Импульсно- струйный комплекс (ИСК-1) реализации энерговекторной

1. Импульсно- струйный комплекс (ИСК-1) реализации энерговекторной импульсно-струйной технологии воздействия на призабойную зону и пластовую систему (Pulse-Jet Technology)

2. Актуальность технологии Применение импульсно-струйной технологии в комплексе с химреагентной рабочей жидкостью обеспечивает синергический эффект воздействия на призабойную зону 1. Ухудшение фильтрационных свойств призабойной зоны напрямую связано с продуктивностью скважин. Например, уменьшение проницаемости коллектора в призабойной зоне пласта в пять раз приводит к уменьшению продуктивности скважин в два раза, а уменьшение проницаемости в 10 раз – приводит к падению продуктивности в 3,5 раза. 2. Результаты гидродинамических исследований скважин месторождений Западной Сибири показывают, что в 50% скважин продуктивность снижена в 2 раза, в 25% - в четыре раза и в 10% скважин в 10-30 раз. 3. Наиболее распространенными методами удаления АСПО с призабойной зоны пласта является использование в технологических процессах очистки скважин и интенсификации добычи нефти многокомпонентных систем растворителей с различными целевыми добавками.

3. Факторы влияния комплекса ИСК-1 предназначен для воздействия на призабойную зону и продуктивный пласт с эффективным радиусом действия 10-30 метров При разработке ИСК-1 учитывалось, что на эффективность обработки призабойной зоны влияют две основные группы факторов, которые разделяются на: 1. Геофизические (мощность и число продуктивных пропластков, коэффициенты проницаемости и пористости,глубина залегания продуктивного пласта, дисперсия проницаемости прослоев по разрезу и др.). 2. Промыслово-технологические (дебиты нефти и жидкости, степень снижения продуктивности, средневзвешенная текущая нефтенасыщенность прослоев, динамика изменения дебитов нефти и обводненности, осредненная степень взаимодействия скважины с окружающими и др.

4. Акцент технологии ИСК-1 повышает проницаемость призабойной зоны разупрочнением кристалической решетки материала пористой системы и устранением кольматирующих материалов В добывающих скважинах основными причинами снижения проницаемости ПЗП являются: частичная или полная кольматация порового пространства твердой фазой глинистого раствора при вскрытии бурением и перфорацией; глубокое проникновение фильтрата глинистого раствора в пласт в процессе вскрытия его бурением и увеличение содержания воды в ПЗП; глубокое проникновение пресной или минерализованной воды в пласт при глушении и промывке скважин в период их эксплуатации, а также при остановке скважин с обводненными интервалами пласта, засчет чего увеличивается содержание воды в ПЗП и происходит снижение фазовой проницаемости по нефти; кольматация ПЗП механическими примесями и продуктами коррозии скважинного оборудования, образующимися при глушении или промывке скважин в период ремонтных работ;

5. Проницаемость технологии ИСК-1 обеспечивает надежную гидравличускую связь пластовой системы со скважиной за счет очистки старых и образования новых каналов проводимости жидких сред Другие причины сниженияпроницаемости ПЗП : выпадение в ПЗП асфальто-смолистых и парафиновых отложений и солей из-за изменения термодинамических условий; набухание глинистого цемента породы коллектора под влиянием пресной воды, проникшей в ПЗП как добывающих, так и нагнетательных скважин; использование для глушения скважин растворов на нефтяной основе, в составе которых содержится нефть и водная дисперсия; образование водонефтяной эмульсии при проникновении в ПЗП пресной воды (фильтрата), при этом возникают значительные сопротивления продвижению нефти к забою скважины; наличие стрейнинг-эффекта (фильтрации) для кольматирующих структур минерального и органического происхождения.

6. Особенности технологии ИСК-1 генерирует колебания в инфрачастотном спектре вызывает резонансные эффекты в локальных участках призабойной зоны и пластовой системы способствует микро и макро –гидроразрывам пластовой системы и значительному увеличению дебита скважин В основе технологии лежит воздействие на коллектор пульсирующим давлением жидкости. Благодаря наличию жидкости в порах коллектора, создаваемые колебания распространяются в прискважинной зоне пласта. В результате возникают механические нарушения в пористой среде, происходит разупрочнение кольматирующего материала, АСПО, глинистых включений и водонефтяных эмульсий. От стенок поровых каналов отделяются загрязняющие частицы, внесенные в поры как на стадии бурения скважины (частицы бурового раствора), так и на стадии эксплуатации скважины (при глушении, закачке в пласт воды и химических реагентов, а также др. операциях). Разупрочненный кольматирующий материал и органические загрязнения, отделенные от стенок поровых каналов, а также глинистые частицы извлекаются из пор коллектора и выносятся из скважины путем создания последующей депрессии на пласт с использованием струйного аппарата или имплозионных устройств комплекса, а также их комбинации.

7. Патентная защита

8. Колонна НКТ • Сопло струйного аппарата • Камера смешивания • Диффузор • Канал подвода жидкости • Гидроагрегат • Канал для подвода инжекционного потока • 8. Пакер • Мультипликатор давления • Плоскоструйная головка • Синхронизатор потоков • 12. Блокирующая вставка • 13. Депрессионная вставка • 14. Камера разрядки • 15. Плунжер • 16. Подпружиненная втулка • 17. Фиксатор гидроудара • 18. Фиксатор разрядки скважины • 19. Гидроцилиндр • 20. Подпружиненный поршень • 21. Гидрозамок • 22. Гидрораспределитель • 23. Гидронасос • 24. Масленный бак • 25. Сливная емкость Схема расположения модулей ИСК-1 Работа погружного мультипликатора

9. Схемы функционирования комплексапри работе модуля установленного на поверхности Обратный гидроудар Депрессионная разрядка скважины

10. Схема расположения подземного оборудования Работа струйного насоса Струйным насосом создается понижение давления в скважине ниже пластового

11. ИСК-1Схема обвязки наземного оборудования

12. Выбор оборудования для эффективной обработки

13. Режим закачивания технологической жидкости с последующей импульсной обработкой

14. Режим депрессионного воздействия с нагрузкой и импульсной разгрузкой скважины

15. Режим работы струйного насоса в комплексе з вакуумным генератором импульсов

16. PJ - 3 Принцип действия мультипликатора давления

17. PJ - 3 Натурный образец и конструкция мультипликатора

18. PJ - 4 Генератор плоских струй

19. Стендовые испытания модулей ИСК-1

20. Осциллограмма давлений на входе в мультипликатор (1) и на выходе (2)

21. PJ - 5 Стендовые испытания имплозионного модуля, который устанавливается на поверхности

22. Промысловые испытания ИСК-1 с записью температуры (красный цвет) и давления (синий цвет) при установке датчиков в призабойной зоне

23. Функционирование подземного оборудования относительно фонтанной арматуры скважины PJ - 3 PJ - 4

24. Струйно-вакуумный модуль При пластовых испытаниях установлено, что создание мгновенной глубокой депрессии и поддержание её на этом уровне позволяет создать в ПЗП максимально возможный перепад давления в системе “скважина – призабойная зона”и распространить далее депрессионное влияние вглубь пласта. Максимальный эффект при этом достигается взаимодействием струйного насоса и генератора волн розряжения При этом, воздействия на пластовую структуру осуществляется на двух уровнях: макроуровне – черезупругопластическое воздействие на кристаллическую решетку призабойной зоны импульсами давления; микроуровне – через жидкость в поровых каналах и через аккустические течения в них. В последнем случае наложение инфрачастотных колебаний позволяет создать резонансные колебания частиц в поровых микроканалах

25. МЕХАНИЗМУВЕЛИЧЕНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ 1. Поровый канал блокирован микро- и макрочастицами 2. ИСК-1 генерирует инфрачастотный режим пульсации давления и перемещения струй 3. Сначала в каналы проникают макроволны отвоздействия ИСК-1 на кристаллическую решетку пористой среды и микроволны через каналы гидравлической связи, которым способствуют акустические течения жидкости. 4. В волновом поле макро- и микрочастицы начинают колебаться, уменьшаются силы тренияи сцепления, увеличивается ускорение (a) и ускорение (А) соответственно микро- и макрочастиц 5.Возникают локальные резонансы колеблящихся сред, увеличиваются капилярная проводимость и проницаемость среды. a А Колебания макрочастиц H2O Колебания микрочастиц Нефть

26. МЕХАНИЗМУВЕЛИЧЕНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ 6.Увеличивается влияние градиентов давления в микропорах, достигаются критические условия по давлению и перемещнию частиц 7. Происходит скачкообразное увеличение проницаемости отдельных пор и среды в целом. 8. Частицы, под действием депрессии выносятся с пористой средыв скважину и далее, с помощью струйного насоса, на поверхность. a p+Δp H2O Нефть

27. Статический стрейнинг-эффект Пульсации 0.5-1Гц Подсвечивание камеры водонефтяного контакта Длительность = 139.2сс Длительность = 138.7 с Диссперсионная характеристика статического и динамического водонефтяного контакта фактически идеально Идеальная диссперсия Каналы проницаемости Идеальный и реальный режимы диссперсных взаимодействий водонефяного контакта

28. За счет быстрого восстановления давления на забое (до значения гидростатического давления), которое сразу появляется за депрессией, обеспечивается расширение пор и трещин в коллекторе, сжатие “загрязненных” частиц, создается перепад давления действующегое в направлении от скважины к пласту. В результате возникают силы “пружинения” направленные со стороны пласта к скважине, что активизирует разрушение (очистку) кольматированной (загрязненной) зоныпласта вблизи ствола скважины.

29. Режимы функционирования струйного аппарата 1 2 Струйный аппарат 2 опускают на расчетную глубину. Он создает знакопеременные нагрузки на пласт в режиме “депрессия – репрессия”, а также продолжительную “депрессию – репрессию”. 3 Струйный аппарат компонуется с НКТ 1 и пакером 4 Установленный под струйникомпакерзакрывает продуктивний пласт от действия давления столба жидкости, которая заполняет эксплуатационную колонну3, при работе струйного аппарата. 4 После посадки пакера, в НКТ от насосного агрегата с поверхности подаеться рабочая жидкость с расчетным давлением.

30. Режим “депрессия” Данный режим работы осуществляется при установке в корпусе струйного аппарата специальной пробки. При установке пробки в корпусе струйного аппарата весь поток рабочеї жидкости направляется к рабочему соплу. Струя рабочей жидкости, проходя сквозь робочее сопло и расширяясь в камере инжекции захватывает инжектированную с пласта жидкость Оба потока, проходя через камеру смешивания и диффузор, смешиваются в один поток, далее поступаютв затрубное пространство, и поднимаются к устью скважины.

31. Режим “Репрессия” После прекращения подачи рабочей жидкости к струйному аппарату (отключением на поверхности насосного агрегата) жидкость с затрубного пространства через диффузор и камеру смешивания попадает в подпакерную зону, вследствие чего восстанавливается гидростатическое давление, которое репрессивно воздействует на пласт

32. Режим “длительная депрессия” Для реализации такого режима, в корпус струйного аппарата устанавливается пробка к которой присоединен подпружиненный обратный клапан. После установки пробки в корпусе струйного аппарата весь поток рабочей жидкости направляется к рабочему соплу. Струя рабочей жидкости проходит через рабочее сопло, давление в камере инжекции падает и клапан открываясь пропускает инжектированную жидкость к камере инжекции Робочий поток захватывает инжектированную жидкость, и оба потока смешиваясь в один поток проходят через камеру смешивания и диффузор в затрубное пространство ы далее поднимаются на поверхность к устью скважины

33. После прекращения подачи рабочей жидкости к струйному аппарату (отключением на поверхности насосного агрегата) клапан исключает возможность падения загрязненной инжектованной жидкости , которая поднимается по затрубу, обратно в подпакерную зону, вследствие чего сохраняется уровень депрессии на пласт, котрая была создана ранее при работе струйного аппарата

34. Моделирование характеристик струйногоаппарата В струйном аппарате происходит смешивание и обмен энергией двух потоков с различными давлениями, вследствие чего образовывается смешанный поток с пульсирующим давлением. Поток с камеры низкого давления, который объеденяется с рабочим потоком, является инжектированным. В струйных аппаратах происходит превращение потенциальной энергии потока на кинетическую, которая частично передается инжектированному потоку. Во время прохождения через струйный аппарат виравниваются скорости смешанных потоков (от насосного агрегата и инжектированного) и происходит обратное превращение кинетической энергии смешанного потока (в дифузоре) на потенциальную.

35. Безразмернаяхарактеристика струйного аппарата Основным выражением, описыващим процессы, протекающие при роботе струйного аппарата является его безразмерная характеристика. Она получена на основе сохранения количества движения в характерных сечениях струйного аппарата. Если принять то где — разница давлений смешанного и инжектированного потоков; — разница давлений рабочего и инжектированного потоков; — площадь рабочего сопла на выходе потока, площадь камеры инжекции и камеры смешивания; — плотность жидкости рабочего, инжектированного и смешанного потоков; — коэффициент інжекції струйного аппарата,

36. Виражение для определения давления в выкидной линии насосного агрегата на поверхности, необходимого для того, что бы достигнуть заданного снижения давления в камере инжекции: где: - гидростатическое давление столба рабочей и смешанной жидкостей - потери давления соответственно в колонне НКТ и в затрубном пространстве - значение давления в прийомной камере струйного аппарата ,

37. Характеристика струйногого аппарата Относительный напор Давление на гидроагрегате і,

38. Вакуумный генератор импульсов для струйного аппарата

39. ВПЕРВЫЕ В МИРЕ ГИДРОРАЗРЫВ ПЛАСТА ИНФРАЧАСТОТНЫМИ КОЛЕБАНИЯМИ За счет реализации критической величины локальных резонансов пластовой структуры в инфрачастотном волновом поле

40. Время действия импульса давления при гидроразрыве - 7... 8 секунд. Повышение амплитуды давления в скважине - от 200 до 690 атм. В результате - повышение продуктивности скважин- с 2 тонн до 98 тонн нефти за сутки.

41. Месяц и год прове-дения работ № сква-жины Пласт Показатели работы скважиныдо обработки Показатели работы скважины после обработки Примечанпие Дебит жидкости т/сутки Обводненнность, % Дебит жидкости т/сутки Дебит жидкости т/сутки Обвод-ненность, % 01.99 2602 ЮВ1-2 9 2,8 69 13,2 9,9 24,5 01.99 7048 “ 0 0 - 9,0 5,9 34,1 б/д с 11.97 04.99 7276 “ 0 0 - 17,0 4,4 69,7 б/д с 09.98 04.99 2544 “ 0 0 - 17,2 1,2 93,1 б/д з 03.96 05.99 2623 “ 8,6 7,3 15,4 15,2 12,2 20,0 07.99 65030 Б20-21 4,8 4,8 0 7,3 6,7 9,1 08.99 26168 ЮВ1 0 0 - 4,2 99 б/д с01.96 08.99 2960 “ 0 0 - 13 1 92 б/д с 01.97 09.99 10853 БВ8(0) 0 0 - 38 6 80 б/д с 12.95 09.99 51224 ЮВ1 0 0 - 2,4 2,4 0 б/д з 05.97 09.99 51211 0 0 - 14,0 14,0 0 б/д с 05.97 10.99 7123 АВ1(3) 78,4 27,5 64,8 60 32,7 45 11.99 33082 АВ2-3 0 0 - 51 3,6 93 б/д с 01.96 11.99 12767 БВ100-2) 4,7 1 78,6 46 10,2 78 11.99 1470 АВКЗ) 5,8 0,4 93 9,6 0,7 93 12.99 14109 АВ2-3 6,0 4,0 33,3 6,3 4,1 35,29 12.99 20354 АВ1(3) 19,2 4,1 78,5 50 30 40 12.99 26047 АВ2-3 0 0 13 12,1 7 б/д с 03.99 Дебит нефти т/сутки “