ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС ДЛЯ СТИМУЛЯЦИИ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ СКВАЖИН
TECHNOLOGICAL COMPLEX FOR RESERVOIR RECOVERY STIMULATION

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для решения задач по восстановлению коллекторских свойств продуктивных пластов добывающих нефтегазовых скважин и вовлечения в разработку трудноизвлекаемых и нерентабельных запасов углеводородов, а также может быть использовано для повышения приемистости нагнетательных скважин и для декольматажа фильтров и прифильтровых зон гидрогеологических скважин.
Известны технологические комплексы для стимуляции нефтеотдачи пластов скважин гидродинамическими импульсами рабочего агента (нефти, воды, соляной кислоты и т.п.) волнового процесса кавитационного происхождения, содержащие отличающиеся друг от друга по конструкции кавитационно-волновые генераторы (стимуляторы пластов), спускаемые в скважину на промывочных (фонтанных) насосно-компрессорных трубах (НКТ), герметизирующую устьевую арматуру и насосное оборудование для подачи под давлением рабочего агента через НКТ к кавитационно-волновому генератору [1-4].
Из известных наиболее близким к предлагаемому является технологический комплекс для стимуляции нефтеотдачи пластов скважин гидродинамическими импульсами рабочего агента управляемого волнового процесса кавитационного происхождения, содержащий спущенный на промывочных трубах в обсаженную скважину кавитационно-волновой генератор, устьевое герметизирующее оборудование с уплотнением промывочных труб, спуско-подъемное устройство, насосный агрегат, емкость с рабочим агентом, нагнетательный трубопровод для обвязки емкости и насосного агрегата с промывочными трубами и выкидной трубопровод, связывающий затрубное пространство скважины с емкостью [3].
Этот технологический комплекс, как и все другие подобные ему комплексы, обычно обслуживаемые буровой бригадой при освоении пробуренной скважины либо бригадой по капитальному ремонту скважины в процессе эксплуатации углеводородной залежи, не обладает возможностью централизованного автоматического контроля и управления процессом стимуляции нефтеотдачи пластов путем оценки действительных значений технологических параметров при сопоставлении их с допустимыми (расчетными) значениями этих параметров. В результате чего руководителю работ (оператору) своевременно не выдается информация о реакции обслуживаемого комплекса, что не позволяет ему оперативно вмешиваться в ход процесса. Это исключает возможность оптимизации режима стимуляции пласта скважины и снижает эффективность используемой технологии в целом.
Изобретением решается задача устранения указанных выше недостатков.
Для достижения этого технического результата предлагаемый технологический комплекс для стимуляции нефтеотдачи пластов скважин гидродинамическими импульсами рабочего агента волнового процесса кавитационного происхождения, содержащий спущенный на промывочных трубах в обсаженную скважину кавитационно-волновой генератор, устьевое герметизирующее оборудование с уплотнением промывочных труб, спуско-подъемное устройство, насосный агрегат, емкость с рабочим агентом, нагнетательный трубопровод для обвязки емкости и насосного агрегата с промывочными трубами и выкидной трубопровод, связывающий затрубное пространство скважины с емкостью, снабжен станцией автоматического контроля и управления процессом стимуляции нефтеотдачи пластов, включающей ультразвуковой доплеровский расходомер, оснащенный выносным накладным датчиком, и два датчика давления, выходы которых через соответствующие входы микропроцессорного блока сбора и обработки сигналов соединены с входом компьютера, выход которого соединен с входом цифрового табло, установленным на посту управления насосного агрегата, при этом датчик расходомера размещен на участке нагнетательного трубопровода, а датчики давления смонтированы в горловинах проходных тройников, один из которых с помощью быстроразъемных соединений введен в нагнетательный, а другой - в выкидной трубопровод. Кроме того, емкость оснащена быстросъемным датчиком уровня рабочего агента, выход которого через дополнительный вход микропроцессорного блока сбора и обработки сигналов соединен с входом компьютера.
Отличительными признаками предлагаемого технологического комплекса для стимуляции нефтеотдачи пластов скважин гидродинамическими импульсами рабочего агента управляемого волнового процесса кавитационного происхождения от указанного выше известного наиболее близкого к нему технологического комплекса являются его снабжение станцией автоматического контроля и управления процессом стимуляции пластов, включающей ультразвуковой доплеровский расходомер, оснащенный выносным накладным датчиком, и два датчика давления; подключение их выходов через соответствующие входы микропроцессорного блока сбора и обработки сигналов к входу компьютера; соединение выхода последней с входом выносного цифрового табло, установленным на посту управления насосного агрегата; размещение датчика расхода на участке нагнетательного трубопровода; размещение датчиков давления в горловинах проходных тройников и введение их с помощью быстроразъемных соединений в нагнетательный и выкидной трубопроводы. Другим отличительным признаком технологического комплекса является оснащение емкости быстросъемным датчиком уровня рабочего агента и подключение его выхода через дополнительный вход микропроцессорного блока сбора и обработки сигналов с входом компьютера.
Предлагаемый технологический комплекс поясняется чертежами, представленными на фиг. 1 и 2.
На фиг. 1 показана схема технологического комплекса.
На фиг. 2 - схема установки кавитационно-волнового генератора в призабойной зоне пласта скважины (продольный разрез).
Технологический комплекс для стимуляции нефтеотдачи пластов скважин гидродинамическими импульсами рабочего агента волнового процесса кавитационного происхождения содержит спущенный на промывочных НКТ 1 в обсаженную скважину кавитационно-волновой генератор 2. Кавитационно-волновой генератор 2 может иметь различную конструкцию, обычно включающую в себя корпус-адаптер с фильтром, турбулизатор (завихритель рабочего агента), конфузор, рабочие (выходные) каналы и диффузор (на чертежах не показаны). Для герметизации кольцевого пространства между обсадной эксплуатационной колонной 3 и промывочными НКТ 1 технологический комплекс содержит устьевое оборудование, которое в зависимости от особенностей скважины может быть различным по составу основных используемых элементов. Устьевое оборудование, представленное на фиг. 1, включает в себя последовательно герметично закрепленные на обсадной эксплуатационной колонне 3 пьедестал (переводный патрубок) 4, крестовину 5, превентор 6 с глухими плашками, превентор 7 с трубными плашками и герметизирующую головку (сальник) 8. Обсадная эксплуатационная колонна 3 в призабойной зоне продуктивного пласта (ПЗП) имеет являющийся продолжением обсадных труб скважинный фильтр 9 с круглыми или щелевидными отверстиями, распределенными по всей толще продуктивной породы 10 (фиг. 2). Для доставки кавитационно-волнового генератора 2 в ПЗП низ промывочных НКТ 1 содержит присоединительную муфту 11, а верх связан с вертлюгом 12 спуско-подъемного устройства, в качестве которого может быть использовано соответствующее оборудование буровой вышки или автомобильный кран (на чертеже не показаны). Другими основными частями технологического комплекса являются насосный (обычно цементировочный) агрегат 13, емкость 14 с рабочим агентом 15, а также нагнетательный трубопровод 16 с задвижкой 17 для обвязки емкости 14 и насосного агрегата 13 через шланг 18 высокого давления и вертлюг 12 с промывочными трубами 1 и выкидной трубопровод 19 с задвижкой 20, связывающий затрубное пространство скважины с емкостью 14. Устьевое герметизирующее оборудование оснащено управляемой дроссельной задвижкой 21, введенной в выкидной трубопровод 19, и управляемой выкидной задвижкой 22, введенной в аварийный выкид 23. При этом технологический комплекс содержит станцию автоматического контроля и управления процессом стимуляции пластов, включающую в себя ультразвуковой доплеровский расходомер, например, типа DFM 5.1 (Internet: http://www.artvik.com), состоящий из контроллера 24 и выносного накладного датчика 25, а также два датчика давления 26 и 27. микропроцессорный блок сбора и обработки сигналов 28, компьютер (ноутбук) 29 и выносное цифровое табло 30. Микропроцессорный блок сбора и обработки сигналов 28 служит для приема, обработки, фильтрации и подготовки пакета данных с последующей передачей информации по линии связи в программу регистрации и обработки данных компьютера 29 для отображения их в виде физических параметров на мониторе последнего и на индикаторах цифрового табло 30. При этом выходы расходомера и датчиков давления 26 и 27 через соответствующие входы микропроцессорного блока сбора и обработки сигналов 28 соединены с входом компьютера 29, выход которого соединен с входом выносного цифрового табло 30, установленным на посту управления насосного агрегата 13. Для оперативного монтажа-демонтажа оборудования станции на скважине датчик 25 расходомера выполнен накладным и размещен на участке поверхности нагнетательного трубопровода 16. При этом датчики давления 26 и 27 смонтированы в горловинах проходных тройников (Т-адаптеров) 31 и 32, один из которых с помощью быстроразъемных соединений (БРС) введен в нагнетательный трубопровод 16, а другой аналогично встроен в выкидной трубопровод 19. Трубопровод 19 через верхний люк емкости 14 введен в среду рабочего агента 15 и имеет Г-образное выкидное окончание для взаимодействия с металлической отбойной перегородкой 33, образующей шламоулавливающую камеру. Причем, емкость 14 оснащена быстросъемным датчиком уровня 3 рабочего агента 15, установленным во втором верхнем люке или в специально предусмотренном для монтажа отверстии. При этом выход датчика уровня 34 через дополнительный вход микропроцессорного блока сбора и обработки сигналов 28 соединен с входом компьютера 29.
Работа технологического комплекса для стимуляции нефтеотдачи пластов скважин гидродинамическими импульсами рабочего агента волнового процесса кавитационного происхождения заключается в следующем.
3
1
2
2
1
ж
ж
1
2
1
2
2
1
ж
1
2
ж
ж
После подготовки стимулируемой скважины к проведению работ (очищения призабойной зоны от буровой грязи и заполнения ствола рабочим агентом 15, например, нефтью) кавитационно-волновой генератор 2 (фиг. 2) на промывочных НКТ 1 с помощью спуско-подъемного устройства устанавливают на уровне нижних перфорационных отверстий скважинного фильтра 9 в ПЗП. Осуществляют гидравлическую обвязку оборудования и монтаж датчиков 25, 26, 27, 34 и электронных блоков 24 и 28, 29, 30 станции автоматического контроля и управления процессом обработки призабойной зоны пласта в соответствии со схемой, представленной на фиг. 1. Емкость (автоцистерну) 14 объемом 10-25 м (в зависимости от глубины скважины) заполняют рабочим агентом 15 до уровня, обеспечивающего проведение стимуляции продуктивной породы в ПЗП. При этом фиксируемый с помощью датчика 34 уровень рабочего агента 15 должен обеспечивать его перелив через верх отбойной перегородки 33 из шламоулавливающей камеры в другую (сливную) камеру емкости 14. Уровень рабочего агента 15 контролируют по показаниям датчика 34 на экране монитора компьютера 29. При необходимости показания датчика 34 дублируют показаниями указателя уровня (бюретки) емкости 14. После проверки герметичности соединений линий обвязки производят опрессовку оборудования до нормы, установленной для опрессовки эксплуатационной колонны 3, при открытых задвижках 17 и 21 и закрытых задвижках 20 и 22. Давление опрессовки с помощью датчиков 26 и 27 контролируют по показаниям компьютера 29 и устройства представления информации 30. Далее при закрытой выкидной задвижке 22 и открытых дроссельной задвижке 21 и задвижках 17 и 20 после проверки циркуляции рабочего агента 15 медленным набором давления насосного агрегата 13 осуществляют его выход на рабочий режим в пределах 20-30 МПа (в зависимости от глубины скважины) с последующей стимуляцией продуктивной породы 10 путем медленного (со скоростью, обычно не превышающей 0,3 м/мин) осевого возвратно-поступательного перемещения кавитационно-волнового генератора 2 (см. фиг. 2) в зоне перфорации скважинного фильтра 9. При этом с помощью датчика 25 расходомера контролируют заданную (расчетную) производительность насосного агрегата 13. Одновременно осуществляют с помощью датчиков 26 и 27 контроль рабочих давлений P и Р соответственно на входе рабочего агента 15 в скважину и на выходе из нее, а также изменение параметра кавитации τ=Р/Р, определяющего частоту и амплитуду кавитационных колебаний и позволяющего в режиме реального времени судить об эффективности (интенсивности) воздействия кавитационно-волнового процесса на ПЗП. Одновременно с помощью датчика 34 контролируют в емкости 14 уровень h рабочего агента 15 с целью своевременного реагирования на приток или поглощение жидкости. Управление режимом работы кавитационно-волнового генератора 2 осуществляют путем изменения объемного расхода V и давления Р нагнетания рабочего агента 15 с помощью насосного агрегата 13, а также путем изменения давления P с помощью дроссельной задвижки 21. В процессе работы технологического комплекса при истечении рабочего агента 15 из выходных каналов кавитационно-волнового генератора 2 с критической скоростью потока мгновенно происходит разрыв сплошности среды с возникновением лавинообразной срывной кавитации, приобретающей колебательный (волновой) характер с резонансными явлениями. Образующиеся пузырьки и полости парогазовой смеси рабочего агента 15 переносятся в область высокого давления, в перфорационные каналы, поры и трещины продуктивной породы 10, в которых происходит мгновенная конденсация газа и пара и последующее схлопывание пузырьков и полостей, сопровождающиеся сильными гидравлическими ударами и возникновением высокочастотных звуковых волн до нескольких сотен кГц. Это приводит к раскрытию пор и природных трещин, образованию новых дренажных каналов, обладающих повышенной гидропроводностью, что позволяет подвергать ударным нагрузкам более удаленные от приствольной зоны участки продуктивной породы 10. При смыкании трещин вследствие падения давления в них при смещении направления струй (волновых лучей) от перфорационных каналов под действием пластового давления происходит в направлениях, указанных на фиг. 2 стрелками, выдавливание из продуктивной породы 10 загрязнений в виде диспергированных закупоривающих частиц, отложений асфальтено- и смолопарафиновых составляющих нефти, центров кристаллизации солей и др. Процесс работы кавитационно-волнового генератора 2 сопровождается образованием суспензий, снижением вязкости и повышением температуры жидкости в ПЗП. В результате чего происходит восстановление или улучшение фильтрационных свойств продуктивной породы 10. При этом радиус обработки ПЗП, зависящий от интенсивности кавитационной энергии в жидкости, определяется давлениями P и Р, параметром кавитации τ=P-Р, и объемным расходом V рабочего агента 15 и может достигать десятки метров при обеспечении экологической чистоты стимулируемой породы. После завершения обработки ПЗП и демонтажа применяемого оборудования производят освоение скважины, а зарегистрированные с помощью компьютера 29 значения параметров P, Р, τ, V и h, отражающие динамику кавитационно-волнового процесса, используются для установления оптимальных режимов работы технологического комплекса в аналогичных скважинах с целью обеспечения наиболее высоких технико-экономических показателей разработки углеводородной залежи.
Оптимальный выбор указанных параметров, автоматический контроль за значениями этих параметров и своевременная реакция на их выход из заданного режима при использовании предлагаемого технологического комплекса позволит наиболее эффективно восстанавливать, а иногда и увеличивать фильтрационные параметры продуктивных пластов длительно находящихся в эксплуатации скважин, вводить в разработку ранее не работавшие участки пласта с увеличением интервала продуктивности, а также увеличивать дебит скважин при низкой проницаемости вскрытых пород.
Источники информации
1. Ибрагимов Л.Х., Мищенко И.Т., Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти. - М.: Наука, 2000. - 414 с., с. 106-107, с. 131-155.
2. Патент РФ №2315858, кл. Е21В 43/18, 2006.
3. Патент РФ №2047729, кл. Е21В 28/00, 1992.
4. Патент РФ №2493360, кл. Е21В 43/18, 2012.