Способ обработки продуктивной зоны нефтяных скважин

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для восстановления производительности скважин в осложненных условиях разработки, в частности для повышения дебита малопродуктивных скважин и для реабилитации скважин, считающихся малодебитными. Обеспечивает повышение эффективности обработки призабойной зоны скважины. Сущность изобретения: способ основан на возбуждении скважинного акустического излучателя электрическим сигналом технологического диапазона частот, преобразовании энергии электрического сигнала в энергию акустических колебаний, воздействующих с определенным шагом по интервалам перфорации высокочастотными колебаниями на ближнюю продуктивную зону скважины и, при сохранении воздействия на ближнюю продуктивную зону, низкочастотными колебаниями комбинационных частот нелинейного взаимодействия колебаний ряда частот технологического диапазона на дальнюю продуктивную зону скважины. Согласно изобретению воздействие акустических колебаний на ближнюю продуктивную зону скважины осуществляют последовательностью частотно-модулированных сигналов. Начинают с наиболее высокой частоты в сторону уменьшения частоты. Воздействие низкочастотных колебаний на дальнюю продуктивную зону осуществляют, начиная с максимальных комбинационных разностных частот в сторону уменьшения частот. Заканчивают, наоборот, с минимальных комбинационных разностных частот в сторону увеличения частот. После этого вновь воздействуют на ближнюю продуктивную зону скважины последовательностью частотно-модулированных сигналов, начиная с наиболее низкой частоты в сторону увеличения частоты. 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для восстановления производительности скважин в осложненных условиях разработки, в частности для повышения дебита малопродуктивных скважин и для реабилитации скважин, считающихся неперспективными.

Известен способ обработки нефтяных скважин, включающий спуск насосно-компрессорных труб (НКТ) до забоя скважины, закачку по этим трубам в призабойную зону пласта технологической жидкости, подъем (НКТ) на поверхность, спуск в скважину и размещение в объеме технологической жидкости против обрабатываемого интервала пласта генератора ультразвукового излучения с регулируемым диапазоном частот и создание в высокопроницаемых участках и трещинах призабойной зоны пласта (ПЗП) гидрофобного барьера с малой фазовой проницаемостью для воды и большой для нефти, причем в качестве технологической жидкости используют активную жидкость с поверхностным натяжением на границе жидкость - пар в пределах 20-35 мПа/с, плотностью, превышающей плотность воды, используемой для заводнения, не менее чем на 100 кг/м³ и вязкостью, равной вязкости водной фазы или превышающей ее не более чем в 20 раз, а диапазон частот ультразвукового излучения принимают 10-15, 22-44 и 320-360 кГц, при этом осуществляют очистку призабойной зоны от осадков и прочих кольматирующих пласт отложений путем их диспергирования и растворения под воздействием ультразвука в среде активной жидкости до их превращения в тонкодисперсную суспензию с размером твердых частиц в пределах 0,5-20 мкм и их использование для создания гидрофобного барьера (Патент РФ, №2136859, кл. Е 21 В 43/16, 1998 г.).

Недостатком известного способа является его малая эффективность, связанная с тем, что ультразвуковое излучение указанного диапазона частот эффективно воздействует лишь на ближайшую зону ПЗП. Интенсивность излучения J после прохождения длины L определяется по формуле J=J_o exp (-αL), где J_o - интенсивность излучений в скважине. Для частоты f=10 кГц коэффициент поглощения для плотного известняка α₁=10² м^-1, а песка с пористостью более 40% - α₂=5·10⁴ м^-1 (Боголюбов Б.Н., Лобанов В.Н., Бриллиант Л.С. и др. Интенсификация добычи нефти низкочастотным акустическим воздействием. Нефтяное хозяйство, №9, 2000 г., с. 80,81.) Расчеты по формуле показывают, что интенсивность излучения уменьшится в 100 раз при прохождении слоя толщиной примерно 5 см в известняке и 0,1 мм в песчанике. Для более высоких частот коэффициенты поглощения возрастают, в связи с чем толщины слоев нефтяного пласта, на которые воздействует ультразвуковое излучение, еще меньше. Поэтому на большую часть ПЗП ультразвуковое воздействие не распространяется, что снижает эффективность ее очистки от частиц кольматанта.

Известен способ обработки призабойной зоны нефтяных скважин, предусматривающий установку в скважине в интервале обрабатываемого пласта на колонне НКТ гидравлического вибратора, промывку пласта продавливаемым в него агентом, включение циркуляции и обработку интервала вибрационным воздействием, причем перед промывкой пласта осуществляют его испытание на приемистость и при ее отсутствии производят воздействие на пласт вибрациями до ее восстановления, в качестве агента используют углеводородный растворитель и осуществляют выдержку его в пласте, после которой включают циркуляцию и производят воздействие на пласт на частотах 80-90 Гц. (Патент РФ, №2168620, кл. Е 21 В 43 /25 28/00, 43/27, 1999 г.).

Недостатком известного способа является его низкая эффективность, связанная с тем, что вибрационное воздействие на ПЗП одновременно охватывает значительную зону, прилегающую к скважине. В указанном диапазоне частот 80-90 Гц для тех же пород, что были рассмотрены выше, значения коэффициентов поглощения составили α₁=10^-3 м^-1 а α₂=1 м^-1, а толщина зоны, после прохождения которой колебания практически полностью затухнут, составит около 5000 м и 5 м соответственно. Таким образом, вибрационному воздействию одновременно подвергаются частицы кольматанта, находящиеся в слое порядка от нескольких до сотен метров. В этом случае в ближайшей окрестности призабойной зоны скважины, наряду с оттоком частиц кольматанта внутрь скважины из ПЗП будет происходить и обратный процесс, а именно приток частиц кольматанта в ПЗП из более удаленных областей. Учитывая большую подвижность частиц кольматанта, находящихся в удаленных зонах (поскольку в противном случае они бы не накапливались в ПЗП), и большее значение площади, с которой они поступают, в сравнении с площадью, через которую удаляются, в связи с цилиндрическим характером притока частиц кольматанта к скважине эффективность вибрационного воздействия будет зависеть не столько от указанного диапазона частот, а в большей мере от скорости конкурирующих процессов притока и оттока частиц кольматанта из ПЗП. Эти процессы определяются множеством факторов, которые не учтены в вышерассмотренном способе, поэтому успешность его реализации имеет неопределенный характер, поскольку зависит от характеристик ПЗП, не учтенных в обосновании известного способа.

Кроме того, эффективность способа снижается за счет того, что при промывке агентом ПЗП, то есть создании репрессии, частицы кольматанта, находящиеся в приповерхностном слое ПЗП, оттесняются в глубь пласта, что также снижает эффективность известного способа.

Известен способ обработки нефтяных скважин, включающий колебательное воздействие от излучателя на продуктивный пласт в интервале перфорации скважины, оборудованной системой НКТ, причем затрубное пространство, содержащее перфорацию части скважины герметично перекрывают, после чего через систему НКТ в эту часть скважины и оттуда через перфорацию в пласт закачивают растворяющую частицы пласта жидкость, создавая там зону повышенного давления и вызывая в этой жидкости колебания, которые воздействуют на пласт, причем излучатель устанавливают на устье скважины и механически связывают с системой НКТ, а колебательное воздействие проводят в частотном диапазоне 20-1000 Гц с амплитудой 0,2-10,0 мм в течение от 1,5 ч до 2 суток, после чего производят промывку скважины от продуктов реагирования, составляющих пласт материалов на воздействие закаченной жидкости путем их вымывания через затрубное пространство скважины (Патент РФ, №2168006, кл. Е 21 В 43 / 25, 43/ 00, 2000 г.).

Недостатком известного способа является малая эффективность, которая связана с факторами, которые подробно проанализированы применительно к предшествующему известному способу. Различия связаны с отличием в источниках колебаний и заявленном частотном диапазоне 20-1000 Гц. В связи с этим зона, в которой распространяется влияние колебаний низкой частоты 20 Гц, расширяется до 50 км, и можно было ожидать, что высокие частоты 1000 Гц воздействуют на призабойную зону, измеряемую сантиметрами или несколькими метрами. Однако наличие пакера, который обладает известной эластичностью, приведет к сильному поглощению высокочастотных колебаний, поэтому эффективно действующими будут только низкочастотные колебания, что еще больше сближает оба последних способа.

Уменьшение эффективности также связано с преобразованием продольных колебаний, создаваемых устьевым источником колебаний, которые трансформируются в поперечные колебания на конце НКТ в зоне перфорации скважины.

Следует также отметить, что заключительное выражение, определяющее величину удельного акустического сопротивления среды, ошибочно, поскольку под знаком натурального логарифма не может находиться размерное значение плотности среды.

Наиболее близким техническим решением (прототипом) является способ обработки продуктивной зоны скважины, основанный на возбуждении скважинного акустического излучателя электрическим сигналом технологического диапазона частот, преобразовании энергии электрического сигнала в энергию акустических колебаний, воздействующих на обрабатываемую зону скважины по интервалам перфорации, при этом возбуждение акустического скважинного излучателя формируют в виде суммы электрических сигналов ряда частот технологического диапазона, акустическими колебаниями которых воздействуют на ближнюю продуктивную зону скважины, а на дальнюю продуктивную зону скважины воздействуют низкочастотными акустическими колебаниями комбинационных разностных частот нелинейного взаимодействия акустических колебаний ряда частот технологического диапазона.

Частоты технологического диапазона выбирают в диапазоне частот 10-60 кГц, а комбинационные разностные частоты лежат в диапазоне 20-400 Гц, с учетом геофизических свойств ближней и дальней продуктивных зон скважины.

Обработку продуктивной зоны скважины в интервалах перфорации скважины осуществляют с шагом через 1-2 м скважинным акустическим излучателем с длиной активной базы 0,5-1,5 м, акустической мощностью 0,5-5 кВт.

На каждом шаге скважинный акустический излучатель возбуждают сначала тональным частотно-модулированным сигналом в течение 0,1-1 ч, а затем суммой электрических сигналов ряда частот технологического диапазона в течение 0,5-4 ч, а в качестве суммы электрических сигналов ряда частот технологического диапазона выбирают сумму электрических сигналов двух частот, один из которых моделируют по частоте. (Патент РФ, №2162519,кл.Е 21 В 43/25, 28/00, 1999 г.).

Недостатком известного способа (прототипа) является его малая эффективность, связанная с тем, что при обработке ближней продуктивной зоны скважины (на первом этапе обработки) высокочастотными акустическими колебаниями воздействие оказывается на ближнюю зону скважины, что приводит к ее "прочистке" от частиц кольматанта, происходит микроразрушения пор, изменение температуры и другие процессы, повышающие проницаемость призабойной зоны, а при обработке дальней продуктивной зоны скважины (на втором этапе обработки) за счет низкочастотных колебаний происходит воздействие на более удаленные от скважины зоны пласта, в результате чего также происходит ее "прочистка", и одновременно сохраняется воздействие на ближнюю зону скважины за счет продолжающегося высокочастотного воздействия. Поскольку диапазон низких частот соответствует 20-400 Гц, то акустическое воздействие охватывает сотни и тысячи метров вокруг скважины, находящиеся в удаленной от скважины зоне частицы кольматанта также начнут перемещаться в направлении обрабатываемой скважины в ее ближнюю зону. Таким образом, если после предлагаемой акустической обработки скважины скорость удаления частиц кольматанта из ближней зоны скважины будет выше скорости их притока из более удаленной зоны, то обработка будет успешной. Если же приток частиц кольматанта из удаленной зоны будет превышать скорость их удаления из ближней зоны, то результат обработки будет иметь отрицательный характер, а если они равны, то нулевой. На то, что такие процессы протекают, указывают результаты проведенных по данному способу обработок скважин, из которых 30% не дали результата или имели отрицательный результат. Конечно, при отсутствии каких-либо воздействий частицы кольматанта под действием тока нефти также постепенно перемещаются в ближнюю зону скважины, но акустическое воздействие интенсифицирует этот процесс, что в результате может приводить к отрицательным результатам, что и имеет место в 30% случаев.

Приведенные в прототипе времена обработки скважины на первом и втором этапах обработки никак не обоснованы, например, указанные времена обработки могут быть недостаточны для завершения этапов "прочистки" прилегающего продуктивного пласта, что также может приводить к отсутствию положительного результата.

Кроме того, необходимо отметить, что в известном способе (прототипе) не указано, что частицы кольматанта удаляются из прискважинной зоны вместе с притоком нефти в скважину, что создает определенную незавершенность при описании известного способа и при его практической реализации.

Целью предполагаемого изобретения является повышение эффективности обработки продуктивной зоны скважины.

Поставленная цель достигается тем, что в способе обработки продуктивной зоны нефтяных скважин, основанном на возбуждении скважинного акустического излучателя электрическим сигналом технологического диапазона частот, преобразовании энергии электрического сигнала в энергию акустических колебаний, воздействующих с определенным шагом по интервалам перфорации высокочастотными колебаниями на ближнюю продуктивную зону скважины, и при сохранении воздействия на ближнюю продуктивную зону низкочастотными колебаниями комбинационных частот нелинейного взаимодействия колебаний ряда частот технологического диапазона на дальнюю продуктивную зону скважины, в отличие от прототипа, воздействие акустических колебаний на ближнюю продуктивную зону скважины осуществляют последовательностью частотно-модулированных сигналов, начиная с наиболее высокой частоты в сторону уменьшения частоты, воздействие низкочастотных колебаний на дальнюю продуктивную зону осуществляют, начиная с максимальных комбинационных разностных частот в сторону уменьшения частот, а заканчивают, наоборот, с минимальных комбинационных разностных частот в сторону увеличения частот, после чего вновь воздействуют на ближнюю продуктивную зону скважины (третий этап обработки) последовательностью частотно-модулированных сигналов, начиная с наиболее низкой частоты в сторону увеличения частоты, при этом в течение всего времени обработки продуктивной зоны скважины проводят отбор нефти из скважины, продолжительность времени обработки ближней и дальней зон скважины определяют по интервалу времени достижения стабилизации дебита при обработке указанных зон скважины.

Использование последовательности несущих частот технологического диапазона на первом и третьем этапах обработки ближней продуктивной зоны скважины определяется тем обстоятельством, что на первом этапе обработки при понижении величины несущей частоты, начиная с наибольшей, область воздействия возрастает от скважины во вне, а на третьем этапе, наоборот, при возрастании частоты от наименьшей область воздействия уменьшается, приближаясь к внутренней поверхности скважины.

На втором этапе на дальнюю продуктивную зону скважины, при сохранении воздействия на ближнюю продуктивную зону воздействуют низкочастотными колебаниями комбинационных разностных частот нелинейного взаимодействия колебаний ряда частот технологического диапазона, начиная с максимальных комбинационных разностных частот, что обеспечивает постепенное распространение воздействия с зон более близких к скважине с постепенным распространением на более удаленную зону, а при окончании второго этапа, наоборот, переходя от низких комбинационных разностных частот к высоким, что обеспечивает постепенное уменьшение зоны воздействия.

Необходимость проведения третьего этапа очистки ближней зоны продуктивного пласта связана с тем, что при перемещении частиц кольматантов из дальней продуктивной зоны скважины в ближнюю зону и достижении установившегося состояния, после окончания второго этапа обработки необходимо провести очистку ближней зоны от частиц кольматантов после прекращения воздействия на дальнюю продуктивную зону, поскольку при прочих равных условиях именно проницаемость ближней зоны продуктивного пласта в основном и определяет дебит скважины. В противном случае за счет частиц кольматантов, переместившихся из дальней зоны продуктивного пласта в ближнюю зону, понизится проницаемость последней.

Таким образом, последовательность задания частот на всех этапах подчиняется одной закономерности: вначале "прочищается" более ближняя зона скважины за счет действия колебаний наиболее высокой частоты, затем при сохранении этого воздействии, за счет воздействия дополнительных более низких частот область воздействия возрастает, а следовательно, и область, которая "прочищается", также увеличивается. После воздействия наиболее низкими разностными частотами производят переход от низких разностных частот к более высоким, что позволяет последовательно уменьшать зону, на которую оказывается воздействие.

При реализации предлагаемого способа необходим постоянный отбор нефти, поскольку при его отсутствии только за счет акустической обработки скважины невозможен вывод частиц кольматанта из толщи продуктивного пласта в забой скважины.

Определение продолжительности времени каждого из этапов обработки по интервалу времени достижения стабилизации дебита скважины позволяет объективно установить минимальный отрезок времени для каждого из этапов обработки скважины. Например, если в течение первого этапа обработки, при заданном времени обработки скважины дебит ее непрерывно возрастает, то это означает, что процесс очистки ближней зоны еще не закончился, а значит, его надо продолжить. Наоборот, если в течение первого этапа обработки, спустя некоторое время, дебит скважины не изменяется, это означает, что ближняя зона скважины достигла максимально возможного восстановления проницаемости и необходимо перейти ко второму этапу, поскольку дальнейшее продолжение первого этапа обработки не приведет к существенному повышению проницаемости ближней продуктивной зоны скважины. Аналогично, если в течение второго этапа обработки дебит скважины постоянно возрастает, это означает, что продолжается процесс очистки дальней продуктивной зоны скважины и, что весьма существенно, ближней зоны скважины и, следовательно, необходимо увеличить продолжительность второго этапа обработки. Если дебит скважины сохраняется, то это означает, что скорость притока частиц кольматанта из дальней зоны скважины примерно равна скорости их вывода из ближней зоны скважины и дальнейшее продолжение обработки нецелесообразно, поскольку полностью очистить дальнюю зону скважины от частиц кольматанта, из-за большой ее протяженности практически невозможно и, следовательно, необходимо перейти к третьему этапу обработки. В течение третьего этапа обработки, который является повторением первого этапа, очищается ближняя зона скважины. Продолжительность времени третьего этапа обработки также определяется по времени достижения постоянного дебита скважины.

Сущность изобретения поясняется графиком, иллюстрирующим распределение частиц кольматанта от стенки скважины внутрь продуктивной зоны пласта. На оси абсцисс указано расстояние "г" от оси скважины, а на оси ординат - концентрация частиц кольматантов "С" в единице объема пласта.

Предлагаемый способ осуществляется следующим образом.

Скважину, подлежащую обработке, предварительно обследуют и выявляют обводненные зоны и зоны продуктивной нефтеотдачи пласта. Обводненные зоны обрабатывают гелеобразующими составами, заполняющими пористую структуру обводненных пропластков, предотвращающими воздействие на них излучения, направленного на повышение проницаемости прискважинной продуктивной зоны. Определяется дебит скважины по добываемому флюиду. Откачку добываемого флюида проводят с использованием, например, газлифта. На каротажном кабеле в скважину опускают скважинный излучатель до уровня участков перфораций продуктивной зоны пласта. Первичное распределение частиц кольматанта показано на чертеже линией 1. На первом этапе обработки ближней продуктивной зоны, в соответствии с заданной несущей частотой из технологического диапазона частот и заданным уровнем мощности излучения выполняется воздействие. Из всего технологического диапазона несущих частот воздействие последовательно ведут, начиная с высоких частот в сторону уменьшения. Продолжительность первого этапа обработки определяется моментом времени, начиная с которого дебит скважины перестал возрастать. Это означает, что ближайшая продуктивная зона освободилась от максимально возможного количества частиц кольматанта. В этом случае распределение частиц кольматанта в продуктивной зоне соответствует линии 2. На втором этапе обработки на ближнюю продуктивную зону скважины воздействует сумма ряда частот технологического диапазона, а на дальнюю продуктивную зону скважины воздействуют низкочастотными колебаниями комбинационных разностных частот нелинейного взаимодействия колебаний ряда частот технологического диапазона, начиная с максимальных частот комбинационных разностных частот, что обеспечивает постепенное распространение воздействия с зон более близких к скважине на более удаленную зону, а завершают второй этап наоборот, переходя от наиболее низких комбинационных разностных частот к более высоким, что обеспечивает постепенное сужение области воздействия. Продолжительность второго этапа обработки определяется моментом времени, начиная с которого дебит скважины перестает возрастать. В этом случае распределение частиц кольматанта в продуктивной зоне соответствует линии 3. На третьем этапе воздействие на ближнюю продуктивную зону скважины формируют в виде последовательности частотно-модулированных сигналов, начиная с наиболее низкой частоты. Продолжительность третьего этапа обработки определяется моментом времени, начиная с которого дебит скважины перестал возрастать. В этом случае распределение частиц кольматанта в прискважинной продуктивной зоне соответствует линии 4. Далее обработку прискважинной зоны повторяют с шагом, равным длине активной базы акустического излучателя.

Конкретная реализация данного способа возможна с использованием устройства, описанного в патенте (Патент РФ, №2162519, кл. Е 21 В 43 / 25, 28 / 00, 1999 г.), при создании соответствующей управляющей программы, обеспечивающей указанную последовательность задания несущих технологических частот 10-60 кГц и образованных ими комбинационных разностных частот 20-400 Гц на каждом этапе обработки скважины.

Пример реализации. Ряд технологических частот составляют частоты: f₁=10 кГц, f₂=10,1 кГц, f₃=10,4 кГц. На первом этапе воздействие последовательно осуществляется частотами f₃, f₂, f₁. На втором этапе вначале последовательно воздействуют комбинационной разностью частот ω₁=f₃-f₁₌0,4 кГц, ω₂=f₃-f₂=0,3 кГц, ω₃=f₂-f₁=0,1 кГц, а затем наоборот - частотами ω₃, ω₂ и ω₁. На третьем этапе воздействие последовательно осуществляется воздействием частот f₁, f₂, f₃.

Способ обработки продуктивной зоны нефтяных скважин, основанный на возбуждении скважинного акустического излучателя электрическим сигналом технологического диапазона частот, преобразовании энергии электрического сигнала в энергию акустических колебаний, воздействующих с определенным шагом по интервалам перфорации высокочастотными колебаниями на ближнюю продуктивную зону скважины, и при сохранении воздействия на ближнюю продуктивную зону низкочастотными колебаниями комбинационных частот нелинейного взаимодействия колебаний ряда частот технологического диапазона на дальнюю продуктивную зону скважины, отличающийся тем, что воздействие акустических колебаний на ближнюю продуктивную зону скважины осуществляют последовательностью частотно-модулированных сигналов, начиная с наиболее высокой частоты в сторону уменьшения частоты, воздействие низкочастотных колебаний на дальнюю продуктивную зону осуществляют, начиная с максимальных комбинационных разностных частот в сторону уменьшения частот, а заканчивают, наоборот, с минимальных комбинационных разностных частот в сторону увеличения частот, после чего вновь воздействуют на ближнюю продуктивную зону скважины последовательностью частотно-модулированных сигналов, начиная с наиболее низкой частоты в сторону увеличения частоты, при этом в течение всего времени обработки продуктивной зоны скважины проводят отбор нефти из скважины, продолжительность времени обработки ближней и дальней зон скважины определяют по интервалу времени достижения стабилизации дебита при обработке указанных зон скважины.