Отзывы
ООО «Азия-Бизнес»
|
690106, Россия, г. Владивосток 10, офис 511, тел./факс: 007-423-2-43-98-11 |
Отзыв на работу оборудования
компании "НПО "Промресурс"
марки УЗГ-5 - ПМС 2-10
Выдан: по запросу производителя комплекса УЗГ-5 - ПМС 2-10
В течение полевого сезона 2014 году проводилась комплексная обработка скважин с резко упавшим дебетом тяжелой нефти в условиях высокой обводненности. По проекту: «Отработка методики обработки нефтяных и газовых скважин комбинированными акустическими методами». Работы велись на двух полях. Всего обработано 72 скважины добывающих и 8 нагнетающих. Средняя глубина скважин 2300 и
Проект включает два раздела, камеральный и полевой:
1.Камеральная разработка проекта работ:
-Построение 3 Д модели поля.
-Моделирование воздействия в различных комбинациях на виртуальной модели
-Подбор оптимальной комбинации различных инструментов воздействия
-Расчет оптимальных частот воздействия
-Выбор оптимального типа скважинного прибора
-Расчет и проверка на виртуальной модели появления эффекта резонанса в пластах при комбинированных воздействиях.
2.В полевых условиях:
-Проверка надежности виртуального моделирования и проектирования на 3 Д модели работ по восстановлению упавшего дебита скважин нефти и газа.
-Практическая отработка методов работы, рассчитанной на 3 Д модели.
-Апробирование различных комплексов АВ. Производства РФ и зарубежных аналогов.
-Отработка совмещения моделей комплексов АВ различных производителей в единую систему.
-Практическое повышение и восстановление дебита скважин на обработанных полях.
Работы исполнялись на оборудовании, состоящем из семи комплексов по акустической обработке скважин и системы согласования
Первый. LU-SV 4-UZ 2500 (производитель кафедра акустики ДВПИ 2004 год).
Второй. Комплекс УЗГ-5- ПМС 2-10 (производитель "НПО "Промресурс" 2014 год).
Третий, ГУ-06 –АИ- Пьезокерамика, предположительно, производитель «Сибургеоком» -не позднее 2010 года.
Четвертый. Установки стационарной обработки с 1 генератором 6 кВт и двумя скважинными приборами АИ-2. Производитель завод «АСПЕН» 2013 год. Три комплекта
Пятый. Установки коронарной обработки с двумя генераторами и шести скважинных приборов АИ-3 мощностью 12 кВт. Производитель завод «АСПЕН» 2012 год. Два комплекта
Шестой. Е-блок управления ВЧ с подземным излучателем. Производство «НМРГ» 2014 год.
Седьмой. Стационарный комплекс постоянного подземного воздействия. Производство INNOVATIVE TECHNOLOGIES AND EQUIPMENT, DEVELOPMENT, PRODUCTION, SALE 2010 год.
Система согласования «Сокол-10м», производства «НМРГ» -2014 год.
Комплексы LU-SV 4-UZ 2500 и УЗГ-5- ПМС 2-10 близки по назначению, конструкции и мощности. При обработке куста скважин комплекс LU-SV 4-UZ 2500 устанавливался стационарно на нагнетающей скважине. Комплекс УЗГ-5- ПМС 2-10 перемещался между добывающими скважинами. Он работал в комплекте попеременно с комплексами коронарной обработки и установками стационарной обработки разных типов.
Заключение:
1. Комплекс УЗГ-5- ПМС 2-10 не уступает хорошо зарекомендовавшему себя базовому комплексу LU-SV 4-UZ 2500.
2. Комплекс УЗГ-5- ПМС 2-10 имеет эффективную зону обработки призабойной зоны от 35 до
3. Комплекс УЗГ-5- ПМС 2-10 хорошо согласуется в работе с другим акустическим оборудованием.
4. Комплекс УЗГ-5- ПМС 2-10 согласованно работающий в паре с комплексами стационарной и коронарной обработки на фоне воздействия LU-SV 4-UZ 2500 на кусте уверенно показывает эффективное проникающее воздействие на нефтеносные пропластки призабойной зоны на расстоянии до 75-
5. К недостаткам можно отнести что в ходе работ прибор не удалось согласовать с комплексом Е-блок управления ВЧ с подземным излучателем и при их работе не удалось получить эффект резонанса. Однако надо отметить, что и у базового комплекса LU-SV 4-UZ 2500 наблюдаются те же проблемы.
6. В течение полевого сезона комплекс работал по 12-16 часов в сутки, сбоев и поломок не было. Желательно при изготовлении усилить соединительные резьбы на
Выводы:
Комплекс УЗГ-5- ПМС 2-10, полностью отвечает заявленным паспортным данным и эффективно воздействует на повышение дебита скважин. Рекомендуется использовать при комплексном акустическом воздействии в целом на поле или куст на месторождениях с тяжелой нефтью.
Генеральный директор 
Е. Бочарников
_________________________________________________________________________________________
ООО «Азия-Бизнес»
|
690106, Россия, г. Владивосток 10, офис 511, тел./факс: 007-423-2-43-98-11 |
г. Владивосток «02» июля 2015 года.
Отзыв №2 на работу
оборудования компании "НПО "Промресурс"
марки УЗГ-5 - ПМС 2-10 с новым скважинным
прибором повышенной мощности.
Выдан после промысловых испытаний по запросу производителя.
В течении полевого сезона 2015 года с 25 мая по 15 июня проводились промысловые испытания излучателя скважинного ультразвукового повышенной мощности нового образца.
Испытание проходили в два этапа.
Первый этап - лабораторные условия. Целей две.
А) Отработка методики реализации системы комбинированного акустического воздействия из нового излучателя, скважинного прибора с серийным Е–блоком и системы коронарной обработки скважин.
В) Определение оптимальных мощностей и частот, при которых возникает эффект резонанса в объединенной системе АВ.
В период с 25 мая по 1 июня 2015 года работы велись в лабораторных условиях.
Результаты лабораторных работ:
- проблем по включению нового излучателя в общую систему с тремя другими приборами АВ не возникает.
- в диапазоне частот 7.9- 8. 1 кГц установлен резонанс Е-блоком, чего не удавалось достичь при работе с излучателями предыдущего поколения. При перенастройке катушек подмагничивания в коронарной установке до уровня свыше 3 кГц
наступает эффект резонанса с 3 из 4-х излучателей коронарной установки. На предыдущем типе излучателе такой же эффект возникает при работе 8 излучателей (3 из 8), что вело к использованию не менее 2-х комплектов коронарного оборудования.
Второй этап. Промысловые испытания на работающих скважинах. Способ эксплуатации – ШГН. Нагнетаемое давление 7,5 МПа. О реальном изменении ПЗП судили по гидродинамическим исследованиям, проведённым до и после АВ. Регистрация и детальный частотный анализ спектра сигнала до и после акустического воздействия проводился комплексом оборудования «Уссури».
Волновая картина нового излучателя четко отличается от сигналов прочих приборов АВ. Отслеживать его воздействие на комплексе «Уссури» очень удобно. Прибор имеет свой оригинальный почерк, что позволяет корректировать его работу.
Окончательным критерием эффективности АВ служили технологические данные и экономический анализ.
Со 2-го июня по 15 июня 2015 года работы велись круглосуточно.
Для обработки выделено 48 скважин (участок Дальний западный), 24 нагнетающих и 24 добывающих скважины. Скважины расположены квадратно гнездовым методом через 150 метров четыре линии по 12 скважин. 2 линии нагнетающих, две линии добывающих.12 скважин вертикальные, глубиной до 600 м. 36 скважин наклонные, максимальный угол наклона 20-35 градусов.
Нефть легкая, содержание парафина 19-21%, обводненность 90%. Скважины введены в эксплуатацию с 2005 по 2010 годы. Прогнозируемые запасы нефти 85% . Первичный дебит 8-10 т нефти в сутки. Дебит на момент обработки 0,2-0,3 т нефти. Разрез имеет 4 продуктивных пропластка 120 см, 435см, 90 см и 240 см в интервале глубин 420-452 м. и 3 водоносных слоя.
Нефтегазоносные структуры сложены песчано-глинистыми отложениями. Шаг перфорации 500 мм. Диаметр НКТ 76 мм, внутренний диаметр обсадной колонны 124 мм.
Причина падения дебита – радиальное образование нефтяного кокса в перфорированной части добывающей трубы мощностью 9-10 мм. и в зоне перфорации обсадной колонны мощностью кокса 12-14 мм. Призабойная зона зашламована. (данные комплекса «Уссури»).
Схема работы. Остановка скважины, сброс давления, подъем НКТ, шаблонирование диаметром 120 мм, три цикла промывки, монтаж акустического оборудования. Установка на обсадной колонне коронарного оборудования 2 комплекта при 8 излучателях АВ и спуск спарки приборов комплекса Е и излучателя «НПО «Промресурс» на геофизическом кабеле. Шаг обработки 0,5 м. Продолжительность воздействия на интервал перфорации 1.5- 4 часа, в зависимости от тех. плана на проведение работ. Если эффект резонанса возникал сразу при включении трех видов комплексов, то спуск на следующий интервал проводился без отключения питания приборов. В случае, когда резонанс был не устойчив или не возникал, аппаратура каждый раз перенастраивалась. При работе со старым типом излучателя устойчивого резонанса между приборами получить не удавалось.
При обработке новым прибором резонанс, между Е прибором устанавливался сразу, с коронарными излучателями через 5-10 минут после поднастройки.
Новым скважинным прибором были обработаны только 5 скважин в связи с ограничением по времени, отведенным на испытания. Акустическое воздействие на подготовленных скважинах проводилось параллельно 2 полными комплектами УЗГ-5 - ПМС 2-10.
Итоги обработки скважин новым прибором:
№1
-скважина +45-12 добывающая. Обрабатывалась 3- 4 июня
Глубина 576 м
Максимальный угол наклона 20,5 градусов
Методика работы стандартная с 4-х часовым циклом обработки интервала перфорации.
По данным комплекса «Уссури»:
Коксовая пробка была полностью удалена на обсадной трубе.
На обработку призабойной зоны затрачено 1, 5 часа.
Воздействие на пласт присутствует на расстоянии до 55 - 60 метров
Скважина отозвалась через 68 часов
Первичный дебит до обработки 0,25 т. нефти
Дебит после отзыва 0,75 т. нефти
Дебит после запуска скважины в работу 1,2 т. нефти
№2
-скважина +45-13 добывающая. Обрабатывалась 5-6 июня.
Глубина 520 м
Вертикальная скважина.
Методика работы укороченная с 2-х часовым циклом обработки интервала перфорации.
По данным комплекса «Уссури»:
Коксовая пробка была полностью удалена на обсадной трубе.
На обработку призабойной зоны затрачено 2, 5 часа
Воздействие на пласт: присутствует до 55 - 60 метров
Скважина отозвалась через 48 часов
Первичный дебит до обработки 0,2 т. нефти
Дебит после отзыва 0,3 т .нефти
Дебит после запуска скважины в работу 1,1 т. Нефти
№ 3
-скважина +45-14А добывающая. Обрабатывалась 9-13 июня , два цикла.
Глубина 590м
Максимальный угол наклона 24,3 градуса
Методика укороченная с 1-х часовым циклом обработки интервала перфорации.
По данным комплекса «Уссури»:
Коксовая пробка была полностью удалена на обсадной трубе.
На обработку призабойной зоны затрачено 3 часа
Воздействие на пласт: не фиксируется.
Отозвалась через отсутствует
Первичный дебит до обработки 0,1 т. нефти
Дебит после отзыва 0,1 т. нефти
Повторная обработка -скважине +45-14А методика работы стандартная с 4-х часовым циклом обработки интервала перфорации.
По данным комплекса «Уссури»:
Обсадная колонна свободна от кокса.
На обработку призабойной зоны затрачено 4 часа.
Воздействие на пласт: присутствует до 55 - 60 метров
Отозвалась через отсутствует
Первичный дебит до обработки 0,1 т. нефти
Дебит после отзыва 0,1 т. нефти
Дебет через 15 дней 0,1 т. нефти
Выводы: проблема в нагнетающей скважине, дальнейшую обработку скважины
+45-14А новым прибором прекратили из-за дефицита времени.
№4
- скважине +45-15 добывающая. Обрабатывалась 14 июня.
Глубина 610м
Максимальный угол наклона 33,5 градуса
Методика работы стандартная с 1 часовым циклом обработки интервала перфорации.
По данным комплекса «Уссури»:
Коксовая пробка была полностью удалена на обсадной трубе.
На обработку призабойной зоны затрачено 2, 5 часа
Воздействие на пласт: присутствует до 55 - 60 метров
Скважина отозвалась через 60 часов
Первичный дебит до обработки 0,3 т. нефти
Дебит после отзыва 0,55 т. нефти
Дебит после запуска скважины в работу 1,5 т. нефти
№5
-скважине +45-15 А добывающая. Обрабатывалась 15 июня.
Глубина 560м
Максимальный угол наклона 20 градусов
Методика работы стандартная с 1 часовым циклом обработки интервала перфорации.
По данным комплекса «Уссури»:
Коксовая пробка была полностью удалена на обсадной трубе.
На обработку призабойной зоны затрачено 1, 5 часа
Воздействие на пласт: присутствует до 55 - 60 метров
Отозвалась через 76 часов
Первичный дебит до обработки 0,15 т. нефти
Дебит после отзыва 0,3 т. нефти
Дебит после запуска скважины в работу 1,0 т. нефти
Выводы: работа по акустическому воздействию на закоксованные участки интервалов перфорации новым скважинным прибором оказалась эффективней приборов старого образца как по времени так и по степени очистки. 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. 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 восстановлению и повышению дебита скважин. Данный метод необходимо сопровождать детальными гидродинамическими исследованиями, которые в значительной степени способствуют успешности воздействия на ПЗП и одновременно являются критерием его эффективности. Рентабельность всех мероприятий при использовании метода АВ возможна только при условии обоснованного выбора скважин.
Эффект резонанса при комплексном акустическом воздействии в реальных полевых условиях возникает автоматически. Система приборов в состоянии резонанса , легко входит в контакт с аналогичными системами работающими на соседних скважинах, однако дефицит времени не позволил отработать методику взаимодействия из 3-4 групп приборов.
Генеральный директор
Е. Бочарников
____________________________________________________________________________________________
ООО «Азия-Бизнес»
|
690106, Россия, г. Владивосток 10, офис 511, тел./факс: 007-423-2-43-98-11 |
г. Владивосток «10» ноября 2015 года.
Отзыв №3 на работу с использаванием
оборудования компании "НПО "Промресурс" марки УЗГ-5 - ПМС 2-10 .
Выдан после промысловых работ по запросу производителя.
1. Основные сведения по полю
1.1 Поле «Юго-западное. Дальнее»
Эксплуатируется с 2005\6 года.
До начала нашей работы, за годы эксплуатации, поле три раза подвергалось обработке для повышением дебита. Поднимали давление на 20% в течение недели, что давало увеличение дебита на 10-15% в течение квартала, затем дебит плавно снижался до исходного уровня в пределах 500-1000 кг в сутки.
Средняя высота над уровнем моря 115-125 метров.
На поле 48 действующих скважин добывающих, 48 действующих нагнетающих, 12 остановленных по техническим причинам.
Не выбранные запасы 82%
Меловые озерно-речные отложения. Стратиграфия Схема №1.
Поле разбито разломами и сдвигами
Глубина скважин 450-470 вертикальных.
Глубины залегания продуктивных пластов от -375 м до – 405м.
Продуктивных пластов четыре, 100 см, 150см, 350см и 400см. В сумме 10 метров 1000 см
Внутренний диаметр обсадной колоны 240 мм
Внешний диаметр НКТ 56 мм
Насосы штанговые (качалки)
Нагнетаемое давлении 65 атмосфер.
Содержание парафина 18-22%.
Содержание кольматирующих веществ 0.1%
В трубах скважин интенсивно идет осаждение нефтяного кокса.
Три из них наиболее продуктивные и мощные интервале 375 -410 м.
Шаг перфорации 15 отверстий на метр.
В продуктивной зоне обработке подлежит по 300 отверстий перфорации в вертикальных скважинах и по 400 в наклонных.
Полные данные по скважинам в Приложении к 3.4.
1.2 Основные сведения об участке №7.
На седьмом участке поля «Северо-западный -Дальний»
Насчитывает 16 скважин, собранных в 3-х группах Одина 4 скважины и две группы по 3 скважины. 6 скважин отдельно стоящих. Три скважины заглушены по причине - обрыв обсадных колон на уровне 200 метров. Причину остановки еще одной скважины точно назвать невозможно. (Нет данных у эксплуатирующей организации).
Протяженность участка 1 200 метров северо-запада на юго-восток и 800 метров с севера на юг. Форма ромб.
Нагнетающие В-037, В-38, В-39, В-40-Х, В-41, В-42. Остановленные: В-036, 2В-40,
Добывающие + Х- 38 В, +Х -39 –А, +Х – 40В, +Х- 41-А, +Х -42- А, +Х-43В. Остановленные: +Х -36 В, +Х- 44
2. Задачи:
1.Восстановить среднесуточную добычу нефти с куста до 40 -45% от первоначального уровня 2006г., при обработке отдельных участков.
2.Востановить среднесуточную добычу нефти на поле до 65-70% от первоначальной, после обработки всего поля.
3.Добиться сохранения эффекта увеличения дебита по нефти на поле не менее чем на 180 суток после окончания работ.
4. Получить снижение обводненности 11-12 %
5. Непосредственно по участку №7 задачи 1 и 2 объединены, в связи с высокой степенью изоляции участка, рассчитывать на увеличение дебита от работ на сопредельных территориях невозможно. Гарантированный рост дебита по участку 60% от уровня ввода в эксплуатацию.
3. Проект по участку № 7
3.1 Проект
Подробней о разработанной методике. АВ предназначено для обработки газонефтяных полей. Повторюсь - его применение на одной скважине, реально не работает, как и абсолютное большинство подобных ему методов АВ. Основа проекта - это математическая модель, созданная исходя из данных каротажа и истории развития поля в целом. Максимальный эффект при обработке от 50 до 100 скважин. Необходимо получить данные для каждой скважины и каждого пропластка в ней. На базе этих данных создается виртуальное нефтяное детализированное поле и вычисляется оптимальное сочетание источников АВ. В результате получаем точные указания о тактике и стратегии обработки поля, время обработки, мощность и частоты, комбинацию источников. Точно выполняя эти инструкции при обязательном онлайн контроле изменений ситуации в скважинах мы обеспечиваем дальность и эффективность АВ и возникновение эффекта резонанса.
На первом этапе резонанс возникает среди приборов АВ в скважине и призабойной зоне. На нем система чистит перфорацию и активирует призабойную зону.
Второй этап. Резонанс распространяется на 2-3, реже 4 скважины одновременно. Создав единое поле АВ, надо сохранить его в течение нескольких часов с заданными параметрами. При этом отдельные источники АВ должны иметь возможность перемещаться в вертикальной плоскости не выходя из выбранного режима, не теряя согласование между отдельными элементами объединенной системы. Это обеспечивает долгосрочный эффект по подъему уровня добычи нефти на поле в целом.
Эффект резонанса во всех обработанных скважинах взывает вибрацию и колебание во флюиде и порах. Воздействие распространяется как на призабойную зону, так и на поровые массивы в продуктивных и водоносных пропластках, одновременно. АВ от нескольких согласованных источников, как однородных УЗ так и других типов, приводит к тому, что возникают волны сжатия. Генераторы АВ работая по заранее просчитанной программе, раздражает пористую структуру. На фоне резких с заранее вычисленными параметрами термобарических воздействий ВЧ, которые увеличивают проницаемость эффективного воздействия волн выданных УЗ генератором «Основной» с 10-15 метров призабойной зоны, до 75-90 метров от источника.
Воздействие ВЧ способствует также прекращению роста и выпадению в осадок из флюида кольматирующих соединений. Процессы в поле АВ налагаются друг на друга. Упругие волны синхронизируются, отражаются, трансформируются в волны напряжения-растяжения, на фоне роста температур и активного движения газов, создавая условия для очистки пор, развития сети трещин и микротрещин, в прилегающей к скважине породе обрабатываемого пласта.
Правильный расчет обеспечит пересечение и слияние акустических полей, созданных в соседних скважинах, при условии, что расстояние между ними не превышает 160-170 метров)
Можно создать несколько типов таких полей и строить стратегий обработки:
-Мозаичный порядок, хорош для полей небольших, изолированных. Как выбранный участок №7.
-Фронтальный, когда обрабатываются скважины только добывающие, потом только нагнетающие. Бригады обработчиков двигаются вдоль поля .
-Встречный когда две группы обработчиков, по одному типу скважин, двигаются навстречу.
-Шахматный. Обработка ведется в шахматном порядке, этот метод годится, когда расстояние между скважинами превышает 200 метров.
3.2 Каротаж
3.3 Гидродинамика.
3.4 Геофизика. Геологические особенности.
3.5 Обоснование выделения участка №7 в отдельный объект.
В соответствии с проектом восстановления, дебита добычи нефти на поле «Юго-западное. Дальнее», для участка № 7 была разработана отдельная программа обработки. Участок № 7 имеет ряд геологических особенностей. Данная группа скважин, обособлена от поля разломами с востока и запада на 90%, с юга 75%, с севера сброс отделяет участок от поля в целом на 100%. Данные обстоятельства позволяют считать гидродинамический режим автономным и участок №7 самостоятельным полем. Что очень удобно в плане демонстрации методики обработки. На участок заходят все 4 продуктивных пропластка. 1,2,3 основные работающие. Пропласток 4 в условиях обособленности и отсутствия в непосредственной близости от него водоносных слоев обрабатывать считаем не целесообразным. В отличие от остального поля. Порядок на локальном участке работ мозаичный. ( На остальном поле выбран, фронтальный.) На участке для поднятия дебита необходимо создание:
- двух искусственных устойчивых депрессий. Первая СКВ. № В-41 и СКВ. № +Х41 –А. Вторая СКВ.№ В-38 и СКВ № + Х- 38 В.
- трех зон локального повышенного давления. Первая СКВ №В-037. Вторая СКВ №№ В-39, В-40-Х, Третья СКВ № В-42.
- трех полей акустического воздействия с возникновением эффекта резонанса продолжительностью не менее чем по 12 часов при обработке каждого пропластка. Первое поле СКВ №№ В-39, В-40-Х и +Х -39 –А, +Х – 40В. Второе поле СКВ №№ В-42 и +Х -42- А, +Х-43В. Третье поле СКВ №№ В-037, В-38 и + Х- 38 В.
Ситуация на поверхности отражена карте № 1
Ситуация под землей отражена на карте № 2
Расположение полей АВ карта № 3
3.6 Таблица № 2 частот обработки. Геологические особенности.
3.7 Таблица № 3 временных интервалов обработки.
3.8 Таблица № 4 наиболее вероятных частот для достижения резонанса.
4. Материальное обеспечение работ:
1.Комплект оборудования акустического воздействия на геологические скважины, нефтегазоносные и водяные пласты. Четыре комплекта.(производитель серийных комплектов - «Промресурс»)
В дальнейшем обозначается для простоты «Основной».
Состоит из пяти частей:
Генератор УЗ - один;
Блок подмагничивания – один;
Скважинный излучатель – два;
Таймер- прерыватель для автоматической подстройки частот - один
Оборудование предназначено для работы на глубинах до 5 000 метров, при температурах до +400 градусов Цельсия и давлении до 300 атмосфер в агрессивной среде. Комплект оборудования акустического воздействия на геологические скважины, нефтегазоносные и водяные пласты с целью увеличения и восстановления дебита скважин. Очень быстро входит в согласованный контакт с другими источниками АВ. Используется как основной источник УЗ постоянного излучения на поле АВ.
2.Комплекс оборудования постоянной акустической стимуляции низко дебитных скважин. Два комплекта.
В дальнейшем обозначается для простоты «Постоянный».
В составе двенадцати приборов:
Drive -5000-8 -один
Скважинных стержневых излучателей со сферическим распространением сигнала – восемь.
Блок регуляции подачи сигнала
Резервный блок питания
Таймер- прерыватель для автоматической подстройки частот - один
Оборудование предназначено для работы на глубинах до 5 000 метров, при температурах до +220 градусов Цельсия и давлении до 300 атмосфер, в агрессивной среде. Оборудование, предназначено для акустической стимуляция низко дебитных скважин с вязкой нефтью в течение нескольких недель. Выполняет работу - восстановления фильтрационных свойств продуктивных пластов, улучшение фильтрационных свойств призабойной зоны пласта и «отдающей» способности пласта. Оказывает многомесячное воздействие на нефтеносные пласты.
Обычно используется при фронтальной обработке пласта. После обработки комбинированной участка, излучатели размещают по одному в каждой скважине. Запускают работу и добывающих и нагнетающих скважин на 2-3 недели, пока обрабатывается следующая линия. Это приводит к длительному сохранению акустического поля и воздействию его на максимально большую площадь, максимально длительный срок. Закрепляет эффект полученный от комплексной обработки. Также может успешно использоваться и в других схемах АВ
3.Базовый Е блок комплекта ВЧ оборудования термоакустического воздействия на нефтеносные и водоносные пласты и состояние флюида при нефте - газодобыче. Четыре комплекта.
В дальнейшем обозначается для простоты «ВЧ».
Состоит из пяти частей:
Генератора ВЧ - один;
Скважинного прибора диаметром 40 мм - один;
Волновода круглого диаметром 32 мм - два;
Узел сочленения с другими акустическими погружными скважинными приборами - два (папа, мама)
Системы управления – одна.
Оборудование предназначено для работы на глубинах до 3 000 метров, при температурах до +400 градусов Цельсия и давлении до 300 атмосфер в агрессивной среде.
Оказывает термобарогидродинамическое воздействие на флюид, способствует повышению проницаемости пор в нефтеносных и водных пластах на расстояние 50 -70 метров. Вследствие, комбинации АВ ВЧ-УЗ в режиме резонанса при обработке пласта обеспечивает проницаемость комбинированного воздействия 75-80м. Воздействие ВЧ приводит к прекращению роста и выпадению в осадок из флюида кольматирующих соединений. Процессы в поле АВ налагаются друг на друга. упругие волны синхронизируются, отражаются, трансформируются в волны напряжения-растяжения, создавая условия для очистки, развития сети трещин и микротрещин, в прилегающей к скважине породе обрабатываемого пласта.
Обычно используется в спаренных или строенных гирляндах с со скважинными приборами комплектов «Основной». Оптимальная эффективность достигается в строенных системах, когда излучатели «Основного» запитаны от разных генераторов.
Неплохо показало сочетание «ВЧ» «Постоянный».
4.Комплект коронарного наземного оборудования акустического воздействия на обсадные колонны. Шесть комплектов.
В дальнейшем обозначается для простоты «Корона».
Состоит из восьми частей:
Генератор – один;
Корона – одна;
Излучатели – шесть.
Создано для работы на поверхности. Оборудование предназначено для работы на высотах до 2 000 м над уровнем моря, при температурах от 0 до +50 градусов Цельсия при атмосферном давлении. Боится повышенной влажности. Комплект активно воздействует на обсадную трубу, удаляет неорганические осадки. Главное назначение акустические волны коронарной установки, хорошо согласуются с АВ основных ультразвуковых генераторов и способствуют созданию мощного объединенного акустического поля и возникновению в нем эффекта резонанса при колебаниях в порах вызванных АВ. Имея шесть излучателей работающих от двух рассогласованных генераторов и встроенную систему смены частот, «Корона» обеспечивает максимально быстрое согласование и акустический контакт между УЗ приборами АВ. Кроме того комплект активно воздействует на обсадную трубу, удаляет неорганические осадки.
5. Геофизический многоканальный комплекс подземной обработки скважин и он лайн контроля ситуации при комплексном акустическом воздействие на газо-нефтяные поля «Уссури 2». Два комплекта.
Состоит из тринадцати частей:
скважинный прибор для сбора информации - два;
скважинные приборы воздействия на призабойную зону - четыре;
генератор - один
дисплей - один;
блок питания - один,
блок усиления сигнала - один;
блок управления - один;
блок обработки данных - один;
блок контроля - один.
Оборудование предназначено для работы на глубинах до 5 500 метров, при температурах до +450 градусов Цельсия и давлении до 400 атмосфер в агрессивной среде. Геофизический многоканальный комплекс подземной обработки скважин и онлайн контроля ситуации. При комплексном акустическом воздействие на газо-нефтяные поля. Станция «Уссури 2» предназначена для контроля изменения ситуации на газо-нефтяном поле в ходе его обработки. Принимает и обрабатывает данные то 26 УЗ источников 4 ВЧ источников акустического воздействия. Радиус достоверного контроля до 600 метров от условного центра поля. При 2 собственных излучателях онлайн корректировки при обнаруженных ошибках. Может также применяться, как обычная геофизическая станция гамма каротажа.
6.Станция геофизическая «Вулкан», (серийная Башкирия). Два комплекта.
7. Подъёмники автономные передвижные, для работы со скважинными приборами. Восемь.
8. Бригада КРС представлена заказчиком.
9. Машина для промывки скважин предоставлена заказчиком.
10. Тягач предоставлен заказчиком.
11. Дизель генератор 200 кВт предоставлен заказчиком.
12. Кабель одножильный бронированный 25 000 предоставлен заказчиком.
13. Центробежные насосы 4 шт.
5. План ведения работ по участку №7:
Давление сброшено, каротаж сделан.
1 и 2 Сутки Немасштабный план №1-1
НКТ поднять на поверхность. Скважины после извлечения НТК, промываем. Каждую скважину, не менее 2-х циклов. Распределяем геофизические станции, подъёмники и аппаратуры акустического воздействия по выбранному участку для работы.
3, 4, 5, Сутки Немасштабные планы №2-1 и 2- 2
Нагнетающие.
Скважины №№ В-38 и В-41 с помощью центробежных снаружи расположенных насосов, откачиваются подземные воды.
Скважины В-037, В-39, В-40-Х, В-42. В них размещаются по одному скважинному прибору для воды «Основной»УЗ запитанных от двух генераторов УЗ 3 1 и 2. Обработка водоносных горизонтов ведется поочередно в шахматном порядке.
Скважины №№ В-39, В-40-Х. «Основной»УЗ скважинный прибор спаривается с ВЧ скважинными приборами №№1 и 2 работающих от ВЧ генераторов соответственно №№1 и 2. На устья обсадных труб крепятся «Короны» с 6 излучателями, правее сектора «Короны» запускаются от генератора №1 левые сектора от генератора № 2.
Добывающие.
Скважины №№ + Х- 38 В и +Х -41- А остановлены и с помощью насосов окачивается флюид.
Скважины № +Х-43-В и +Х -42- А. Обрабатываются «Постоянный» действующими скважинными приборами УЗ от генераторов УЗП 5 и 6. На устья обсадных труб крепятся «Корона» с 6 излучателями. На скважине +Х -42- А оба сектора «Корона» запускаются от генератора №5. На скважине № +Х-43-В оба сектора работают от генератора № 6.
Скважина № +Х -39 –А обрабатываются строенными системами приборов: «Основной» скважинный УЗ прибор, запитанный от УЗ генератора №3 + скважинный прибор «ВЧ» запитан от «ВЧ» генератора № 3 + скважинный «Основной» УЗ прибор, запитанный от УЗ генератора №4. На устья обсадных труб крепятся короны с 6 излучателями, правее сектора Корона» запускаются от генератора №3 левые сектора от генератора № 4.
Скважина № +Х – 40-В обрабатываются строенными системами приборов «Основной» скважинный УЗ прибор, запитанный от УЗ генератора №4 + скважинный прибор «ВЧ» запитан от «ВЧ» генератора № 4 + «Основной» скважинный УЗ прибор, запитанный от УЗ генератора №4. На устья обсадных труб крепятся «Корона» с 6 излучателями, правее сектора «Корона» запускаются от генератора №3 левые сектора от генератора № 4.
Ротация приборов между скважинами.
6, 7, 8 Сутки. Немасштабные планы №3-1 и 3- 2
Нагнетающие.
В скважинах №№ В-037 и В-38 с помощью центробежных снаружи расположенных насосов, откачиваются подземные воды.
Скважины №№ В-41, В-42-Х. «Основной» УЗ скважинный прибор спаривается с «ВЧ» скважинными приборами №№1 и 2 работающих от ВЧ генераторов соответственно №№1 и 2. На устья обсадных труб крепятся «Корона» с 6 излучателями, правее сектора короны запускаются от генератора №1 левые сектора от генератора № 2.
Скважины №№ В-39, В-40-Х из них вынимают скважинные приборы и вводят в эксплуатацию с повышенным давлением на 20% от планового.
Добывающие.
Скважины №№ + Х- 38 В и +Х -41- А остановлены и с помощью насосов окачивается флюид.
Скважина № +Х -42- А обрабатываются строенными системами приборов «Основного» скважинный УЗ прибор, запитанный от УЗ генератора №3 + скважинный прибор «ВЧ» запитан от «ВЧ» генератора № 3 + скважинный УЗ прибор, запитанный от «Основной» УЗ генератора №4. На устья обсадных труб крепятся «Корона» с 6 излучателями, правее сектора короны запускаются от генератора №3 левые сектора от генератора № 4.
Скважина № +Х-43-В обрабатываются строенными системами приборов «Основной» Скважинный УЗ прибор, запитанный от УЗ генератора №4 + скважинный прибор «ВЧ» запитан от «ВЧ» генератора № 4 + скважинный УЗ прибор , запитанный от «Основной» УЗ генератора №4. На устья обсадных труб крепятся короны с 6 излучателями, правее сектора короны запускаются от генератора №3 левые сектора от генератора № 4.
Скважины +Х -39 –А и +Х – 40-В. Обрабатываются «Постоянный» о действующими скважинными приборами УЗ от генераторов УЗП 1 и 2.
На устья обсадных труб крепятся «Корона» с 6 излучателями, правее сектора короны запускаются от генератора №3 левые сектора от генератора № 4.
Ротация оборудования между скважинами.
9,10,11 сутки Немасштабные планы №4-1 и 4- 2
Нагнетающие.
Скважина №№ В-38 и В-037. «Основной» УЗ скважинный прибор спаривается с «ВЧ» скважинными приборами №№1 и 2 работающих от ВЧ генераторов соответственно №№1 и 2. На устья обсадных труб крепятся «Короны» с 6 излучателями, правее сектора короны запускаются от генератора №1 левые сектора от генератора № 2.
Скважины №№ В-39, В-40-Х из них вынимают скважинные приборы и вводят в эксплуатацию с повышенным давлением на 20% от планового.
Скважина № В-41 и В-42-Х из них вынимают скважинные приборы и вводят в эксплуатацию с повышенным давлением на 20% от планового.
Добывающие.
Скважина № + Х- 38 В обрабатываются строенными системами приборов «Основной» скважинный УЗ прибор, запитанный от УЗ генератора №3 + скважинный прибор «ВЧ» запитан от «ВЧ» генератора № 3 + «Основной» скважинный УЗ прибор, запитанный от УЗ генератора №4. На устья обсадных труб крепятся «Корона» с 6 излучателями, правее сектора короны запускаются от генератора №3 левые сектора от генератора № 4.
Скважина № +Х -41- А - обрабатываются строенными системами приборов «Основной» скважинный УЗ прибор, запитанный от УЗ генератора №4 + скважинный прибор «ВЧ» запитан от «ВЧ» генератора № 4 + «Основной» скважинный УЗ прибор, запитанный от УЗ генератора №4. На устья обсадных труб крепятся «Корона» с 6 излучателями, правее сектора короны запускаются от генератора №3 левые сектора от генератора № 4.
Скважины № +Х -42- А и № +Х -43- вводятся в эксплуатацию.
Скважины №+Х -39 –А и №+Х – 40-В. Введены в эксплуатацию.
Высвободившуюся технику переводят на соседний участок.
12 Сутки Немасштабный план №5-1
Весь участок вводится в эксплуатацию, оборудование переводится на соседний участок. Рабочее давление снижается до планового уровня.
2-11 Сутки. Геофизика. Немасштабные планы №6-1, 6- 2, 6-3.
Скважина № 2В- 05 использована, как опорная постоянно действующая, в ней работала станция «Уссури 2» для постоянного контроля изменения ситуации. Расстояние от условного центра участка до станции 800 метров к юго-востоку от участка.
Вторая станция «Уссури 2» использовалась постоянно и для контроля ситуации и для выставления скважинных приборов. Станция перемещалась постоянно между скважинами.
Скважина +Х-09 С, использовалась станцией «Вулкан» №1 эпизодически для точного определения места по 3 точкам в 600 метров на север от условного центра участка. В остальное время работала на выставлении скважинных приборах на нагнетающих скважинах
Станция «Вулкан » №2 работала на выставлении скважинных приборах на добывающих скважинах, постоянно перемещается между скважинами.
6. Ход работ с 12 июля по 25 июля 2015 года.
Работы выполнялись круглосуточно в две смены по 12 часов.
Состав смены 12 человек:
Старший смены – инженер геолог оператор УЗ установок.
Инженер геолог - второй оператор УЗ установки
Геофизики – два
Геолог интерпретатор – подменный оператор УЗ установки.
Инженер акустик – оператор ВЧ установки
Инженер электрик специалист - КИПА
Оператор подъемника – два человека
Рабочие – два человека
Водитель - один
В целом ход работ соответствовал разработанной программе. Сбоя по срокам не было. Экономия составила 12 часов за счет досрочного введения акустического поля номер два на скважинах СКВ №№ В-42 и +Х -42- А, +Х-43В. Объединение трех скважинных акустических полей в одно произошло сразу же после включения аппаратуры. Не требовало подстройки. Соответственно раньше произошел и отзыв скважин. Скважины отзывались на обработку на вторые сутки после начала АВ через 40 часов. В целом по участку отзыв происходил в среднем через 55-60 часов. Средняя цифра по полю 70-72 часа.
В ходе работ на нагнетающих скважинах №№ В-38 и В-38 на четвертые сутки после снятия давление и начала обработки АВ поля стал наблюдаться эффект самопроизвольного поступления нефти на поверхность (фонтанирования). Поступление флюида имело постоянный, устойчивый характер. Обводненность поступающего флюида не превышала 40%. После окончания обработки по решению владельца скважины были включены в режиме работы нагнетающих скважин. Причина данного эффекта в пробое оконтуривания добывающих скважин. Нами выданы рекомендации изменить контур нагнетающих скважин, путем бурения еще двух скважин в контуре нагнетающих и перевода скважин №№ В-38 и В-38 из фонда нагнетающих в фонд добывающих скважин.
На стадии каротажа и соответственно в проекте не было зафиксировано и учтено, что имеет место разрыв оконтуривания нагнетающих скважин и половина из них дают нефть в тех же объемах, что и добывающие скважины на момент их остановки. При наличии такой информации заранее мы добились итогового результата не за две недели, а вдвое быстрей. Применив встречный метод обработки вместо мозаичного построения. Применение « Постоянных» приборов в данном случае не требовалось.
Скважина № +Х-39 –А показала наихудший результат после обработки. Снижение обводненности не значительное, рост дебита по сравнению с остальными скважинами минимальный. Согласно проекта, её дебит должен был вырасти до 900-1000, а обводненность снизится до 89-90%. Причина, скорее всего не точная информация и соответственно возникшая ошибка при написании проекта. В связи с тем, что при обработке участка №7 в целом были достигнуты заданные результаты, разбираться с проблемами данной скважины посчитали не целесообразным. Так как задержка на ней геофизической аппаратуры и специалистов сорвало бы по срокам обработку остального поля.
Дебит увеличен на плановые 60% и по прошествии 3 месяцев тенденции к снижению добычи нет. Есть даже небольшое возрастание дебита по итогам обработки поля в целом.
По полю при первичной обработке дебит вырос до 60%, после завершения работ в целом возрос до 70,5% от первоначальной добычи в 2006 году. Тенденции к снижению притока нет.
7. Итоговая информация
Таблица № 5
|
Скважина |
Обводненность исходная |
Обводненность На 15 июля 2015г |
Обводненность После обработки |
Обводненность на 1 ноября 2015г |
|
+ Х-38 -В |
87% |
98% |
88% |
90% |
|
+Х– 40-В |
85% |
97% |
86% |
90% |
|
+Х-39 –А |
90% |
98% |
94% |
98% |
|
+Х-41-А |
88% |
96% |
90% |
90% |
|
+Х-42-А |
87% |
95% |
87% |
88% |
|
+Х-43-В |
83% |
99% |
90% |
91% |
таблица № 6
|
Скважина |
Глубина |
Тип |
Первичный Дебет нефти без флюида 2006г |
Дебит нефти после повышения давления в октябре 2012г. |
Дебит до обработки нефти без флюида 2015 год |
Дебит после Обработки нефти без флюида 1 августа 2015г |
Дебит после Обработки нефти без флюида 1 ноября 2015г |
|
+ Х-38 -В |
490 |
наклонная |
3 100 |
800\1 200 |
560 |
2 800 |
3 000 |
|
+Х– 40-В |
459 |
вертикальная |
2 900 |
500\750 |
300 |
1 600 |
1 500 |
|
+Х-39 –А |
475 |
наклонная |
3 000 |
900\900 |
250 |
500 |
450 |
|
+Х- 41-А |
480 |
наклонная |
1 700 |
400\700 |
200 |
1 400 |
1 300 |
|
+Х -42- А |
505 |
наклонная |
2 500 |
700\1000 |
400 |
1 800 |
2 100 |
|
+Х-43-В |
473 |
вертикальная |
2 800 |
400\ 550 |
350 |
1 300 |
1 400 |
|
В- 38 |
|
Вертикальная нагнетающая |
- |
- |
- |
500 оценочно по наполняемости амбара |
- |
|
В -39 |
|
Наклонная нагнетающая |
- |
- |
- |
650 оценочно по наполняемости амбара |
- |
|
Итого |
|
|
16 000 |
3700\ 5 100 |
1 760 |
10 550\ 9 400 |
9 750 |
8. Экономика
Скважины участка №7 давали 11 баррелей нефти в сутки при затратах на добычу 27 долларов за бочку. Обслуживание всего участка обходилось в 9 000 долларов в месяц. В результате обработки участок стал выдавать 59 баррелей ежедневно. То есть при тех же затратах 9 000 долларов в месяц заказчик получил в 5,5 раз больше продукции. Себестоимость упала соответственно в 5 раз.
За прошедшие после обработки три месяца, которые мы сейчас можем отследить – август, сентябрь и октябрь, заказчик заработал 218 000 долларов. За квартал он полностью окупил затраты на обработку куста из 12 скважин 186 000 долларов + 27 000 долларов эксплуатационных расходов. Итого 212 000 долларов. Прибыль 4 000 долларов. Это означает, что уже в ноябре доход по участку № 7 составит 72 000 долларов, расходы 9 000 долларов, прибыль 63 000 долларов. Этот эффект сохранится еще пол года.
Мы гарантируем в договоре, что этот уровень добычи сохранится еще три месяца. Гарантия дана на 180 суток. По нашим расчетам на данном поле и кусте снижение начнёт проявляться через-300-320 суток. Что надеюсь, будет приятным сюрпризом для владельца поля. К маю 2016 дебит снизится на 10-15%, но отнюдь не упадет до 11 баррелей, с которых мы начали работу. До 10-15 баррелей он упадет по нашей оценке к апрелю-маю 2017 года. Соответственно за следующий год участок №7 даст владельцу дополнительную прибыль 600-700 тысяч долларов.
Нефть, полученная из нагнетающих скважин №№ В-38 и В-39, в экономическом обсчете не учитывалась, так как после завершения работ, скважины включены в работу как нагнетающие.
Генеральный директор 
Е. Бочарников
