[6] Публикация в журнале Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений № 10 1998 с. 36-42
В последние годы отечественные и зарубежные исследователи уделяют значительное внимание аку
стическим методам повышения нефтеотдачи, как наиболее перспективным по своим техническим возможностям, экономичным и экологически чистым. Характерной особенностью этих методов является то, что акустическое поле оказывает комплексное воздействие на различные свойства пород и насыщающие флюиды. О широких возможностях использования акустических полей при воздействии на породы-коллекторы говорят серьёзные теоретические расчёты, подтверждённые экспериментально в лабораторных условиях и промысловыми испытаниями .
Интенсивное акустическое воздействие (АВ), особенно в ультразвуковом диапазоне частот, перспективно во многих отношениях. Оно обеспечивает, высокую интенсивность колебаний в рабочих средах и характерные нелинейные эффекты, как усиление радиального давления, дополнительное акустическое течение за счёт механоактивности скелета породы, увеличение проницаемости флюидов и теплопроводности, деструкцию различных кольматирующих комплексов. Среди них последнему процессу придаётся определяющее значение. При разработке залежей важную роль могут играть сопутствующие акустическому воздействию и одновременно протекающие деэмульгация и разгазирование нефти, снижение её вязкости, угнетение сульфатпроизводящих бактерий, активация гравитационной сегрегации устойчивых смесей. Всё это гарантирует эффективность технологии метода АВ при решении различных практических задач.
Глубина воздействия высокочастотных акустических полей небольшая, но вполне соизмерима с зоной кольматации (до 10 см), поэтому использование акустических методов перспективно, главным образом, для обработки призабойной зоны пласта (ПЗП). Изменение состояния ПЗП под влиянием акустической энергии зависит как от свойств пород, так и от технического состояния скважины. Для прогнозирования результатов АВ необходимо учитывать, как минимум, пористость и проницаемость пород, состав и количество цементирующего материала, свойства нефти, однородность разреза, остаточные запасы, обводнённость, отличие призабойной и удалённой зон пласта, динамику работы скважины и изменения давлений, параметры акустического поля. Только такой подход к выбору объектов для промысловых испытаний, учитывающий в комплексе определяющие факторы сложной системы “скважина-пласт-флюид-порода”, может служить условием успешности обработки скважин.
В данной статье рассматриваются результаты промысловых испытаний АВ на примере терригенных нижнекаменноугольных продуктивных отложений трёх месторождений предуральского прогиба: Пихтовского, Уньвинского и Ольховского. В пределах прогиба тульско-бобриковские отложения существенно отличаются от аналогичных образований в платформенной части. Для них характерно проявление разнообразных диагенетических процессов и битуминозности, а также низкое содержание глинистости (менее 5 %). Всё это обусловило неоднородность пород по смачиваемости в сочетании с высокой нефтенасыщенностью и проницаемостью. Так, на платформе (Баклановское и Павловское месторождения) пористости пород в 14 % соответствуют значения проницаемости 0,012 и 0,025 мкм2, а на пихтовском, Уньвинском и Ольховском - соответственно 0,180, 0,126 и 0,125 мкм2.
В нефтепромысловой практике используются разнообразные акустические излучатели, среди них особый интерес представляют излучатели магнитострикционного типа, которые отличаются высокими механическими свойствами, отсутствием специальных требований к гидро - и электроизоляции сердечника, высокой мощностью, возможностью моделирования акустического воздействия на реальных породах в лабораторных условиях.
Реализация акустического воздействия в промысловых условиях на месторождениях Пермского Прикамья осуществлена с помощью аппаратуры ААВ - 310, разработанной фирмой “Интенсоник & К” (г. Екатеринбург). Прибор работает на магнитострикционном принципе и имеет следующие параметры: частота колебаний 21 кГц, интенсивность 8 Вт/см2, диаметр 42 мм, одножильный кабель, рабочий диапазон температуры до 90оС, напряжение питания 220. В, потребляемая мощность 1,5 кВт. Зазор между магнитострикционными преобразователями подобран с учётом формирования максимально направленного излучения акустической энергии в радиальном направлении.
Методом АВ с целью повышения нефтеотдачи пластов на каждом месторождении было обработано по для одной скважине. Все скважины работающие, насосные, но значительно отличаются между собой по исходным параметрам и режимам эксплуатации. О реальном изменении ПЗП судили по гидродинамическим исследованиям, проведённым до и после АВ. Окончательным критерием эффективности АВ служили данные продолжительных промысловых наблюдений и экономический анализ.
Согласно результатам гидродинамических исследований во всех скважинах отмечается значительное улучшение состояния одновременно призабойной и удалённой зон пласта по мощности работающих пропластков, проницаемости, гидропроводности и коэффициентам продуктивности (таблица № 1).
Таблица № 1
Параметры пласта до и после АВ по гидродинамическим исследованиям
Время измерений |
Кол-вопропластков |
Работающаятолщина, |
Призабойная зона пласта |
Удаленная зона пласта |
|||||
|
|
|
м. |
Коэфф. продуктивности, т/сут*МПа |
Гидропроводность, мкм2*сммПа*с |
Проницаемость, мкм2 |
Гидропроводность, мкм2*сммПа*с |
Проницаемость, мкм2 |
Пьезопроводность, см2/с |
Коэфф.закупорки пласта, д.ед. |
Пихтовское месторождение, скважина 174, пласт Бб |
|||||||||
До АВ |
3 |
7,8 |
2,6 |
6,04 |
0,011 |
8,1 |
0,015 |
297 |
1,34 |
После АВ |
4 |
10,6 |
5,9 |
12,75 |
0,020 |
13,2 |
0,021 |
416 |
1,03 |
Изменение, % |
+33,3 |
+35,9 |
+126,9 |
+111,1 |
+81,8 |
+63,0 |
+40,0 |
+40,1 |
|
Ольховское месторождение, скважина 266, пласт Тл2 + Бб |
|||||||||
До АВ |
1 |
0,4 |
0,08 |
0,16 |
0,0032 |
0,13 |
0,0026 |
124 |
0,81 |
После АВ |
2 |
1,2 |
0,330 |
0,64 |
0,0042 |
0,56 |
0,0036 |
180 |
0,88 |
Изменение, % |
+100 |
+200 |
+312 |
+400 |
+131 |
+430 |
+146 |
+145 |
|
Уньвинское месторождение, скважина 255, пласт Тл2 + Бб |
|||||||||
До АВ |
3 |
4,0 |
4,1 |
7,9 |
0,010 |
7,1 |
0,009 |
913 |
0,9 |
После АВ |
3 |
5,2 |
7,5 |
12,7 |
0,021 |
14,0 |
0,024 |
949 |
1,10 |
Изменение, % |
0 |
+30 |
+82,9 |
+60,8 |
+110 |
+97,2 |
+167 |
+3,9 |
|
Например, в скважине 174 работающих пропластков стало 4 вместо 3, а их общая работающая толщина увеличилась с 7,8 до 10,6 м. Фильтрационные свойства особенно заметно улучшились в ПЗП. Коэффициент продуктивности скважины увеличился с 2,6 до 5,9 тонн/сут. МПа (на 127 %), гидропроводность с 6 до 12,8 мкм2см/мПа· с (на 111 %), проницаемость с 0,011 до 0,02 мкм2 (на 82 %). Различие между призабойной и удалённой зонами пласта нивелируется, и коэффициент закупорки пласта снижается с 1,34 до 1,03.
Аналогичная тенденция изменения параметров пласта наблюдается и в остальных двух скважинах, причём у самой низкодебитной (скважина 266, Ольховское месторождение) относительное улучшение ПЗП происходит в большей степени. В частности, коэффициент продуктивности и гидропроводность увеличились на 312 и 400 %. Особенности изменений среднесуточных дебитов и накопленной добычи иллюстрируется на рисунке № 1.
Динамика добычи нефти до и после акустического воздействия
Пихтовское месторождение, скважина 174 пласт Бб
годы месяцы 1996г. месяцы 1997г. 1.98г. 2.98г.
Ольховское месторождение, скважина 266 пласт Тл2+Бб
Уньвенское месторождение, скважина 255 пласт Тл2+Бб
1. Накопленная добыча 2. Среднесуточный дебит 3. Прогнозная накопительная добыча
Они однозначно подтверждают успешность проведённого АВ. В каждой из скважин после АВ отмечается значительное увеличение дебита и темпа накопленной добычи.
На примере скважины 174 Пихтовского месторождения, в отличие от других, можно говорить о конечном эффекте от АВ. она прошла весь цикл динамики дебитов, включая рост, стабилизацию и падение до уровня значений перед обработкой. Весь период эксплуатации скважины можно разбить на пять этапов, существенно отличающихся по среднесуточным дебитам. С 1983 г. по 1986 г. при фонтанном режиме наблюдаются максимальные дебиты - в среднем 68,2 тонны/сут.. Далее, до 1994 г., происходит резкое падение дебита до 4,6 т/с с последующим ростом и стабилизацией на уровне 16,9 тонны/сут.. Послеакустический период эксплуатации характеризуется значительным увеличением дебита, в среднем до 47,6 т/сут, или восстановлением начального на 69,8 %. Повышения дебитов перед АВ (1995 г.) и после (1-2.1998 г.) обусловлены обработками ПЗ пласта растворителем стабикатором или гексановой фракцией (ГФ) в сочетании с нитрилотриметилфосфоновой кислотой (ИСБ).
В таблице № 2 и таблице № 3 даётся количественная характеристика динамики добычи нефти до и после АВ, а также сравнение эффективности метода АВ с другими.
Таблица 2
Динамика добычи нефти до и после АВ
|
Показатели эксплуатации |
Период эксплуатации |
Увеличение после АВ |
|||
|
до АВ |
после АВ |
абсолютных единицах |
% |
||
|
Пихтовское месторождение, скважина 174, пласт Бб |
|||||
|
Среднесуточный дебит, тонн/сут |
за 8 мес. |
7,9 |
51,2 |
43,3 |
548,1 |
|
за 16 мес. |
47,6 |
39,7 |
502,3 |
||
| max за 8 мес. | 13,1 | 63,4 | 50,3 | 384,0 | |
|
Суммарная добыча, тыс. т. |
фактическая |
77,2 |
100,7 |
23,5 |
30,4 |
| прогнозная | -“- | 81,1 | 3,9 | 5,1 | |
| дополнительная за 16 мес. | 19,6 | 19,6 | 25,3 | ||
|
Обводнённость, % |
за 16 мес. |
< 1 |
< 1 |
||
|
Ольховское месторождение, скважина 266, пласт Тл2 + Бб |
|||||
|
Среднесуточный дебит, тонн/сут |
за 13 мес. | 2,0 | 3,6 | 1,6 | 80,0 |
| max за 13 мес. | 3,0 | 4,5 | 1,5 | 50,0 | |
|
Суммарная добыча, тыс. т. |
фактическая | 60,200 | 61,574 | 1,374 | 2,3 |
| прогнозная за 13 мес. | -“- | 60,821 | 0,621 | 1,0 | |
| дополнительная за 13 мес. | 0,753 | 0,753 | 1,3 | ||
|
Обводнённость, % |
за 13 мес. | 1,5 | 1,5 | ||
|
Уньвинское месторождение, скважина 255, пласт Тл2 + Бб |
|||||
|
Среднесуточный дебит, тонн/сут |
за 8 мес. |
1,8 |
14,5 |
12,7 |
705,6 |
| max за 8 мес. | 2,5 | 19,3 | 16,8 | 672,0 | |
|
Суммарная добыча, тыс. т. |
фактическая |
19,357 |
22,495 |
3,138 |
16,2 |
| прогнозная за 8 мес. | -“- | 19,748 | 0,391 | 2,0 | |
| дополнительная за 8 мес. | 2,747 | 2,747 | 14,2 | ||
|
Обводнённость, % |
за 8 мес. |
2,4 |
1,4 |
- 41,7 |
|
Таблица 3
Cравнение основных параметров работы скважины
при различных методах обработки ПЗ пласта
(Пихтовское м-е, скважина 174, пласт Бб)
|
Основные параметры работы скважины |
Значение параметров работы скважины после обработки ПЗ пласта |
Сравнительная эффективность метода АВ относительно других |
|||||
|
в абсолютных единицах |
в % |
||||||
|
АВ |
Стабикаром |
ГФ + ИСБ |
Стабикара |
ГФ + ИСБ |
Стабикаром |
ГФ + ИСБ |
|
|
Мах дебит, т/сут |
63,4 |
32,8 |
46,5 |
30,6 |
16,9 |
93,3 |
36,3 |
|
Средний дебит, т/сут |
47,6 |
19,1 |
18,8 |
28,5 |
28,8 |
149,2 |
153,2 |
|
Дополнительная добыча, тыс. тонн |
23,507 |
11,775 |
0,370 |
11,732 |
23,14 |
99,6 |
6253 |
|
Время проявления эффекта, дни |
498 |
334* 167** |
34 |
164* 331** |
464 |
49,1* 198** |
1365 |
*- две отработки с интервалом в 5 месяцев
** - в расчете на одну обработку
Так, для одинаковых 8-ми месячных периодов эксплуатации до и после АВ средние дебиты равны 7,9 и 51,2 тонны/сут., а максимальные соответственно 13,1 и 63,4 тонны/сут.. За весь период акустического эффекта (16 месяцев) накопленная добыча нефти достигла 23,5 тыс. т., или 30,4 % от суммарной за 12,6 лет эксплуатации скважины до момента АВ. Согласно прогнозным дебитам (7,9 тонны/сут.) она могла составить лишь 3,9 тыс т., что обеспечивает за счёт АВ гарантированный дополнительный объём нефти в 19,6 тыс. тонн (25,3 %). Обводнённость продукции в период акустического эффекта осталась неизменной, менее 1 %.
Показатели акустического метода повышения нефтеотдачи выгодно отличаются от результатов после обработок растворителем стабикатором, а также ГФ в комбинации с ИСБ по максимальным и средним дебитам, дополнительной добыче и времени проявления положительного эффекта. В первую очередь следует обратить внимание на большую по сравнению с другими методами длительность эффекта, что обусловило в конечном итоге значительное количество дополнительно добытой нефти. Достаточно длительный (334 дня) эффект от стабикатора объясняется тем, что таких обработок было произведено две с интервалом в 5 мес. В расчёте на одну обработку время его проявления можно принять 167 дней, тогда относительный эффект метода АВ будет больше на 331 день (198 %).
Данные о среднесуточных дебитах скважины 266 Ольховского месторождения после АВ в течение 13 месяцев и результаты за аналогичный период перед воздействием, как и в случае скважины 174, позволяют говорить о достаточно чётко выраженном эффекте влияния акустического поля на её добывные возможности. В целом до АВ она работала в режиме неустойчивого дебита, а после дебит стал выше, практически стабильный с явной тенденцией роста. Средние значения дебита увеличились с 2,0 до 3,6 тонны/сут., т. е. на 80 %, а максимальные достигли 4,5 тонны/сут.. Скважина является низкодебитной и накопленная добыча за 13 месяцев составила 1,374 тыс. тонн нефти, но это в 2,3 раза больше прогнозной (0,621 тыс. тонн) за тот же срок эксплуатации. Следовательно, по итогам 13 месяцев обработка скважины позволила получить дополнительно 0,753 тыс. тонн нефти, обводнённость продукции за контрольный период сохранялась на прежнем уровне (1,5 %). В настоящее время (13 мес. после АВ) скважина находится в стадии устойчивой добычи, поэтому есть все основания полагать, что после акустический эффект может проявляться ещё несколько месяцев.
В скважине 255 Уньвинского месторождения после АВ произошло 8-ми кратное увеличение среднесуточных дебитов, с 1,8 до 14,5 тонн/сут . По темпу изменения дебитов (на 700 %) она сопоставима со скважины 174 Пихтовского месторождения. Накопленная добыча нефти за 8 месяцев после АВ составила 3,138 тыс. тонн (16,2 %), а прогнозная за этот же период равнялась бы только 0,391 тыс. тонн (2 %). Поэтому дополнительную добычу нефти за счёт акустического эффекта можно принять в объёме 2,747 тыс. т. (14 %). С ростом добычи произошло одновременно и снижение обводнённости с 2,4 до 1,4 %. После 8 месяцев эксплуатации скважины находится на уровне устойчивого высокодебитного режима и очевидно, что послеакустический эффект будет наблюдаться, как и в скважине 266, ещё достаточно долго.
Существенным моментом является и то, что на всех скважинах после АВ работы по капитальному ремонту не проводились. Таким образом, по скважине 174 Пихтовского месторождения межремонтный период составил 16,6 месяцев, а для скважины 266 Ольховского и скважины 255 Уньвинского месторождений он будет соответственно более 13 и 8 месяцев.
Таким образом, на всех трёх скважинах высокочастотные обработки призабойных зон терригенных пластов с помощью источников магнитострикционного типа оказались успешными. Фактические и прогнозные данные по добыче нефти в течение длительных периодов после АВ полностью подтверждают заключения по гидродинамическим исследованиям о существенном улучшении состояния ПЗП и свидетельствуют об эффективности проведённых работ по повышению нефтеотдачи.
Экономическая эффективность от проведения АВ определена согласно рекомендациям по комплексной оценке эффективности [8]. показатель экономического эффекта (Э) на всех этапах мероприятия устанавливается как превышение стоимостной оценки результатов (Р) над совокупными затратами (З) за весь срок осуществления мероприятия (Т):
Эт = Рт-Зт,
где Эт, Рт, Зт соответственно экономическая эффективность, стоимостная оценка результатов и стоимостная оценка затрат осуществления мероприятия за расчётный период, тыс. руб. реализован он в программном продукте microsoft excelТ , разработанном в ОАО "ПермНИПинефть".
Расчёт эффективности осуществляется на основании показателей месячной добычи нефти и жидкости, закачки воды до и после проведения мероприятия за рассматриваемый период. Учитываются также калькуляция добычи нефти по конкретному предприятию и объёмные показатели работы за тот же период.
Методика проведения расчётов состоит в следующем:
-
На основании калькуляции добычи нефти и объёмных показателей определяются удельные показатели условно-переменных затрат в разрезе статей, которые изменяются с внедрением мероприятия.
-
Находится стоимостная оценка результатов за расчётный период:
Рт = е D Qн · Ц
где D Qн - дополнительная добыча нефти, тыс. тонн., Ц - средняя цена реализации нефти, руб./тонну.
-
Оцениваются затраты Зт за расчётный период, включающие условно-переменные расходы (Зi пер) и единовременные затраты (Зед) на проведение мероприятия; а также налоги (Зi нал), относимые на себестоимость продукции и зависящие от её объёмов:
Зт = е Зi пер + Зед + е Зi нал.
К условно-переменным расходам относятся:
-
затраты энергетические (Р”э) на добычу по жидкости, на сбор и транспорт нефти на 1 тонну добываемой жидкости (Р”стн):
Р”ж = (Р”э + Р”стн) · D Qж;
-
затраты на закачку жидкости:
Р”э зак = Р”э зак · D Qзак;
-
затраты на технологическую подготовку нефти: