Применение физических методов в ОАО «ЛУКОЙЛ»
Продуктивные пласты ОАО НК «ЛУКОЙЛ» характеризуются высокой зональной и послойной неоднородностью, низкой начальной нефтенасыщенностью и проницаемостью, а также наличием обширных водонефтяных зон. Большинство высокопродуктивных залежей находится на поздней или заключительной стадии разработки, характеризующейся падением добычи нефти и высокой обводненностью добываемой продукции. Задачи стабилизации добычи нефти, увеличения нефтеотдачи и вовлечения в разработку трудноизвлекаемых и остаточных запасов в настоящее время невозможно решать без применения современных методов увеличения нефтеотдачи пластов.
Физические МУН — технологии, направленные на повышение выработки остаточных запасов нефти из эксплуатационных объектов без изменения существующей системы разработки, за счет воздействия физическими полями (акустическими, сейсмическими, электромагнитными, механическими и т. д.). К группе физических МУН относят следующие методы:
Воздействие физическими полями:
- гидроакустическое воздействие;
- сейсмоакустическое воздействие;
- вибровоздействие;
- электромагнитное воздействие.
- Гидравлический разрыв пласта.
Системы разработки с roризонтальными скважинами:
- бурение горизонтальных и разветвленных горизонтальных скважин (ГС и РГС);
- повышение эффективности использования ранее пробуренных скважин.
К применяемым на месторождениях НК «ЛУКОЙЛ» физическим методам относят следующие:
- гидравлический разрыв пласта и разновидности этого метода (например: глубокопроникающий гидравлический разрыв пласта, газодинамический разрыв пласта и др.);
- акустическое воздействие — «Акустическая реабилитация скважин и пластов» («АРС и П»);
- волновое воздействие.
1.5 Сущность применения технологии «АРС и П»
Настоящей инструкцией регламентируются общие требования по технологии «Акустической Реабилитации Скважин и Пласта» («АРС и П»), геолого-промысловые условия применения технологии, технические средства и материалы, подготовка к проведению технологического процесса и обработка скважины, методика расчета технико-экономического эффекта от внедрения технологии, промышленная безопасность, техника безопасности и охрана окружающей среды.
Технология «АРС и П» основана на принципах акустического воздействия на пласт и направлена на решение задач увеличения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти. В технологическом процессе предусмотрен комплекс мероприятий по проведению акустического воздействия на нагнетательных и добывающих скважинах, позволяющий проводить виброволновую обработку. пласта, а также обработку призабойных зон конкретных скважин.
Физические основы технологии. Снижение проницаемости призабойной зоны пласта происходит в основном вследствие проникновения в поровое пространство пласта фильтрата бурового раствора, механических примесей закачиваемой жидкости или жидкости глушения; отложения на поверхности поровых и перфорационных каналов высоковязких компонентов нефти и глинистых частиц; образования на поверхности поровых каналов неподвижных пленок жидкости, которые включают в себя адсорбционный и частично диффузионный подслои. Эффективность акустического воздействия на призабойную зону пласта обусловлена созданием значительных инерционных сил в жидкости, интенсивных течений на разделах фаз «твердое тело»-«жидкость», которые в коллекторе реализуются в виде внутрипоровой турболизации жидкости, что приводит К отрыву механических частичек и высоковязких отложений от поверхности перфорационных каналов и порового пространства. Кроме того, генерирование поперечного магнитогидродинамического давления позволяет увеличить эффективное сечение поровых каналов за счет срыва застойных поверхностных пленок жидкости. Таким образом, акустическое воздействие позволяет восстановить или увеличить проницаемость призабойной зоны пласта.
Технология «АРС и П» основана на акустическом воздействии на призабойную зону скважины и пласт частотами звукового и ультразвукового диапазонов и способствует очистке перфорационных каналов и прискважинной зоны пласта от кольматирующего материала, срыву поверхностных слоев жидкости, увеличению охвата пластов заводнением, повышению интенсивности вытеснения нефти вытесняющим агентом, изменению фазовых проницаемостей флюида, ускорению гравитационного разделения нефти и воды.
Таким образом, при акустическом воздействии по методу «АРС и П» в насыщенном флюидом коллекторе возбуждаются колебания, которые сопровождаются значительными знакопеременными нагрузками и принимаются насыщающей жидкостью, что способствует решению задач повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти за счет следующих основных эффектов:
- увеличение объемов фильтрации подвижного флюида при существующем радиусе пор и градиенте давления за счет «поршневого» эффекта, что приводит к увеличению отбора жидкости;
- вовлечение в процесс фильтрации неподвижного при существующем радиусе пор и градиенте давления флюида благодаря преодолению вязкопластических сил, удерживающих флюид, что приводит к интенсификации отбора нефти;
- снижение вязкости нефти за счет разрушения ее реологической структуры, путем деполяризации молекул и ослабления межмолекулярных связей, вследствие чего увеличивается фазовая проницаемость нефти, тогда как для воды она остается неизменной, что способствует уменьшению обводненности продукции;
- преодоление сил поверхностного натяжения и, соответственно, уменьшение угла смачивания между водой и нефтью приводит к повышению коэффициента вытеснения нефти водой;
- сегрегация (разделение) нефти и воды в высокообводненных пластах за счет ускорения гравитационного разделения фаз разных плотностей в акустическом поле способствует пере распределению нефтенасыщенности и более полному нефтеизвлечению;
- проявление сейсмоэлектрического эффекта способствует разрушению пристеночных неподвижных слоев жидкости, имеющих электростатическую природу и представленных нефтью, поэтому их разрушение и вовлечение в процесс фильтрации увеличивает проницаемость коллектора и коэффициент нефтеизвлечения;
- увеличение или восстановление проницаемости коллектора и призабойной зоны пласта достигается за счет очистки поровых и перфорационных каналов от механических примесей и высоковязких отложений, а также за счет срыва поверхностных слоев жидкости, что приводит к увеличению эффективного сечения поровых каналов и вовлечению в процесс фильтрации застойных зон пласта.
Решаемые задачи ПНП. Технология «АРС и П» предназначена для повышения нефтеотдачи пластов, интенсификации добычи нефти как на отдельных скважинах, так и на участках пластов в целом.
Технология позволяет решить следующие задачи:
- увеличение приемистости нагнетательных скважин;
- выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин с включением в работу низкопроницаемых и закольматированных пропластков;
- интенсификация притока добывающих скважин за счет очистки зоны перфорации от грязи, механических включений, высоковязких отложений и др.;
- выравнивание профиля притока добывающих скважин с включением в работу низкопроницаемых и закольматированных пропластков;
- интенсификация добычи нефти и снижение обводненности по участку окружающих реагирующих добывающих скважин.
Технологический процесс применяется как в отдельных нагнетательных и добывающих скважинах, так и в группе скважин или осуществляется в целом на объекте. В результате использования технологического процесса происходит интенсификация добычи нефти, увеличение охвата пласта заводнением и повышение коэффициента вытеснения нефти, что влечет за собой увеличение конечной и текущей нефтеотдачи пласта.
Технологический процесс позволяет осуществлять обработку по всей толщине продуктивного пласта без прекращения работы скважины и подъема-спуска колонны насосно-компрессорных труб на нагнетательном, фонтанном и газлифтном фонде, а на механизированном фонде совместить ее с подземным или капитальным ремонтом скважин.
Настоящая инструкция разработана на основании временной инструкции и девятилетнего опыта испытаний и внедрения технологии «АРС и П» на месторождениях различных нефтяных компаний.
1.6 Геолого-промысловые и климатические условия применения технологии
В процессе разработки нефтегазовых месторождений происходит постепенное ухудшение проницаемости ПЗП в добывающих и нагнетательных скважинах. Это приводит к самоотключению нефтенасыщенных пропластков пониженной проницаемости, опережающему продвижению нагнетаемой воды по наиболее проницаемым пропласткам и, как следствие, обводненности и консервации активных геологических запасов на неопределенное время, что крайне отрицательно влияет на текущую и конечную нефтеотдачу.
Областью применения технологии «АРС и П» являются пласты палеозойских (девон, карбон, пермь), мезозойских (юра, мел) и кайнозойских (неоген) отложений, разрабатываемых или вводимых в разработку, как истощением, так и заводнением месторождений с недостаточными .темпами отбора нефти из продуктивного пласта, низкой или невысокой эффективностью процесса заводнения, обусловленной отключением из процесса заводнения низкопроницаемых пропластков.
Тип коллектора — терригенный, неоднородный, вид коллектора поровый, порово-трещиноватый, соотношение проницаемости пропластков и минеральный состав — не регламентируется.
Объектами наиболее успешного применения технологии на месторождениях, разрабатываемых в режиме заводнения, являются очаговые нагнетательные скважины с недостаточным значением текущей приемистости и скважины, быстро обводняющие продукцию окружающих добывающих скважин при относительно низких отборах запасов нефти.
Геолого-физические критерии эффективного применения технологического процесса представлены в табл. 1.
Условия эксплуатации комплекса «ИНЕФ-1 «;
Комплекс «ИНЕФ-1» предназначен для эксплуатации в полевых условиях нефтяных промыслов с размещением как в лаборатории, так и в подъемнике каротажной станции.
Температура окружающей среды:
- для источников питания от -40 до +40° С;
- для излучателя от -40 до +200° С.
Максимальная влажность воздуха:
- для источников питания (при температуре выше +30° С) — 80 %;
- для источников питания (при температуре ниже +30° С) — 60 %;
- для излучателя ограничений нет.
1.7 Технические средства и материалы
Технические средства. Технологический процесс осуществляют с помощью скважинного акустического комплекса «ИНЕФ-1».
При проведении технологического процесса «АРС и П» используется стандартная геофизическая станция с подъемником, оборудованным одним из геофизических кабелей: КГ1-30-90-1, КГ1-30180-1, КГ1-50-90К-1, КГ1-55-90-1, КГ1-55-90-2, КГ1-55-180-1, КГ155-180-2, КГ1-70-250-1, КГ3-60-90-1, КГ3-60-100, КГ3-60-180-1, КГ360-200, КГ3-40-90-1, КГ3-40-100, КГ7-75-90-1, КГ7-75-180-1, соответствующим ТУ 16.к64-01-88 или ГОСТ 6020-82 (возможно применение других кабелей с аналогичными характеристиками) и геофизическим кабельным наконечником НКБР по ТУ 41-12-054-90 (НКБ3-36, НКО3-36, НКБЦ3-36 и пр.). Оборудование комплекса ИНЕФ-1 и рабочее место оператора «АРС и П» можно размещать как в лаборатории, так и в подъемнике. Излучатель акустический скважинный и источник питания комплекса ИНЕФ-1 имеют разъемы, позволяющие присоединяться к геофизическому кабелю без дополнительных элементов.
В состав акустического скважинного комплекса оборудования ИНЕФ-1 ВХОДЯТ:
- излучатель акустический скважинный ИНЕф1-44 и его модификации ИНЕФ1-37, ИНЕФ1-100;
- источник питания типа ИП-ИНЕФ-1-Л и ИП-ИНЕФ-1-Т, с устройством контроля параметров работы излучателя акустического скважинного — блоком обратной связи (БОС);
- инструмент и приспособления для наладки и обслуживания излучателя акустического скважинного согласно «Техническому описанию и инструкции по эксплуатации».
При обслуживании и эксплуатации оборудования комплекса ИНЕФ-1 используется следующая контрольно-измерительная аппаратура:
- осциллограф С1-99 И22.044.095ТУ;
- частотомер Ч3-63/1 ДЛИ2.721.007ТУ;
- ампервольтметр-испытатель транзисторов (тестер) ТЛ-4М
- ТУ 1-01-0252-78;
- мегомметр Ф4102/2-1М ТУ 25-7534.0005-87.
Примечание. Допускается применение приборов другого типа с аналогичным классом точности и пределом измерений.
Запасные части и расходные материалы технологического оборудования комплекса ИНЕФ-1.
Для технического обслуживания комплекса необходимо иметь следующее оборудование:
Инструменты Количество
Ключ s-образный Л44.026________________________2 шт.
Ключ торцевой Л44._____________________________1 шт.
Ключ рожковый 10х12 ГОСТ 2839-80_______________1 шт.
Ключ рожковый 24х27 ГОСТ 2839-80_______________2 шт.
Ключ рожковый14х17 ГОСТ 2839-80________________1 шт.
Скальпель медицинский ГОСТ 21240-89_____________1 шт.
Пинцет медицинский ГОСТ 21241-89________________1 шт.
Бокорезы ГОСТ 17438-72 __________________________1 шт.
Паяльник40 Вт ГОСТ 7219-83_______________________1 шт.
Отвертка большая 8 мм ГОСТ 10754-93 ______________1 шт.
Отвертка малая 5 мм ГОСТ 10754-93_________________1 шт.
Насос НР01ЮА-00-2.ГОСТ 13823-93_________________1 шт.
рукав резиновый II — 50. 22Г8-211 8 ГОСТ 25174-82_____1,5 м
Рукав резиновый Ø8 ГОСТ 25174-82 __________________2м
Штуцер Л44.051____________________________________2 шт.
Штуцер Л44.050___________________________________1 шт.
Расходные материалы Количество
Припой Пкр ПОС 61 ГОСТ 19248-90__________________0,05 кг
Флюс ГОСТ 19250-73_________________________________50
Лента ПВХ-О.2 ГОСТ 16214-86________________________1,5 м
Масло трансформаторное АТМ-65 ТУ 38-1-225-69________0,5 л
Трубка 3.31 ТВ-40.4. ГОСТ 19034-82____________________0,05 м
Концы протирочные__________________________________0,5 кг
Спирт-ректификат ГОСТ 18300-87______________________25 г
Предохранители плавкие ГОСТ 17242-86________________20 шт.
Для обслуживания скважинного акустического излучателя и источников питания необходимо иметь ЗИП согласно комплектности поставки.
К обслуживанию и эксплуатации технологического оборудования допускаются лица, прошедшие обучение и допущенные к самостоятельной работе с оборудованием комплекса ИНЕФ-1 комиссией.
1.8 Подготовка к проведению технологического процесса и обработка скважины
Требования к подготовке скважин. Подготовка скважин к технологическому процессу «АРС и П» аналогична подготовке скважины к промыслово-геофизическим исследованиям и выполняется в соответствии с действующим между Заказчиком и привлекаемым им геофизическим предприятием регламентом. Дополнительные требования, предъявляемые к подготовке нагнетательных скважин. К началу работ по применению технологического процесса Заказчик обязан:
- определить приемистость скважины от агрегата ЦЛ-320, АЗИНМЛШ-30Л ТУ 26-16-53-75 при давлении, равном давлению в водоводе;
- при решении задач по выравниванию профилей приемистости выполнить комплекс ГИС по определению текущей приемистости, профиля приемистости;
- обеспечить исправность устьевой арматуры;
- обеспечить исправность электрических разъемов и наличие питающего напряжения электрической сети (220/380 В, 50 Гц); — произвести шаблонировку НКТ на Ø 50 мм;
- зумпф скважины должен быть чистым и не менее 2 м.
Дополнительные требования, предъявляемые к подготовке добывающих скважин
Работы на добывающих скважинах с применением технологического процесса вносят в «План работ на проведение ремонта скважины». При составлении «Плана работ» с представителем ЗЛО ИНЕФ согласовывают порядок и сроки проведения технологического процесса с другими плановыми мероприятиями.
К началу работ по применению технологического процесса Заказчик обязан:
- предоставить достоверную информацию о дебите скважины;
- при решении задач по выравниванию профиля притока выполнить
- комплекс ГИС по определению текущего притока, профиля притока; — обеспечить исправность устьевой арматуры;
- обеспечить исправность электрических разъемов и наличие питающего напряжения электрической сети (220/380 В, 50 Гц); — произвести шаблонировку НКТ на Ø 50 мм;
- в случае работ с излучателем ИНЕФ 1-100 состояние эксплуатационной колонны должно обеспечивать прохождение акустического излучателя 0 100 мм до зоны перфорации;
- зумпф скважины должен быть чистым и не менее 2 м.
Перед началом работ по применению технологического процесса проводят:
- анализ разработки объекта воздействия;
- сбор необходимых параметров для определения характеристик воздействия;
- на основании анализа показателей разработки объекта, геологических данных о пласте и интерпретированных данных геофизических исследований, указанных выше, определение интервалов обработки призабойной зоны скважины и пласта. При необходимости интервалы, подлежащие обработке, согласовывают с представителями Заказчика;
- в зависимости от задач на обработку скважины на основании соответствующих расчетов и опыта, проведенных ранее работ определено, что время воздействия на одной точке может составлять до 4 ч.
Порядок проведения работ на скважине:
Осуществить монтаж оборудования.
Блок-схема соединения комплекса оборудования ИНЕФ-1 и подключения измерительной аппаратуры приведена на рисунке.
- Подготовить скважинный комплекс ИНЕФ-1 в соответствии с «Скважинный акустический комплекс ИНЕФ-1. Техническое описание и инструкция по эксплуатации».
- Геофизической партии выполнить «Привязку» к интервалам воздействия.
- Геофизической партии ввести излучатель, настроенный на первую рабочую частоту в скважину, и провести на первой рабочей точке: подключение излучателя к геофизическому кабелю, отключение от него, ввод излучателя в скважину, спуск, подъем и извлечение его из скважины. Устанавливать излучатель напротив обрабатываемого интервала при работе лебедки на «подъем». Скорость спуска-подъема не должна превышать 1 м/с. Работы со скважинной арматурой выполняют специалисты промысла или инженер-геофизик
- Включить источник питания согласно: «Источник питания ИП-ИНЕФ-1-Т. Инструкция по эксплуатации», «Источник питания ИП-ИНЕФ-1-л. Инструкция по эксплуатации».
- Установить технологический режим воздействия.
- Произвести воздействие на точке в течение расчетного времени.
- Выключить источник питания согласно: «Источник питания ИП-ИНЕФ-1-Т. Инструкция по эксплуатации», «Источник питания ИП-ИНЕФ-1-л. Инструкция по эксплуатации».
- Произвести обработку последующих интервалов в соответствии с п.п. 10-13.
- Машинисту каротажного подъемника произвести установку излучателя на следующую рабочую точку.
- По окончании обработки выключить всю аппаратуру согласно: «Источник питания ИП-ИНЕФ-1-Т. Инструкция по эксплуатации», «Источник питания ИП-ИНЕФ-1-Л. Инструкция по эксплуатации», «Скважинный акустический комплекс ИНЕФ-1. Техническое описание и инструкция по эксплуатации».
- Отключить сеть 220 В 50 Гц.
- Поднять излучатель из скважины и отсоединить от геофизического кабеля.
- Протереть излучатель чистой ветошью досуха.
- Повторить пп. 4-14 для обработки скважины последующими частотами.
- Разобрать схему комплекса и приготовить его к транспортировке согласно: «Скважинный акустический комплекс ИНЕФ-1. Техническое описание и инструкция по эксплуатации».
После проведения работ по применению технологического процесса проводят:
- определение приемистости нагнетательной скважины от агрегата ЦА-320, АЗИНМАШ-30А ТУ 26-16-53-75 при давлении, равном давлению в водоводе, либо определение притока добывающей
- скважины по объему и качеству;
- по согласованию с Заказчиком, комплекс ГИС по определению текущей приемистости (притока), профиля приемистости (притока), технического состояния эксплуатационной колонны и НКТ;
- при проведении комплекса ГИС на добывающих скважинах, механизированного способа эксплуатации, после применения технологического процесса понижение уровня рекомендуется осуществлять свабированием;
- контроль за разработкой участка геофизическими, промыслово-гидродинамическими, физико-химическими методами. Анализируют показатели разработки участка.
Особые случаи проведения технологического процесса
К особым относят случаи, когда про ведение технологического процесса на скважине по тем или иным причинам считается невозможным или требуется дополнительное согласование по видам и срокам работ между Заказчиком и Подрядчиком.
Обработку нагнетательных скважин, по согласованию с Заказчиком, можно проводить как при отключенной закачке, так и под закачкой.
1.Технологический процесс не проводят в случаях, если по результатам ГИС:
- выявлена негерметичность забоя, обсадной колонны или НКТ;
- выявлены внутрипластовый или заколонный перетоки;
- возникает необходимость в проведении дополнительных мероприятий;
- в процессе подготовки скважины выявляются дополнительные геолого-технические факторы, мешающие проведению технологического процесса.
Решение о сроках проведения технологического процесса согласовывается дополнительно в случаях, если по результатам ГИС:
- возникает необходимость в проведении дополнительных мероприятий;
- текущие параметры работы скважины удовлетворяют Заказчика;
- возникает необходимость в проведении дополнительных геофизических исследований.