Способ увеличения амплитуды волнового воздействия на продуктивные пласты



Способ увеличения амплитуды волнового воздействия на продуктивные пласты
Способ увеличения амплитуды волнового воздействия на продуктивные пласты
Способ увеличения амплитуды волнового воздействия на продуктивные пласты

 


Владельцы патента RU 2456438:

Буторин Эдуард Афанасьевич (RU)

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, а именно к волновой технологии совмещенного воздействия на продуктивные пласты для повышения извлечения углеводородов. Обеспечивает повышение отдачи продуктивных пластов при повышенных расстояниях добывающих скважин от нагнетательной скважины и увеличения общей производительности путем увеличения амплитуды вынужденных продольных колебаний давления низкой и средней частоты в столбе скважинной жидкости-рабочего агента на режимах, отличных от режимов с резонансным возбуждением столба скважинной жидкости. Сущность изобретения: по способу распространяют в столбе скважинной жидкости вынужденные колебания давления, создаваемые в потоке жидкости-рабочего агента на выходе скважинного генератора, размещенного в этом столбе жидкости и гидравлически связанного с насосно-компрессорной трубой через препятствие, дно которого по направлению к низу обсадной колонны является входным препятствием-отражателем, ограничивающим столб жидкости. Низ обсадной колонны - башмак скважины - является выходным препятствием-отражателем, ограничивающим столб жидкости с другой стороны. Согласно изобретению создают увеличение амплитуды продольных колебаний в столбе скважинной жидкости на режимах работы динамической системы «генератор-скважина-препятствия» путем обеспечения длины столба скважинной жидкости, равной или большей длины волны, соответствующей выбранной частоте воздействия и установки плоскости выходного сечения генератора от дна входного препятствия-отражателя на расстоянии, определяемом математическим выражением. 1 з.п. ф-лы, 1 табл., 3 ил.

 

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, а именно к волновой технологии совмещенного воздействия на продуктивные пласты для повышения извлечения углеводородов.

Известен способ получения импульсов давления жидкости (а.с. №1180084 SU, кл. В06В 1(18, бюл. №35, 1985 г.), заключающийся в том, что для увеличения амплитуды импульсов давления жидкость пропускают через ряд последовательно соединенных трубок Вентури с коническими конфузорами и диффузорами с отношением давления на выходе к давлению на входе для каждой трубки в пределах 0,1-0,6. При этом максимальное значение амплитуды импульса давления на выходе любой трубки Вентури определяется зависимостью

Pmax.m=(1,5m-2m)·Pвх1,

где m - число трубок Вентури;

Рвх1 - давление на входе в первую трубку Вентури.

Способ осуществляют следующим образом. При пропускании жидкости через первую трубку Вентури образуется режим течения с периодически срывной кавитацией, при котором в критическом сечении образуется и выходит в диффузорную часть трубки Вентури кольцевая кавитационная полость. Диффузорная часть каверны периодически отрывается и уносится вниз по потоку, где в области повышенного давления захлопывается, вызывая при этом импульсы давления Рmах на выходе диффузора. Получение заданных амплитуд давления жидкости зависит от выбора давления на входе в первую трубку Вентури, их количества и видов жидкости, исходя из условия обеспечения режима кавитационного течения.

Недостатком этого способа (применительно к волновому воздействию на пласт) увеличения амплитуды в столбе скважинной жидкости, вмещающем систему трубок Вентури (генератор импульсов давления) и ограниченным низом обсадной колонны скважины, является необходимость обеспечения режима кавитационного течения жидкости. Применительно к воздействию на пласт названная система генератора импульсов давления не обеспечивает длительный режим воздействия вследствие разрушения материала проточного тракта системы из-за кавитации.

Другим недостатком этого способа является необходимость использования в качестве рабочего агента несжимаемой жидкости.

Известен способ волнового воздействия акустическим скважинным излучателем (патент РСТ WO 2004/055324 А1, кл. Е21В 43/25, 28/00) на призабойную зону и нефтяной пласт, целью которого является повышение акустической мощности, отдаваемой в пласт.

В процессе работы излучателя имеет место повышение акустической мощности за счет исключения прохождения акустической волны через границы раздела «компенсационная жидкость - корпус» и «корпус - окружающая среда».

Устройство, реализующее этот способ, включает установленную в герметичном металлическом корпусе систему пьезопреобразователей, выполненных из продольно-поляризованных и электрически соединенных параллельно пьезокерамических шайб. Пьезопреобразователи размещены перпендикулярно продольной оси излучателя и выполнены с накладками, контактирующими непосредственно с окружающей средой.

Способ осуществляется следующим образом. Напряжение промышленной электросети после преобразования в наземном блоке через геофизический кабель подается на излучатель, опущенный в скважину. Напряжение питания поступает в блок электроники, где происходит формирование сигналов с рабочими параметрами (напряжение, частота, фазовый сдвиг), которые далее подаются по линиям связи на пьезопреобразователи. Электрическая энергия преобразуется в пьезопреобразователях в механическую с возникновением продольной акустической волны, которая поступает непосредственно в окружающую излучатель среду.

Недостатком этого способа является необходимость наличия геофизического кабеля к излучателю от наземного блока, связанного с промышленной электросетью. Это в целом снижает надежность указанного способа воздействия на призабойную зону и пласт, а также удорожает стоимость извлечения углеводородов при использовании этой системы.

Известен способ волнового воздействия на продуктивные нефтяные пласты (копия отчета о НИР. ВНТИЦ 1989 г. гос. рег. 01860135739. Научно-исследовательская работа в области создания волнового метода воздействия на пласт через горизонтальные скважины. Том I. Уфа 1987 г. 185 с.), позволяющий обеспечивать с помощью генератора режимы возбуждения продольных колебаний давления в столбе скважинной жидкости, ограниченном препятствиями - отражателями.

Этот способ является наиболее близким к заявленному и поэтому выбран в качестве прототипа. Система, реализующая известный способ, включает столб жидкости, ограниченный препятствиями-отражателями, установленными на определенных расстояниях от генератора колебаний давления, размещенного внутри столба жидкости и соединенного отрезком трубопровода, проходящего через входное препятствие, с насосно-компрессорной трубой (НКТ), по которой поступает рабочий агент с поверхности через отрезок трубопровода, генератор и далее в пласт. Возбуждение столба жидкости приводит к значительному увеличению амплитуды колебаний давления в потоке жидкости на входе в пласт, что будет способствовать увеличению протяженности распространения волнового поля и, как следствие, возрастанию нефтеотдачи.

Механизм возбуждения колебаний давления в скважинной жидкости и, как следствие, увеличение амплитуды колебаний на входе в пласт состоит в следующем: расстояние между препятствиями-отражателями выбирают таким образом, что частота вынужденных продольных колебаний давления в потоке жидкости на выходе из генератора равна основной частоте собственных колебаний давления столба жидкости (ограниченного препятствиями) или кратна одной из более высоких гармоник ее. В этом случае возникает резонанс продольных колебаний столба жидкости между препятствиями-отражателями, что приводит к значительному усилению амплитуды колебаний на входе в пласт и, следовательно, к повышению акустической мощности волнового поля в пласте. Это способствует увеличению протяженности эффективного воздействия на пласт и к повышению извлекаемых углеводородов из пласта.

Недостатком этого способа является возможное нарушение изоляции обсадных колонн в процессе эксплуатации скважин, которое может произойти при длительном режиме волнового воздействия на пласт из-за накопления необратимых деформаций виброползучести в материале цементного камня при его периодическом нагружении с большой амплитудой.

Разрушение цементного камня приведет к перетоку воды по заколонному пространству из водоносных пластов в продуктивный пласт. Это вызовет существенное снижение извлекаемых углеводородов.

Вышеуказанный способ целесообразно использовать при кратковременной волновой обработке призабойных зон скважин (Кузнецов О.Л., Симкин Э.М., Чилингар Дж. «Физические основы вибрационного и акустического воздействия на нефтегазовые пласты. - М.: Мир, 2001. С.116-123).

Другим недостатком этого способа является то, что для обеспечения режима резонансных колебаний столба скважинной жидкости необходимо достаточно точно выставить расстояние между препятствиями-отражателями динамической системы «препятствия - скважинная жидкость - генератор колебаний». Так как препятствия-отражатели жестко связаны с генератором, то при смене скважины необходимо изменять и механические устройства, обеспечивающие связь генератора колебаний с препятствиями. Это недостаточно удобно при использовании подобной системы в различных скважинах.

К настоящему времени накоплено большое количество результатов по исследованию влияния упругих колебаний на различные процессы в продуктивных пластах, которое позволяет классифицировать волновые воздействия на вибросейсмическое, акустическое и виброволновое (О.Л.Кузнецов, В.П.Дыбленко, Р.Я.Шарифуллин, И.А.Туфанов. Энергетические критерии механизмов фильтрационных эффектов в продуктивных пластах при воздействии упругими колебаниями//Повышение нефтеотдачи пластов. Освоение трудноизвлекаемых запасов нефти. Труды 12 Европейского симпозиума «Повышение нефтеотдачи пластов». Казань, 8-10 сентября 2003 г. С.101-106).

Виброволновое воздействие из скважин на низких и средних частотах охватывает области ПЗП и более глубокие зоны пластов. При существенно меньшей интенсивности, чем при акустическом воздействии, наблюдается влияние упругих колебаний на фильтрационные процессы в насыщенных пористых средах, на структурно-механическое состояние матрицы порового скелета и насыщающих компонентов при напряжениях и градиентах внутрипорового давления. Важная особенность заключается в том, что данные эффекты проявляются не в результате прямого «силового» действия упругими колебаниями, а предполагает существование в нефтеводонасыщенной геологической среде пластов естественных метастабильных состояний, связанных как с ее внутренними свойствами-напряжениями, так и с наложением постоянно действующих внешних сил. Воздействие упругих колебаний с относительно малой интенсивностью (относительно малой амплитудой) является определенным спусковым механизмом для получения существенного эффекта от виброволнового воздействия на пласт.

Эта концепция положена в основу предлагаемого способа увеличения амплитуды воздействия на продуктивные пласты в отсутствие резонансных колебаний столба скважинной жидкости-рабочего агента. Необходимость подобных действий диктуется поглощением энергии упругих колебаний в скважинной жидкости, на препятствиях-отражателях, ограничивающих столб жидкости и в перфорационных отверстиях обсадной колонны скважины.

Технической задачей, решаемой изобретением, является повышение отдачи продуктивных пластов при повышенных расстояниях добывающих скважин от нагнетательной скважины и увеличения общей производительности путем увеличения амплитуды продольных колебаний давления низкой и средней частоты (20-9000 Гц) в столбе скважинной жидкости-рабочего агента, нагнетаемого в пласт, за счет установки выходного сечения генератора колебаний от дна входного препятствия-отражателя (например, фильтра для исключения попадания в генератор механических частиц из НКТ) на расстоянии, определяемом задаваемым относительным значением амплитуды в пределах относительного значения амплитуды вынужденных колебаний на выходе генератора, принятого за 1, а также повышение надежности за счет обеспечения режима виброволнового воздействия на пласт. Тем самым обеспечивается возможность продолжительно долго поддерживать в продуктивном пласте, в процессе добычи, волновое поле.

Сущность решения поставленной технической задачи заключается в том, что в известном способе увеличения амплитуды волнового воздействия на низких и средних частотах на продуктивные пласты путем распространения в столбе скважинной жидкости вынужденных колебаний давления, создаваемых в потоке жидкости-рабочего агента на выходе скважинного генератора, размещенного в этом столбе жидкости и гидравлически связанного с насосно-компрессорной трубой через препятствие, дно которого по направлению к низу обсадной колонны является входным препятствием-отражателем, ограничивающим столб жидкости, а низ обсадной колонны - башмак скважины - является выходным препятствием-отражателем, ограничивающим столб жидкости с другой стороны, для решения поставленной задачи создают увеличение амплитуды продольных колебаний давления в столбе скважинной жидкости на режимах работы динамической системы «генератор-скважина-препятствия» путем обеспечения длины столба скважинной жидкости Н, равной или большей длины волны, соответствующей выбранной частоте воздействия и установки плоскости выходного сечения генератора от дна входного препятствия-отражателя, например дна фильтра, на расстоянии x1, определяемом в диапазоне отношений x1/H=0,14-0,45 математическим выражением

где y - задаваемое относительное значение амплитуды колебаний давления в столбе жидкости-рабочего агента от значения амплитуды на выходе генератора, принятого за 1,

q - число периодов, равное 0, 1, 2, 3… тригонометрической функции, выбирается с учетом конструктивного исполнения генератора;

π - число, равное 3,14;

α - фазовый сдвиг амплитуды первой бегущей волны в направлении входного препятствия;

β - фазовый сдвиг амплитуды второй бегущей волны в направлении выходного препятствия;

- волновое число (ω=2πf - угловая частота колебаний, f - частота периодических колебаний, с - скорость распространения звука в рабочем агенте).

Кроме того, возможен вариант, когда плоскость выходного сечения генератора перпендикулярна продольной оси скважины и находится на уровне начала участка перфорации обсадной колонны.

Для осуществления предлагаемого способа длина скважинного столба жидкости-рабочего агента, ограниченного входным и выходным препятствиями, должна составлять не менее одной длины волны генерируемых колебаний. При этом генератор устанавливается на некотором расстоянии от дна входного препятствия в направлении низа скважины. При подаче рабочего агента в потоке его на выходе из генератора формируются гармонические колебания, распространяющиеся в скважинной жидкости в обоих направлениях от генератора. При взаимодействии упругих волн с входным и выходным препятствиями часть акустической энергии теряется через них, а часть отражается. В зависимости от количественного сочетания значений частоты колебаний, проводимостей препятствий, места установки генератора результирующая амплитуда колебаний давления в столбе жидкости-рабочего агента может иметь значения не ниже величины амплитуды колебаний на выходе генератора.

В итоге полученное значение амплитуды колебаний давления в столбе скважинной жидкости, вмещающей генератор, и равное или несколько ниже (по усмотрению) амплитуде вынужденных колебаний, генерируемых в потоке рабочего агента на выходе устройства, будет способствовать большей акустической энергии, передаваемой в пласт. Это обеспечит большую протяженность распространения волнового поля в пласте, и, следовательно, большую нефтеотдачу, и интенсивность извлекаемого углеводородного сырья.

Сравнение заявляемого технического решения с прототипом позволило установить соответствие его критерию «новизны». При изучении других известных технических решений в данной области признаки, отличающие заявленное техническое решение от прототипа, не были выявлены, и поэтому они обеспечивают заявленному техническому решению соответствие критерию «существенные отличия».

Способ может быть реализован скважинным комплексом, изображенным на фиг.1.

Скважинный комплекс состоит из обсадной колонны 1, вмещающей насосно-компрессорную трубу (НКТ) 2, соединенную с фильтром 3, дно 4 которого гидравлически связано через патрубок 5 с генератором колебаний 6. Обсадная колонна 1 отделена от продуктивного пласта 7 цементным кольцом 8. В цилиндрической стенке обсадной колонны 1 и цементном кольце 8 выполнены перфорационные отверстия 9, а низ (башмак) обсадной колонны 1 заканчивается цементным камнем 10.

В ходе технологического процесса рабочий агент через устьевое оборудование поступает по НКТ 2 в фильтр 3, в котором происходит очистка рабочего агента от механических примесей. Далее через патрубок 5 рабочий агент поступает в генератор колебаний 6, на выходе которого в потоке агента формируются колебания давления (расхода) при реализации физических эффектов в проточном тракте генератора 6. С выхода его рабочий агент поступает в некоторый объем обсадной колонны 1, заключенный между ее цементным камнем 10 и дном 4 фильтра 3, образуя столб жидкости, в котором распространяются вынужденные колебания, генерируемые устройством и взаимодействующие с дном 4 фильтра 3, имеющим кольцевой зазор с цилиндрической внутренней стенкой обсадной колонны 1 и низом (башмаком) - цементным камнем 10. В результате в силу заранее выбранного расстояния установки плоскости выходного сечения генератора 6 от дна 4 фильтра 3 относительное значение амплитуды вынужденных колебаний давления в столбе скважинной жидкости-рабочего агента равно или несколько ниже (по усмотрению) относительному значению амплитуды колебаний в потоке жидкости на выходе генератора, принятому за единицу.

На основании представлений распространения волнового поля в скважинной жидкости (Исакович М.А. Общая акустика. Изд-во Наука. Главная редакция физико-математической литературы. Москва. 1973. С.218-221) уравнения распространения амплитуды колебаний в обоих направлениях от выходного сечения излучателя имеют в общем виде выражение

при 0≤x≤x1

при х1≤х≤Н

где - относительная амплитуда колебаний первой бегущей волны в направлении НКТ от генератора;

- относительная амплитуда колебаний второй бегущей волны в направлении низа обсадной колонны от генератора;

- относительное значение амплитуды колебаний давления в потоке жидкости на выходе генератора;

Н - длина столба скважинной жидкости;

x - текущая координата по оси обсадной колонны скважины;

x1 - координата установки излучателя относительно дна фильтра;

k - волновое число;

α - фазовый сдвиг амплитуды первой бегущей волны, определяемый через проводимость входного препятствия;

β - фазовый сдвиг амплитуды второй бегущей волны, определяемый через проводимость выходного препятствия.

Поскольку продуктивный пласт находится ниже генератора, то интерес представляет только относительные значения амплитуды .

Каждое из значений фазового сдвига α и β определяются известными зависимостями (Исакович М.А. Общая акустика. Изд-во Наука. Главная редакция физико-математической литературы. Москва. 1973. С.206-207):

α=±arctg(iρcY0), β=±arctg(iρcY),

где i - мнимая единица;

ρc - волновое сопротивление рабочего агента в столбе жидкости обсадной колонны;

Y0 и Y - акустические проводимости входного препятствия-отражателя (фильтра) и выходного препятствия.

Известно, что акустическая проводимость (Y) есть обратная величина акустическому импедансу (Z).

В зависимости от представляемой схемы препятствия-отражателя акустические импедансы выражаются разными зависимостями.

Рассматриваемое, например, входное препятствие-отражатель представляет собой массивный фильтр большого объема для сбора механических частиц, которые могут поступать в виде фрагментов ржавчины со стенок НКТ с потоком. Фильтр устанавливается с кольцевым зазором относительно стенок обсадной колонны. Зазор можно представить в виде осевого отверстия диаметром d, площадь которого эквивалентна площади кольцевого зазора (S). В этом случае, при рассмотрении схемы входного звукопровода (препятствия), он представляется как круглое отверстие диаметра d в экране, стоящем поперек обсадной трубы диаметров D.

Другим вариантом входного препятствия-отражателя может рассматриваться, например, массивный стальной диск, ограничивающий столб жидкости, вмещающей генератор, при минимизации акустических потерь в жидкость, находящуюся выше диска. При этом диск устанавливается с кольцевым зазором относительно стенок обсадной колонны.

Акустический импеданс этих схем имеет вид следующего выражения [С.Н.Ржевкин. Курс лекций по теории звука. Изд-во Московского университета. 1960. с.172-177]:

где функция , при d<<D функция В нашем случае d(45 мм)<<D(130 мм) и, следовательно, можно принять

В окончательном виде импеданс, отнесенный к площади отверстия (S), будет иметь вид

где ρ - плотность среды рабочего агента.

Проводимость рассмотренного звукопровода можно записать в виде выражения

Фазовый сдвиг α колебаний при взаимодействии упругих колебаний с входным препятствием определяется

где с - скорость звука в среде столба рабочего агента.

При параметрах: с=330 м/с, d=0,045 м,

ω=2πf=2π·1700=10676 1/с, S=0,001582 м2

Аналогичным образом определяется схема звукопровода для выходного препятствия-отражателя.

Для простоты примем, что нижнее препятствие является абсолютно жестким, т.е. импеданс его равен бесконечности, а проводимость равна нулю (β=0).

Для произвольно выбранных значений x1 в условиях рабочего агента - воздуха - рассмотрим распределение амплитуды в столбе скважинной жидкости для разных частот генерируемых колебаний давления (f=20, 100, 1700, 3000 Гц) в зависимости от изменения отношения H/λ ( - длина волны, с - скорость звука в воздухе) и при фазовом сдвиге β=0 (проводимость равна нулю). Результаты расчета приведены на фиг.2 (f=20 Гц при x1=6 м, f=100 Гц при x1=1 м, f=1700 Гц при x1=0,4 м, f=3000 Гц при x1=0,4 м).

Полученные значения распределения амплитуды повторяются при каждом увеличении целого числа длин волн (1, 2, 3 и т.д.), т.е. остаются неизменными независимо от длины столба жидкости, определяемого из отношения Н/λ=(n,0÷n,9+0,1), где n - целое число длин волн.

Например, при значении Н/λ=1,366 (λ=0,194 м) для частоты 1700 Гц (при α=-0,719) значение амплитуды в столбе скважинной жидкости составляет и является минимальным. То же самое значение имеет при отношениях Н/λ=2,366; 3,366; 4,366 и т.д.

Таким образом, полученные относительные значения амплитуды в столбе скважинной жидкости (сжимаемой) имеют очень низкие значения. С учетом потерь на поглощение в жидкости-рабочем агенте и в перфорационных отверстиях обсадной колонны скважины значения амплитуды, а следовательно, и акустической мощности на входе в пласт будут еще ниже (примерно на 10%), что не обеспечит эффективного воздействия на пласт.

Анализ уравнения для определения относительного значения

показывает, что минимальное значение получается в случае, если тригонометрическая функция sin(kH+α) имеет максимальное значение, равное 1.

Ниже представляется подробный анализ составляющих указанного выше уравнения для определения значения .

1) Например, для частоты f=1700 Гц имеем

sin(kH+α)=1

при значениях волнового числа и α=-0,719;

sin(32,35·H-0,719)=1.

Величины в левой части последнего уравнения имеют размерность «радиан». Выполняя над правой частью операцию Arc sin1, получим, что левая часть равна 1,57, т.е. sin90° (1,57 радиана)=1.

Следовательно: 32,35·Н-0,719=1,57.

Отсюда: 32,35·Н=1,57+0,719=2,289;

В то же время предлагаемый способ выполняется при отношениях .

Если, например, , то выбираемая при установке генератора в скважину высота столба жидкости должна быть Н≥0,194 м, и в то же время эта высота Н должна включать, в предельном случае, полную высоту перфорации в обсадной колонне скважины и даже более (до дна обсадной колонны). Для определения минимального значения амплитуды, генерируемой в столбе жидкости, достаточно выбрать Н>λ. Это выполняется с учетом ввода справа периодичности функции sin, которая составляет qπ (где q=0, 1, 2, 3…) и учитывается в выражении

kH+α=1,57+qπ; 32,35·Н-0,719=1,57+qπ;

при q=3.

При λ=0,194 м значение , при котором имеет место минимум относительной амплитуды , составляет , что практически совпадает с полученным при выполнении всего комплекса расчетов для построения графика на фиг.2. Такой же минимум имеет место и при значениях

и т.д.

Если примем q=4, то , значение в этом случае равно , что практически совпадает с графиком на фиг.2.

Такой же минимум имеет место и при

Сама тригонометрическая функция sin(kH+α+qπ) может быть как с плюсом, так и с минусом:

если n=3, то sin(32,35·0,362-0,719+3π)=sin 20,4117=1

если n=4, то sin(32,35·0,459-0,719+4π)=sin 26,69=1

2) Далее проведем анализ функции cos[k(H-x)].

Выберем для частоты f=1700 Гц значение Н, близкое к реальному, например Н=1,915 м

Значение волнового числа составляет то же: к=32,35.

Выберем значение x1=0,35 м (расстояние между дном фильтра и выходным сечением генератора). В этом случае при расчете значений cos величины x выбираем из интервала x1≤x≤Н

x 0,35 0,38 0,4 0,41 0,42 0,435 0,44 0,45 0,455 0,47 0,48 0,49
cos 0,935 0,82 0,31 0 0,33 0,73 0,83 0,96 1 0,93 0,86 0,52
x 0,5 0,503 0,507 0,51 0,52 0,54 0,55 0,56 0,58 0,6 0,605 0,61
cos 0,22 0,125 0 0,103 0,41 0,88 1 0,99 0,7 0,125 0 0,193

Таким образом, значение тригонометрической функции cos[k(H-x)] периодически изменяется от -1 до +1, проходя через 0, если Н≥λ (максимумы и минимумы чередуются через

3) Следовательно, будет ли иметь тригонометрическая функция в знаменателе плюс или минус, функция

или

обязательно через значение будет иметь знак плюс (или минус) 1, т.е. эта составляющая от всей функции в зависимости от знака тригонометрической функции (в числителе) - третьей составляющей - sin(kx1+α) параметра - даст положительное значение амплитуды , которое и представляется графиками на фиг.3.

В этом случае максимум относительного значения амплитуды при будет определяться только выбором параметра x1 (расстояние между дном входного препятствия и плоскостью выходного сечения скважинного генератора) в выражении sin(kx1+α).

4) Таким образом, задавая относительные значения функции sin(kx1+α), равные, например, величине 0,7; 0,8; 0,85; 0,9, получаем относительные величины амплитуды , равные тем же значениям, т.е. .

Рекомендуемое отношение расстояния x1 к длине столба жидкости составляет С понижением частоты колебаний выбираемое значение возрастает. Исходя из этого соотношения и конструктивных особенностей генератора определяется выбираемое число периодов -q в функции sin(kx1+α).

В общем случае значение x1 определяется:

задаем выбранное значение относительной амплитуды, например, y=0,9; определяем значение (kx1+α) в тригонометрической функции при y=0,9 путем arcsin0,9=1,12; следовательно, (kx1+α)=1,12; отсюда значение .

Величины k и α заданы, например, для частоты 1700 Гц (с применением воздуха): , α=-0,719.

Определяем

Поскольку рекомендуемое отношение составляет 0,14-0,45, то с учетом конструктивного исполнения генератора и с учетом периодичности функции sin добавим в числитель q·π (q=3);

Проверка: sin(kx1+α)=sin(32,35·0,348-0,719)=-0,9; с учетом введения q·π

sin(kx1+α+qπ)=sin(32,35·0,348-0,719+3π)=0,9.

Проверка подтверждает правильность определения значения x1=0,348 м.

Отношение

При Н=9,87·λ=9,87·0,194=1,915 м.

На фиг.3 представлены графики распределения относительных значений амплитуды колебаний давления с не ниже 0,9 для частоты f=20 Гц при x1=7,045 м; f=100 Гц при x1=1,38 м; f=1700 Гц при x1=0,348 м; f=3000 Гц при x1=0,304 м.

Значение положительного или отрицательного знака в результате задаваемого значения sin(kx1+α) получается при учете вводимой периодичности функции синуса, т.е. необходимо в выражении подставить полученные значение x1 и значение q·π:

sin(kx1+α+q·π)

Таким образом, введение q·π в функцию sin дает определение знака, получаемого при задаваемом относительном значении этой функции: ±sin(kx1+α+q·π).

В итоге произведение ±sin(kx1+α+q·π)×(±1) всегда даст положительное значение относительной величины амплитуды , что отражено на фиг.2 и 3.

Как следует из рассмотрения графиков на фиг.3, погрешность в действительной длине столба жидкости, отличной (при заданной частоте вынужденных колебаний давления f=1700 Гц) от выбранного значения Н=1,915 м, лишь будет способствовать увеличению относительного значения амплитуды колебаний , выбранному при Н=1,915 м (уровень возрастает при отклонениях влево и вправо от минимальных значений и т.д.).

Использование предлагаемого способа увеличения амплитуды волнового воздействия на продуктивные пласты позволяет повысить добычу извлекаемых углеводородов за счет

- возрастания протяженности воздействия на пласт на низких и средних частотах из-за увеличения амплитуды колебаний давления на входе в пласт;

- возрастания продолжительности волнового воздействия на пласт путем щадящих режимов по амплитуде генерации вынужденных колебаний давления в столбе скважинной жидкости вне его резонанса.

1. Способ увеличения амплитуды волнового воздействия на низких и средних частотах на продуктивные пласты путем распространения в столбе скважинной жидкости вынужденных колебаний давления, создаваемых в потоке жидкости - рабочего агента на выходе скважинного генератора, размещенного в этом столбе жидкости и гидравлически связанного с насосно-компрессорной трубой через препятствие, дно которого по направлению к низу обсадной колонны является входным препятствием-отражателем, ограничивающим столб жидкости, а низ обсадной колонны - башмак скважины - является выходным препятствием-отражателем, ограничивающим столб жидкости с другой стороны, отличающийся тем, что создают увеличение амплитуды продольных колебаний в столбе скважинной жидкости на режимах работы динамической системы «генератор-скважина-препятствия» путем обеспечения длины столба скважинной жидкости «Н», равной или большей длины волны, соответствующей выбранной частоте воздействия, и установки плоскости выходного сечения генератора от дна входного препятствия-отражателя на расстоянии «x1», определяемом в диапазоне отношений x1/H=0,14-0,45 математическим выражением:
,
где y - задаваемое относительное значение амплитуды колебаний давления в столбе жидкости - рабочего агента от значения амплитуды на выходе генератора, принятого за 1 (0<y≤1);
q - число периодов (q=0, 1, 2, 3…) тригонометрической функции, которое выбирают с учетом конструктивного исполнения генератора;
π - число, равное 3,14;
α - фазовый сдвиг амплитуды первой бегущей волны в направлении входного препятствия;
β - фазовый сдвиг амплитуды второй бегущей волны в направлении выходного препятствия;
- волновое число,
где ω=2πf - угловая частота колебаний;
f - частота периодических колебаний;
с - скорость распространения звука в рабочем агенте.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что плоскость выходного сечения генератора перпендикулярна продольной оси скважины и находится на уровне начала участка перфорации обсадной колонны.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области эксплуатации нефтяных месторождений, а именно, к способам добычи нефти, направленным на интенсивную эксплуатацию нефтяных пластов, имеющих зональную и/или послойную неоднородность.

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано на завершающей стадии разработки массивных и пластово-массивных залежей, имеющих покрышку большой толщины и подстилаемых активно внедряющейся в продуктивную часть пласта подошвенной водой, в частности для увеличения дренируемой площади призабойной зоны пласта - ПЗП.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки газоконденсатных залежей. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи как с заведением, так и без него. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано на завершающей стадии разработки массивных и пластово-массивных залежей в условиях аномально низких пластовых давлений, имеющих покрышку большой толщины и подстилаемых активно внедряющейся в продуктивную часть пласта подошвенной водой.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти массивного типа с послойной неоднородностью. .

Изобретение относится к области разработки газогидратных месторождений углеводородов. .
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при добыче продукции из скважины, в частности нефти, при осложнениях, связанных с повышенным газовым фактором - высоким содержанием попутного газа в добываемой продукции
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны пласта для интенсификации притока пластового флюида к скважине

Изобретение относится к нефтегазод сбывающей промышленности, к области разработки нефтяных месторождений, приуроченных к куполообразным поднятиям, и может быть использовано в заключительной стадии эксплуатации месторождений

Изобретение относится к области добычи нефти, в частности к способам интенсификации вытеснения пластовой жидкости из слоисто-неоднородных пластов при осуществлении газовой репрессии в указанные пласты, и может быть использовано при подземном хранении газа в пористых пластах

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к области разработки нефтяных залежей горизонтальными скважинами

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к области разработки нефтяных залежей горизонтальными скважинами
Наверх