком режиме процесс эксплуатации участка с физическим воздействием осуществлялся в течение 1,5 месяца. В результате по истечении данного периода времени среднесуточная добыча нефти по участку возрастает до 93,6 т (на 34%), при этом весовая обводнененность по участку понизилась на 17%, коэффициент взвешенных частиц уменьшился до 50 мг/л, а коэффициент светопоглощения увеличился до 60,1 см, что свидетельствует о вовлечении в разработку застойных периферийных зон.
Пример 2 осуществления способа в условиях вскрытия скважинами многопластовых залежей
3
Добывающая скважина вскрывает продуктивные карбонатные пласты Осинского горизонта, билирской свиты на интервалах 1370-1377 м, 1389-1393 м и 1399-1410 м. Скважина обсажена эксплуатационной колонной 168 мм с искусственным забоем 1434 м. Перфорация ПК-105Н-ГП по 20 отв/пог.м. По техническому состоянию на начало обработки колонна герметична, пластовое давление 8,5 МПа (по интерпретации ГДИ), дебит 52 м/сут (по результатам освоения, прослеживания притока, штуцер 6 мм). По определению профилей притока после бурения освоен только интервал 1389-1393 м. Остальные интервалы не работают.
Провели подготовительные работы: промывку ствола скважины, шаблонирование и др.
2
Затем с применением аппаратно-измерительного комплекса одновременно с проведением операций снятия КВУ и КВД, РГД-5 осуществили предварительное тестирование пласта с записью сигналов сейсмоакустической эмиссии, определили состав пластового флюида и гидродинамические параметры по интервалам пласта. По результатам тестирования определили частотные диапазоны - (15-25 Гц), (250-350 Гц) и (600-750 Гц) и амплитудные режимы воздействия по достижении в среде пороговых колебательных смещений ≈0,8 мкм при колебательном ускорении ≈0,28 м/с.
Далее в скважину на НКТ спустили УКВС с техническими характеристиками излучающих элементов, настроенных согласно полученным данным, в компоновке с пакерами. На трубах НКТ установили также элементы аппаратно- измерительного комплекса. Расходное отверстие УКВС установили на глубине 1405 м (без установки пакеров). Устьевую арматуру обвязали с обратной и напорной линией для параллельной работы насосных агрегатов СИН-31, с использованием манифольдных модулей, смесительного агрегата, технологических емкостей.
С включением насосных агрегатов и с циркуляцией рабочей жидкости через НКТ - УКВС - затрубное пространство - технологическая емкость - насосные агрегаты с расходом 7-8 л/сек осуществляли поличастотное воздействие на пласт в течение 1 часа.
Далее осуществляли закачку рабочей жидкости в циклических режимах: при закрытом на устье затрубном пространстве с задавкой в пласт при давлении, не превышающем 11,5 МПа, в течение 10-15 мин, с последующим открытием затрубного пространства, изливом из пласта и последующей циркуляции жидкости с расходом 7-8 л/сек в течение 15-30 мин, с повторением циклов задавка - излив 3 раза. Одновременно осуществляли тестирование пласта по всем продуктивным интервалам с записью сигналов сейсмоакустической эмиссии (в периоды остановки насосов), определением приемистости и анализом проб пластовой жидкости. По результатам проведенного анализа изменили частотные диапазоны воздействия - (5-15 Гц) и (100-200 Гц).
Произвели репрессионное воздействие на пласт одновременно с поличастотным в режиме циркуляции путем ограничения расхода вытекающей из скважины по затрубному пространству жидкости и доведения давления закачки в НКТ до 14-17 МПа, повышения забойного давления на 4-7 МПа в течение 15 мин, с последующим полным открытием затрубной задвижки и продолжением циркуляции с изливом из пласта в течение 30 мин.
С подъемом труб НКТ установили расходное отверстие скважинной установки на уровне 1374 м и произвели вышеописанные операции по поличастотному воздействию совместно с депрессией или репрессией в течение 1,5 часов.
3
3
3
3
3
Осуществили изоляцию интервала 1370-1377 м посадкой пакеров. Подключили к НКТ напорную линию, насосные агрегаты и параллельно к ним кислотные агрегаты. Произвели опрессовку давлением 21 МПа. Закачали оторочку нефти 0,5 м, затем кислотным агрегатом оторочку 2 мкислоты. Затем закачали нефтекислотную эмульсию 8 м при Р=20 МПа, далее продавили в пласт сначала нефть 4,5 м, затем воду 4,5 м при давлении Р=18 МПа. После реагирования (2 часа) и стабилизации пластового давления провели тестирование пласта.
Данные операции повторяли, начиная с переустановки расходного отверстия УКВС на уровне 1405 и изоляции интервала 1399-1410 м.
3
3
3
3
По результатам тестирования для проведения гидравлического разрыва пласта был выбран интервал 1399-1410 м. После подключения дополнительных насосных агрегатов, смесительного агрегата MS-60, дополнительной обвязки с манифольдным модулем и емкостями для промывочной жидкости и жидкости разрыва производилась опрессовка собранной линии. После закачки в пласт нефтекислотной эмульсии с продавкой нефти, затем жидкости разрыва давление закачки поднялось до 34 МПа - начался процесс раскрытия трещин. В качестве жидкости разрыва использовался гель XL, полученный добавлением в воду комплекса полимеров и реагентов. После закачки 30,5 м жидкости разрыва давление закачки упало до 25 МПа, после чего закачали смесь с концентрацией проппанта 100 кг/м в объеме 42,6 м, в качестве которого был использован Карболайт 16/20. Всего использовано 3,5 т проппанта. Затем продавили воду, обработанную раствором ПАВ, в объеме 70 м.
3
Произвели срыв пакеров и извлечение подземного оборудования с установкой УКВС. Скважину промыли от осевшего на забой проппанта и после спуска эксплуатационного оборудования сдали в эксплуатацию. Проведенные спустя трое суток геофизические исследования показали равномерный приток нефти по всем трем продуктивным интервалам с общим дебитом 150 м/сут пластовой жидкости.
Использование изобретения позволяет существенно повысить эффективность процессов добычи углеводородов, качества обработок скважин за счет оптимизации физического воздействия на пласт, максимального использования его полезных эффектов и собственного потенциала залежи при сокращении затрат энергии, трудозатрат, расширения условий применимости воздействия в осложненных условиях разработки залежей углеводородов. Кроме того, изобретение можно эффективно использовать в скважинах с повышенным солеотложением. Изобретение может быть эффективно использовано в горной промышленности для воздействия с целью извлечения газа и других полезных ископаемых.