Интенсификация добычи углеводородов с помощью упругих волн

27 
достигнуто значительное увеличение добычи углеводородов и снижение 
обводненности извлекаемой продукции. Этим обеспечено практически 
пятикратное снижение удельных энергетических затрат в процессе добычи. 
Рис. 3.1. Схема реализации технологии виброакустического воздействия 
на пласт. 
Возможность применения волновых методов для воздействия на 
нефтяные пласты изучается более 50 лет – как в нашей стране, так и за 
рубежом.
Сущность волновых методов увеличения нефтеотдачи пластов 
заключается в формировании поля упругих колебаний внутри продуктивного 
пласта и в призабойной зоне скважины. Физические явления, которые 
наблюдаются при этом, позволяют интенсифицировать процесс фильтрации 
флюидов, насыщающих пористые коллектора. В итоге это способствует 
увеличению объема извлекаемого из недр углеводородного сырья и 
снижению энергетических затрат. 
3.1. 
Физические 
основы 
виброакустического 
воздействия 
на 
флюидонасыщенные пласты 
 
В 60-х годах прошлого столетия на нефтяных месторождениях СССР 
начали применять методы воздействия упругими волнами на призабойную 
зону пласта с помощью спускаемых на забой скважины различных устройств. 
Именно в этом направлении были достигнуты наиболее впечатляющие 

28 
результаты 
применения 
виброакустического 
метода. 
Наибольшее 
распространение 
получили 
генераторы, 
в 
которых 
используется 
гидродинамический напор закачиваемой в скважину технологической 
жидкости (вода, растворы поверхностно-активных веществ (ПАВ), нефть, 
растворители, кислоты и др.). Это, например, известные: вибратор ГВЗ 
золотникового типа, вставной пульсатор ПВ-54 клапанного типа конструкции 
ТатНИПИнефти, различные скважинные генераторы. Так, по данным МИНГ, 
за период с 1967 по 1985 г. с помощью вибратора ГВЗ-108 проведено около 
6000 
обработок 
скважин. 
Успешность 
работ 
составила 
70%. 
Продолжительность эффекта 1-1,5 года. Общий прирост добычи нефти 
благодаря этому превысил более 5 млн. т, увеличение приемистости по 
нагнетательным скважинам составило 15 млн. м
3
. По данным ОАО 
«ТатНИПИнефть», с использованием пульсаторов ПВ-54 за период 1984-1985 
гг. обработано 100 нагнетательных скважин с успешностью 80 %. 
Приемистость скважин при этом увеличилась в среднем на 25 %, эффект 
продолжался в течение 60-90 сут. 
Отдельную группу составляют забойные излучатели ударно-импульсного 
воздействия. 
К 
ним 
относятся 
устройства, 
реализующие: 
термогазохимическое воздействие; разрыв пласта давлением пороховых 
газов; виброфрак; стереофрак; воздействие гидроимпульсами; создаваемыми 
взрывом газообразных смесей; электрогидравлическое воздействие; ударное 
воздействие резким снятием давления с пакера или на устье скважины; 
создание управляемых депрессий и др. 
Широкое 
распространение 
ударно-импульсных 
методов 
на 
месторождениях в геолого-промысловых условиях, основанных на 
использовании 
взрывчатых 
веществ, 
сдерживается 
их 
невысокой 
эффективностью, недостаточной надежностью и весьма существенными 
проблемами безопасности. 
К импульсно-ударным методам также относится электрогидравлический 
(ЭГВ) метод обработки скважин, где для получения импульсов давления 
используется эффект от электрического пробоя скважинной жидкости между 
электродами скважинного устройства. Помимо электромагнитного излучения 
и выделяющейся теплоты при разряде в скважинной жидкости формируется 
импульс давления, газопаровая полость и ее последующее пульсирующее 
схлопывание. Для этого метода были разработаны скважинные ЭГВ 
генераторы конструкций СКТБ «Электрогидравлика» АН УССР, СКИФ-4 
ПКБЭ АН УССР, Октябрьского филиала Уфимского нефтяного института, 

29 
фирмы «Sonics International Inc.», с помощью которых осуществляют 
электрические разряды в скважинах с частотой от 0,05 до 10 Гц. Метод 
прошел испытания на месторождениях России, СНГ, в США - в штате Техас. 
Так, например, на месторождениях АНК "Башнефть" 60 % обработок 
оказались успешными, с длительностью эффекта в среднем более 7 мес. 
Дополнительная добыча нефти на одну обработку в среднем составила свыше 
200 т. Наилучший эффект был достигнут при обработках скважин, в которых 
снижение продуктивности было вызвано отложениями минеральных солей на 
стенках обсадной колонны скважины и в ПЗП. 
Метод ЭГВ не получил широкого распространения из-за невысокой 
эффективности при его использовании на глубоких скважинах. Это 
объясняется тем, что для образования разряда и газопаровой полости в 
жидкости требуется напряжение в десятки тысяч вольт, с ростом глубины и 
давления в жидкости требуется все большее увеличение напряжения, причем 
так же интенсивно возрастают электрические потери в кабеле. 
Призабойная зона пласта находится в состоянии существенной 
термодинамической неравновесности процесса энерго- и массообмена со 
скважиной и пластом, при этом ее состояние непрерывно изменяется в ходе 
разработки месторождения. Размер призабойной зоны принято оценивать по 
радиусу зоны нарушения линейного закона фильтрации, которая может 
простираться на 6-23 м от оси скважины. Несмотря на малые размеры, 
область ПЗП во многом определяет процесс разработки всей залежи нефти.
В ходе разработки нефтегазовых месторождений наблюдается 
постоянное ухудшение нефте- и газопроницаемости призабойной зоны, 
особенно 
неблагоприятное 
в 
низкопроницаемых 
и 
неоднородных 
коллекторах. Ухудшение естественной проницаемости наступает еще в 
процессе бурения, когда при выемке породы в кольцевой зоне вокруг 
скважины возникает напряжение сжатия, а поверхность породы при 
механическом взаимодействии с породоразрушающим инструментом и 
буровым раствором термодинамически активизируется, что способствует 
впоследствии образованию высоковязких поверхностных кольматирующих 
слоев. При этом буровой раствор также образует на стенках скважины 
глинистую корку толщиной 2-3 мм, а фильтрат проникает в пласт. Буровой 
раствор способен и более глубоко проникать в пласт через трещины в 
призабойной зоне, возникающие вследствие гидростатического давления, 
превышающего давление разрыва пласта, например, при операциях 
восстановления 
циркуляции 
промывочной 
жидкости 
или 
при 

30 
спускоподъемных операциях. По данным лабораторных исследований, 
именно по этой причине наблюдается снижение абсолютной проницаемости 
пород в 2-50 раз, а в некоторых случаях – до нулевого значения. 
Проникновение 
фильтрата 
в 
призабойную 
зону 
пласта, 
характеризующегося вертикальной неоднородностью коллекторских свойств, 
даже на расстояние нескольких сантиметров приводит к снижению охвата 
пласта заводнением на 30-40 %. 
В добывающих скважинах, кроме рассмотренных выше крайне 
неблагоприятных явлений, связанных с попаданием в пласт воды, которые 
возникают и в процессе эксплуатации, например при осуществлении 
ремонтных мероприятий, ухудшение характеристик призабойной зоны 
проявляется из-за отложений асфальтосмолистых и парафиновых фракций с 
формированием на поверхности пор адсорбционно-сольватных слоев. Это 
приводит к образованию граничных слоев нефти с аномально высокой 
вязкостью и толщиной, соизмеримой с радиусом поровых каналов, что резко 
снижает проницаемость прискважинной зоны и увеличивает объемную 
неоднородность коллектора. 
В нагнетательных скважинах в процессе закачки в пласт воды ухудшение 
проницаемости ПЗП происходит из-за постепенного закупоривания пор 
коллектора взвешенными в воде твердыми частицами и нефтепродуктами, а 
также в результате физико-химических процессов, происходящих при 
контакте закачиваемых технологических жидкостей с породой коллектора и 
пластовыми жидкостями. Анализ промысловых показателей работы 
нагнетательных скважин показывает, что содержание механических примесей 
в технологической жидкости выше допустимых пределов является причиной 
очень быстрого снижения приемистости и даже полной остановки скважины. 
Поскольку закачиваемая вода, как правило, отличается по химическому 
составу и температуре от пластовых жидкостей, то нарушается естественное 
физико-химическое равновесие в среде продуктивного пласта. Происходит 
набухание глинистых компонентов и их разрушение, что приводит и к 
закупориванию пор и к переносу глинистого материала (в том числе и 
попавших при бурении частиц бурового раствора) с последующей 
кольматацией низкопроницаемых участков пласта. Снижаются приемистость 
и охват пласта как по толщине, так и по простиранию. Нарушение физико-
химического равновесия приводит также к выпадению нерастворимых 
осадков, отложению солей, выпадению кристаллов парафина в поровых 
каналах ПЗП. 

31 
Упругие колебания на два-три порядка ускоряют процессы релаксации 
механических напряжений. В ПЗП это способствует уменьшению 
отрицательных последствий бурения и вскрытия пластов, связанных с 
нежелательными 
напряжениями 
в 
породах 
вокруг 
скважин 
и 
перфорационных каналов и тем самым способствует восстановлению 
естественного равновесного состояния ПЗП с исходной проницаемостью ее 
коллектора. 
Эксперименты показывают, что под воздействием высокоамплитудных 
колебаний давления в жидкости порядка 0,3 МПа происходит необратимое 
увеличение абсолютной проницаемости насыщенных пористых сред. 
Относительные изменения проницаемости искусственно сцементированных 
кернов доходят до 30 % и связаны с образованием новых фильтрационных 
каналов в пористой среде, изменением пористости, раскрытием трещин, 
переупаковкой и изменением ориентации слагающих пористую среду зерен. 
При наличии глинистости вплоть до 35 % эти явления усиливаются. 
Другая группа явлений связана с влиянием упругих колебаний 
непосредственно на поровые жидкости и кольматанты в их взаимодействии с 
твердой поверхностью пор коллектора. 
Экспериментально обнаружены изменения реологического поведения, 
характеризующиеся наличием вязкоупругих и вязкопластических свойств 
неньютоновских жидкостей. В работе [9] представлены результаты 
исследования изменения сдвиговой вязкости нефтей под действием упругих 
колебаний интенсивностью 8-100 кВт/м
2
и с частотами 20 Гц -4,5 МГц. 
Оказалось, что сдвиговая вязкость сразу после воздействия снижается на 20-
30 %, а спустя некоторое время либо восстанавливается полностью (если 
режим воздействия докавитационный), либо частично (при развитом 
кавитационном 
режиме 
воздействия). 
Чем 
больше 
содержание 
асфальтосмолистых и парафинистых компонентов в нефтях, тем больше 
изменение вязкости в докавитационном режиме наблюдаются при низких 
частотах воздействия. Время восстановления вязкости после воздействия 
составляет 5-6 ч и более. 
В процессе исследований многократно наблюдалась дегазация пластовых 
жидкостей под влиянием механических колебаний как высоких, так и низких 
частот. Процесс дегазации происходит вплоть до установления нового 
значения равновесной концентрации, которое всегда меньше равновесной 
концентрации газа без воздействия, причем интенсивность и частота 
колебаний определяют лишь скорость изменения концентрации газа и время 

32 
установления новой равновесной концентрации, но не само ее значение. 
Явление выделения газа из пластовых флюидов в поле упругих колебаний 
может, в зависимости от конкретных условий, самым различным образом 
повлиять на состояние прискважинной зоны и на ее фильтрационные 
характеристики. Тем не менее, в промысловой практике известно немало 
положительных результатов по интенсификации технологических приемов 
добычи нефти, опробования и освоения пластов, связанных с явлением 
дегазации . 
Особого внимания заслуживает механизм влияния упругих колебаний на 
фильтрацию пластовых жидкостей. Помимо рассмотренных выше явлений 
изменения проницаемости, вязкости, температуропроводности и др., 
влияющих на фильтрацию посредством изменения самих свойств флюидов, 
экспериментально выявлены специфические «фильтрационные» эффекты. 
Это, например, весьма значительное (почти двадцатикратное) увеличение 
относительной скорости фильтрации воды или обычной ньютоновской нефти 
в моделях кернов песчаника при наложении поля интенсивных упругих 
колебаний в несколько сотен киловатт на 1 м
2
, на частотах 3-10 кГц, 
увеличение до 10 раз скорости фильтрации полярных и неполярных 
жидкостей, диэлектриков и электролитов в поле колебаний интенсивностью 
1,9 кВт/м
2
и частотой 17 кГц, увеличение почти на два порядка скорости 
фильтрации дистиллированной воды и растворов солей в кернах пород при 
воздействии колебаниями частотой 26,5 кГц. Авторы этих исследований 
объясняют полученные результаты разрушением поверхностных слоев в поле 
упругих колебаний, что увеличивает эффективное сечение мелких пор и 
уменьшает сопротивление течению в них жидкости. 
Экспериментальные лабораторные исследования показывают, что под 
действием упругих колебаний уменьшается гистерезис процесса смачивания, 
происходит более быстрое и глубокое проникновение жидкостей в узкие 
щели и капилляры, интенсифицируются процессы капиллярной пропитки, 
изменяются фазовые проницаемости для нефти и воды, возрастает степень 
вытеснения нефти из пористой среды. 
Касаясь энергетических параметров упругих колебаний, следует 
отметить, что необходимые для воздействия значения их интенсивности 
определяются не только характером вызываемых в среде изменений, но и 
существенно зависят от исходного термодинамического состояния самой 
среды. Результаты воздействия определяются соотношением между энергией 
налагаемого поля упругих колебаний и энергией, необходимой для перевода 

33 
системы из состояния устойчивого термодинамического равновесия в новое 
состояние. И если для перевода системы из состояния равновесия в новое 
состояние требуется весьма значительная энергия внешнего воздействия, то в 
случае нахождения ее в метастабильном состоянии внешнее воздействие даже 
малой интенсивности способно вызывать качественно новое состояние среды. 
Воздействие на среду с учетом возможной метастабильности ее 
характеристических параметров энергетически является наиболее выгодным. 
Энергетическая целесообразность виброакустического воздействия для 
аккумуляции нефти в обводненном пласте подтверждается следующим 
простым расчетом. 
Рассмотрим элемент обводненного пласта пористостью 0,3 толщиной 1 
м, площадью 1 м
2
и нефтенасыщенностью 40 %. Плотность нефти - 800 кг/м
3
. 
Нетрудно определить, что при этих условиях в пласте содержится 96 кг 
нефти. Энергетические затраты на 1 м
2
поверхности элемента при 
акустическом воздействии с указанными параметрами составляет 4,4∙10
6
Дж. 
Допустим, что коэффициент передачи энергии равен 0,1 и, следовательно, 
общие затраты энергии на поверхности составляют 1,7∙10
6
Дж. В то же время 
энергетический эквивалент нефти, содержащейся в элементе объема пласта, 
составляет 4∙10
9
Дж (1 кг нефти располагает энергией приблизительно в 
количестве 4,2∙10
7
Дж). Таким образом, затраты акустической энергии на 
элемент объема пласта не превышают 1,5 % энергетического эквивалента 
содержащейся в нем нефти. Иначе говоря, чтобы процесс акустического 
воздействия в обводненном пласте был энергетически оправдан, достаточно 
добиться увеличения нефтеотдачи всего на 1,5 %. Конечно, при этом не 
учитываются затраты энергии на бурение скважин, извлечение нефти и т.д. 

жүктеу/скачать 0,9 Mb.

Достарыңызбен бөлісу: