Настоящее изобретение относится к способу и устройству для создания ударных волн, а более конкретно к способу и устройству для многократного создания ударных волн в стволе нагнетательной скважины с целью повышения отдачи нефти и добычи нефти и осуществления непрерывной сейсмической разведки нефтеносного пласта.
Сейсморазведочные работы, выполняемые на различных стадиях разработки месторождения нефти, проводят для обнаружения залежей углеводородов. Сейсморазведочные работы этих видов обычно называют четырехмерной сейсмической разведкой, в которой используются данные, относящиеся к глубине, ширине, длине и времени. Существуют проблемы, обусловленные отсутствием совместимости результатов исследований, выполненных в разное время. Анализ данных требует больших затрат и часто является ненадежным.
При проведении сейсморазведочных работ высвобождают энергию, которая распространяется сквозь грунт в виде вибраций, называемых сейсмическими волнами. Сейсмические волны распространяются во всех направлениях и постепенно затухают по мере увеличения расстояния от источника.
Существуют сейсмические волны двух видов. Объемные волны, самые быстрые сейсмические волны, распространяются в грунте. Объемные волны могут быть волнами сжатия или сдвиговыми волнами. Когда волны проходят через грунт, они вынуждают частицы породы перемещаться различным образом. Волны сжатия подвергают породу действию сжатия и растяжения. Сдвиговые волны создают перемещение пород в направлении, перпендикулярном направлению распространения. Волны сжатия могут распространяться в твердых средах, жидкостях или газах, но сдвиговые волны могут распространяться только в твердых средах. Волны сжатия представляют собой наиболее быстрые сейсмические волны и часто называются первичными волнами. Сдвиговые волны распространяются медленнее и называются вторичными волнами. Сейсмографические приборы снабжают датчиками, называемыми сейсмометрами, которые могут обнаруживать перемещения грунта, вызванные сейсмическими волнами. Посредством сейсмографа создаются волнистые линии, которые отражают величину сейсмических волн, прошедших под ним. Запись волны, называемая сейсмограммой, печатается на бумаге, пленке или регистрирующей ленте или запоминается и отображается с помощью компьютеров.
Применительно к четырехмерному сейсмическому картированию существует необходимость в управляемом источнике сейсмической энергии, обеспечивающем совместимые данные для использования при четырехмерном сейсмическом картировании. Кроме того, давно ощущается необходимость в источнике сейсмической энергии, управляемом таким образом, чтобы его можно было “подстраивать” к конкретному пласту для получения оптимальной характеристики при интенсификации добычи углеводородов.
Интенсификация сейсмическими или упругими волнами является хорошо известным способом для повышения отдачи нефти из нефтеносного пласта, описанным в: "Elastic-wave stimulation of oil production: A review of methods and results", Geophysics, vol. 59, №6 (June 1994).
Из уровня техники известны и запатентованы разнообразные устройства для передачи ударной волны в скважину. Например, в патенте Российской Федерации №1710709 раскрыты способ и устройство, опорная плита которого размещена в забое скважины, а тяжелый груз в виде заполненной водой трубы многократно поднимается и сбрасывается на опорную плиту, в результате чего в нефтеносном пласте создаются вибрации. Однако повторяющиеся удары груза в конечном счете разрушают забой скважины. Степень повреждения можно минимизировать путем ограничения ударной нагрузки, прикладываемой к опорной плите, но при этом уменьшается мощность упругих волн, что приводит к снижению эффективности. Кроме того, эффективность этого способа ограничена низким коэффициентом преобразования потенциальной энергии груза в энергию упругих волн.
В патенте СССР №1674597, выданном Кострову 1 Мая 1991 г, раскрыт скважинный гидроакустический генератор, содержащий корпус с впускным отверстием и выпускным отверстием, коническое сопло, резонансную диафрагму и конический дефлектор. Угол сужения конического дефлектора имеет конкретное значение, при котором обеспечивается оптимальное отражение волн, создаваемых генератором и резонансной диафрагмой, так что вся энергия волны передается в направлении стенки обсадной колонны.
В патенте США №5586602 (Vagin О.) раскрыты способ и устройство для повышения эффективности воздействия ударной волны на нефтеносные пласты, которое содержит качалку, расположенную на оборудовании устья скважины, насосно-компрессорную колонну, которая проходит вниз в эксплуатационной обсадной колонне скважины, гидравлический сальник, расположенный на верхней части насосно-компрессорной колонны, цилиндр, соединенный с нижней частью насосно-компрессорной колонны, и поршень, которые совершает возвратно-поступательные движения вверх и вниз внутри насосно-компрессорной колонны и цилиндра. Когда поршень перемещается вверх, жидкость в насосно-компрессорной колонне сжимается. В верхней точке хода вверх качалки поршень выходит из верхней части цилиндра, так что жидкость, находящаяся в насосно-компрессорной колонне, выпускается в эксплуатационную обсадную колонну, в результате чего создается ударная волна. Хотя этот способ обеспечивает большую эффективность, чем способ, описанный в патенте Российской Федерации №1710709, рассмотренном выше, он ограничен в части надежности, эффективности и производительности, поскольку для герметизации ствола скважины должна быть установлена цементная/глухая пробка, давление на фронте ударной волны должно быть ограничено вследствие низкой надежности гидравлического сальника, периодически подвергаемого воздействию высокого давления, должно использоваться дополнительное наземное оборудование для компенсации утечки жидкости через гидравлический сальник, обсадную колонну, цементную пробку и другое оборудование, и он неприменим для создания ударной волны вблизи забоя скважины, когда скважины имеют глубину больше 800-1000 футов.
В патенте США №5836389 (Wagner et al.) раскрыт диффузор-дефлектор конической формы, который расположен таким образом, что, когда волна попадает на диффузор-дефлектор, происходит частичное отражение волны в обратном направлении, и, по меньшей мере, часть импульсной волны остается в забое скважины, попадая на пробку-мост. Волна отклоняется пробкой-мостом, и затем в небольшой области скважины слабая упругая волна поддерживается пакером и диффузором-дефлектором.
В патенте США №5950726 (Roberts) раскрыто устройство для воздействия на скважину, которое содержит подземную обсадную колонну, образующую герметичный контейнер, в котором закреплена насосно-компрессорная колонна. Насосно-компрессорная колонна в обсадной колонне заполнена рабочей жидкостью, а качалка приводит в возвратно-поступательное движение поршень внутри насосно-компрессорной колонны, чтобы периодически сжимать и разрежать рабочую жидкость для создания энергии упругой волны. Для усиления и направления волн на нижнем конце цилиндра насоса закреплен полый конический рупор. Рабочая жидкость, по существу, заполняет трубный узел и герметичный резервуар, образованный устьем скважины, обсадной колонной и пробкой-мостом, установленной выше перфораций в используемой или в ликвидированной скважине.
В патенте №5586602 (Vagin), патенте №5836389 (Wagner et al.) и патенте №5950726 (Roberts) раскрыты способы, для осуществления которых необходимо, чтобы скважина была полностью заполнена жидкостью и герметизирована для образования замкнутой системы.
Техническим результатом настоящего изобретения является устранение недостатков устройств, известных из предшествующего уровня техники.
Этот технический результат достигается тем, что способ создания ударной волны в жидкости в скважине, содержащий сжатие части жидкости, внезапное высвобождение сжатой жидкости в оставшуюся жидкость, создавая таким образом сжимающую ударную волну, и повторение сжатия и высвобождения жидкости, отличающийся тем, согласно изобретению содержит следующие стадии:
расположение устройства, поддерживаемого насосно-компрессорной колонной и имеющего камеру и внутренний канал, в жидкости так, чтобы устройство было погружено в жидкость, при этом внутренний канал и камера имеют площади поперечных сечений, площадь поперечного сечения внутреннего канала меньше площади поперечного сечения камеры;
подача жидкости в камеру и в канал;
перемещение поршня в поршневом узле по каналу для сжатия жидкости в камере;
перемещение поршня из канала в камеру для выхода сжатой жидкости через канал в жидкость, в которую погружено устройство, при этом поршневой узел включает поршень и штангу, проходящую через второй канал между камерой и насосно-компрессорной колонной с уплотнением по отношению ко второму каналу для обеспечения уплотнения между сжатой жидкостью в камере и жидкостью в насосно-компрессорной колонне для изоляции насосно-компрессорной колонны над камерой от камеры.
Внутренний канал можно погружать в жидкость в стволе скважины, проходящей в пласт.
Можно осуществлять сбор данных, относящихся к распространению сейсмических волн через пласт, и регулировать характеристики сейсмических волн так, чтобы их частота была, по существу, равна основной частоте пласта.
Штанга может представлять собой насосную штангу, проходящую через насосно-компрессорную колонну в скважине.
Насосно-компрессорная колонна может иметь длину, определяемую из выражения:
Lt=Нb-0,5c/f-Lca,
где Нb - глубина забоя скважины;
с - скорость звука в жидкости в скважине;
f - основная частота пласта;
Lca - длина указанного устройства, имеющего камеру и внутренний канал.
На этапе регулировки характеристик сейсмических волн, осуществляемом так, чтобы их частота была, по существу, равна основной частоте пласта, можно регулировать расстояние между концом нижнего канала и забоем скважины до расстояния, достаточного, чтобы частота отраженных волн при прохождении туда и обратно между концом нижнего канала и забоем скважины была, по существу, равной основной частоте пласта.
Этап регулировки характеристик сейсмических волн до собственной частоты пласта может содержать следующие стадии:
первоначальное расположение усилителя на конце нижнего канала на расстоянии от забоя скважины, находящемся в заданных пределах;
сбор и оценка сейсмических данных после выпуска сжатой жидкости по нижнему каналу в скважину;
регулировка расстояния между усилителем на конце нижнего канала и забоем скважины до расстояния, достаточного, чтобы частота отраженных волн при прохождении туда и обратно между усилителем и забоем скважины была, по существу, равной основной частоте пласта.
На этапе регулировки расстояния между усилителем на конце нижнего канала скважины и забоем скважины до расстояния, достаточного, чтобы частота отраженных волн при прохождении туда и обратно между концом нижнего канала и забоем скважины была, по существу, равной основной частоте формации, можно регулировать длину насосной штанги и насосно-компрессорной колонны для регулировки положения усилителя по отношению к забою скважины, в котором он установлен.
На этапе сбора данных, относящихся к распространению сейсмических волн через пласт, можно устанавливать сейсмоприемники в эксплуатационных скважинах, находящиеся на удалении от скважины, в которой расположено устройство, имеющее камеру и внутренний канал, и регистрируют сейсмические данные, принятые сейсмоприемниками.
Данные, относящиеся к распространению сейсмической волны через пласт, можно собирать в месте, находящемся на расстоянии в пределах от приблизительно 1 мили до приблизительно 2 миль от скважины, в которой располагают устройство, имеющее камеру и внутренний канал.
Можно осуществлять расположение аппаратуры для сбора сейсмических данных в месте, находящемся на расстоянии от указанной скважины, периодический сбор данных для использования при выполнении трехмерного моделирования распределения скорости и коэффициентов отражения и сравнивают моделированные распределения, получаемые в первый момент времени для моделирования распределений, получаемых в более поздний момент времени, для создания четырехмерной сейсмической карты пласта.
Можно использовать камеру давления, имеющую площадь поперечного сечения, которая больше площади поперечного сечения поршня.
Скважина может представлять собой нагнетательную скважину, а устройство, имеющее камеру и внутренний канал, можно устанавливать в нижней части нагнетательной скважины, и способ может содержать следующие дополнительные этапы:
установка пакера в насосно-компрессорной колонне для изоляции межтрубного пространства скважины выше пакера от межтрубного пространства ниже пакера;
установка перфорированного цилиндра ниже пакера;
установка устройства, имеющего камеру и внутренний канал, под нижней частью перфорированного цилиндра;
подачу жидкости по насосно-компрессорной колонне и перфорированному цилиндру в межтрубное пространство скважины под пакером; и
перемещение поршневого узла от камеры по нижнему каналу для разрежения воды, содержащейся внутри камеры, и для выпуска жидкости из межтрубного пространства нагнетательной скважины в камеру для создания второй ударной волны в скважине.
Поршневой узел при ходе вверх может сжимать жидкость, содержащуюся внутри камеры, и выпускать жидкость из внутренней части камеры в ствол нагнетательной скважины.
Амплитуду A
где
π=3,14;
Т=60/n;
n - число ходов в минуту;
b - коэффициент сжимаемости нагнетаемой воды;
Vc - объем камеры;
Р - давление внутри камеры;
Dp - диаметр поршня;
Dis - внутренний диаметр уплотнительного устройства;
Lp - длина поршня;
Lis - длина уплотнительного устройства;
Vr - скорость перемещения колонны насосных штанг;
μ - вязкость нагнетаемой воды;
k - коэффициент вытеснения жидкости поршнем;
δ - зазор внутри уплотнительного устройства и между поршнем и нижним цилиндром.
Поршневой узел при ходе вниз может разрежать жидкость, содержащуюся внутри камеры, и выпускать жидкость из межтрубного пространства в камеру, когда поршень выдвигается из нижнего канала.
Амплитуду A
где ρw - плотность воды;
βa- показатель содержания воздуха/газа в нагнетаемой воде;
Vc - объем вакуумной камеры;
Dp - диаметр поршня;
Dis - внутренний диаметр уплотнительного устройства;
k - адиабатический коэффициент;
Lstr - длина хода;
g - ускорение свободного падения;
Hlc - глубина установки нижнего цилиндра.
Скважина может представлять собой наклонную скважину, а устройство, имеющее камеру и внутренний канал, устанавливают в невертикальной части наклонной скважины.
В другом аспекте настоящего изобретения способ для создания сейсмических волн в нефтеносном пласте, содержащий сжатие жидкости в скважине, внезапное высвобождение сжатой жидкости в оставшуюся жидкость в скважине, создавая таким образом сжимающую ударную волну, и повторение сжатия и высвобождения жидкости, согласно изобретению включает следующие стадии:
расположение в скважине узла цилиндров, имеющего камеру давления и верхний и нижний внутренние каналы, сообщенные с камерой так, что узел цилиндров поддерживается насосно-компрессорной колонной и погружен в жидкость в скважине;
расположение поршневого узла так, что штанга на поршневом узле проходит через верхний канал и обеспечивает уплотнение верхнего канала для обеспечения уплотнения между камерой и жидкостью в насосно-компрессорной колонне для изоляции насосно-компрессорной колонны над камерой от камеры, а поршень совершает возвратно-поступательное движение в нижнем канале и втягивается в камеру;
осуществление возвратно-поступательного движения штанги и поршня так, чтобы при перемещении штанги и поршня жидкость в камере сжимается, а при перемещении поршня из нижнего канала в камеру сжатая жидкость выпускается через нижний канал в скважину.
Можно использовать камеру давления, имеющую площадь поперечного сечения, которая больше площади поперечного сечения поршня.
Узел цилиндров можно располагать вблизи забоя скважины.
Скважина может быть частично заполнена жидкостью.
Можно осуществлять перемещение поршневого узла из камеры давления в нижний канал для разрежения воды, содержащейся внутри камеры давления, и для выпускания воды из скважины в камеру при перемещении поршня из нижнего канала в скважину.
Амплитуду ударной волны, созданной при перемещении поршня из нижнего канала в камеру, можно определять из следующей формулы:
где π=3,14;
Т=60/n;
n - число ходов в минуту;
b - коэффициент сжимаемости нагнетаемой воды;
Vc - объем вакуумной камеры;
Р - давление внутри вакуумной камеры;
Dp - диаметр поршня;
Dis - внутренний диаметр уплотнительного устройства;
Lp - длина поршня;
Lis - длина уплотнительного устройства;
Vr - скорость перемещения колонны насосных штанг;
μ - вязкость нагнетаемой воды;
k - коэффициент вытеснения жидкости поршнем;
δ - зазор внутри уплотнительного устройства и между поршнем и нижним цилиндром.
Амплитуду ударной волны, созданной при перемещении поршня из нижнего канала в скважину, можно определить из следующей формулы:
где ρw - плотность воды;
βa - показатель содержания воздуха/газа в нагнетаемой воде;
Vc - объем вакуумной камеры;
Dp - диаметр поршня;
Dis - внутренний диаметр уплотнительного устройства;
k - адиабатический коэффициент;
Lstr - длина хода;
g - ускорение свободного падения;
Hlc - глубина установки нижнего цилиндра.
Можно осуществлять сбор данных, относящихся к распространению сейсмических волн через пласт и регулировку характеристик сейсмических волн так, чтобы их частота была, по существу, равна основной частоте пласта.
На этапе регулировки характеристик сейсмических волн так, чтобы их частота была, по существу, равна основной частоте пласта, можно регулировать расстояние между концом нижнего канала и забоем скважины до расстояния, достаточного, чтобы частота отраженных волн при прохождении туда и обратно между концом нижнего канала и забоем скважины была, по существу, равной основной частоте пласта.
Этап регулировки характеристик сейсмических волн так, чтобы их частота была, по существу, равной основной частоте пласта, может содержать следующие стадии:
первоначальное расположение усилителя на конце нижнего канала, на расстоянии от дна скважины, не меньшем чем 200 футов;
сбор и оценка сейсмических данных после выпускания сжатой жидкости по нижнему каналу в скважину;
регулировка расстояния между усилителем на конце нижнего канала и забоем скважины до расстояния, достаточного, чтобы частота отраженных волн при прохождении туда и обратно между концом нижнего канала и забоем скважины была, по существу, равной основной частоте пласта.
Усилитель можно устанавливать на расстоянии от забоя скважины, определяемом из следующей формулы:
S=c/2f,
где с - скорость звука в жидкости, содержащейся в скважине; и
f - основная частота пласта.
В еще одном аспекте изобретения создано устройство для создания ударной волны в жидкости в стволе скважины, содержащее наносно-компрессорную колонну, проходящую в стволе скважины, узел цилиндров, соединенный с насосно-компрессорной колонной и содержащий удлиненную внутреннюю камеру, имеющую верхний канал и нижний канал, причем верхний канал имеет площадь поперечного сечения, которая меньше площади поперечного сечения нижнего канала, средство для расположения узла цилиндров так, чтобы он был погружен в жидкость в стволе скважины, а внутренняя камера была заполнена жидкостью, поршневой узел, включающий уплотнение, находящееся в контакте с верхним каналом для обеспечения уплотнения между сжатой жидкостью в камере и жидкостью в насосно-компрессорной колонне в скважине над камерой от жидкости в камере, и нижний поршень, установленный в нижнем канале с возможностью перемещения во внутреннюю камеру для сжатия части жидкости, содержащейся во внутренней камере, и выпускания жидкости в ствол скважины при перемещении поршня по нижнему каналу во внутреннюю камеру, насосное средство, соединенное с поршневым узлом для перемещения поршневого узла внутри узла цилиндров.
Поршневой узел может содержать верхний и нижний поршни, установленные с возможностью перемещения во внутреннюю камеру для сжатия части жидкости во внутренней камере при ходе вверх, и обратный клапан на нижнем поршне, выполненный с возможностью открывания при ходе вниз, для выпускания жидкости во внутреннюю камеру, при этом узел цилиндров, соединенный с насосно-компрессорной колонной, содержит верхний цилиндр, имеющий указанный верхний канал, приспособленный для размещения верхнего поршня, нижний цилиндр, расположенный ниже верхнего цилиндра, имеющий указанный нижний канал и выполненный с возможностью размещения нижнего поршня, при этом нижний канал имеет площадь поперечного сечения, которая больше, чем площадь поперечного сечения верхнего канала, нижний цилиндр также имеет нижний конец, содержащий отверстие, цилиндр сжатия, образующий указанную внутреннюю камеру и расположенный между верхним и нижним цилиндрами, и переходный цилиндр, расположенный между нижним цилиндром и цилиндром сжатия.
Насосное средство, соединенное с поршневым узлом, может быть выполнено с возможностью перемещения поршневого узла из узла цилиндров по нижнему каналу для разрежения жидкости, содержащейся внутри узла цилиндров, и обеспечения возможности выпуска жидкости, содержащейся в стволе скважины, в узел цилиндров.
Насосно-компрессорная колонна, проходящая в стволе скважины, имеет длину, которую можно определять из следующей формулы:
Lt=Нb-0,5c/f-Lca,
где Нb - глубина до забоя скважины;
с - скорость звука в жидкости в стволе скважины;
f - основная частота пласта;
Lca - длина узла цилиндров.
Скважина может представлять собой нагнетательную скважину, дополнительно содержащую пакер, размещенный в насосно-компрессорной колонне, перфорированный цилиндр, расположенный в насосно-компрессорной колонне ниже пакера, уплотнительное средство, подсоединенное между перфорированным цилиндром и узлом цилиндров для протекания жидкости по насосно-компрессорной колонне и через перфорированный цилиндр в ствол скважины ниже пакера, и усилитель, соединенный с узлом цилиндров и расположенный для блокировки прохождения ударных волн мимо усилителя.
Устройство может дополнительно содержать противовыбросовый цилиндр, присоединенный между узлом цилиндров и усилителем, для предотвращения эрозии узла цилиндров и усилителя жидкостью, втекающей и вытекающей из внутренней камеры.
Поршневой узел может содержать насосную штангу, соединенную с уплотнением, и стабилизирующую штангу, соединенную с насосной штангой, при этом поршень, соединенный со стабилизирующей штангой, размещен с возможностью перемещения во внутренней камере и в нижнем канале.
Нижний цилиндр может быть расположен ниже противовыбросового цилиндра и имеет внутренний канал, выполненный с возможностью размещения поршня.
Противовыбросовый цилиндр может иметь внутренний диаметр, определяемый из следующей формулы:
где IDpc - внутренний диаметр противовыбросового цилиндра;
Dp - диаметр цилиндра;
IDc - внутренний размер вакуумной камеры;
ρw - плотность воды;
g - ускорение свободного падения;
Н - глубина установки противовыбросового цилиндра;
Pd - давление насыщенного пара;
ξ - коэффициент гидравлического сопротивления;
Р - давление внутри вакуумной камеры.
Усилитель с внутренним диаметром, изменяющимся в соответствии с выражением Ida(x)=Dpexp(xα/2), может иметь длину, определяемую из следующей формулы:
I=α/(2m2-α2),
где m=(α2-k2)1/2,
k=ω/c,
ω - частота повторения ударных волн;
с - скорость звука в воде;
х - текущая длина усилителя;
α - постоянная.
Насосная штанга может иметь радиус dr, не меньший, чем:
где ρw - плотность воды;
ρs - плотность стали;
β - показатель содержания воздуха/газа в нагнетаемой воде;
Vc - объем вакуумной камеры;
Dp - диаметр поршня;
Dis - внутренний диаметр уплотнительного устройства;
k - адиабатический коэффициент;
Lstr - длина хода.
Стабилизирующая штанга может иметь длину, определяемую из следующей формулы:
где Lsr - длина стабилизирующей штанги;
π=3,14;
I - главный центральный радиус инерции поперечного сечения средней штанги;
dsr - диаметр средней штанги;
Е - модуль упругости материала штанги;
Р - давление внутри вакуумной камеры;
Dp - диаметр поршня;
Dis - внутренний диаметр уплотнительного устройства;
n - коэффициент прочности.
Поршень может иметь сужение на обоих концах с углом α не меньше 10°, а отношение длины Lt сужения к диаметру Dp поршня не больше 0,5.
Длину нижнего цилиндра можно определить из следующей формулы:
где Llc - длина нижнего цилиндра;
Lstr - длина хода;
Lr - длина штангового узла;
Dp - диаметр поршня;
Dis - внутренний диаметр уплотнительного устройства;
Е - модуль упругости материала штанги;
Рu - давление внутри вакуумной камеры при ходе вверх;
g - ускорение свободного падения;
ρw - плотность воды;
ρs - плотность стали;
Lp - длина поршня.
Еще одним аспектом изобретения является устройство для создания ударной волны в стволе скважины, содержащее насосно-компрессорную колонну, проходящую вниз в стволе скважины, узел цилиндров, соединенный с насосно-компрессорной колонной и содержащий удлиненную внутреннюю камеру, средство для заполнения жидкостью ствола скважины и внутренней камеры, поршневой узел, включающий верхний и нижний поршни, установленные с возможностью перемещения внутри камеры для сжатия части жидкости, содержащейся во внутренней камере, и выпускания жидкости в ствол скважины, и насосное средство, соединенное с поршневым узлом, для перемещения поршневого узла внутри узла цилиндров, отличающийся тем, что узел цилиндров содержит верхний цилиндр, имеющий внутренний канал, выполненный с возможностью размещения верхнего поршня, нижний цилиндр, расположенный ниже верхнего цилиндра и имеющий внутренний канал, выполненный с возможностью размещения нижнего поршня и имеющий площадь поперечного сечения, которая больше площади поперечного сечения внутреннего канала верхнего цилиндра, причем нижний цилиндр также имеет нижний конец, содержащий отверстие, цилиндр сжатия, образующий камеру сжатия, расположенный между верхним и нижним цилиндрами, и переходный цилиндр, расположенный между нижним цилиндром и цилиндром сжатия.
Нижний поршень может иметь площадь поперечного сечения, большую, чем площадь поперечного сечения верхнего поршня.
Нижний поршень может включать верхнюю часть, имеющую, в основном, гладкий наружный периметр, и нижнюю часть, имеющую множество проточных каналов.
Нижний поршень может иметь возможность перемещаться между первым положением, при котором верхняя часть нижнего поршня, по меньшей мере, частично находится внутри нижнего цилиндра, и вторым положением, при котором нижняя часть нижнего поршня, по меньшей мере, частично находится внутри переходного цилиндра.
Насосное средство может включать качалку, соединенную с поршневым узлом, для возвратно-поступательного перемещения поршневого узла между первым и вторым положениями.
Верхний поршень может быть жестко соединен с нижним поршнем посредством соединительной тяги.
Нижний поршень может включать пропускающее поток средство для обеспечения возможности протекания жидкости вверх через нижний поршень в камеру сжатия при перемещении нижнего поршня вниз в узле цилиндров.
Пропускающее поток средство может включать внутренний канал, проходящий через нижний поршень, и шар, размещенный с возможностью перемещения в поршне вблизи внутреннего канала, в результате чего при перемещении вверх нижнего поршня в узле цилиндров шар закрывает внутренний канал для предотвращения протекания жидкости через нижний поршень, а при перемещении вниз нижнего поршня в узле цилиндров шар освобождает канал, в результате чего обеспечивается возможность протекания жидкости через нижний поршень в камеру сжатия.
Для лучшего и более полного понимания изобретения прилагаются чертежи двух предпочтительных вариантов осуществления изобретения, на которых изображено следующее:
фиг.1 изображает вид сбоку в разрезе устройства согласно изобретению, установленного в скважине;
фиг.2 - детализированный вид нижнего поршня в камере сжатия;
фиг.3 - поперечное сечение нижней части нижнего поршня;
фиг.4 - вид сбоку в разрезе второго варианта осуществления устройства согласно изобретению, установленного в нагнетательной скважине;
фиг.5 - разрез узла цилиндров второго варианта осуществления устройства;
фиг.6 - разрез нижней части нижнего поршня, цилиндра и усилителя второго варианта осуществления устройства;
фиг.7 - вид поршня второго варианта осуществления устройства;
фиг.8 - схематичный вид расположения оборудования для четырехмерной сейсмической разведки;
фиг.9 - график зависимости амплитуды от частоты.
Подробное описание предпочтительного варианта осуществления изобретения.
На фиг.1 показано устройство 2 для создания ударной волны в стволе 4 скважины. Устройство содержит качалку 6, расположенную на оборудовании устья скважины, насосно-компрессорную колонну 8, проходящую вниз в перфорированной эксплуатационной обсадной колонне 10 скважины, и узел 12 цилиндров, соединенный с нижним концом 8а насосно-компрессорной колонны. Кроме того, на оборудовании устья скважины размещены обратный клапан 14 обсадной колонны, обратный клапан 16 насосно-компрессорной колонны и гидравлический сальник 18.
Узел 12 цилиндров включает верхний цилиндр 20, соединенный с нижним концом 8а насосно-компрессорной колонны, цилиндр 22 сжатия, соединенный с нижним концом верхнего цилиндра 20, переходный цилиндр 24, соединенный с нижней частью цилиндра 22 сжатия, и нижний цилиндр 26, соединенный с нижней частью переходного цилиндра 24. Верхний цилиндр имеет внутренний канал 21, цилиндр сжатия имеет камеру 23 сжатия, а нижний цилиндр имеет внутренний канал 27 и отверстие 28 на нижнем конце.
Поршневой узел 30 включает верхний поршень 32, выполненный с возможностью размещения во внутреннем канале 21 верхнего цилиндра 20, и нижний поршень 34, выполненный с возможностью размещения во внутреннем канале 27 нижнего цилиндра 26. По причинам, описанным ниже, диаметр верхнего поршня 32 меньше диаметра нижнего поршня 34. Верхний поршень 32 соединен с качалкой 6 посредством сальникового штока 35, который проходит через гидравлический сальник 18, и насосных штанг 36, которые проходят по насосно-компрессорной колонне 8. Верхний поршень 32 соединен с нижнем поршнем 34 посредством одной или нескольких соединительных тяг 38.
Как показано на фиг.2, 3, нижний поршень 34 включает верхнюю часть 34а, имеющую гладкую наружную поверхность 40, которая образует, как правило, водонепроницаемое уплотнение по отношению к внутреннему каналу 27 нижнего цилиндра 26, и нижнюю часть 34b, которая имеет проточные каналы 42. Проточный сквозной канал 44 проходит в продольном направлении через поршень от камеры 46 для шара, находящейся в верхней части поршня, до нижнего конца 34с поршня. Кольцо 48 седла расположено между камерой 46 для шара и проточным сквозным каналом 44.
Камера 46 для шара имеет проходные отверстия 50 и содержит шар 52, выполненный с возможностью сопряжения с кольцом 48 седла. Когда во время такта сжатия нижний поршень 34 перемещается вверх, шар 52 входит в контакт с кольцом 48 седла, тем самым предотвращая протекание жидкости по проточному сквозному каналу 44. Когда нижний поршень 34 перемещается вниз, шар 52 и кольцо 48 седла разобщаются, при этом обеспечивается возможность протекания жидкости вверх в камеру 23 сжатия по проточному сквозному каналу 44.
Устройство работает следующим образом.
Чтобы создать ударную волну в стволе скважины, используя устройство, ствол 4 скважины и узел 12 цилиндров заполняют подходящей жидкостью 54, например водой. Гидростатический уровень жидкости в скважине должен быть выше верхней части верхнего цилиндра 20. Во время хода вверх качалки 6 объем в узле цилиндров, находящийся между нижней частью верхнего поршня 32 и нижним поршнем 34, уменьшается. Поэтому вода, содержащаяся в нем, сжимается. Объем уменьшается вследствие того, что нижний поршень 34 большого диаметра вытесняет больше жидкости, чем верхний поршень 32 небольшого диаметра, когда они перемещаются один за другим в узле 12 цилиндров. Объем камеры сжатия определяется следующим выражением:
где q1=πd1Pδ
q2=πd2Pδ
q1 и q2 - потери на скольжение между поверхностями поршня и цилиндра соответственно для верхнего и нижнего поршня;
d1 и d2 - диаметр соответственно верхнего и нижнего поршня;
Ls - длина хода;
δ1 и δ2 - зазор между внутренней поверхностью цилиндра и наружной поверхностью поршня соответственно для верхнего и нижнего поршня;
l1 и l2 - длина соответственно верхнего и нижнего поршня;
μ - вязкость сжатой жидкости;
Р - давление на фронте ударной волны;
b - коэффициент сжимаемости жидкости.
В момент, когда верхняя часть 34а нижнего поршня 34 выходит из нижнего цилиндра 26, сжатая жидкость выпускается в нижний цилиндр 26 и в эксплуатационную обсадную колонну 10, при этом создается ударная волна, которая воздействует на забой скважины. Часть энергии ударной волны отражается назад по направлению к устью скважины, в то время как часть проходит в окружающий слой или пласт 56 для интенсификации добычи нефти.
Высокая эффективность настоящего изобретения обусловлена высокой мощностью создаваемой ударной волны. Волну высокой мощности можно создать потому, что максимальное давление не ограничено рабочим давлением гидравлического сальника, “плаванием” сальникового штока или иными возможными утечками обсадной колонны. Настоящее изобретение позволяет получать любое приемлемое максимальное давление на фронте ударной волны, создаваемой в соответствии со следующим уравнением:
N=πd
N - мощность ударной волны;
d2 - диаметр нижнего поршня 34;
Р - максимальное давление сжатой жидкости между верхним 32 и нижним 34 поршнями;
ρ - плотность жидкости; и
с - скорость звука в жидкости.
Поэтому, если давление Р повышается в два раза, мощность волны возрастает в четыре раза, и объем пласта, подвергающегося воздействию волны, существенно увеличивается.
Поскольку в настоящем изобретении не требуется, чтобы объем ствола скважины был герметизирован, необходимость в цементной пробке исключается. Кроме того, настоящее изобретение можно использовать вблизи забоя скважины, при этом снижаются потери энергии ударной волны, распространяющейся в обсадной колонне. Однако следует учесть, что в случае, когда это будет считаться целесообразным для создания гидравлической изоляции секции ствола скважины, в обсадную колонну выше забоя скважины можно установить пробку-мост. Должно быть понятно, что, если пробка-мост установлена в стволе скважины между дном скважины и устройством для создания ударной волны, то место, в котором установлена пробка-мост, считается забоем скважины.
Хотя в соответствии с положениями патентного законодательства рассматриваются и описываются предпочтительные формы и варианты осуществления изобретения, среднему специалисту в данной области техники должно быть понятно, что различные изменения и модификации могут быть сделаны без отступления от идей изобретения, изложенных выше.
Подробное описание второго варианта осуществления изобретения.
На фиг.4, 5 показано устройство 102 для создания ударных волн в нагнетательной скважине 121. На оборудовании устья скважины установлена качалка насосной установки, типа показанной на фиг.1, или другой насосный агрегат, например гидравлический силовой цилиндр. В сочетании с устройством, показанным на фиг.4, 5, также использовано дополнительное наземное оборудование, показанное на фиг.1, например обратный клапан обсадной колонны, обратный клапан насосно-компрессорной колонны, включенный в нагнетательную линию, и гидравлический сальник.
Насосно-компрессорная колонна 103 проходит вниз в эксплуатационной обсадной колонне 113, и в насосно-компрессорной колонне 103 установлен пакер 115. Перфорированный цилиндр 114 установлен на нижнем конце насосно-компрессорной колонны 103 ниже пакера 115, который, в свою очередь, установлен ниже уровня F жидкости в нагнетательной скважине. Уплотнительное устройство 105 установлено на конце перфорированного цилиндра 114 и соединено с узлом 122 цилиндров.
Как лучше показано на фиг.4, пробка-мост 132 может быть установлена в стволе скважины выше забоя скважины 131 для осуществления гидравлической изоляции секции ствола скважины над пробкой-мостом от части ствола скважины под пробкой-мостом. Если в стволе скважины установлена пробка-мост, глубиной скважины считается глубина, на которой установлена пробка-мост.
Узел 122 цилиндров включает вакуумную трубу 107, соединенную с нижним концом уплотнительного устройства 105, противовыбросовый цилиндр 109, соединенный с нижней частью вакуумной трубы 107, нижний цилиндр 110, соединенный с нижней частью противовыбросового цилиндра 109, и усилитель 112, соединенный с нижней частью нижнего цилиндра 110. Уплотнительное устройство 105 содержит уплотнительную штангу 106, узел 122 цилиндров содержит вакуумную камеру 126, нижний цилиндр 110 имеет внутренний канал 127, усилитель 112 имеет диффузор 128.
Поршневой узел 129 содержит поршень 111, выполненный с возможностью установки во внутреннем канале 127 нижнего цилиндра 110, по меньшей мере, одну стабилизирующую штангу 118 и, по меньшей мере, одну насосную штангу 108. Нижний поршень 111 соединен с качалкой посредством сальникового штока 120, который проходит через гидравлический сальник 117, нескольких насосных штанг 104, которые проходят через насосно-компрессорную колонну 103, по меньшей мере, одной насосной штанги 108 и, по меньшей мере, одной стабилизирующей штанги 118, расположенной в узле 122 цилиндров. Предпочтительно, чтобы уплотнительное устройство 105 включало одно или несколько устройств различного вида, содержащих уплотнительные кольца или прецизионную пару, образованную штангой и цилиндром.
Как показано на фиг.6, нижний поршень 111, соединенный со стабилизирующей штангой 118, может выходить из нижнего цилиндра 110 и усилителя 112 в обсадную колонну.
Работа устройства осуществляется следующим образом.
Чтобы, используя устройство, создать ударные волны в нагнетательной скважине 121, узел 122 цилиндров устанавливают внутри обсадной колонны 113 нагнетательной скважины на конце уплотнительного устройства 105, соединенного с нижней частью перфорированного цилиндра 114, который, в свою очередь, соединен с насосно-компрессорной колонной 103, которая соединена с нагнетательной линией через клапан. Пакер 115 используют для отделения верхней части ствола скважины от нижней части с целью предотвращения нагнетания воды в маломощные слои пласта 130.
Во время хода вниз качалки поршневой узел 129, перемещающийся вниз, создает разрежение внутри вакуумной камеры 126 вследствие того, что при перемещении поршня 111 возрастает объем узла 122 цилиндров, в то время как уплотнительное устройство 105 обеспечивает герметизацию узла 122 цилиндров на верхнем конце. В момент, когда верхняя часть поршня 111 выходит из нижнего цилиндра 110, вода, находящаяся в обсадной колонне 121, нагнетается в нижний цилиндр 110 и в вакуумную камеру 126 из-за разности давления внутри вакуумной камеры 126 и гидростатического давления в обсадной колонне 121, при этом создается ударная волна, которая распространяется вниз и попадает на забой скважины и отверстия 119. Часть энергии ударной волны отражается назад в направлении усилителя (и снова отражается к забою скважины), тогда как часть передается в окружающий слой или пласт 130, тем самым интенсифицируя отдачу нефти и добычу нефти. Вода из обсадной колонны пополняет объем узла 122 цилиндров до тех пор, пока поршень 111 не будет повторно введен в нижний цилиндр 110 в начале хода вверх.
Во время хода вверх качалки 101 объем узла цилиндров уменьшается. Поэтому вода, содержащаяся в нем, сжимается. В момент, когда нижняя часть поршня 111 выходит из верхней части нижнего цилиндра 110, сжатая вода, находящаяся в узле 122 цилиндров, выпускается в нижний цилиндр 110 и далее в обсадную колонну 121, при этом создается ударная волна, которая падает на перфорации 119 и забой нагнетательной скважины. Часть энергии ударной волны отражается назад в направлении усилителя (и опять отражается к забою скважины), тогда как часть передается в окружающий слой или пласт 130 с целью повышения проницаемости пласта и тем самым интенсификации отбора и добычи нефти.
Существует наилучшая возможность применения настоящего изобретения в случае каждого сочетания следующих параметров, к которым относятся глубина скважины, диаметр и длина поршня и нижнего цилиндра, диаметр и длина вакуумной камеры, диаметр и длина колонны насосных штанг, размер уплотнительного устройства, длина хода, число ходов в минуту и свойства нагнетаемой воды или иной жидкости. В частности, в случае сочетания длины хода качалки 3 м, 6 ходов в минуту, глубины забоя скважины, равной 1070 м, объема вакуумной камеры, равного 0,2 м3, диаметра поршня равного 0,06985 м, внутреннего диаметра уплотнительного устройства, равного 0,05715 м, давления внутри вакуумной камеры, равного 21,0 МПа, коэффициента сжимаемости воды, равного 2·103 МПа, скорости звука в воде, равной 1000 м/сек, показателя содержания воздуха/газа в воде, равного 0,001, основной частоты пласта, равной 25 Гц, адиабатического коэффициента для воздуха, равного 1,4. В этом случае наилучшие параметры для применения находятся из нижеследующих формул.
Оптимальная длина насосно-компрессорной колонны определяется из следующего выражения:
Lt=Нb-0,5c/f-Lca,
где Нb - глубина забоя скважины;
с - скорость звука в воде, содержащейся в стволе скважины;
f - основная частота пласта;
Lca - длина узла цилиндров.
В случае Lca=50 м, с=1000 м/сек, f=25 Гц и Нb=1070 м длина насосно-компрессорной колонны должна быть 1000 м для создания вибраций, обусловленных ударными волнами, отраженными от забоя скважины и от усилителя, на частоте, соответствующей основной частоте f пласта. В этом случае будет наблюдаться явление резонанса, а радиус действия сейсмических волн будет значительно больше.
Высокая эффективность настоящего изобретения обусловлена высокой мощностью создаваемой ударной волны и размещением устройства в действующей скважине без цементной/глухой пробки. Волну большой мощности можно создавать вследствие высокого давления внутри вакуумной камеры, не ограниченного рабочим давлением гидравлического сальника 117, “плаванием” сальникового штока, возможными утечками из обсадной колонны, и вследствие отсутствия протекания газа в обсадную колонну из пласта. Амплитуду A
где ρw - плотность воды;
βa - показатель содержания воздуха/газа в нагнетаемой воде;
Vc - объем вакуумной камеры 126;
Dp - диаметр поршня 111;
Dis - внутренний диаметр уплотнительного устройства 105;
k - адиабатический коэффициент;
Lstr - длина хода;
g - ускорение свободного падения;
Hic - глубина установки нижнего цилиндра.
В этом случае вычисленная амплитуда ударной волны составляет 9,5 МПа для следующих значений параметров: ρw=1000 кг/м3, g=9,81 м/сек2, Нlc=1000 м, βа=0,001, Vc=0,2 м3, Dp=0,06985 м, Dis=0,05715 м, Lstr=3,05 м, k=1,4 для воздуха.
Кроме того, настоящее изобретение обеспечивает возможность создания максимального давления на фронте ударной волны при ходе вверх, определяемого из следующей формулы:
где π=3,14;
Т=60/n,
n - число ходов в минуту,
b - коэффициент сжимаемости нагнетаемой воды;
Vc - объем вакуумной камеры 126;
Р - давление внутри вакуумной камеры 126;
Dp - диаметр поршня 111;
Dis - внутренний диаметр уплотнительного устройства 105;
Lp - длина поршня 111;
Lis - длина уплотнительного устройства 105;
Vr - скорость перемещения колонны 104 насосных штанг;
μ - вязкость нагнетаемой воды;
k - коэффициент вытеснения жидкости поршнем 111;
δ - зазор внутри уплотнительного устройства 105 и между поршнем 111 и нижним цилиндром 110.
Вычисленная амплитуда этой ударной волны равна 20 МПа для следующих значений параметров: k=0,55, b=2·103 МПа, n=6 ходов в минуту, Vc=0,2 м3, Dp=0,05715 м, Dis=0,06985 м, Vr=0,6 м/сек, μ=10-3 Па·с, Р=21 МПа, δ=7,62·10-5 м, Lp=Lis=0,91 м.
Следовательно, амплитуду ударной волны можно плавно регулировать, например, путем изменения числа n ходов в минуту и скорости Vr перемещения колонны насосных штанг или, другими словами, путем изменения длины Lstr хода при использовании гидронасоса.
Чтобы в вакуумной камере 126 на ходе вниз создавалось разрежение, масса колонны 104 насосных штанг и поршневого узла 129 должна преодолевать направленную вверх отрицательную силу, создаваемую внутри вакуумной камеры 126. Поэтому штанги должны иметь некоторый минимальный радиус. Другими словами, диаметр dr насосных штанг не должен быть меньше:
где ρw - плотность воды,
ρs - плотность стали;
βa - показатель содержания воздуха/газа в нагнетаемой воде;
Vc - объем вакуумной камеры 126;
Dp - диаметр поршня 111;
Dis - внутренний диаметр уплотнительного устройства 105;
k - адиабатический коэффициент;
Lstr - длина хода.
Чтобы при указанных выше параметрах настоящего изобретения, а именно при ρw=1000 кг/м3, ρs=7800 кг/м3, βа=0,001, Vc=0,2 м3, Dp=0,06985 м, Dis=0,05715 м, Lstr=3,05 м, k=1,4 (для воздуха), преодолеть действие разрежения в вакуумной камере 126, создаваемого на ходе вниз, диаметр dr насосных штанг не должен быть меньше 0,0148 м.
Чтобы обеспечить попеременный выход поршня 111 из нижней и верхней части нижнего цилиндра 110 соответственно в нижней точке хода вниз и в верхней точке хода вверх, длина нижнего цилиндра должна быть меньше некоторого значения, определяемого из следующей формулы:
где Lic - длина нижнего цилиндра 110;
Lstr - длина хода;
Lr - длина комплекта 106 штанг;
Dp - диаметр поршня;
Dis - внутренний диаметр уплотнительного устройства 105;
Е - модуль упругости материала штанг;
Рu - давление внутри вакуумной камеры 126 при ходе вверх;
Pd - давление внутри вакуумной камеры 126 при ходе вниз;
g - ускорение свободного падения;
ρw - плотность воды;
ρs - плотность стали;
Lp - длина поршня.
Следовательно, длина нижнего цилиндра не должна быть больше 0,5 м при следующих параметрах: Lstr=3,05 м, Е=2·105 МПа, Lp=0,9 м, dr=0,0254 м, Рu=21 МПа, Рd=0,17 МПа, Dp=0,06985, Dis=0,05715 м, Lr=1070 м, ρw=1000 кг/м3, g=9,81 м/сек2, ρs=7800 кг/м3.
Кроме того, настоящее изобретение обладает высокой эффективностью вследствие установки усилителя 112, соединенного с нижней частью нижнего цилиндра 110. Усилитель 112 снижает потери энергии ударной волны вплоть до 40-50% и повышает ее амплитуду. Принимая во внимание, что внутренний диаметр усилителя 112 (или диффузора 128) изменяется в соответствии с выражением IDa(x)=Dpexp(xα/2), где х - текущая длина усилителя, а α - постоянная), оптимальная общая длина L усилителя определяется из формулы:
L=α/(2m2-α2),
где m=(α2-k2)1/2;
k=ω/с;
ω - частота повторения ударной волны;
с - скорость звука в воде или в иной жидкости в скважине.
Коэффициент k равен 0,0343 м-1, если усилитель 112 установлен на 20 м выше забоя скважины, а с=1000 м/сек. В предположении, что внутренний и внешний диаметр усилителя равны соответственно 0,06985 м и 0,1156 м и α=13,6 м-1, параметр m будет равен 13,59 м-1. Поэтому оптимальная длина усилителя 112 составляет 0,074 м. Коэффициент А усиления усилителя 112 описывается следующей формулой:
где Sh(ml/2) и Ch(ml/2) соответственно гиперболический синус и косинус.
Для установленных выше параметров коэффициент А усиления равен 1,41.
Кроме того, настоящее изобретение обладает высокой эффективностью вследствие установки усилителя 112 на некотором расстоянии от дна скважины, в результате чего обеспечиваются последовательные отражения волн на частоте, совпадающей с основной частотой пласта, а это дает возможность существенно увеличить область, подвергаемую действию волн, распространяющихся через пласт. Расстояние установки усилителя 112 определяется из формулы:
S=c/2f,
где с - скорость звука в воде, находящейся в стволе скважины;
f - основная частота пласта.
Например, расстояние S установки составляет 20 м для следующих параметров: с=1000 м/сек, f=25 Гц (см. статью "Residual oil reservoir recovery with seismic vibrations", авторы: Nikolaevsky et al., опубликованную в SPE Production & Facilities, May, 1996).
Кроме того, настоящее изобретение обеспечивает высокую надежность, создаваемую посредством установки противовыбросового цилиндра 109, исключающего кавитационную эрозию верхней части/нижней части нижнего цилиндра 110 и верхней части/нижней части поршня 111, возникающую вследствие высокой скорости воды во время процесса нагнетания воды из ствола скважины в вакуумную камеру 126 и в нижний цилиндр 110 в нижней точке хода вниз и нагнетания воды из вакуумной камеры 126 в ствол скважины в верхней точке хода вверх.
Внутренний диаметр IDpc противовыбросового цилиндра 109 должен быть не меньше чем:
где Dp - диаметр поршня 111;
IDc - внутренний диаметр вакуумной камеры 126;
ρw - плотность воды;
g - ускорение свободного падения;
Н - глубина установки противовыбросового цилиндра 109;
Pd - давление насыщенного пара;
ξ - коэффициент гидравлического сопротивления;
Р - давление внутри вакуумной камеры 126.
При реальных параметрах (наилучшем применении при указанных выше параметрах настоящего изобретения) диаметр противовыбросового цилиндра 109 не должен быть меньше 0,079 м для следующих значений параметров: Dp=0,06985 м, IDc=0,0742 м, Р=21 МПа, ρw=1000 кг/м3, g=9,81 м/сек2, Н=1000 м, Pd=0,17 МПа, ξ=9,0.
Высокая надежность также обеспечивается установкой стабилизирующей штанги 118 на верхней части поршня 111, при этом предотвращается возможность потери устойчивости (т.е. изгиба) штанги 118 из-за значительной силы, действующей на штангу 118 сразу после возникновения ударной волны. Длина Lsr стабилизирующей штанги 118 определяется из формулы:
где π=3,14;
I - главный центральный радиус инерции поперечного сечения стабилизирующей штанги 118;
dsr - диаметр стабилизирующей штанги 118;
Е - модуль упругости материала штанги;
Р - давление внутри вакуумной камеры 126;
Dp - диаметр нижнего поршня 111;
Dis - внутренний диаметр уплотнительного устройства 105;
n - коэффициент прочности.
Например, в случае I=0,0254 м, dsr=0,0254 м, n=2, Е=2·105 МПа, Р=21 МПа, Dp=0,06985 м, Dis=0,05715 м предпочтительно, чтобы длина стабилизирующей штанги 118 не превышала 2,52 м.
На фиг.8 показана скважина 200 с источником, имеющая устройство 2 или 102, установленное в ней, для создания сейсмических ударных волн. Предпочтительно, чтобы скважина 200 с источником представляла собой нагнетательную скважину, используемую для заводнения или для подачи разнообразных возбуждающих скважину материалов, например пара, кислоты, поверхностно-активных веществ или разрывающих материалов.
Наблюдательные скважины 205, 210, каждая, снабжена группой сейсмоприемников 215, которые могут быть расположены последовательно по вертикали или могут быть многокомпонентными сейсмоприемниками.
Сейсмоприемники имеют обычную конструкцию и подключены к соответствующему оборудованию для многоканальной регистрации сейсмических сигналов и данных.
Сейсмические данные, собранные на наблюдательных скважинах 205, 210, могут быть проанализированы с целью определения эффективности сейсмических волн, излучаемых устройствами 2, 102 в пласт. На основе зарегистрированных сейсмических данных характеристики устройств 2, 102 можно скорректировать для работы на основной частоте или собственной частоте пласта. Например, чтобы обеспечить оптимальное воздействие с целью повышения проницаемости пласта, частоту качалки 101 насосной установки и расстояние усилителя 112 от забоя скважины можно изменять для подстройки устройства 102 с целью генерирования ударных волн на основной частоте пласта. Для оптимизации распределения давления в пласте при размещении устройства 102 по вертикали в скважине его следует расположить так, чтобы ударные волны создавались на основной частоте. Ударные волны, распространяющиеся в радиальных направлениях от скважины с источником, отражаются и преломляются, когда они проходят через пласт к сейсмоприемникам 215 в наблюдательных скважинах. Волны можно анализировать и корректировать, чтобы оптимизировать эффективность устройства 102 с целью стимулирования движения флюидов к эксплуатационным скважинам на промысле.
Из показанного на фиг.9 графика зависимости амплитуды от частоты видно, что амплитуда возрастает по мере повышения частоты до тех пор, пока она не достигает максимума, после которого амплитуда уменьшается при дальнейшем повышении частоты.
Данные, собранные в наблюдательных скважинах 205, 210, можно использовать для определения частоты, наиболее эффективной для воздействия на пласт. Пласт отфильтровывает частоты, отличающиеся от основной частоты.
Настоящее изобретение обладает высокой эффективностью вследствие установки усилителя 112 на некотором расстоянии S' от дна скважины или на расстоянии S от пробки-моста 132 (пробку-мост устанавливают, если забой скважины находится от усилителя 112 на расстоянии, превышающем требуемое), но ниже отверстий 119, в результате чего между забоем скважины или пробкой-мостом и усилителем 112 создается последовательность отраженных волн на частоте, совпадающей с основной частотой пласта, и это позволяет существенно расширить область, подвергаемую воздействию волн, создаваемых с помощью изобретения и проходящих через пласт. Расстояние от дна 131 скважины или пробки-моста 132, на котором должен быть установлен усилитель 112, определяется из следующей формулы:
S=c/2f,
где с - скорость звука в жидкости, содержащейся в стволе скважины;
f - основная частота пласта.
Например, расстояние S установки составляет 33 фута для следующих параметров: с=1000 м/сек, f=25 Гц (см. статью "Residual oil reservoir recovery with seismic vibration", авторы: Nikolaevsky et al., опубликованную в SPE Production & Facilities, May 1996; обратите внимание на частотные спектры на различных расстояниях от места взрыва). Основную частоту определяют путем установки сейсмоприемника (сейсмоприемников) 215 на уровне того же самого продуктивного слоя в одной из наблюдательных скважин 205, 210 и создания, по меньшей мере, одной ударной волны. Частотный спектр измеряют с помощью сейсмоприемника 215, при этом, как показано на фиг.9, частота, имеющая наибольшую амплитуду, будет основной частотой пласта. После определения расстояния S установки (как и глубины установки) по указанной выше формуле можно определить основную частоту для каждого подслоя путем установки сейсмоприемников на глубине, соответствующей конкретному подслою, и выполнения измерений. Кроме того, используя эту процедуру, можно определить основную частоту для различных зон пластового резервуара.
Сейсмоприемники 215 и оборудование, необходимое для сбора и регистрации сейсмических данных, можно получить на коммерческой основе от службы GEOVision Geophysical Services из отделения Division of Blackhawk Geometries of Corona, Калифорния. Это оборудование известно специалистам в данной области техники, и описывать его дополнительно нецелесообразно.
Устройство изобретения особенно эффективно в случае четырехмерного отображения, поскольку источник регулируется с высокой точностью и имеет постоянный частотный спектр, а сейсмические волны воспроизводятся на протяжении значительных промежутков времени. Поэтому данные, которые являются несовместимыми, не будут математически обрабатываться и анализироваться для получения карт с целью определения местоположения карманов или эффективности сейсмического или иного воздействия на пласт.
Такие термины, как “горизонтальный”, “вертикальный”, “вверх” и “вниз”, использованные при ссылках на чертежи, обычно обозначают ориентацию частей в показанных вариантах осуществления, а при практическом использовании нет необходимости в описанной ориентации. Устройство можно использовать в вертикальных, наклонных или горизонтальных скважинах и можно использовать для интенсификации потока воды, пара или других текучих сред, применяемых для обработки пласта, и для повышения отдачи воды и других текучих сред в дополнение к газу, нефти и другим нефтяным продуктам.
Хотя настоящее изобретение описано применительно к предпочтительным в настоящее время вариантам осуществления, должно быть понятно, что раскрытие не следует интерпретировать как ограничивающее. Различные изменения и модификации несомненно станут очевидными для специалистов в данной области техники после ознакомления с вышеприведенным описанием.
| название | год | авторы | номер документа |
|---|---|---|---|
| СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТА | 2012 |
|
RU2521169C1 |
| КАБЕЛЬНЫЙ ИНФРАЗВУКОВОЙ ГИДРОВИБРАТОР | 2012 |
|
RU2514287C1 |
| СПОСОБ ДОБЫЧИ НЕФТИ С ФИЗИЧЕСКИМ ВОЗДЕЙСТВИЕМ НА ПЛАСТ И СКВАЖИННОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ | 2004 |
|
RU2285788C2 |
| СПОСОБ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ СЕЙСМИЧЕСКОГО СТИМУЛИРОВАНИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ГОРИЗОНТОВ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ПЛАСТОВ | 2015 |
|
RU2674655C1 |
| СПОСОБ ДЛИННОВОЛНОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА НЕФТЯНУЮ ЗАЛЕЖЬ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ | 2005 |
|
RU2325504C2 |
| СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА | 1998 |
|
RU2150577C1 |
| ГИДРАВЛИЧЕСКИ УСТАНАВЛИВАЕМЫЙ ПАКЕР СО СВЯЗЬЮ ПОРШНЯ С КОЛЬЦЕВЫМ ПРОСТРАНСТВОМ | 2014 |
|
RU2574635C2 |
| УСТРОЙСТВО ИМПЛОЗИОННО-ГИДРОИМПУЛЬСНОЕ ДЛЯ СТИМУЛЯЦИИ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ СКВАЖИН | 2011 |
|
RU2468192C1 |
| УСТРОЙСТВО ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ | 2006 |
|
RU2307925C1 |
| МУЛЬТИПЛИКАТОРНЫЙ СИЛОВОЙ ПРИВОД НЕФТЕПРОМЫСЛОВОЙ УСТАНОВКИ | 2006 |
|
RU2333387C2 |
Изобретение относится к области добычи нефти и раскрывает способы создания ударной волны в жидкости в стволе нефтяной скважины и сейсмических волн в нефтеносном пласте, а также устройства, их реализующие. Устройство содержит качалку, расположенную на оборудовании устья скважины, насосно-компрессорную колонну (НКТ), проходящую вниз в эксплуатационной обсадной колонне скважины. В устройстве узел полых цилиндров соединен с нижней частью НКТ. Пара поршней расположена внутри узла цилиндров и соединена с качалкой посредством насосных штанг и сальникового штока. Для сжатия жидкости, содержащейся внутри узла цилиндров, включают качалку. Сжатую жидкость выпускают в эксплуатационную обсадную колонну, в результате создается ударная волна. Узел цилиндров включает верхний цилиндр, нижний цилиндр. Переходный цилиндр расположен ниже верхнего и выше нижнего цилиндров. Цилиндр с камерой сжатия расположен между переходным цилиндром и верхним цилиндром. Нижний цилиндр выполнен с возможностью размещения нижнего поршня, а верхний цилиндр выполнен с возможностью размещения верхнего поршня. Нижний поршень имеет больший диаметр, чем верхний поршень. Перемещение поршня влияет на объем камеры сжатия, уменьшая его. Жидкость, содержащаяся в камере, сжимается. При ходе поршня вниз жидкость выпускается в скважину. Собирают и обрабатывают сейсмические данные, полученные из скважин, находящихся в удаленных местах. Повышается эффективность. 4 с. и 48 з.п. ф-лы, 9 ил.
Lt = Нb - 0,5c/f - Lca,
где Нb - глубина забоя скважины;
с - скорость звука в жидкости в скважине;
f - основная частота пласта;
Lca - длина указанного устройства, имеющего камеру и внутренний канал.
где π = 3,14;
Т = 60/п;
n - число ходов в минуту;
b - коэффициент сжимаемости нагнетаемой воды;
Vc - объем камеры;
Р - давление внутри камеры;
Dp - диаметр поршня;
Dis - внутренний диаметр уплотнительного устройства;
Lp - длина поршня;
Lis - длина уплотнительного устройства;
Vr - скорость перемещения колонны насосных штанг;
μ - вязкость нагнетаемой воды;
k - коэффициент вытеснения жидкости поршнем;
δ - зазор внутри уплотнительного устройства и между поршнем и нижним цилиндром.
где ρw - плотность воды;
βa - показатель содержания воздуха/газа в нагнетаемой воде;
Vс - объем вакуумной камеры;
Dp - диаметр поршня;
Dis - внутренний диаметр уплотнительного устройства;
k - адиабатический коэффициент;
Lstr - длина хода;
g - ускорение свободного падения;
Hlc - глубина установки нижнего цилиндра.
где π = 3,14;
Т = 60/п;
n - число ходов в минуту;
b - коэффициент сжимаемости нагнетаемой воды;
Vc - объем вакуумной камеры;
Р - давление внутри вакуумной камеры;
Dp - диаметр поршня;
Dis - внутренний диаметр уплотнительного устройства;
Lp - длина поршня;
Lis - длина уплотнительного устройства;
Vr - скорость перемещения колонны насосных штанг;
μ - вязкость нагнетаемой воды;
k - коэффициент вытеснения жидкости поршнем;
δ - зазор внутри уплотнительного устройства и между поршнем и нижним цилиндром.
где ρw - плотность воды;
βa - показатель содержания воздуха/газа в нагнетаемой воде;
Vc - объем вакуумной камеры;
Dp - диаметр поршня;
Dis - внутренний диаметр уплотнительного устройства;
k - адиабатический коэффициент;
Lstr - длина хода;
g - ускорение свободного падения;
Hlc - глубина установки нижнего цилиндра.
S = c/2f,
где с - скорость звука в жидкости, содержащейся в скважине;
f - основная частота пласта.
Lt = Нb - 0,5c/f – Lca,
где Нb - глубина до забоя скважины;
с - скорость звука в жидкости в стволе скважины;
f - основная частота пласта;
Lca - длина узла цилиндров.
где IDpc - внутренний диаметр противовыбросового цилиндра;
Dp - диаметр цилиндра;
IDc - внутренний размер вакуумной камеры;
ρw - плотность воды;
g - ускорение свободного падения;
Н - глубина установки противовыбросового цилиндра;
Pd - давление насыщенного пара;
ξ - коэффициент гидравлического сопротивления;
Р - давление внутри вакуумной камеры.
I = α/(2m2 - α2),
где m = (α2 - k2)1/2,
k = ω/с,
ω - частота повторения ударных волн;
с - скорость звука в воде;
х - текущая длина усилителя;
α - постоянная.
где ρw - плотность воды;
ρs - плотность стали;
β - показатель содержания воздуха/газа в нагнетаемой воде;
Vc - объем вакуумной камеры;
Dp - диаметр поршня;
Dis - внутренний диаметр уплотнительного устройства;
k - адиабатический коэффициент;
Lstr - длина хода.
где Lsr - длина стабилизирующей штанги;
π = 3,14;
I - главный центральный радиус инерции поперечного сечения средней штанги;
dsr - диаметр средней штанги;
Е - модуль упругости материала штанги;
Р - давление внутри вакуумной камеры;
Dp - диаметр поршня;
Dis - внутренний диаметр уплотнительного устройства;
n - коэффициент прочности.
где Llc - длина нижнего цилиндра;
Lstr - длина хода;
Lr - длина штангового узла;
Dp - диаметр поршня;
Dis - внутренний диаметр уплотнительного устройства;
Е - модуль упругости материала штанги;
Pu - давление внутри вакуумной камеры при ходе вверх;
g - ускорение свободного падения;
ρw - плотность воды;
ρs - плотность стали;
Lp - длина поршня.
| СПОСОБ ВОЛНОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ЗАЛЕЖЬ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ | 1995 |
|
RU2075596C1 |
| СПОСОБ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ | 1999 |
|
RU2145380C1 |
| Устройство для обработки призабойной зоны скважины | 1989 |
|
SU1719623A1 |
| US 5836389 A, 17.11.1998 | |||
| US 5515918 A, 14.05.1996. | |||
