автореферат диссертации по машиностроению и машиноведению, 05.02.13, диссертация на тему:Совершенствование техники и технологии газоимпульсной обработки призабойной зоны скважины

ПРИЙМАЧЕНКО ДМИТРИЙ АНАТОЛЬЕВИЧ

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНИКИ И ТЕХНОЛОГИИ ГАЗОИМПУЛЬСНОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ

Специальность 05.02.13 - Машины, агрегаты и процессы (нефтегазовая промышленность)

АВТОРЕФЕРАТ на соискание ученой степени кандидата технических наук

1 МЕН 2009

Москва 2009

003487898

Работа выполнена на кафедре «Машины и оборудование нефтяной и газовой промышленности» Российского государственного университета нефти и газа им.И.М. Губкина.

Научный руководитель: Официальные оппоненты:

Ведущее предприятие:

доктор технических наук, профессор Ивановский В.Н.

доктор технических наук, профессор Максутов P.A.

кандидат физико-математических наук, Михайлов Д.Н.

ООО «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - ВНИИГАЗ»

Защита состоится « 22 » декабря 2009 года в 15-00 на заседании диссертационного совета Д212.200.07 в Российском Государственном Университете нефти и газа имени И.М.Губкнна по адресу: 117917, г. Москва, ГСП-1, Ленинский проспект, 65, ауд. 612.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Российского Государственного Университета нефти и газа имени И.М.Губкина.

Отзывы на автореферат в двух экземплярах с заверенными гербовой печатью подписями просим направлять по адресу: 117917, г. Москва, ГСП-1, Ленинский проспект, 65. Российский Государственный Университет нефти и газа имени И.М.Губкина, Ученый совет.

Автореферат разослан «ZO» i/ 2009 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат технических наук

Э.С. Гинзбург

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

В настоящее время на долю нефти приходится более 30% современного мирового потребления топливно-энергетических ресурсов. И на ближайшие десятилетия можно уверенно прогнозировать невозможность создания новых крупных мощностей для изменения структуры добычи и потребления этих ресурсов.

Современное состояние нефтяной и газовой промышленности России характеризуется проблемой уменьшения запасов углеводородов (как жидких, так и газообразных), для добычи которых имеются разработанные, хорошо себя зарекомендовавшие, техника и технологии. Как известно, более 65% всех запасов нефти в России относятся к трудноизвлекаемым. Именно поэтому всё большее значение приобретают методы воздействия на призабойную зону скважин и сами продуктивные пласты, которые могут повысить продуктивность существующих объектов добычи углеводородов.

Разработаны теоретические основы множества различных методов обработки призабойных зон и технологий их проведения, используемых на отечественных и зарубежных нефтяных и газовых месторождениях. Ежегодно на месторождениях России проводится около 10000 обработок призабойных зон скважин (ПЗС), при этом дополнительно добывается несколько миллионов тонн нефти. Однако успешность многих методов воздействия на призабойные зоны остается низкой и составляет около 40-60%. Это объясняется тем, что применяемые методы обладают некоторыми или всеми следующими недостатками: невысокая успешность; громоздкость технологий; значительный расход дефицитных и дорогостоящих химических реагентов; недостаточно полно разработанные теоретические основы проектирования процессов; недостаточно обоснованный выбор скважин для осуществления различных методов воздействия и их очередности; недостаточный учет свойств и строения призабойной зоны конкретной скважины, а также распределения нефтенасыщенности и ее динамики во времени; неизвестность путей обводнения скважины и степени водо-насыщенности пластов. Не всегда учитываются и изменения, происходящие в пласте и ПЗС в процессе разработки залежи. В нефтепромысловой практике часто выбирают метод обработки ПЗС исходя из имеющихся возможностей: наличия технических средств и материалов, освоенности метода в данном регионе, его сложности и трудоемкости. Важный недостаток всех методов воздействия на ПЗС - недостаточная их регулируемость, которая особенно важна при разработке многопластовых месторождений, включающих многослойные расчлененные коллекторы.

Таким образом, анализ проблем, связанных с искусственным воздействием на пласт или ПЗС, представляет несомненный интерес.

Цель работы

Существенное повышение эффективности газо-импульсного воздействия на призабойную зону скважины за счет создания математической модели и разработки теории этого способа воздействия.

Для достижения цели работы необходимо решить следующие задачи исследования:

1. На основании проведенного анализа способов обработки призабойной зоны скважин выявить достоинства и недостатки газо-импульсного воздействия на призабойную зону скважины;

2. Разработать методику (математическую модель и теорию газоимпульсного воздействия), позволяющую с наибольшей эффективностью проводить обработки призабойной зоны методом ГИО;

3. Используя современную компьютерную платформу (например - МаЛСаф, автоматизировать расчет основных показателей, необходимых для эффективного воздействия на ПЗС с помощью газо-импульсную обработки скважин, т.е. создать программу расчета основных рабочих показателей ГИО;

4. Протестировать программу расчета основных рабочих показателей ГИО на реальных объектах нефтедобычи и откорректировать методику с учетом выявленных недостатков.

Методы решения поставленных задач

Поставленные задачи решались путем проведения теоретических и опытно-промысловых работ. Проведен анализ научной литературы, а также исследований, выполненных другими авторами по аналогичным темам. Теоретические исследования выполнялись комплексно: аналитическим путем и применением современных методов компьютерного моделирования. Опытно-промысловые испытания проводились в различных нефтегазовых регионах России с применением гидродинамических исследований и компьютерной обработки информации.

Научная новизиа работы

• Для повышения эффективности газо-импульсной обработки (ГИО) разработана методика (математическая модель и теория газо-импульсного воздействия), позволяющая выполнять многократные циклы воздействия на призабойную зону методом ГИО с оптимальными рабочими параметрами (давление, время, расход газа и др.). Разработанная методика позволяет не на основании статистических данных, а на основании теоретически обоснованных расчётов правильно выбрать и назначить режим воздействия (амплитуду и длительность импульсов давления).

• На основе разработанной математической модели на базе современной компьютерной платформы МаШСас! создана программа расчета основных рабо-

чих показателей, необходимых для эффективного воздействия на призабойную зону скважины (ПЗС) при газо-импульсной обработке.

Адекватность разработанной модели подтверждена промысловыми испытаниями.

Практическая ценность работы

Алгоритм расчета основных рабочих показателей ГИО протестирован на реальных объектах нефтедобычи - нефтедобывающих скважинах в различных регионах России. Результаты промысловых испытаний показали хорошую сходимость с данными, полученными при математическом моделировании и использовании разработанной программы расчета. Рабочие параметры реального комплекса ГИВ практически совпадают с расчетными: давление зарядки генератора Р = 65 - 80 МПа (расчетное давление зарядки генератора Р = 65 МПа); время открытия клапана t = 0,08 - 0,2с (расчетное время открытия клапана t = 0,1 с); количество циклов воздействия z = 2 - 4 (расчетное количество циклов воздействия z = 2).

Теперь для определения оптимальных параметров производства работ по газо-импульсной обработке достаточно ввести в программу расчета данные по месторождению, полученные в результате геофизического исследования скважин.

Апробация работы

Результаты исследований докладывались на: «VI-ом Конкурсе молодых ученых и специалистов ОАО «Лукойл» на лучшую научно-техническую разработку», 2007 г.; «6-ой Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России», при РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2005 г.; 59-ой межвузовской студенческой научной конференции "Нефть и газ-2005", при РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина; 2005 г., 60-ая межвузовской студенческой научной конференции "Нефть и газ-2006", при РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2006.

Публикации

По материалам диссертации опубликовано 7 печатных работ, в том числе 3 - в материалах научных конференций и 1 учебно-методическое пособие.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов, списка использованных источников и приложений. Работа изложена на 129 страницах и содержит 22 рисунка и 9 таблиц. Общий объем работы составляет 178 страниц.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении кратко изложено современное состояние проблемы и обоснована актуальность темы; представлена структура работы.

В первой главе дан обзор литературных данных, выполнен анализ современного состояния нефтедобывающих объектов, определены основные направления развития нефтяной отрасли, уточнены факторы, сопровождающие процесс интенсификации добычи нефти. Кроме того, проведен анализ методов, а также применяемого оборудования для воздействия на призабойную зону скважины, определены задачи исследования.

Проблемам, связанным с оценкой эффективности методов воздействия на призабойную зону пласта, посвящено большое количество научных работ. Значительный вклад в решение этих задач внесли многие крупные ученые: Ю.П. Желтов, В.Н. Щелкачев, И.А. Чарный, К.С. Басниев, Ш.К. Гиматудинов, И.Т. Мищенко, Л.Х. Ибрагимов, Д.К. Челоянц, JI.X., Р.Н. Дияшев, С.А. Жданов, Б.Т. Баишев, А.Т. Горбунов, И.М. Аметов, Ф.И. Котяхов, Ю.П. Борисов, С.Н. Бузи-нов, В.Н. Николаевский, P.P. Ибатуллин, А.Н. Дроздов, И.О. Умрихин, Э.Б. Че-калюк, М.И. Кременецкий, С.Г. Каменецкий, Л.Г. Кульпин, Р.Г. Шагиев, а также зарубежные ученые, занимающиеся данной проблемой: W. Hurst, M.F. Hawkins, C.B. Thomas, P. Pollard, C.C. Miller, C.A. Hutchinson, A.F. Van Everdingen и многие другие. Этому направлению посвящены работы JI.M. Ко-четкова, В.А. Иктисанова, Д.М. Шейх-Али, И.М. Назмиева, Е.Д. Подымова, А.Б. Рублёва, А.Т. Нагиева, О.В. Каптелинина, М.А. Шаламова, Т.В. Гроше-вой, Х.Н. Музипова, И.М. Галимова, Р.Н. Абдуллина, А.Е. Чикина и др.

Проведенный анализ достоинств и недостатков существующих методов обработок призабойных зон скважин (ОПЗС) позволил выбрать в качестве объекта исследования комплекс оборудования для газо-импульсной обработки скважин, по совокупности характеристик отвечающий условиям компактности, простоты и эффективности.

Кроме того было установлено, что результативность применения различных методов обработки ПЗС зависит от геолого-технических условий и особенностей техники и технологии ОПЗС: например, с 1987 г. в ПО "Нижневартовскнефтегаз" проводятся специальные исследования эффективности различных методов воздействия на призабойные зоны скважин, эксплуатирующих пласты групп А, Б и Ю. На рис. I приведены данные о технологической эффективности следующих традиционных методов обработки призабойных зон скважин:

Рис. I Технологическая эффективность использования традиционных методов ОПЗ на месторождениях ПО "Нижне-вартовскнефтегаз"

а - объем скважино-операций; б - дополнительная добыча нефти за счет ОПЗ; в - удельный прирост добычи нефти за счет ОПЗ, приходящийся на 1 скважину

ГКО

10»

- солянокислотные обработки (СКО);

- ацетонокислотные обработки (АКО);

- глинокислотные обработки (ГКО);

- пеноглинокислотные обработки (ПГКО);

- обработки методом многократных депрессий-репрессий (УОС);

- обработки скважинными генераторами гидравлических колебаний

(СГГК);

- гидравлический разрыв пласта (ГРП);

- термогазохимическое воздействие (ТГХВ).

Наиболее широкое внедрение получили СКО, ГКО и АКО. Дополнительная добыча нефти за счет применения этих методов имеет высокий уровень. Однако удельный прирост добычи нефти, приходящийся на 1 скважину, для всех методов примерно одинаков. Исключение составляет лишь метод ТГХВ, который характеризуется величиной удельной добычи нефти на 1 скважину, приблизительно в 2 раза превышающей ее среднюю величину при других методах ОПЗ. По коэффициенту успешности обработок лучшими являются методы гидромеханического воздействия и ТГХВ (рис. 2).

80 70 60 50 40 30 20 10 О

р

щ

1 1 —р~

1 1 1

1 Ш Ш ш

СКО А.КО ГКО ПГКО УОС СГГК ГРП тгхв

Рис. 2 Коэффициент успешности применения(в %)традиционных методов интенсификации добычи нефти на месторождениях ПО "Нижневартовскнеф-тегаз" (по данным Нижневар-товскНИПИнефть)

По данным НижневартовскНИПИнефть, невысокая успешность кислотных обработок (СКО, АКО, ГКО, ПГКО) объясняется нарушением технологических показателей: удельный расход кислоты на 1 м перфорированного интервала меньше требуемого, не вводят в раствор ПАВ, ГКО производят в одну стадию и т.д.

0,02-0,05 0,05 - 0,! О,[-0,3 Проницаемость, мкм3

В течение 1991-2000 гг. на месторождениях ОАО "Сургутнефтегаз" проведено более 53 тыс. скважино-операций по ОПЗ. В результате дополнительно добыто 60,5 млн. т нефти . Доля дополнительной добычи нефти в общей добыче возросла от 8,5% в 1991 г до 34% в 2000 г Средняя удельная эффективность методов по годам воздействия из-за увеличения доли в общем объеме скважино-операций высокоэффективных технологий возросла от 1155 т на скважино-операций в 1991 году до 1781т. в 1999г.

Таким образом, анализ материалов, представленных в настоящей главе, позволил сделать вывод о перспективности применения газоимпульсного воздействия (ГИВ) на призабойную зону пласта в широком спектре геолого-технических показателей как пласта, так и самих сква-

Однако недостаточно высокий процент успешности ГИВ и значительное уменьшение цены на углеводородное сырьё потребовало решить проблему, связанную с необходимостью повышения эффективности проведения газо-импульсного воздействия в добывающих и нагнетательных скважинах.

В результате проведенного анализа были определены задачи исследований и пути их решения.

Во второй главе представлен краткий анализ состояния теории и практики применения газо-импульсной обработки призабойной зоны скважины, дана его результативность использования на промыслах в различных нефтегазодобывающих регионах России.

Комплекс оборудования, заправляемый газообразным азотом и предназначенный для газо-импульсной обработки скважин (рис. 4) включает в себя:

• комплект погружных генераторов импульсов давления различных типоразмеров;

• комплект шаблонов;

• контрольно-измерительную и регистрирующую аппаратуру;

• комплект наземного оборудования. Наземное оборудование комплекса состоит из:

• автономной заправочной установки, предназначенной для транспортировки азота от промышленного источника его получения (кислородная станция или ГПЗ) до места проведения работ на скважине, а также для заправки генераторов импульсов давления с помощью пневмогидронасоса высокого давления;

• системы контроля и управления процессом генерирования импульсов высокого давления при работе генератора в скважине.

1. Каротажный кабель

[Г

Коммутационный блок

3. Резервуар низкого давления

4. Рабочая камера с б рабочими отверстиями

Рис. 4 Аппаратура газо-импульсного воздействия на нефтегазоносные пласты

5. Резервуар высокого давления

6. Заправочный блок

Способ доставки ГИД в призабойную зону скважины - с помощью грузонесущего, токопроводящего геофизического кабеля с кабельным наконечником.

Резервуар высокого давления предназначен для аккумулирования и доставки в зону обработки скважины рабочего тела. Резервуар низкого давления предназначен для размещения клапанных узлов, контрольно-

измерительной регистрирующая аппаратура для точной привязки генератора к зоне перфорации и к продуктивному пласту (магнитный локатор муфт и детектор гамма-излучений), датчиков давления и температуры.

Электропневмоклапан предназначен для открытия и закрытия проходного сечения канала выброса газа высокого давления. Открытие и закрытие электропневмоклапана осуществляется по команде от блока контроля и управления через каротажный геофизический кабель.

На электромагнит электропневмоклапана подается ток управления (1,1....1,5 А с напряжением 27 вольт). При этом обеспечивается длительность открытия электропневмоклапана в диапазоне 0,08-1,0 сек. для выхлопа в зону обработки скважины определенной порции газообразного азота под давлением от 60,0 до 100,0 МПа.

Опытно-промышленные испытания технологии газо-импулъсной обработки скважин проводились на нефтяных месторождениях Западной Сибири, Северного Кавказа, Башкирии, Татарии и в других регионах.

Газо-импульсной обработке(ГИО) подвергались терригенные и карбонатные пласты, сложенные как поровыми, так и трещиноватыми горными породами проницаемостью от нескольких единиц до нескольких сотен миллиДарси, пористостью 12-30 % и залегающими на глубине 800....3500 метров. После газо-импульсной обработки удавалось получить значения дебита скважины, сопоставимые с аналогичными значениями на ранней стадии ее эксплуатации. Это происходит за счет восстановления первоначальных фильтрационно-емкостных характеристик в призабойной зоне пласта скважины. В большинстве случаев повышение дебита по нефти сопровождалось снижением ее обводненности.

Успешность операций ГИО составила около 80 %, абсолютные значения дополнительной добычи нефти по каждой скважине после газоимпульсной обработки зависят от стадии разработки месторождения, уровня пластового давления, степени кольматации призабойной зоны пласта скважины, уровня обводненности и многих других факторов.

Технология газо-импульсной обработки скважин легко сочетается с таким распространенным методом обработки призабойной зоны пласта скважин, как химическая обработка. При этом оба вида воздействия удачно дополняют друг друга, позволяя получить максимально возможный результат при обработке скважин, что подтверждено результатами промысловых испытаний. Комплекс оборудования для ГИО имеет малую массу, удобен в эксплуатацию и легок в обслуживании.

Анализ показал, что, несмотря на достаточно высокую результативность ГИО на ПЗП, данный метод требует более тщательного изучения и описания, создания методики, наиболее полно отражающей процесс взаимодействия газовой струи с системой «скважина - ПЗС», чтобы максимально использовать каждый цикл применения ГИО.

Также необходимо отметить, что основной причиной «неуспешности» операций по ГИО является неправильный выбор рабочих параметров: исходное давление закачки газа в генератор, количество обработок, время выпуска газовой струи и др. - которые, в конечном итоге, и являются определяющими характеристиками для наиболее эффективного использования каждого цикла обработки. Это также требует создание модели, адекватно отражающей происходящее в скважине при работе генератора и определяющей, какие параметры являются ключевыми для наиболее эффективной обработки.

В третьей главе приведены теоретические исследования: даны методики расчета взрывных процессов разных авторов, а также зависимости, легшие в основу математической модели, а в дальнейшем и программы расчета рабочих показателей процесса газо-импульсного воздействия на призабойную зону пласта скважины.

Обзор технической литературы показал, что процесс газо-импульсного воздействия на призабойную зону скважины может быть смоделирован взрывом. Рассмотрен метод решения дифференциальных уравнений, описывающих воздействие на пласт при взрывных процессах, предложенный С.А. Ловля, чтобы в дальнейшем использовать его для решения поставленной перед нами задачи.

Действие ударной волны на объект определяется свойствами объекта и параметрами волны. Характер нагрузки задается функцией, описывающей изменение давления в ударной волне от времени г в промежуток фазы сжатия. Действие может определяться избыточным давлением Ар на фронте ударной волны, или величиной удельного импульса у фазы сжатия, или более сложным характером действия. Действие волны связано также и со временем релаксации, или периодом собственных колебаний Т системы. Если поведение системы таково, что за период существования высокого давления в волне она успеет деформироваться (г»7), то действие будет определяться давлением на фронте. Если же давление в волне снизится к тому времени, когда объект практически не деформировался (г«7), конечная деформация будет определяться количеством движения, приобретенного им при прохождении волны, - удельным импульсом фазы сжатия. Приближенно считается, что при т»10Т действие волны определяется максимальным давлением (статический характер действия), а при т«0,25Т - импульсом (импульсное действие). При временах т=0,25+10Т действие волны является промежуточным между чисто статическим и чисто импульсным.

Для оценки параметров ударной волны большое значение имеют законы подобия, простейшим из которых является геометрическое. Используя их, можно сопоставлять параметры волн, возбуждаемых разными зарядами, отличающихся видом и массой ВВ, а также моделировать большие взрывы взрывами малых зарядов.

Распространение ударных волн в воздухе изучалось М. А. Садовским, которым выведены формулы, позволяющие определять импульс, время действия фазы сжатия и другие параметры волны в воздухе. Аналогичные формулы, но для взрывов в грунтах предложены Г. М. Ляховым.

Кроме того, имеются иные формулы, в деталях описывающие взрывы, протекающие в различные средах.

Теорию, изложенную выше, можно использовать для определения параметров давления, создаваемого ударной волной в определенный момент времени, а также удельного импульса.

В основу математической модели, моделирующей газо-импульсное воздействие на ПЗС, лежат те же уравнения, поскольку при кратковременном открытии клапана освобождается энергия, сходная с энергией, выделяемой при взрыве.

В соответствии с условиями проведения ГИО работа газа, выходящего из генератора импульсов давления, осуществляется в виде ударной волны, поэтому для создания математической модели необходимо подробно рассмотреть воздействие струи газа на призабойную зону пласта (ПЗП), создаваемой газогенератором.

Рассмотрим гидродинамическую модель, в рамках которой определим, насколько область повышенного давления проникает вглубь пласта и как это давление изменяется во времени.

Задаем исходные данные: скважина заполнена солевым раствором с известной плотностью р, внешний радиус обсадной колонны скважины Нск, внутренний Я,„. В скважину, на глубину Ь опускается генератор, который имеет форму цилиндра, радиуса Яг и высоты Нг. В генераторе в объеме Уг находится азот под давлением Рг. В нижней части прибора расположены клапаны для выпуска газа.

Разобьем рассматриваемый процесс на два этапа. Первый длится с момента начала истечения газа = 0) и заканчивается с закрытием выпускающих клапанов (/ = Второй этап включает в себя все оставшееся время {¡о < I <Т), где Т- последний момент времени, рассматриваемый в модели.

На первом этапе происходит истечение газа из генератора и его взаимодействие с окружающей средой. Давление газа в генераторе - Р/1), его масса - М/0. В нулевой момент времени эти величины равны, соответственно Рг и Мг- Газ выходит во внутреннюю полость трубы и там образует газовый «пузырь». Давление газа в пузыре - Р„0), а его масса - М„0). В начальный момент времени примем массу газа в пузыре равную 0, а давление равное гидростатическому. Массовый расход газа из генератора 0$) будем считать по следующей формуле:

(3-1)

где:

С - молярная масса азота,

площадь выходных отверстий, // - коэффициент расхода (равен 0,6);

Зная расход ()(1) можно посчитать массу вышедшего и оставшегося в генераторе газа. Для этого используем следующие простейшие дифференциальные уравнения:

(з-2)

ш

Теперь, зная массу оставшегося в генераторе газа - М/0 можно посчитать каким станет его давление:

. м,тт,

р.ло=:

УА

м,тт,7.щт,)

уЛ

Первое уравнение используется в модели идеального газа, а второе - в модели реального.

Обозначим через У„0) - объем, занимаемый вышедшим в скважину газом. Будем считать, что геометрически объем У„({) представляет собой кольцевой зазор ограниченный: по бокам - внутренней стенкой обсадной колонны и внешней стенкой генератора; снизу - плоскостью перпендикулярной оси скважины и лежащей на уровне выходных клапанов генератора (в модели мы считаем что газ распространяется только вверх, в сторону устья скважины); сверху - подвижной границей между газом и скважинной жидкостью. Пусть Хп(() -расстояние между нижней и верхней границами «пузыря» (положение верхней границы газа и жидкости). В начальный момент времени и У„(1), и Хп(1) равны 0.

Чтобы описать поведение газа в «пузыре» необходимо рассмотреть две подзадачи. В первой моделируется процесс, происходящий в стволе скважины выше генератора, в результате воздействия газа на ремонтную жидкость (жидкость глушения). Во второй задаче нужно описать проникновение газа в пласт и его воздействие на призабойную зону. Эти две подзадачи и основную задачу мы будем решать совместно, причем основная задача будет связующим звеном между подзадачами.

Под решением подзадачи будем понимать значения давления в каждой точке соответствующего ей пространства, в каждый момент времени I.

0 <КТ.

Для 1-ой подзадачи будем считать все точки находящиеся в горизонтальной плоскости на расстоянии л: от прибора равнозначными. То есть дав-

ление в точке зависит только от ее расстояния до прибора (или глубины) и от времени. Обозначим его Р(х,0.

Для 2-ой подзадачи будем считать, что пласт однороден, то есть все точки, находящиеся на цилиндрическом контуре радиуса г, ось которого совпадает с осью скважины, для нас равнозначны (модель плоскорадиального притока к скважине). Тогда давление в точке будет зависеть только от ее расстояния г до центра скважины и от момента времени. Обозначим его Р(г,1').

Таким образом, в 1-ой подзадаче необходимо найти распределение давления в стволе скважины. Мы будем рассматривать пространство внутри скважины начиная от верхней части прибора (точка с координатой д: = 0) и заканчивая устьем скважины (точка х = ху = Ь). В этом пространстве находится жидкость с известной плотностью р. Для определения давления Р(х,г') используется система волновых уравнений, состоящая из уравнения движения и уравнения неразрывности. При этом будем учитывать гидравлическое сопротивление стенок обсадной колонны и силу тяжести и не будем учитывать вязкость жидкости. Поэтому система будет выглядеть следующим образом:

5у(х,1) ^ 1 дР(х,1) у{х,1\у{х,{]| 81 ~ р дх Ю 8

Ё&А^-рс'ЬМ (3-4)

81 дх К '

где:

- скорость жидкости в точке х, в момент времени /; с - скорость звука в жидкости, g - ускорение свободного падения, Т> - внутренний диаметр скважины,

/- коэффициент гидравлического сопротивления труб скважины.

Скорость среды в точке х = 0 - у(О^) будем считать скоростью границы газа и жидкости. Обозначим ее г(1). И, хотя граница жидкости и газа является подвижной и не совпадает с точкой л: = 0, в данной задаче мы будем пренебрегать ее изменением, поскольку оно мало по сравнению с глубиной скважины. То есть точка х = 0 - это постоянная граница жидкости и газа, а у(() - ее скорость.

Для решения системы (3-4) нам необходимы еще граничные и начальные условия.

Будем считать, что в начальный момент времени * = 0 газ и жидкость в стволе скважины еще не взаимодействовали. Поэтому жидкость находилась в состоянии покоя. Из этого возникает первое начальное условие: у(х,0) - 0,0< х < лсг Давление на границе жидкости и газа (в точке х = 0) равно давлению в объеме газа в начальный момент времени: Р(0,0) = /V А в остальных точках скважины оно будет равным гидростатическому давлению: Р(х,0) =р^(хгх).

Граничные условия мы зададим для давления. На границе газа и жидкости оно будет равно давлению в газе: Р(0,0 = Р/1), а на устье оно будет равно атмосферному, поскольку на поверхности скважина открыта: Р(х„0 =Ратм

Таким образом были заданы дифференциальные уравнения и необходимые для их решения условия, что позволило решить эту подзадачу.

Во 2-ой подзадаче, как уже было отмечено выше, нужно было описать проникновение газа в пласт и его воздействие на призабойную зону. Сначала определись границы того пространства, для которого решалась подзадачу, то есть задавались граничные условия.

Представим цилиндр, ось которого совпадает с осью скважины, верхняя и нижняя грани будут образовываться границей между непроницаемыми пропластками и продуктивной зоной, а боковой гранью будет являться такой круговой контур в призабойной зоне, до которого не будут доходить возмущения давления от скважины. Обозначим радиус этого контура гк .При решении будем брать 20 метров. Понятно, что высотой цилиндра будет являться толщина продуктивного пропластка Н„. Кроме того, в рассматриваемое пространство мы не включим саму скважину, это значит, что из центра цилиндра мы вырежем цилиндр, радиус, которого равен внешнему радиусу скважины

Как уже говорилось ранее, в модели все точки пласта, находящиеся на одинаковом расстоянии от центра скважины для нас равнозначны.

Для определения давления Р(г,() в рассматриваемом пространстве воспользуемся уравнением пьезопроводности:

*Ы=<0± 1гдЛА (3.5)

& г дг дг V

где:

а - коэффициент пьезопроводности

К начальному моменту времени газ в скважине еще не успел подействовать на призабойную зону, поэтому во всех ее точках давление будут равно начальному пластовому: Рпл. Но на границе призабойной зоны и скважины давление будут равно давлению газа Ро- Поэтому начальные условия для уравнения 3-6 следующие:

Р(г,0)=Р„, Яск <г <гк (3-6)

Граничные условия этого уравнения так же довольно просты. Давление на границе со скважиной г = Иск в момент времени < будет равно давлению газовой струи:

р(к0,<)=р,(1) (3-7)

А давление на удаленном контуре г = гк исходя из его выбора будет неизменным и равным пластовому:

Для решения задачи используется метод конечно-разностных схем. В узлах сетки, являющихся дискретными регулярными выборками координат х и

у и времени I, определяем значение давления. Л/ - шаг по времени (]), Ау - шаг по пространству пласта (к), Ах - шаг по пространству скважины (¡).

Вычисления, выполняемые в специализированном математическом пакете МаШСАО, полностью автоматизированы. То есть, меняя значения различных коэффициентов или параметров воздействия, мы можем сразу вывести окончательный результат в виде матрицы, содержащей значения пластового давления и в виде интересующих нас графиков.

Елок - схема алгоритма математической молсли га-кч-имнульского вохтейстиия

Подзадача I.

решение ли<|>фсрсн'

ииального уравнения \

распространения ншпы \

.чалдсни* в стволе \

скважины е-)

(сеточная модель) Решение уравнении.

f описывающих

-i истечение газа in

Подзадача 2 l ajoBortj генератор;«

решение лиффсрсн- (сеточная модель)

uhximrho уратккия.

описывающего /

вочлснсгвис рабочею /

гага на ÍI3ÍI у/

(соочная мо,чс-1ь)

Расчет максимального значения фроша ударном полны лаилеиия. улелнчннянлисю стспень раскрытия третины, а следовательно, м дебит скважины

Расчет раскрытий трещин в результате юто-нмиульсного «озлейегиия

Расчёт увеличения притока пластовой i скважине (с учетм обводнённости)

Рис. 5 Блок-схема алгоритма математической модели ГИВ

Таким образом, мы получаем значения давления и времени открытия клапана, при которых достигается максимальный эффект от применения технологии газо-импульсного воздействия. Расчет показывает (на практике получены аналогичные результаты), что значения давления выпускаемого газа при глубине 1199 м, диаметре скважины - 146 мм, пластовом давлении - 4,5 МПа, пористости - 21%, проницаемости - 198мДарси, плотности жидкости в скважине -1100 кг/мЗ составляет примерно 65 МПа (650 атм), а открытие клапана длится в интервале 0,1 - 0,2 сек.

Реальные графики, построенные на основании алгоритма, приведены ниже:

|Щ 533 Е53 ЕШЗ

Р.МПо

Рис.б Распределение давления в конкретной точке контура пласта во времени

Г1_ 80 160

ГШ51[ётагз5^1И0с|

Рис. 7 Распределение давления по всему столбу жидкости в скважине во времени

В итоге, выводим значения давления в ПЗП в виде графика (реальный случай (с учётом колебательного процесса в скважине)):

Р,МПа

16 14 12 10 8 6 4

г

: 1 - \\

К 1 \ \ \

- V 4 -

V 11111

Рис. 8 Распределение давления при ГИВ (Рген = б5МПа, I = 0,1 с)

0 10 го 30 40 50 60 -t.ee«

Поменяем время открытия клапана (уменьшим до 0,08 с):

Рис. 9 Распределение давления при ГИВ (Рген = 65МПа, 1 = 0,05 с)

Поменяем начальное давление газа в генераторе до 80 МПа (Т=0,08):

Р,МПа

Рис. 10 Распределение давления при ГИВ (Рген = 80МПа, I = 0,08 с)

Видим, что скачок давления получается разным в зависимости от длительности открытия клапана и амплитуды воздействия. Однако не всегда увеличение давления и длительности открытия клапана приводит к увеличению амплитуды давления в пласте. Основные ограничения - плотность зоны перфорации и волновой процесс, который существенно "гасит" воздействие.

Таким образом, основной целью выполнения данных расчетов было определение оптимальных рабочих параметров газо-импульсной обработки, обеспечивающей максимально эффективную очистку призабойной зоны скважины и создание сетки трещин с целью увеличения дебита нефти за счет применения технологии ГИВ. В нашем случае данные величины составили: 65 МПа - начальное давление газа в генераторе и 0,1 с - время открытия клапана при воздействии на ПЗС.

Итак, в III главе был проведен анализ существующих методик расчета процесса газо-импульсного воздействия на ПЗП, в результате чего за основу была выбрана теория решения дифференциальных уравнений, разработанная С.А. Ловля, описывающих воздействие на пласт.

На основании выбранной методики создана математическая модель системы «скважина - пласт», исследована её адекватность.

Далее в среде MathCad были проведены расчеты, определено оптимальное импульсное воздействие на призабойную зону с помощью генератора импульсов давления. Для расчёта математической модели и оптимального импульсного воздействия предложен алгоритм решения в конечных разностях, выбраны геометрия и оптимальный размер сетки - был применен способ сеточного решения дифференциальных уравнений. Полученный результат представлен в виде графиков (см. рис. 3.8 — 3.10), которые позволяют определить стратегию газо-импульсной обработки по отдельным скважинам.

Также были определены основные рабочие показатели процесса ГИВ (давление в генераторе от 65 МПа до 80 МПа, оптимальное время выпуска газа - до 0,1с) для скважин диаметром 146 мм, с пластовым давлением - 4,5 МПа, пористостью - 21%, проницаемостью - 198мДарси, плотностью жидкости в скважине - 1100 кг/мЗ, а также возможное повышение дебета скважин, составляющее по разным оценкам от 90 до 500%.

В четвертой главе приведены результаты промысловых испытаний техники и технологии газо-импульсной обработки на различных месторождениях РФ, даны рекомендации по наиболее эффективному использованию данной технологии.

Промысловые испытания проводились на Ромашкинском (в НГДУ «Азанакаевскнефть») и на Самотлорском месторождениях (на скважинах 6322, 18553 Восточно-Лениногорской площади, 8619 Зеленогорской площади и 9813 Карамалинской площади.). Для проведения работ была разработана и утверждена Инструкция по использованию технологии газо-импульсной обработки скважин, в соответствии с которой для обработки были выбраны скважины, а также разработаны Методика и Программа промысловых испытаний

Целью испытаний было сравнение результатов промыслового эксперимента с результатами, полученными при компьютерном моделировании процесса газо-импульсного воздействия на призабойную зону скважины. Определялись следующие основные рабочие показатели: давление, длительность воздействия газовой струи, температура в зоне воздействия.

Примером проведения промысловых испытаний ГИВ может служить скважина 6322, площадь Восточно-Лениногорская.

Испытания проводились 25 марта 2005 года, скважина обсаженная, вышедшая из бурения в 1966г.

Цель: изучение эффективности ГИВ и технического состояния колонны;

Объект исследования: перфорированные интервалы на глубинах 1777-1780,5м и 1787,5-1790м.

Технология исследования предусматривала проведение контрольного замера, с использованием ВАК-8 (многозондовая цифровая аппаратура волнового акустического каротажа), САТ-1 (скважинный акустический телевизор), ГДИ-4 (прибор для гидродинамических исследований скважин).

1

✓

I1 \

—^

Рис. II Запись работы генератора импульсов давления на скважине №6322 - первый этап обработки ПЗС

На скважине было произведено первое газо-импульсное воздействие (ГИВ) на глубине 1777м (рис. 11). После ГИВ по САТ-1 отмечены перфорационные отверстия и муфты колонн, согласующиеся по глубинам с данными локации муфт. Прибор САТ-1 беспрепятственно достиг забоя на глубине 1790м. Следовательно, произошла очистка стенок колонны вплоть до проявления перфорационных отверстий нижнего интервала перфорации.

—

X

У

Рис. 12 Запись работы генератора импульсов давления на скважине №6322 - второй этап обработки ПЗС

Повторное ГИВ проведено на глубине 1777м (рис. 12). После повторного воздействия (ГИВ-2) по данным САТ-1 существенных изменений не произошло.

Последнее ГИВ проведено на глубине 1787,8м. По данным САТ-1 изменений не фиксируется. По данным ВАК-8 в верхнем интервале произошло увеличение проницаемости Кпрз1=0,5, то есть проницаемость

увеличилась в два раза по сравнению с контрольным замером до проведения воздействия. Проницаемость нижнего интервала практически не изменилась (относительно контрольного замера).

236

216

196

176

136

116

96

76

22.24.0 22.24.1S 22.24.30 22.24.45 22.26.0 22.25.15 22.25.30 22.25.45 22.26.0 22 2615 22.2Ё.30

ч*с/имя/сеж

В общей сложности промысловые испытания комплекса газоимпульсной обработки были проведены в 11 скважинах в различных нефтегазодобывающих регионах России.

Промысловые испытания показали соответствие расчетных и действительных данных по давлению, времени воздействия, времени распространении волны, а также амплитуды воздействия. Длительность положительного эффекта от проведения ГИВ в добывающих скважинах варьируется от 10-12 месяцев до нескольких лет и в большинстве случаев повышение дебита по нефти сопровождалось снижением обводненности. Все это доказало работоспособность и эффективность разработанной методики и программы расчета.

Результаты промысловых испытаний, проведенных на одиннадцати скважинах в различных нефтяных регионах РФ подтвердили работоспособность и эффективность комплекса газо-импульсного воздействия (ГИВ).

7"вореггичосклх .

Реальная \ \ 4 Л Р=83атм

\ У Л

ДР=97 атм \ -

°ис. 13 Запись давления при работе енератора импульсов давления на кважине №8619 Зеленогорской пло-дади - первый этап обработки ПЗС реальный - тонкая линия, теоретиче-кий - толстая линия)

Было определено, что рабочие параметры реального комплекса ГИВ практически совпадают с расчетными: Р зарядки генератора = 65 - 80 МПа (Р расчетное зарядки генератора = 65 МПа); время открытия клапана I = 0,1 - 0,3 с ( расчетное время открытия клапана I = 0,1 с); количество циклов воздействия т. = 4 (расчетное количество циклов воздействия г = 2). Кроме того фактическое время затухания волны, возникающей при газо-импульсном воздействии в скважинах с глубиной расположения обрабатываемых пластов до 2000 м по результатам промыслового эксперимента составило 58 - 65 с, что на 10 - 17 секунд больше, чем расчетное время - 48 с.

Форма кривой распределения давления, записанная в результате промыслового эксперимента, соответствует форме кривой, полученной в результате теоретических исследований, а амплитуды колебаний давления обеих кривых различаются незначительно |ДР| = 97 атм (|ДР| расчетное = 88 атм).

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ:

1 Газо-импульсное воздействие на призабойную зону скважины является перспективным способом повышения проницаемости призабойной зоны пласта добывающих и нагнетальных скважин, в первую очередь в карбонатных и тер-ригенных пластах, сложенных как норовыми, так и трещиноватыми горными породами с проницаемостью от нескольких единиц до нескольких сотен мил-лиДарси, с пористостью 12-30 % и залегающими на глубине до 2000 метров; Проведенный анализ выявил основные достоинства и недостатки газоимпульсной обработки (ГИО). Одним из ключевых недостатков ГИО, не позволяющим повысить эффективность его применения, являлось отсутствие математической модели процесса. В связи с этим основной задачей работы было ее создание.

2 Для повышения эффективности ГИО разработана методика (математическая модель и теория газо-импульсного воздействия), позволяющая выполнять многократные циклы воздействия на призабойную зону методом ГИВ с оптимальными рабочими параметрами (давление, время, расход газа и др.). Кроме того, разработанная методика позволяет на основании теоретически обоснованных расчётов правильно выбрать и назначить режим воздействия (амплитуду и длительность импульсов давления).

3 На основе разработанной математической модели на базе современной компьютерной платформы МаЛСаё создана программа расчета основных рабочих показателей, необходимых для эффективного воздействия на ПЗС при газоимпульсной обработке.

4 Программа расчета основных рабочих показателей ГИО протестирована на реальных объектах нефтедобычи - нефтедобывающих скважинах в различных регионах Российской Федерации. Результаты промысловых испытаний показали хорошую сходимость с данными, полученными при математическом

моделировании и использовании разработанной программы расчета. Рабочие параметры реального комплекса ГИВ практически совпадают с расчетными: давление зарядки генератора Р = 65 - 80 МПа (расчетное давление зарядки генератора Р = 65 МПа); время открытия клапана I = 0,1 - 0,3 с ( расчетное время открытия клапана I = 0,1 с); количество циклов воздействия т. = 2 - 4 (расчетное количество циклов воздействия ъ = 2).

5 По результатам промысловых испытаний получена аттестация в РОС-ГОРТЕХНАДЗОРЕ аппаратуры и технологии газо-импульсного воздействия.

СПИСОК РАБОТ, ОПУБЛИКОВАННЫХ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

1. Приймаченко Д.А. Техника и технология газо-импульсной обработки при-забойной зоны скважины. Тезисы докладов «НЕФТЬ И ГАЗ-2005. 59-я Межвузовская студенческая научная конференция». М.: ЗАО Издательский дом ЛАР-ГОТ. 2004.

2. Губарь Д.В., Приймаченко Д.А. Техника и технология газо-импульсной обработки призабойной зоны скважины. Сборник трудов Шестой всероссийской конференции молодых учёных, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности» 27 - 30 сентября 2005 г. М.: ИРЦ «Газпром», 2005.

3. Приймаченко Д.А., Чадаев И.Н. Моделирование и оптимизация технологического процесса газо-импульсной обработки скважин. Тезисы докладов «НЕФТЬ И ГАЗ-2006. 60-я Межвузовская студенческая научная конференция». М.: ФГУП Издательство "Нефть и газ" РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина. 2006.

4. Приймаченко Д.А. Теория оптимизации процесса газо-импульсного воздействия на продуктивный пласт. Территория Нефтегаз - М., 2007. - №5. С. 4448.

5. Приймаченко Д.А. Учебно-методическое пособие по машинам и оборудованию для добычи и подготовки нефти и газа. Обзор техники и технологии воздействия на призабойную зону скважины «Машины и оборудование для добычи и подготовки нефти и газа»: Учебно-методическое пособие к самостоятельной работе студентов. - М.: РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2008.

6. Приймаченко Д.А., Губарь Д.В. Обзор существующих методов разработки месторождений на последней стадии эксплуатации. Нефть, газ и бизнес - М., 2009,- №8.

7. Приймаченко Д.А., Губарь Д.В. Моделирование процесса газо-импульсной обработки призабойной зоны скважины: теория и практика. Нефть, газ и бизнес -М„ 2009.-№10.

Подписано к печати 1/. 09 Формат 60x90/16 Бумага офсетная Усл. п. л.

Тираж 400 экз. Заказ

Издательский центр РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина 119991, Москва, Ленинский проспект, 65 Тел. (499) 233-93-49

Введение.

1. МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ СКВАЖИНЫ: ТЕХНОЛОГИИ, ОБОРУДОВАНИЕ, СХЕМЫ, ОСНОВНЫЕ ДОСТОИНСТВА И НЕДОСТАТКИ

1.1. Общая характеристика методов воздействия на ПЗС.

1.2. Гидроразрыв пласта (ГРП).

1.3. Перфорация.

1.4. Вибропроцессы.

1.5. Акустическое воздействие на ПЗС.

1.6. Обработка ПЗС депрессиями-репрессиями.

1.7. Импульсные методы.

1.8. Сводная таблица методов воздействия на ПЗС.

2. ОБОРУДОВАНИЕ И ТЕХНОЛОГИЯ ГАЗО - ИМПУЛЬСНОЙ ОБРАБОТКИ (ГИО) СКВАЖИН

2.1. Предпосылки создания нового вида оборудования.

2.2. Технологический процесс газо-импульсной обработки скважин.

2.3. Оборудование, применяемое при ГИО

2.3.1. Состав оборудования комплекса, заправляемого газообразным азотом.

2.3.2.Состав оборудования комплекса, заправляемого твердым источником топлива.

2.4. Примеры газо-импульсной обработки скважин.

Выводы по ГЛАВЕ II.

3. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ РАБОЧЕГО ПРОЦЕССА ГА-ЗО-ИМПУЛЬСНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ

3.1. Метод решения дифференциальных уравнений, описывающих воздействие на пласт.

3.2. Математическая модель газо-импульсного воздействия на продуктивный пласт.

3.3. Метод решения дифференциальных уравнений, описывающих воздействие на пласт.

3.4. Алгоритм решения задачи в системе MATHCAD.

3.5. Результаты проведения расчетов основных параметров давления и времени в системе MATHCAD.

3.6. Предполагаемое увеличении дебита скважины.

Выводы по ГЛАВЕ III.

4. ПРОМЫСЛОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ ТЕХНИКИ И ТЕХНОЛОГИИ ГА-ЗО-ИМПУЛЬСНОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВА

ЖИНЫ (ПЗС)

4.1. Промысловые испытания.

4.2. Проведение промысловых испытаний.

4.3. Анализ результатов промысловых испытаний.

Выводы по ГЛАВЕ IV.

На долю нефти приходится более 30% современного мирового потребления топливно-энергетических ресурсов. Можно уверенно прогнозировать на ближайшие десятилетия невозможность создания новых крупных мощностей для изменения структуры добычи и потребления этих ресурсов. Финансовый кризис в России и в некоторых других крупнейших нефтедобывающих странах мира, падение цены на нефть еще дальше отодвигают перспективы решения проблемы производства альтернативных источников энергии. Поэтому стабильные поставки нефти будут еще долго играть важнейшую роль в развитии экономического потенциала каждой из стран с развитой промышленностью, Эффективная работа нефтедобывающей промышленности России - важнейшее условие выхода ее из кризиса, достижения стабилизации в экономике. Однако в настоящее время более 60% отечественных запасов нефти приурочено к коллекторам с трудноизвлекаемыми запасами нефти (ТИЗН), эффективность разработки которых традиционными методами невысока. Изменение качества запасов в значительной степени обусловлено высокой выработанностью крупных высокопродуктивных месторождений. Существующий уровень извлечения нефти и газа из пласта не может удовлетворить потребности страны в углеводородном сырье. Вместе с тем разработка месторождений ТИЗН требует больших материальных и технических затрат, изменения системы налогообложения и т.д.

В этих условиях перспективы развития нефтедобывающей промышленности определяют следующие основные факторы:

- создание и расширение сырьевой базы путем проведения геолого-разработки и применение эффективных технологических процессов для повышения нефтеотдачи пластов;

- максимальное использование возможностей каждой добывающей и нагнетательной скважины в соответствии с потенциалом эксплуатационного объекта;

- снижение себестоимости добычи нефти с учетом затрат на геолого-разведочные и геофизические работы.

Повышение эффективности извлечения углеводородов из недр в значительной мере зависит от создания новых технологий управления процессами в призабойной зоне. Призабойная зона - область, принадлежащая одновременно и пласту, и самой скважине. В ней не только сосредоточиваются, но и усиливаются многие явления, сопровождающие процесс извлечения углеводородов из нефтяных и газовых пластов. Их многообразие и сложность послужили причиной появления значительного количества различных методов и технологий интенсификации добычи нефти, которые описаны в отечественной и зарубежной литературе. Многие явления, происходящие в приза-бойных зонах скважин (ПЗС), в настоящее время изучены недостаточно, а способы повышения их продуктивности имеют существенные недостатки. Однако в этой области накопилось много новых данных, рассмотрение которых в свете современных знаний представляет огромный интерес.

К основным причинам снижения проницаемости призабойной зоны в процессе эксплуатации скважин можно отнести следующие.

Для добывающих скважин:

- проникновение жидкости глушения (пресной или соленой воды) в процессе подземного ремонта или жидкости промывки;

- проникновение пластовой воды в обводненных скважинах при их остановках;

- набухание частиц глинистого цемента терригенного коллектора при насыщении его пресной водой;

- образование водонефтяной эмульсии;

- выпадение и отложение асфальтено-смоло-парафиновых составляющих нефти или солей из попутно-добываемой воды при изменении термобарических условий;

- проникновение в ПЗС механических примесей и продуктов коррозии металлов при глушении или промывке скважины,

- закупорка капилляров газом при добыче,

- прорыв воды из нагнетательных скважин при нарушении закачки.

Для нагнетательных скважин:

- набухание глинистых пород при контакте с пресной закачиваемой водой, а также с растворами определенных химических реагентов;

- смена в процессе закачки минерализованной воды на пресную;

- кольматация ПЗС твердой фазой промывочной жидкости при производстве в скважине ремонтных или других работ;

- повышенная остаточная нефтенасыщенность в призабойных зонах скважин, которые до перевода под нагнетание работали как добывающие.

Существенным фактором снижения эффективности выработки запасов и конечного коэффициента нефтеотдачи является обводнение добывающих скважин.

Важная роль в обеспечении рациональных темпов отбора при наиболее высоких значениях коэффициентов компонентоотдачи пласта принадлежит методам воздействия на призабойную зону. Разработаны теоретические основы множества различных методов обработки призабойных зон и технологий их проведения, используемых на отечественных и зарубежных нефтяных и газовых месторождениях. Ежегодно на месторождениях России проводится около 10000 обработок ПЗС. При этом дополнительно добывается несколько миллионов тонн нефти, однако успешность многих методов воздействия на призабойные зоны остается низкой и составляет 40-60%. Это объясняется тем, что применяемые методы обладают некоторыми или всеми следующими недостатками: невысокая успешность; громоздкость технологий; значительный расход дефицитных и дорогостоящих химических реагентов; недостаточно полно разработанные теоретические основы проектирования процессов; недостаточно обоснованный выбор скважин для осуществления различных методов воздействия и их очередности; недостаточный учет свойств и строения призабойной зоны конкретной скважины, а также распределения нефтенасыщенности и ее динамики во времени; неизвестность путей обводнения скважины и степени водонасыщенности пластов. Не всегда учитываются и изменения, происходящие в пласте и ПЗС в процессе разработки б залежи. В нефтепромысловой практике часто выбирают метод обработки ПЗС исходя из имеющихся возможностей: наличия технических средств и материалов, освоенности метода в данном регионе, его сложности и трудоемкости. Важный недостаток всех методов воздействия на ПЗС - недостаточная их регулируемость, которая особенно важна при разработке многопластовых месторождений, включающих многослойные расчлененные коллекторы. Способы регулирования путем интервального воздействия за счет механического разобщения пакерами или изолирующими материалами не получили широкого промышленного применения из-за сложности их осуществления и невысокой эффективности.

Таким образом, анализ некоторых проблем, связанных с искусственным воздействием на пласт или ПЗС, представляет несомненный интерес.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ:

1 Газо-импульсное воздействие на призабойную зону скважины является перспективным способом повышения проницаемости призабойной зоны пласта добывающих и нагнетальных скважин, в первую очередь в карбонатных и терригенных (сформированных из обломков горных пород и минералов) пластах, сложенных как поровыми, так и трещиноватыми горными породами с проницаемостью от нескольких единиц до нескольких сотен миллиДарси, с пористостью 12-30 % и залегающими на глубине до 2000 метров; Проведенный анализ выявил основные достоинства и недостатки газо-импульсной обработки (ГИО). Одним из ключевых недостатков ГИО, не позволяющим повысить эффективность его применения, являлось отсутствие математической модели процесса. В связи с этим основной задачей работы было ее создание.

2 Для повышения эффективности ГИО разработана методика (математическая модель и теория газо-импульсного воздействия), позволяющая выполнять многократные циклы воздействия на призабойную зону методом ГИВ с оптимальными рабочими параметрами (давление, время, расход газа и др.). Кроме того, разработанная методика позволяет не на основании статистических данных, а на основании теоретически обоснованных расчётов правильно выбрать и назначить режим воздействия (амплитуду и длительность импульсов давления).

3 На основе разработанной математической модели на базе современной компьютерной платформы MathCad создана программа расчета основных рабочих показателей, необходимых для эффективного воздействия на ПЗС при газо-импульсной обработке. Оператору достаточно ввести в программу данные по месторождению, полученные в результате геофизического исследования пласта скважины, и он получит ответ относительно того, какие параметры воздействия необходимо задать для получения максимального эффекта.

4 Программа расчета основных рабочих показателей ГИО протестирована на реальных объектах нефтедобычи — нефтедобывающих скважинах в различных регионах Российской Федерации. Результаты промысловых испытаний показали хорошую сходимость с данными, полученными при математическом моделировании и использовании разработанной программы расчета. Рабочие параметры реального комплекса ГИВ практически совпадают с расчетными: давление зарядки генератора Р = 65 - 80 МПа (расчетное давление зарядки генератора Р = 65 МПа); время открытия клапана t = 0,1 - 0,3 с ( расчетное время открытия клапана t = 0,1 с); количество циклов воздействия z = 2 - 4 (расчетное количество циклов воздействия z = 2).

5 По результатам промысловых испытаний получена аттестация в РОСГОРТЕХНАДЗОРЕ аппаратуры и технологии газо-импульсного воздействия.

1. Абатуров С.В., Бриллиант Л.С., Иванов С.В., Морозов В.Ю., Рама-занов Д.Ш. Результаты акустико-химической обработки продуктивных пластов // Нефтяное хозяйство. 2000. Вып. 9 — с. 89.

2. Анализ текущего состояния и перспективы применения методов повышения нефтеотдачи пластов на месторождениях по Нижневартовск-нефтегаз. М., 1992. (Обзор, информ. / ВНИИОЭНГ. Нефтяная промышленность. Сер. Нефтепромысловое дело).

3. Багаутдинов В.А. Основные результаты работ по обработке призабойной зоны скважины месторождений ОАО «Томскнефть» ВНК за период 1991 97 г.г. ТОМСКНИПИнефть, 1998.

4. Белоненко В.Н., Павлов М.В. Повышение рентабельности разработки малых месторождений нефти // Нефтепромысловое дело. 2002. — Вып. 11.-с. 45-47.

5. Боголюбов Б.Н., Лобанов В.Н., Бриллиант Л.С., Сашнев И.А., Потапов Г.А. Интенсификация добычи нефти низкочастотным акустическим воздействием // Нефтяное хозяйство. 2000. - Вып. 9.-е. 80-81.

6. Бриллиант Л.С., Рубинштейн О.И., Морозов В.Ю., Сашнев И.А., Цыкин И.В. Применение волновых технологий в добычи нефти // Нефтяное хозяйство. 2000. — Вып. 9. — с. 87 - 88

7. В.Х. АХИЯРОВ, Л.Г. ПЕТРОСЯН, З.Б. СТЕФАНКЕВИЧ, Ю.В. ТЮКАЕВ. Изучение эффективности воздействия переменных давлений на фильтрационные свойства пород// Геология нефти и газа, 01.1992 г.

8. Варданян Г. Интенсификация добычи: две стороны одной трещи-ны//Нефтегазовая вертикаль. 2003. — №1. - С. 36 - 47.

9. Газимов P.P., Ирипханов Р.Д., Шлеин Г.А. Применение вибрацион-но-циклических методов интенсификации притоков и восстановления приемистости при освоении скважин // Нефтяное хозяйство. 2000. -Вып. 9. - с. 76 - 80.

10. Горбачев Ю.И., Иванова Н.И. и др. Акустические методы повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти//Нефтяное хозяйство. 2002. - №5.

11. Григорян Н.Г., Ловля Г.Г., Шахназаров Г.Г. и др. Прострелочные и взрывные работы в скважинах — 3-е изд., перераб. и доп. М., Недра, 1992.

12. Григорян Н.Г., Ловля Г.Г., Шахназаров Г.Г. и др. Прострелочные и взрывные работы в скважинах 3-е изд., перераб. и доп. - М., Недра, 1992.

13. Григорян Н.Г., Пометун Д.Е., Горбенко Л.А., Ловля Г.Г. Прострелочные и взрывные работы в скважинах — 2-е изд., перераб. М., Недра, 1980.

14. Григорян Н.Г., Пометун Д.Е., Горбенко Л.А., Ловля Г.Г. Прострелочные и взрывные работы в скважинах — 2-е изд., перераб. М., Недра, 1980.

15. Губарь В.А. «Способ обработки призабойной зоны пласта скважин». Патент на изобретение № 2105874. Бюл. № 6 1998 год.

16. Губарь В.А. «Способ обработки призабойной зоны пласта скважин». Патент на изобретение № 2105875. Бюл. № 6 1998 год.

17. Губарь В.А. «Устройство для обработки призабойной зоны пласта скважин». Патент на изобретение № 2194852. Бюл. № 35 2002 год.

18. Губарь В.А. Губарь Д.В. «Устройство для обработки призабойной зоны пласта скважин». Свидетельство на полезную модель № 28892. Бюл.№11 2003 год.

19. Губарь В.А., Моисеев В.А. и др. «Способ обработки призабойной зоны пласта скважины и погружной генератор для его осуществления». Патент на изобретение №2147337. Бюл. № 10 2000 год.

20. Дзюбенко А.И., Дрягин В.В., Митрофанов В.П., Нечаева Н.Ю. Результаты промысловых испытаний акустического воздействия на призабойную зону пласта // Геология, геофизика, и разработка нефтяных месторождений 1998. Вып. 10 — с. 36 — 41.

21. Дроздов А.Н., Мохов М.А. и др. Технология и техника вибросейсмического воздействия на пласт при одновременной добыче нефти из скважины//Бурение и нефть. 2003. — №10.

22. Дыбленко В.П1., Туфанов И.А., Шарифуллин Р.Я. Камалов Р. Повышение продуктивности и реанимация скважин с применением виброволнового воздействия // М: Недра. — 2000. — с. 381.

23. Дыбленко В.П., Туфанов И.А., Шарифуллин Р.Я., Марчуков Е.Ю., Репин Д.Н. Фильтрационные явления и процессы в насыщенных пористых средах при виброволновом воздействии // Нефтепромысловое дело. -1994.-Вып. 5.

24. Жуков И. Моделирование процесса сейсмоакустического воздействия на пласт при стационарной фильтрации // Газовая промышленность. -1997.-Вып. 7.-с. 63-64.

25. Зотов B.C., Альнабуда1 А.С., Губарь В.А., Караогланов С.А. «Метод газо-импульсной обработки скважин». Научное издание. СПб.: «Галея Принт», 2004 200с.

26. Ибрагимов Л.Х., Мищенко И.Т. Интенсификация добычи нефти. М., Нефть и Газ, 1996.

27. Ибрагимов Л.Х., Мищенко И.Т., Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти. М., Наука, 2000.

28. Интенсификация выработки запасов нефти в поздней стадии разработки. М., 1982. (Обзор, информ. / ВНИИОЭНГ. Нефтяная промышленность. Сер. Нефтепромысловое дело; вып.25(49).

29. Интенсификация добычи нефти путем щелевой перфора-ции//Нефтяное хозяйство. 2000. №12.

30. Камалов Ф.Х., Латыпов Р.С. и др. Современное оборудование для испытания и интенсификации добычи нефти//Каротажник. 1997.1. Вып.38. С. 43-46.

31. Максименко А.Ф., Елисеев Н.Ю., Шахиджанов Ю.С. Использование энергии ударных, сейсмических и акустических волн для интенсификации процессов разработки нефтегазоконденсатных месторожде-ний//Передовые технологии на пороге XXI века. М., НИЦ Инженер, 1998.

32. Материалы сайта http://otoinc.com/rus//Canr компании OIL TECHNOLOGY OVERSEAS.

33. Материалы сайта http://www.delo.tver.ru/spfg и http://www.petrogloss.narod.ru//Hcnonb30BaHHe новых технологий обработки призабойной зоны и геофизический контроль их эффективности.

34. Материалы сайта http://www.sciteclibrary.ru//Hayчнaя библиотека.

35. Материалы сайта http://www.vniitneft.ш//BHИИTнeфть.

36. Медведев Н.Я., Сонич В.П. и др. Анализ эффективности и перспективы применения методов воздействия на пласты//Нефтяное хозяйство. — 2001.- №9,- С.69-75.

37. Молокович Ю.М., Марков А.И., Давлетшин А.А., Куштанова Г.Г. «Пьезометрия окрестности скважин. Теоретические основы» Казань, Изд. «ДАС», 2000.

38. Молчанов А.А., Дмитриев Д.Н. и др. аппаратура импульсного упругого воздействия на нефтяные пласты «Приток — 1» для интенсификации режима работы нефтегазовых скважин//Каротажник. — 1998. Вып.50. -С. 63-65.

39. Оборудование для обработки призабойной зоны пласта и клапаны сливные для ШСНУ. М., 1992. (Обзор, информ. / ВНИИОЭНГ. Нефтяная промышленность. Сер. Нефтепромысловое дело).

40. Патент России №1652519, опубл. 30.05.91.

41. Патент РФ №1692195, опубл. 20.11.96.

42. Патент РФ №2001256, опубл. 15.10.93.

43. Патент РФ №2023147, опубл. 15.11.94.

44. Патент РФ №2042799, опубл. 27.08.95.

45. Патент РФ №2046184, опубл. 20.10.95.

46. Патент РФ №2071556, опубл. 10.01.97.

47. Патент РФ №2090747, опубл. 20.09.97.

48. Патент РФ №2105143, опубл. 20.02.98.

49. Патент РФ №2123106, опубл. 10.12.98.

50. Патент РФ №2128285, опубл. 27.03.99.

51. Патент РФ №2131512, опубл. 10.06.99.

52. Патент РФ №2138631, опубл. 27.09.99.

53. Патент РФ №2183736, опубл. 20.06.02.

54. Патент РФ №2192540, опубл. 10.11.02.

55. Патент РФ №2194852, опубл. 20.12.02

56. Патент РФ №2203412, опубл. 27.04.03.

57. Патент РФ №2209949, опубл. 10.08.03.

58. Патент СССР №1711516, опубл. 18.09.89.

59. Патент СССР №933959, опубл. 07.06.82.

60. Патент США №2080623, опубл. 18.05.37.

61. Пороховой генератор давления акустический для скважин и технология виброволнового воздействия на призабойную зону//Изобретения и рацпредложения в нефтегазовой промышленности. — 2003. — №6.

62. Правила ведения ремонтных работ в скважине. РД 153-39-023-97. НПО «Бурение».

63. Просвиров С.А. Струйник и пульсатор в одном аппарате//Нефть России. 1998. №10.

64. Родионов И. Интенсификация добычи нефти на месторождениях ОАО «Лукойл»//Нефть и Капитал(спец. прилож. Нефтеотдача). 2002. -№5. - С.80 - 85.

65. Садников И.Ф., Мухутдинов А.Р. и др. Основные результаты разработки и внедрения новых экспресс — технологии термоимплозионной и перфорационно — имплозионной обработки малодебитных сква-жин//Каротажник. 2001. - №86.

66. Саркисов Н.М., Шишов С.В. Совершенствование технологии щелевой перфорации скважин//Нефтяное хозяйство. 1995. - №3. - С.14 -26.

67. Скважинный ионпо плазменный генератор//Изобретения и рацпредложения в нефтегазовой промышленности. - 2003. — №5.

68. Техника и технология повышения производительности скважин и нефтеотдачи пластов. ВНИИ им. академика И.П. Крылова, М., вып. 108, - 1982.

69. Технология акустической реабилитации нефтяных скважин и пластов АРС и П//Изобретения и рацпредложения в нефтегазовой промышленности. 2003.- №6

70. Умариев Р.А. Устройства и способы повышения фильтрационных свойств призабойной зоны скважины. М. ВНИИОЭНГ, 1989.

71. Устройство для имплозионного воздействия на призабойную зону скважины//Изобретения и рацпредложения в нефтегазовой промышленности. 2003.- №5.

72. Хоминец З.Д. Перспективы применения эжекторных многофункциональных пластоиспытателей геофизическими организациями. НТВ «Каротажник». Тверь : Изд. АИС. 2004. Вып. 120. С. 98-1 ЮЛ.

73. Шагиев Р.Г. «Исследование скважин по КВД» М., Наука, 1998.

74. Шлейн Г.А., Газимов P.P., Ирипханов Р.Д. Применение вибрацион-но-циклических методов интенсификации притоков и восстановления приемистости при освоении скважин // Нефтяное хозяйство, 2000 г. №9.

75. Щелкачев В.Н. «Основы и приложения теории неустановившейся фильтрации: Монография в 2-х ч. М., Нефть и Газб 1995.