Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам доразработки частично или полностью истощенных нефтяных месторождений, первоначально эксплуатировавшихся в условиях заводнения, путем воздействия на них физическими полями, и может быть использовано для увеличения конечной нефтеотдачи пластов.
Известны способы разработки обводненных углеводородных залежей и устройства для их осуществления [1]. Способ основан на синхронном вибросейсмическом воздействии от группы равноудаленных наземных источников колебаний, расположенных вокруг одной из крайних к контуру месторождения добывающих скважин, линейным частотно-модулированным сигналом. После повышения притока флюида вибросейсмическое воздействие проводят около другой добывающей скважины, двигаясь от контура нефтеносности к центру месторождения.
Основными недостатками указанного способа и устройства являются отсутствие выбора эффективной частоты воздействия на пласт (воздействие частотно-модулированным сигналом является по сути воздействием с перебором частот, осуществляемых блоком управления источником колебаний), отсутствие временного интервала воздействия при работе в пункте возбуждения, что влияет на эффективность и производительность.
Наиболее близкими к предлагаемому изобретению являются способ разработки обводненного нефтяного месторождения, основанный на вибросейсмическом воздействии на обводненный участок с неподвижной нефтяной фазой наземного источника колебаний, установленного на кусте добывающих скважин в пределах участка на доминантной частоте, определенной на основе анализа амплитудного спектра микросейсмического фона до и после воздействия, установке дополнительных источников на расстоянии друг от друга, равном диаметру эффективной зоны действия источника, и проведении вибросейсмического воздействия на доминантной частоте, и устройство для его осуществления - вибросейсмический источник [2].
Способ по прототипу реализуется в следующей последовательности действий: на месторождении, вскрытом добывающими скважинами, находят обводненный участок с неподвижной нефтяной фазой; в пределах участка на кусте добывающих скважин устанавливают вибросейсмический источник; в одну из добывающих скважин на глубину коллектора помещают сейсмический приемник и измеряют микросейсмический фон в течение 2-3 суток с одновременным определением процентного содержания нефти в скважинной жидкости; проводят вибросейсмическое воздействие с перебором частот; после прекращения вибросейсмического воздействия измеряют амплитудный спектр микросейсмического фона, а по выявленным дополнительным частотам в спектре находят доминантную частоту; производят воздействие на этой частоте; поочередно перемещают источник на полдлины волны до прекращения увеличения содержания нефти в скважинной жидкости и определяют эффективный радиус зоны действия источника; устанавливают дополнительные источники на расстоянии друг от друга, равном диаметру эффективной зоны действия источника; производят вибросейсмическое воздействие на доминантной частоте.
Недостатком данного способа разработки является то, что превышение сигнала над уровнем микросейсмического фона еще не восстанавливает во многих практических случаях подвижность нефти, что не приводит к достижению цели; определение эффективной зоны действия источника как области пласта, в которой сейсмический сигнал выделяется над уровнем фона, с одной стороны, и определение ее через часть длины волны, на которую нужно переместить источник до прекращения увеличения содержания нефти в скважинной жидкости, с другой, однозначно не определяют эту зону; устанавливается непрерывное вибросейсмическое воздействие на доминантной частоте, что ведет к дополнительным затратам; использование в способе наземного вибрационного источника резко снижает промысловую эффективность способа в силу того, что большая часть энергии (68%) уносится поверхностными волнами и не достигает нефтяного пласта.
Указанные недостатки снижают эффективность восстановления подвижности защемленной нефти и приводят к снижению производительности работ.
Цель изобретения - повышение конечной нефтеотдачи за счет восстановления подвижности защемленной нефти и увеличение области охвата вибросейсмическим воздействием при оптимизации его режимов.
Указанная цель достигается тем, что в способе разработки обводненного нефтяного месторождения, включающем вскрытие пласта скважинами, добычу пластовой жидкости добывающими скважинами, вибросейсмическое воздействие на доминантной частоте на пласт от наземных источников колебаний на участках обводненного нефтяного месторождения в зоне эффективного действия источников, определение до и после воздействия состава и количества добываемой жидкости, фоновых значений уровня акустического шума, на участке обводненного нефтяного месторождения проводят изучение фракционного состава горной породы, слагающей нефтяной пласт, путем анализа кернового материала, определяют жесткость C горной породы нефтяного пласта в областях ее ослабления, кинематическую вязкость ν и массу М наибольшего из образцов фракционного состава горной породы в интервале нефтяного пласта в области эффективного действия источника; определяют доминантную частоту f из соотношения
f = 0.5(C/M)0,5/ π,
где C - жесткость горной породы нефтяного пласта, Н/м;
М - масса наибольшего из образцов фракционного состава горной породы в интервале нефтяного пласта, кг;
π = 3.1415926;
выбирают возбуждающую скважину из существующего фонда или специально пробуренную и последовательно монтируют в ней устройство жесткой связи со стенками обсадной колонны, четвертьволновой излучатель длиной l, определяемой из соотношения l = 0.25 c/f,
где c - скорость распространения колебаний по материалу четвертьволнового излучателя, м/с;
f - доминантная частота, Гц;
волновод, присоединенную массу; устанавливают опорную плиту, жестко связанную с опорной трубой ребрами жесткости, центрируют ее относительно устьевого фланца обсадной колонны и закрепляют анкерами, монтируют на опорной трубе наземный источник колебаний и проводят его сопряжение с присоединенной массой, осуществляют вибросейсмическое воздействие с одновременной регистрацией состава и количества добываемой жидкости и сопутствующего газа, амплитудного спектра акустического шума и амплитуды вибросмещений горной породы в интервале нефтяного пласта, продолжительность Tв которого выбирают из условия
Tв< (νω-3)0,5/dп,
где ν - кинематическая вязкость горной породы в интервале нефтяного пласта в области эффективного действия источника, м2/с;
ω = 2πf,Гц;
dп - минимальный диаметр пор, м;
так что амплитуда вибросмещений горной породы и в интервале нефтяного пласта в области эффективного действия источника не превышает величины u < λE/σp, λ = co/f,
где сo - скорость распространения колебаний по горной породе в интервале нефтяного пласта в области эффективного действия источника, м/с;
Ε, σp - модуль упругости и напряжение разрушения горной породы в интервале нефтяного пласта в области эффективного действия источника, H/м2;
отмечают уровень акустического шума, при котором на участке произошли изменения в пробах добываемой жидкости и сопутствующего газа; на участках месторождения осуществляют дополнительную установку комплексов технических средств вибросейсмического воздействия с использованием наземных источников колебаний и волноводных устройств с возможностью совместной работы комплексов в группе, одновременно с вибросейсмическим воздействием на участках месторождения в границах областей эффективного действия комплексов осуществляют закачку растворов с растворенным в них газом в нефтяные пласты, во время проведения вибросейсмического воздействия осуществляют обработки призабойных зон скважин, включая волновые, улучшающие их фильтрационные свойства, проводят повторные сеансы вибросейсмического воздействия на участках месторождения; причем время начала повторного сеанса вибросейсмического воздействия на каждом из участков определяют на момент падения значений уровня акустического шума на каждом из участков до величины, соответствующей началу изменения в составе и количестве добываемой жидкости (в добываемой жидкости определяют увеличение процентного содержания легких и тяжелых фракций углеводородов; в добываемой жидкости определяют процентное содержание нефти и воды), либо время начала повторного сеанса вибросейсмического воздействия на каждом из участков определяют на момент падения значений уровня акустического шума на каждом из участков до величины, соответствующей началу изменения в составе и количестве сопутствующего газа (в сопутствующем газе определяют увеличение процентного содержания этана; в добываемой жидкости определяют увеличение процентного содержания сопутствующего газа); повторные сеансы вибросейсмического воздействия проводят до полного прекращения разработки данного участка; в возбуждающей скважине изолируют приток жидкости по стволу; в качестве устройства жесткой связи со стенками обсадной колонны используют пакерное устройство с упругим элементом повышенной жесткости; регистрацию уровня акустического шума осуществляют в диапазоне 100 Гц - 30 кГц; осуществляют закачку растворов с растворенным в них газом порциями, суммарный объем которых не превышает 10% объема порового пространства нефтяного пласта участка обводненной углеводородной залежи, а в качестве растворенного газа используют углекислый газ или азот, или воздух; волновые обработки призабойных зон скважин осуществляют генераторами, реализующими частоту воздействия на призабойную зону пласта, равную доминантной; верхний конец присоединенной массы устройства вибросейсмического воздействия размещают над устьем возбуждающей скважины, а ее величину выбирают из условия реализации максимальной мощности наземного источника колебаний при вибросейсмическом воздействии; опорную трубу устанавливают на бетонном основании; установку устройства жесткой связи со стенками обсадной колонны производят в интервале продуктивного пласта, имеющего наибольшие остаточные запасы нефти; при выполнении четвертьволнового излучателя из труб и стержней производят заливку затвердевающим материалом внутреннего объема труб на длину, равную l1 = 0,25c/f - 12,
где с - скорость распространения волн по материалу стержней, м/с;
l2 - длина стержней, м;
при выполнении четвертьволнового излучателя из труб производят заливку затвердевающим материалом внутреннего объема труб на длину, равную l = 0.25c/f,
где с - скорость распространения волн по материалу труб, м/с.
Существенные признаки способа:
1. вскрытие пласта скважинами;
2. добыча пластовой жидкости добывающими скважинами;
3. вибросейсмическое воздействие на доминантной частоте на пласт от наземных источников колебаний на участках обводненной углеводородной залежи в зоне эффективного действия источников;
4. определение до и после воздействия состава и количества добываемой жидкости и фоновых значений уровня акустического шума горной породы;
5. проведение изучения на участке углеводородной залежи фракционного состава горной породы, слагающей нефтяной пласт, путем анализа кернового материала;
6. определение жесткости С горной породы нефтяного пласта в областях ее ослабления; кинематической вязкости v и массы М наибольшего из образцов фракционного состава горной породы в интервале нефтяного пласта в области эффективного действия источника;
7. определение доминантной частоты из соотношения f = 0.5 (C/M)/ π,
где C - жесткость горной породы нефтяного пласта, Н/м;
М - масса наибольшего из образцов фракционного состава горной породы в интервале нефтяного пласта, кг;
π = 3.1415926;
8. выбор на участке углеводородной залежи возбуждающей скважины из существующего фонда или специально пробуренной;
9. последовательный монтаж в возбуждающей скважине устройства жесткой связи со стенками обсадной колонны, четвертьволнового излучателя, волновода, присоединенной массы;
10. установка опорной плиты, жестко связанной с опорной трубой ребрами жесткости, центрирование ее относительно устьевого фланца обсадной колонны и закрепление анкерами;
11. монтаж на опорой трубе наземного источника колебаний и сопряжение его с присоединенной массой;
12. осуществление вибросейсмического воздействия с одновременной регистрацией состава и количества добываемой жидкости и сопутствующего газа, амплитудного спектра акустического шума и амплитуды вибросмещений горной породы в интервале нефтяного пласта, продолжительность которого выбирают из условия:
Tв< (νω-3)0,5/dп,
где ν - кинематическая вязкость горной породы в интервале нефтяного пласта в м2/с;
ω = 2πf,Гц;
dn - минимальный диаметр пор, м;
так что амплитуда вибросмещений горной породы в интервале нефтяного пласта в области эффективного действия источника не превышает величины u < λE/σp, λ = co/ω, где с0 - скорость распространения колебаний по горной породе в интервале нефтяного пласта в области эффективного действия источника, м/с;
E,σp - модуль упругости и напряжение разрушения горной породы в интервале нефтяного пласта в области эффективного действия источника, H/м2;
13. отметка уровня акустического шума, при котором на участке произошли изменения в пробах добываемой жидкости и сопутствующего газа;
14. дополнительная установка на участках месторождения комплексов технических средств вибросейсмического воздействия с использованием наземных источников колебаний и волноводных устройств с возможностью совместной работы комплексов в группе;
15. осуществление одновременно с вибросейсмическим воздействием на участках месторождения в границах областей эффективного действия комплексов закачки растворов с растворенным в них газом в нефтяные пласты;
16. осуществление во время проведения вибросейсмического воздействия обработок призабойных зон скважин, включая волновые, улучшающие их фильтрационные свойства;
17. проведение повторных сеансов вибросейсмического воздействия на участках месторождения;
18. определение времени начала повторного сеанса вибросейсмического воздействия на каждом из участков на момент падения значений уровня акустического шума на каждом из участков до величины, соответствующей началу изменения в составе и количестве добываемой жидкости;
19. определение увеличения процентного содержания легких и тяжелых фракций углеводородов в добываемой жидкости;
20. определение процентного содержания нефти и воды в добываемой жидкости;
21. определение времени начала повторного сеанса вибросейсмического воздействия на каждом из участков на момент падения значений уровня акустического шума на каждом из участков до величины, соответствующей началу изменения в составе и количестве сопутствующего газа;
22. определение в сопутствующем газе увеличения процентного содержания этана;
23. определение увеличения процентного содержания сопутствующего газа в добываемой жидкости;
24. проведение повторных сеансов вибросейсмического воздействия до полного прекращения разработки данного участка;
25. изоляция в возбуждающей скважине притока жидкости по стволу;
26. использование в качестве устройства жесткой связи со стенками обсадной колонны пакерного устройства с упругим элементом повышенной жесткости;
27. осуществление регистрации уровня акустического шума в диапазоне 100 Гц - 30 кГц;
28. осуществление закачки растворов с растворенным в них газом порциями, суммарный объем которых не превышает 10% объема порового пространства нефтяного пласта участка обводненной углеводородной залежи;
29. использование в качестве растворенного газа углекислого газа;
30. использование в качестве растворенного газа азота.
31. использование в качестве растворенного газа воздуха.
32. осуществление волновых обработок призабойных зон скважин генераторами, реализующими частоту воздействия на призабойную зону пласта, равную доминантной;
33. размещение верхнего конца присоединенной массы устройства вибросейсмического воздействия над устьем возбуждающей скважины и выбор ее величины из условия реализации максимальной мощности наземного источника колебаний при вибросейсмическом воздействии;
34. установка опорной трубы на бетонном основании;
35. установка устройства жесткой связи со стенками обсадной колонны в интервале нефтяного пласта, имеющего наибольшие остаточные запасы нефти;
36. заливку затвердевающим материалом внутреннего объема труб при выполнении четвертьволнового излучателя из труб и стержней на длину, равную l1 = 0.25 c/f - l2,
где с - скорость распространения волн по материалу стержней, м/с;
l2 - длина стержней, м.
37. заливку затвердевающим материалом внутреннего объема труб при выполнении четвертьволнового излучателя из труб на длину, равную l = 0.25 c/f,
где с - скорость распространения волн по материалу труб, м/с.
Признаки 1-4 - общие с прототипом;
5-18 - существенные признаки заявляемого способа;
19-37 - частные признаки заявляемого способа.
Существенные признаки устройства:
1. наземный источник колебаний - вибросейсмический источник, установленный на обводненном участке месторождения с неподвижной нефтяной фазой;
2. инерционная масса, размещенная над скважиной;
3. размещенная в скважине присоединенная масса;
4. размещенный в скважине четвертьволновой излучатель;
5. размещенное в скважине устройство жесткого крепления к стенкам обсадной колонны;
6. размещенный в скважине направляющий элемент;
7. размещенные в скважине замки;
8. размещенные в скважине центраторы;
9. опорная плита, жестко связанная с опорной трубой ребрами жесткости;
10. анкеры;
11. в качестве наземного источника колебаний использован вибрационный источник с регулируемой величиной частоты колебаний и толкающего усилия;
12. вибрационный источник, состоящий из систем питания и управления и возбудителя вибраций;
13. возбудитель вибраций жестко связан с опорной трубой с ребрами жесткости, установленной на опорной плите, отцентрированной относительно фланца обсадной трубы и закрепленной относительно инерционной массы анкерами;
14. излучающий элемент возбудителя вибраций связан через присоединенную массу с волноводом из колонны труб, связанным нижним торцом с четвертьволновым излучателем, установленным на устройстве жесткой связи со стенками обсадной колонны с возможностью взаимодействия с ним;
15. на нижнем конце четвертьволнового излучателя установлен направляющий элемент;
16. центраторы и замки установлены в местах резьбовых соединений элементов, составляющих присоединенную массу, волновод и четвертьволновый излучатель, исключая относительные перемещения соединяемых поверхностей элементов и проворачивание их в резьбах при вибросейсмическом воздействии;
17. присоединенная масса выполнена в виде набора труб со стенками разной толщины;
18. площадь контакта устройства жесткой связи со стенками обсадной колонны выбрана из соотношения: S > (Mg + Ар)/ τ,
где М - суммарная масса присоединенной, волновода и четвертьволнового излучателя, залитого затвердевшим материалом, кг;
Ap - амплитуда толкающего усилия на нижнем конце четвертьволнового излучателя, H;
τ - касательное напряжение сдвига устройства жесткой связи относительно стенок обсадной колонны, H/м2.
19. система управления, состоящая из усилителя сигнала рассогласования, электромеханического преобразователя и гидравлического усилителя;
20. в качестве гидравлического усилителя использован усилитель или группа усилителей, к примеру управляющий и распределительный, типа "золотник-золотник", состоящий из втулки с окнами перекрываемыми рабочими кромками золотника, с датчиком обратной связи по положению распределительного золотника гидравлического усилителя относительно втулки и усилителем сигнала обратной связи по положению распределительного золотника;
21. в качестве гидравлического усилителя использован усилитель типа "сопло-заслонка" с датчиком обратной связи по положению сопла гидравлического усилителя и усилителем сигнала обратной связи по положению сопла;
22. в качестве возбудителя вибраций использован гидравлический исполнительный механизм, состоящий из полого цилиндра с окнами и размещенного в нем поршня, образующего с внутренними стенками цилиндра полость или полости, заполненные маслом, с датчиком обратной связи по положению поршня относительно цилиндра;
23. в качестве возбудителя вибраций использован электромеханический привод, состоящий из вращающихся дебалансов, приводимых в движение электродвигателем;
24. в качестве возбудителя вибраций использован электрогидропневматический привод, использующий энергию сжатого газа для возбуждения колебаний;
25. в качестве возбудителя вибраций использован газодинамический источник, использующий энергию горения или детонации газовой смеси для возбуждения колебаний;
26. устройство жесткой связи со стенками обсадной колонны взаимодействует с ними через цементную прокладку;
27. отношение величины присоединенной массы к инерционной массе выбрано из диапазона 0.28-0.84;
28. в качестве инерционной массы использовано бетонное основание, установленное вокруг устья скважины;
29. в качестве инерционной массы использован защитный кожух, установленный в цилиндре гидравлического исполнительного механизма и жестко связанный с ним;
30. защитный кожух связан с поверхностью земли тросами-растяжками, исключающими его перемещения в плоскости, перпендикулярной оси скважины;
31. четвертьволновый излучатель выполнен в виде стержней и труб с развитой внутренней боковой поверхностью, причем длину четвертьволнового излучателя выбирают из соотношения l = 0.25 c/f,
где с - скорость распространения колебаний по материалу четвертьволнового излучателя, м/с;
32. направляющий элемент выполнен в виде усеченного конуса;
33. наземный источник колебаний размещен на транспортном средстве;
34. привод системы питания наземного источника колебаний осуществлен путем отбора мощности от двигателя транспортного средства;
35. привод системы питания наземного источника колебаний осуществлен путем отбора мощности от линии электропередач.
Признаки 1 - общие с прототипом;
2-18 - существенные признаки заявляемого устройства;
19-35 - частные признаки заявляемого устройства.
Сущность изобретения поясняется чертежами фиг. 1- фиг. 4, где на фиг. 1 изображено устройство для осуществления способа; фиг. 2 - амплитуда колебаний блока нулевого уровня; фиг. 3 - амплитуда колебаний блоков от нулевого до восьмого уровня включительно;
фиг. 4 - уровни акустического шума горной породы до и после вибросейсмического воздействия.
Способ разработки обводненной углеводородной залежи заключается в следующей последовательности операций.
На участке обводненного нефтяного месторождения проводят изучение фракционного состава горной породы, слагающей нефтяной пласт, путем анализа кернового материала; определяют жесткость C, кинематическую вязкость v горной породы нефтяного пласта в областях ее ослабления и массу М наибольшего из образцов фракционного состава горной породы в интервале нефтяного пласта в области эффективного действия источника; определяют доминантную частоту f из соотношения f = 0.5 (C/M)0,5/ π ,
где C - жесткость горной породы нефтяного пласта, Н/м;
М - масса наибольшего из образцов фракционного состава горной породы в интервале нефтяного пласта, кг;
π = 3.1415926.
На участке обводненного нефтяного месторождения выбирают возбуждающую скважину, в которой ограничивают приток жидкости по стволу 1. Устройство жесткой связи 2 со стенками обсадной колонны 3 устройства вибросейсмического воздействия устанавливают в возбуждающую скважину в интервале нефтяного пласта 4, имеющего наибольшие остаточные запасы нефти.
После установки устройства жесткой связи 2 со стенками обсадной колонны 3 в возбуждающей скважине монтируют последовательно остальные элементы устройства вибросейсмического воздействия: четвертьволновой излучатель 5 длиной, определяемой из соотношения l = 0.25 c/f,
где с - скорость распространения колебаний по материалу четвертьволнового излучателя, м/с;
f - доминантная частота, Гц;
с направляющим элементом 6; волновод из труб 7, присоединенную массу 8; с помощью центраторов и замков 9, 10, центрируя компоновку в колонне 3 и исключая проворачивание ее элементов в резьбовых соединениях.
Вокруг устья возбуждающей скважины устанавливают бетонное основание 11, на котором устанавливают опорную плиту 12, жестко связанную с опорной трубой 13 ребрами жесткости 14, центрируя ее относительно устьевого фланца 15 обсадной колонны 3 и закрепляя относительно бетонного основания 11 анкерами 16. Монтируют на опорной трубе 13 возбудитель вибраций (гидравлический исполнительный механизм) 17, состоящий из полого цилиндра с окнами 18 и размещенного в нем поршня 19 с датчиком обратной связи 20 по положению поршня 19 относительно цилиндра 18, образующими полости 21 для втекания и вытекания жидкости 22, поступающей от системы питания 23 и изменяющей свое направление на обратное системой управления 24, состоящей из усилителя сигнала рассогласования, электромеханического преобразователя (не показаны) и гидравлического усилителя 25 (на чертеже показан распределительный каскад гидравлического усилителя типа "золотник-золотник"), состоящего из втулки с окнами 26, перекрываемыми рабочими кромками золотника 27, с датчиком обратной связи по положению распределительного золотника 28. Проводят сопряжение поршня 19 с присоединенной массой 8. На цилиндре 18 гидравлического исполнительного механизма 17 устанавливают защитный кожух 29, связанный тросами-растяжками с поверхностью земли (не показано).
Одновременно с монтажом устройства вибровоздействия в соседних скважинах в интервале нефтяных пластов определяют фоновый уровень акустического шума, т.е. суммарную амплитуду колебаний точек геофизической среды в диапазоне частот 100 -30000 Гц, амплитуды вибросмещений горной породы, определяют состав и количество добываемой жидкости и сопутствующего газа.
Производят сеанс вибросейсмического воздействия с одновременной регистрацией амплитудного спектра акустического шума амплитуды вибросмещений горной породы и определение состава и количества добываемой жидкости и сопутствующего газа в интервале пласта, имеющего наибольшие остаточные запасы нефти, в скважинах, в которых проводилась регистрация фоновых значений акустического шума, на тех же пикетах.
Отмечают уровень акустического шума, при котором на участке произошли изменения в пробах добываемой жидкости и сопутствующего газа. Продолжительность вибросейсмического воздействия выбирают из условия Tв< (νω-3)0,5/dп,
где ν - кинематическая вязкость горной породы в интервале нефтяного пласта в области эффективного действия источника, м2/с;
dп - минимальный диаметр пор, м;
так что амплитуда вибросмещений горной породы в интервале нефтяного пласта в области эффективного действия источника не превышает величины u < λE/σp, λ = co/ω,
где со - скорость распространения колебаний по горной породе в интервале нефтяного пласта в области эффективного действия источника, м/с;
E,σp - модуль упругости и напряжение разрушения горной породы в интервале нефтяного пласта в области эффективного действия источника, Н/м2.
Разбивают площадь обводненной углеводородной залежи на участки эффективного озвучивания. Устанавливают дополнительные комплексы вибросейсмического воздействия с использованием наземных источников колебаний и волноводных устройств на участках с возможностью совместной работы комплексов в группе. Одновременно с вибросейсмическим воздействием на участках месторождения в границах областей эффективного действия комплексов осуществляют закачку растворов с растворенным в них газом в пределах до 10% объема порового пространства нефтяного пласта на участке. Проводят обработки призабойных зон пласта, включая волновые, улучшающие их фильтрационные характеристики. Повторное вибросейсмическое воздействие на каждом из участков осуществляют, когда уровень акустического шума снизится до уровня, при котором на участке произошли изменения в пробах добываемой жидкости и сопутствующего газа. Вибросейсмическое воздействие на участках прекращают при полном прекращении разработки данных участков. Приведем результаты лабораторных и промысловых исследований, подтверждающие возможность осуществления способа.
Для определения доминантной частоты пласта были проведены исследования фракционного состава горной породы одного из месторождений [3]. Было определено, что масса наибольшего из образцов фракционного состава равна 4 кг, плотность 8•103 кг/м3. Согласно [4] коэффициент жесткости горной породы равен:
C ~ 2ER1/(1-ν
где Е - модуль упругости (модуль Юнга),
R1 - площадь контакта зерен горной породы радиусом R при давлении на нее.
В соответствии с известной задачей Герца [5] R1 = [3(1- ν
где F - сила сжатия сферических зерен горной породы.
Оценивая входящие в формулы параметры как Е~ 1012 Н/м2, R~10-6 м, νc~ 0.3, учитывая, что сила сжатия сферических зерен горной породы F равна Pпл • 4 π R2, а пластовое давление 14.6 МПа, жесткость C будет иметь порядок величины 24•104 Н/м, а доминантная частота ~ 40 Гц. Продолжительность вибровоздействия определяется способностью горной породы к энергонасыщению. На основании представлений о горной породе как о блочно-иерархической структуре [3] математическая модель может быть представлена системой вложенных друг в друга блоков (три блока последующего уровня представляют один блок предыдущего). Такое разбиение приблизительно соответствует экспериментально определенному [4] полимодальному разбиению неоднородностей в нефтяном коллекторе. Блоки одного уровня являются абсолютно жесткими и их смещению препятствует вязкое трение и упругие связи на переменных контактных поверхностях.
Схематично эту ситуацию можно представить следующим образом. Каждый блок i-го уровня состоит из трех блоков (i+1)-го уровня. На блоки действует внешняя сила, моделирующая бегущую по горной породе сейсмическую волну от источника колебаний.
Запишем уравнения, исключив геометрические размеры областей контакта блоков. Для этого рассмотрим блок 0-го уровня с массой М.
где ρ - плотность материала породы блока, кг/м3;
М - масса элемента, кг;
μ - эффективная вязкость на поверхности контакта, Па•с;
C - эффективная упругая жесткость, Н/м;
f - смещение, вызываемое источником внешнего воздействия, м.
Для амплитуды внешнего воздействия f= 10-6 м и массы блока нулевого уровня 3 кг на фиг. 2, 3 приведены результаты расчета амплитуды колебаний блока нулевого уровня и последующих (вплоть до 8-го) для значений C=109 Н/м, ρ = 6000 кг/м3 и μ = 104 Па•с.
Из анализа графиков видно, что и в этом случае блок нулевого уровня совершает высокочастотные колебания с уменьшающейся амплитудой вокруг положения, задаваемого внешней вынуждающей силой, изменяющейся с низкой частотой по гармоническому закону. При постоянном внешнем воздействии происходит перераспределение энергии колебаний с нулевого на последующие уровни системы. Характерное время вовлечения блоков более высокого уровня в колебательное движение равно:
Tв= (νω-3)0,5/(M/ρ)1/3
и все переменные определены выше.
Следовательно, сеанс вибровоздействия занимает интервал времени от вовлечения в колебательное движение блока нулевого уровня до того момента, когда придет в движение блок минимального размера.
Продолжительность Tв вибровоздействия определяем из условия: 
где ν,ρ - кинематическая вязкость и плотность горной породы в интервале нефтяного пласта в границе области эффективного озвучивания, м2/с и кг/м3 соответственно;
dп - минимальный диаметр пор горной породы в интервале продуктивного пласта в границе области эффективного озвучивания, м;
ω - циклическая доминантная частота, Гц.
При этом заведомо все блоки будут вовлечены в колебательное движение. Естественным ограничением на продолжительность вибросейсмического воздействия накладывается условие сохранения ненарушенной горной породы, что приводит к ограничению на амплитуду вибросмещения, имеющее вид:
u < λE/σp, λ = co/f,
где со - скорость распространения колебаний по горной породе в интервале продуктивного пласта в области эффективного действия источника, м/с;
f - доминантная частота, Гц
Ε, σp - модуль упругости и напряжение разрушения горной породы в интервале нефтяного пласта в области эффективного действия источника, Н/м2.
Время начала повторного вибровоздействия определяется реакцией горной породы нефтяного пласта, содержащей нефть, воду и газ на изменение уровня акустического шума. Проведенные эксперименты показали, что при достижении определенного уровня акустического шума наблюдаются изменения в составе и количестве добываемой жидкости и сопутствующего газа. В ходе проведения опытно-промысловых работ на месторождении Чангыр-Таш (Киргизия) проводили отборы проб нефти и попутного газа. Из контрольной скважины N 156 были взяты пробы сопутствующего газа. Данные приведены в таблице 1.
В ходе вибровоздействия, как видно из таблицы 6.1.5, средний молекулярный вес углеводородной части уменьшился. Следовательно, в пробах увеличивается процент легких фракций углеводородов. Проведенные специалистами химической лаборатории ПО "Киргизнефть" компонентные анализы газа показывают, что на фоне относительно небольшого уменьшения состава углеводородной части (в объемных процентах) CH4 (с 30.31 до 28.15% 5 октября и 28.83% 7 октября), C3H8 (с 19.81% до 14.81 и 14.02%), высокомолекулярных углеводородных газов: C5H12 (с 1.75 до 1.64 и 1.61%), C6H14 (с 1.01 до 0.34%), заметно увеличилось содержание этана C2H6 (с 45.28% до 52.96 и 53.23%).
Пробы нефти брали в контрольной скважине N 149, отличающейся относительно других контрольных скважин, переведенных на периодическую эксплуатацию, более высоким дебитом и поэтому работающей в непрерывном режиме. В этом случае исключалось влияние естественного разделения нефти и воды на количественные параметры пробы. Данные анализов приведены в таблице 2.
Следует отметить, что в пробах нефти, взятых во времени воздействия, увеличивается остаток при разгонке. Снижение температуры начала кипения пробы с 51oC (проба взята 2.10.88 перед началом воздействия) до 35oC (проба взята 9.10.88 во время проведения воздействия на нефтяной пласт) говорит о том, что нефть обогащается и более легкими фракциями. Таким образом, фракционный состав нефти при воздействии расширяется.
Специальными экспериментами установлено, что закачка газированных жидкостей оторочками не более 10% от вытесняемого объема приводит к выделению свободного газа при вибрациях, не оказывая влияния как вытесняющий агент, в то же время в поле колебаний увеличивает относительную фазовую проницаемость для нефти и снижает ее для воды. При этом не наблюдалось прорывов газа при вибрациях.
Расчеты показывают, что заполнение скважины водой приводит к резкому падению КПД волноводного устройства. В таблице 3 приведены данные об относительном изменении амплитуды колебаний, распространяющихся по волноводу в случае заполнения его жидкостью (U0 - амплитуда колебаний в сухой скважине).
Из анализа вышеприведенных данных следует, что рассеивание энергии колебаний, распространяющихся по волноводному устройству длиной 2 км в скважине, заполненной жидкостью, составляет более 71%, что приводит к необходимости предварительного (перед спуском волновода) проведения изоляционных работ.
Устройство для осуществления способа, т.е. устройство вибросейсмического воздействия состоит из наземного источника колебаний и снабжено инерционной массой 11, размещенной над скважиной, размещенными в скважине присоединенной массой 8, четвертьволновым излучателем 6, устройством жесткой связи 2 со стенками обсадной колонны 3, направляющим элементом 5, замками 10, центраторами 9, опорной трубой 12 с ребрами жесткости 14, анкерами 16, причем в качестве наземного источника колебаний используется вибрационный источник с регулируемой величиной частоты колебаний и толкающего усилия, состоящий из систем питания 23 и управления 24, и возбудителя вибраций 17, состоящего из полого цилиндра с окнами 18 и размешенного в нем поршня 19 с датчиком обратной связи 20 по положению поршня 19 относительно цилиндра 18, образующими полости 21 для втекания и вытекания жидкости 22, поступающей от системы питания 23 и изменяющей свое направление на обратное системой управления 24, состоящей из усилителя сигнала рассогласования, электромеханического преобразователя (не показаны) и гидравлического усилителя 25 (на чертеже показан распределительный каскад гидравлического усилителя типа "золотник-золотник"), состоящего из втулки с окнами 26, перекрываемыми рабочими кромками золотника 27, с датчиком обратной связи по положению распределительного золотника 28; и жестко связанного с опорной трубой 13, отцентрированной относительно фланца обсадной трубы 15 и закрепленной относительно инерционной массы 11 анкерами 16, поршень 19 возбудителя вибраций 17 связан через присоединенную массу 8 с волноводом 7 из колонны труб, связанным нижним торцом с четвертьволновым излучателем 6, установленным на устройстве жесткой связи 2 со стенками обсадной колонны 3 с возможностью взаимодействия с ними, при этом на нижнем конце четвертьволнового излучателя 6 установлен направляющий элемент 5, центраторы 9 и замки 10 установлены в местах резьбовых соединений элементов, составляющих присоединенную массу 8, волновод 7 и четвертьволновый излучатель 6, исключая относительные перемещения соединяемых поверхностей элементов и проворачивание их в резьбах при вибросейсмическом воздействии, присоединенная масса 8 выполнена в виде набора труб со стенками разной толщины, причем площадь контакта S устройства жесткой связи 2 со стенками обсадной колонны 3 выбирают из соотношения: S > (Mg + Ap)/ τ,
где М - суммарная масса присоединенной 8, волновода 7 и четвертьволнового излучателя 6,
Ap - амплитуда толкающего усилия на нижнем конце четвертьволнового излучателя 6,
τ - касательное напряжение сдвига устройства жесткой связи 2 относительно стенок обсадной колонны 3.
На цилиндре 18 гидравлического исполнительного механизма 17 установлен защитный кожух 29, связанный тросами-растяжками с поверхностью земли (не показано).
Устройство вибросейсмического воздействия работает следующим образом. На выбранном участке месторождения выбирают возбуждающую скважину из существующего фонда или специально пробуренную и проводят подготовительные операции по спуску и креплению устройства жесткой связи 2 со стенами обсадной колонны 3. Затем последовательно опускают и устанавливают на устройстве жесткой связи 3 четвертьволновый излучатель 6 с направляющим элементом 5 на его нижнем торце, волновод 7, присоединенную массу 8, которые компонуют на устье, снабжая в местах соединений замками 10 и центраторами 9.
После этого над скважиной устанавливают наземный источник колебаний, излучающий элемент (поршень 19) которого связывают с присоединенной массой 8 волноводного устройства. После проведения монтажных работ включают источник колебаний, система питания 23 и управления 24 которого с помощью гидравлического усилителя 25 управляет потоками жидкости 22, поступающими в полости 21 возбудителя вибраций 17. Возбудитель вибраций 17 вырабатывает колебания заданной амплитуды и частоты поршня 19, которые передаются присоединенной массе 8 и распространяются дальше по волноводу 7, достигая излучателя 6, где устройством жесткой связи 2 преобразуются в поперечные колебания стенок обсадной колонны 3 и затем в волны сдвига (поперечные волны). Жесткая связь излучателя с породой обеспечивает возбуждение в среде ко6лебаний, которые распространяются по скелету породы с малым затуханием на низких частотах.
В устройстве вибросейсмического воздействия присоединенная масса 8 является нагрузкой для источника колебаний. От ее величины зависит мощность, развиваемая источником, а следовательно, и величина радиуса области эффективного озвучивания. Исследования влияния величины присоединенной массы на амплитуду силового воздействия показывают, что пределы ее изменения относительно величины реактивной массы находятся в интервале 0.28-0.84. Данные математического моделирования приведены в таблице 4.
По сравнению с прототипом предложенный способ и устройство для его осуществления имеют высокую эффективность и производительность.
Пример конкретного выполнения. Способ разработки обводненной углеводородной залежи, приведенный в заявке, прошел испытания на одном из месторождений Пермской области. В пределах месторождения был выбран обводненный опытный участок, на котором проводится разработка 4 пластов, имеющих среднюю глубину залегания 1414 м, 1420 м, 1430 м, 1440 м. Обводненность продукции добывающих скважин на участке составила 82.9%. Анализ кернового материала показал, что доминантная частота равна ~ 40 Гц. На этом участке выбрали возбуждающую скважину, в которой провели монтаж волноводного устройства. Перед установкой излучателя в интервале, имеющем наибольшие остаточные запасы нефти, провели закачку цемента в пласт с целью ограничения водопритока. В соседней скважине, отстоящей от возбуждающей на расстоянии 1 км, провели регистрацию уровня акустического шума в интервале нефтяных пластов с помощью акустического шумомера. Изменения уровня акустического шума приведены на фиг. 4. Расчеты показали, что для данных геолого-физических условий залегания пластов продолжительность воздействия составляет 15 суток, а перерыв между воздействиями 4 месяца.
В способе разработки обводненной углеводородной залежи устройство для осуществления способа было выполнено следующим образом. В качестве источника колебаний использовался источник электромеханического типа. Волноводное устройство состояло из присоединенной массы, выполненной из УБТ 4", собственно волновода из НКТ 3", четвертьволнового излучателя из труб диаметром 108 мм и 133 мм и болванок диаметром 140 мм. Волновод, присоединенная масса и четвертьволновый излучатель были изолированы от обсадной колонны центраторами в виде втулок из металла. Втулки размещались в местах соединения элементов и фиксировались при помощи замков в виде приваренных накладок.
В результате проведения вибросейсмического воздействия произошло снижение обводненности в среднем по участку на 4-6%. Дополнительная добыча нефти на этапе пусконаладочных работ составила 2500 т.
Литература
1. Способ разработки обводненного нефтяного месторождения. Пат. 2057906 (Россия), кл. E 21 В 43/00, бюл. 10, 1996.
2. Способ разработки обводненного нефтяного месторождения. А.с. 1596081 (СССР), кл. E 21 В 43/00, бюл. 36, 1990 (прототип).
3. Lopukhov G.P. Vibroseismic stimulation for rehabilitation of highly watered reservoirs // Proceedings the 9-th European IOR Symposium, Hague, Holland, October, 20-22, 1997, #053.
4. Ромм Е. С. Структурные модели порового пространства горных пород // Недра, Л., 1985, с. 22.
| название | год | авторы | номер документа |
|---|---|---|---|
| СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ОБВОДНЕННОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ | 1999 |
|
RU2163660C1 |
| УСТРОЙСТВО ВИБРОСЕЙСМИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА НЕФТЕГАЗОВОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ | 2009 |
|
RU2410524C2 |
| СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ОБВОДНЕННОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ | 1992 |
|
RU2057906C1 |
| СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ОБВОДНЕННОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ | 2004 |
|
RU2255212C1 |
| СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ОБВОДНЕННОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ | 1992 |
|
RU2039218C1 |
| СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ | 2003 |
|
RU2244807C2 |
| СПОСОБ РАЗРАБОТКИ УГЛЕВОДОРОДНОЙ ЗАЛЕЖИ С ФИЗИЧЕСКИМ ВОЗДЕЙСТВИЕМ НА ГЕОЛОГИЧЕСКУЮ СРЕДУ | 2007 |
|
RU2349741C2 |
| СПОСОБ РАЗРАБОТКИ УГЛЕВОДОРОДНОЙ ЗАЛЕЖИ | 2002 |
|
RU2191891C1 |
| СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ | 1993 |
|
RU2078913C1 |
| СПОСОБ РАЗРАБОТКИ УГЛЕВОДОРОДНОЙ ЗАЛЕЖИ | 2004 |
|
RU2261985C1 |
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки обводненных месторождений на поздней стадии и устройствам для их осуществления. Обеспечивает повышение конечной нефтеотдачи за счет восстановления подвижности защемленной нефти и увеличение области охвата вибросейсмическим воздействием при оптимизации его режимов. Сущность изобретения: пласт вскрывают скважинами и производят добычу пластовой жидкости добывающими скважинами. На участке углеводородной залежи проводят изучение фракционного состава горной породы, слагающей нефтяной пласт, путем анализа кернового материала, и определяют доминантную частоту пласта. Производят монтаж комплекса технических средств вибросейсмического воздействия. Он включает установку волноводного устройства в возбуждающей скважине из существующего фонда или специально пробуренную скважину и сопряжение его с наземным источником колебаний вибрационного типа с регулируемой величиной частоты колебаний и амплитуды. Осуществляют вибросейсмическое воздействие на доминантной частоте с одновременной регистрацией состава и количества добываемой жидкости и попутного газа, амплитудного спектра акустического шума и амплитуды вибросмещений горной породы в интервале продуктивного пласта, имеющего наибольшие остаточные запасы нефти. По результатам обработки амплитудного спектра акустического шума и динамики технологических показателей разработки определяют режимы оптимального вибровоздействия на залежь. Разбивают месторождение на участки эффективного действия комплекса технических средств вибросейсмического воздействия, включающего наземный источник и волноводное устройство, и монтируют на них дополнительные комплексы. Производят вибросейсмическое воздействие с одновременными периодическими закачками растворов, содержащих растворенный газ, в интервалы пласта на участках. Во время проведения вибросейсмического воздействия осуществляют обработки призабойных зон пласта, включая виброволновые, улучшающие их фильтрационные свойства. Проводят повторные сеансы вибросейсмического воздействия на данных участках до полного прекращения разработки данных участков. Устройство по способу включает наземный источник колебаний вибрационного типа. Он состоит из системы питания и управления, включающей усилитель сигнала рассогласования, электромеханический преобразователь, гидравлический усилитель, и возбудителя вибраций. Он жестко связан с опорной трубой, отцентрированной относительно устья скважины. Его излучающий элемент связан через присоединенную массу с упругим волноводом. Он связан с четвертьволновым излучателем нижним торцом. При включении источника колебаний система питания и управления управляет потоками жидкости, поступающими в возбудитель вибраций, и приводит в колебательное движение его излучающий элемент, который передает колебания присоединенной массе, что обеспечивает распространение волн по волноводу до четвертьволнового излучателя, где устройством жесткой связи со стенками обсадной колонны они излучаются в нефтяной пласт. 2 с. и 37 з.п. ф-лы, 4 табл., 4 ил.
f=0,5(C/M)0,5/π,
где С - жесткость горной породы нефтяного пласта, Н/м;
М - масса наибольшего из образцов фракционного состава горной породы в интервале нефтяного пласта, кг;
выбирают возбуждающую скважину из существующего фонда или специально пробуренную и последовательно монтируют в ней устройство жесткой связи со стенками обсадной колонны, четвертьволновой излучатель длиной l, определяемой из соотношения
l=0,25c/f,
где с - скорость распространения колебаний по материалу четвертьволнового излучателя, м/с;
f - доминантная частота, Гц;
волновод, присоединенную массу; устанавливают опорную плиту, жестко связанную с опорной трубой ребрами жесткости, центрируют ее относительно устьевого фланца обсадной колонны и закрепляют анкерами, монтируют на опорной трубе наземный источник колебаний и проводят его сопряжение с присоединенной массой, осуществляют вибросейсмическое воздействие с одновременной регистрацией состава и количества добываемой жидкости и сопутствующего газа, амплитудного спектра акустического шума и амплитуды вибросмещений горной породы в интервале нефтяного пласта, продолжительность Тв которого выбирают из условия
Tв< (νω-3)0,5/dn,
где ν - кинематическая вязкость горной породы в интервале нефтяного пласта в области эффективного действия источника, м2/с;
ω = 2πf, Гц;
dn - минимальный диаметр пор,
так что амплитуда вибросмещений горной породы в интервале нефтяного пласта в области эффективного действия источника не превышает величины
u < Eλ/σp, λ = co/f,
где с0 - скорость распространения колебаний по горной породе в интервале нефтяного пласта в области эффективного действия источника, м/с;
Ε, σp - модуль упругости и напряжение разрушения горной породы в интервале нефтяного пласта в области эффективного действия источника, Н/м2;
отмечают уровень акустического шума, при котором на участке произошли изменения в пробах добываемой жидкости и сопутствующего газа; на участках месторождения осуществляют дополнительную установку комплексов технических средств вибросейсмического воздействия с использованием наземных источников колебаний и волноводных устройств с возможностью совместной работы комплексов в группе, одновременно с вибросейсмическим воздействием на участках месторождения в границах областей эффективного действия комплексов осуществляют закачку растворов с растворенным в них газом в нефтяные пласты, во время проведения вибросейсмического воздействия осуществляют обработки призабойных зон скважин, включая волновые, улучшающие их фильтрационные свойства, проводят повторные сеансы вибросейсмического воздействия на участках месторождения.
L1 = 0,25c/f-L2
где L2 - длина стержней, м;
c - скорость распространения волн по материалу стержней, м/с.
L = 0,25c/f,
где c - скорость распространения волн по материалу труб, м/с.
S>(Mg+Ap)/τ,
где М - суммарная масса присоединенной, волновода и четвертьволнового излучателя, кг;
Ар - амплитуда толкающего усилия на нижнем конце четвертьволнового излучателя, Н;
τ - касательное напряжение сдвига устройства жесткой связи относительно стенок обсадной колонны, Н/м2.
l=0,25c/f,
где c - скорость распространения колебаний по материалу четвертьволнового излучателя, м/с.
| Способ разработки обводненного нефтяного месторождения | 1988 |
|
SU1596081A1 |
| СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ОБВОДНЕННОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ | 1992 |
|
RU2057906C1 |
| СПОСОБ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА НЕФТЕНОСНЫЙ ПЛАСТ | 1992 |
|
RU2046936C1 |
| СПОСОБ ОБРАБОТКИ ГОРНЫХ ПОРОД В СКВАЖИНЕ | 1995 |
|
RU2093671C1 |
| СПОСОБ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ СКВАЖИНЫ | 1997 |
|
RU2109134C1 |
| US 4049053 A, 20.09.1977 | |||
| US 5184678 A, 09.02.1993. | |||
