Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и, в частности, к разработке нефтяных и газоконденсатных месторождений путем вибровоздействия на пласт.

Известен способ воздействия на пласт (Патент РФ №2046936, Е21В 43/25, 1995 г.), заключающийся в возбуждении в нем упругих колебаний с помощью вибровоздействия. Предварительно измеряют в скважине энергию акустических шумов в разные фазы земных приливов в связи с затуханием энергии упругих волн в процессе перемещения к пласту. Подбирают режим и условия вибровоздействия, соответствующие максимальной энергии акустического шума.

Общим признаком известного и предлагаемого способов является создание колебаний в пористой среде.

Недостатком способа является необходимость проводить воздействие в определенную фазу земных приливов.

Известен способ разработки обводненного нефтяного месторождения (Патент РФ №2057906, Е21В 43/00, 1996). Для реализации способа, основанного на вибросейсмическом воздействии от группы наземных источников колебаний, источники располагают вокруг одной из наиболее близких к контуру питания добывающих скважин. Воздействуют на пласт линейным частотно-модулированным сигналом. После увеличения притока флюида в этой скважине, источники перемещают к другой, двигаясь к центру залежи.

Общим признаком известного и предлагаемого способов является то, что виброобработку нефтяного пласта начинают от контура питания.

К недостаткам способа можно отнести отсутствие определения эффективной частоты воздействия на продуктивный пласт, высокую трудоемкость процесса.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому способу является способ сейсмовоздействия на продуктивный пласт (патент РФ №2291956, Е21В 43/16, 2006 г.). Определяют доминантную частоту продуктивного пласта. Вибросейсмическое воздействие на пласт осуществляют колебаниями, создаваемыми группой из двух и более генераторов упругих волн. Воздействие осуществляют в две стадии. На первой стадии обеспечивают работу генераторов синхронно с частотой, равной доминантной (υ₀), на второй стадии группу генераторов делят на две равные или близкие по количеству генераторов части, каждую часть настраивают на определенную частоту, исходя из условия, что средняя частота генераторов всей группы равна доминантной частоте продуктивного пласта, а разницу между частотами каждой части генераторов (Δυ) определяют в соответствии с линейным размером обрабатываемого геологического тела, из условия:

где υ - средняя скорость движения упругой волны до продуктивного пласта при частотах каждой части генераторов, м/с;

L - линейный размер обрабатываемого геологического тела, м.

При этом расстояние воздействия сейсмическими колебаниями в продуктивной толще увеличивают уменьшением частоты биения этих колебаний.

Общим признаком известного и предлагаемого способов является одновременное использование нескольких наземных источников.

Недостатком известного способа является невозможность управления направленностью потока флюида.

Предлагаемое изобретение направлено на преодоление указанного недостатка. Эксплуатация нефтяных месторождений сопровождается ухудшением структуры запасов, возрастанием доли трудноизвлекаемых нефтей, снижением коэффициента нефтеизвлечения. Поэтому актуальными являются задачи применения новых технологий нефтедобычи, позволяющих значительно увеличить нефтеотдачу уже разрабатываемых пластов, на которых традиционными методами извлечь значительные остаточные запасы весьма затруднительно. Одним из перспективных методов повышения нефтеотдачи является вибросейсмическое воздействие на нефтегазовые пласты.

Задачей предлагаемого изобретения является увеличение нефтеотдачи нефтяных пластов и направленное движение флюида к забоям добывающих скважин. Техническим результатом является уменьшение величины фильтрационных сопротивлений при движении водонефтяной эмульсии через пористую среду, уменьшение количества межфазных поверхностей, приходящихся на единицу длины пористой среды.

Поставленный технический результат достигается тем, что в способе интенсификации добычи нефти, включающем вибрационное воздействие на нефтяной пласт источниками упругих колебаний, новым является то, что на поверхности земли вблизи устья добывающей скважины располагают источники колебаний одинаковой частоты и вблизи контура питания упомянутой скважины располагают источники колебаний одинаковой частоты, но большей частоты колебаний источников у устья добывающей скважины, осуществляют одновременное воздействие колебаниями всех источников на нефтяной пласт с интенсивностью, временем воздействия и интеференцией колебаний, обеспечивающими коагуляцию капель нефти в поровом пространстве нефтяного пласта с водой и направленное движение потока за счет разности частот источников колебаний к забою добывающей скважины, при этом стягивающий эффект направленного движения потока к забою добывающей скважины задают количеством источников упругих колебаний на контуре питания добывающей скважины.

Одной из составляющих сопротивления движению двухфазной среды

- смеси капель нефти и воды, через пористую среду является суммарная площадь поверхностей, отделяющих нефть и воду, приходящихся на единицу длины поры в пласте. Чем больше площадь таких поверхностей, тем больше сопротивление движению потока нефтяной эмульсии при прочих равных условиях, тем меньше нефтеотдача скважины. Физической причиной этого является неравенство друг другу углов смачивания нефтью и водой стенок поры - углов натекания и углов оттекания, что проявляется в возникновении силы сопротивления движению частиц нефти и воды как целого через тонкий канал - пору, аналогичной силе сухого трения.

Для уменьшения величины этого сопротивления при движении водонефтяной эмульсии через пористую среду необходимо уменьшить количество межфазных поверхностей, приходящихся на единицу длины пористой среды, т.е. увеличить размер капель нефти в процессе их слияния, что может происходить при коагуляции капель нефти в процессе вибрационного воздействия на нефтяной пласт.

На фиг. 1 представлена схема, иллюстрирующая технологическую и техническую стороны реализации способа интенсификации добычи нефти (где 1, 2 - источники акустических колебаний; 3 - нефтяной пласт; 4 - скважина; 5 - узловая поверхность; 6 - поверхность пучностей; 7 - пора; 8 - вода; 9 - нефть; 10 - межфазная поверхность нефть-вода).

Интенсивность колебаний в пласте в точке r определяется суммой амплитуд колебаний от источников 1 (вблизи устья скважины) и 2 (вблизи контура питания):

где А₁, А₂ - амплитуды колебаний пласта от источников 1 и 2,

соответственно, м; и ω₁, ω₂ - волновой вектор (рад/м) и угловая частота (рад/с), f - число колебаний источников в секунду,

Угловая частота и частота f связаны соотношением: ω=2π·f.

После преобразований (для А₁=А₂):

В частном случае, для ω₁=ω₂=ω:

Видно, что величина А изменяется в диапазоне 0≤А≤2А₁ при переходе от узловой поверхности колебаний к поверхности пучностей:

где n=0,1,2,3,…… m=n+1.

На узловой поверхности суммарная амплитуда колебаний наименьшая, на поверхности пучностей наибольшая. Видно также, что интерференционная картина колебаний, определяемая из (4) узловыми поверхностями и поверхностями пучностей, стационарна.

В этом случае концентрация частиц нефти в эмульсии в узлах будет больше, чем в пучностях. Это можно показать следующим образом. Выделим поверхность, расположенную между узловой поверхностью и поверхностью пучностей, тогда в стационарном случае поток нефти через эту поверхность от пучностей к узлу будет равен обратному потоку - от узла к пучности:

где с_у, c_n - концентрация частиц нефти в эмульсии на узловых поверхностях и поверхностях пучностей, соответственно, 1/м³; w_y, w_n - нормальные к выделенной поверхности скорости частиц нефти в эмульсии, м/с.

Из (6) видно, что:

а т.к. скорость частиц нефти в пучности много больше скорости частиц нефти в узле: то и т.е. частицы нефти в узловых поверхностях сближаются.

Известно, что коагуляция ускоряется в том месте эмульсии, где капли сближаются и увеличивается их концентрация. При этом капли нефти, распределенные в среде воды, концентрируются в узловых поверхностях, где и происходит их слияние и образование более крупных капель, прохождение которых через пористую среду происходит с меньшим сопротивлением, чем прохождение отдельных капель, составляющих крупную каплю. Система узловых поверхностей и поверхностей пучностей - интерференционное поле - может быть создано использованием двух или нескольких источников акустических колебаний одинаковой частоты на поверхности земли вблизи устья скважины.

Однако при этом в пучностях интерференционного поля концентрирование капель эмульсии нефти и, следовательно, их слияния и укрупнения не происходит. Для того, чтобы процесс коагуляции мелких капель происходил по всему пространству пласта, можно использовать источники колебаний различной частоты. При этом узлы интерференционного поля, двигаясь в сторону источника с меньшей частотой ω₁, проходят все пространство продуктивного пласта, что вызывает коагуляцию капель нефтяной эмульсии также по всему пространству пласта.

Из (3), для ω₁≠ω₂, узловые поверхности определяются равенством:

где n=1,2,3,….

Видно, что положение узловых поверхностей зависит от времени, скорость их перемещения определяется зависимостью (для κ₁=κ₂)

получаемой из (8):

Области повышенной концентрации капель нефтяной эмульсии, совпадающие с узловыми поверхностями, таким образом, перемещаются в сторону источника с меньшей частотой. Если частота ω₁ источника 1, расположенного вблизи ствола скважины меньше частоты ω₂ источника 2, то узловые поверхности перемещаются в область вблизи скважины, увлекая за собой области повышенной концентрации капель нефтяной эмульсии.

Реализация способа иллюстрируется примерами.

ПРИМЕР 1

На расстоянии от 2 до 10 метров от устья добывающей скважины устанавливают источники упругих колебаний с частотой ω₁=5÷250 рад/с. На контуре питания этой скважины устанавливаются один или несколько источников упругих колебаний с частотой ω₂=10÷300 рад/с (фиг. 2). Большее количество источников на контуре питания дает наибольший стягивающий к забою эффект. Количество источников определяется экономической целесообразностью. При одновременной работе всех источников в нефтяном пласте создается интерференционное поле, в узлах которого происходит коагуляция частиц нефти, движущихся в поровом пространстве. За счет обеспеченной разности ω₁ и ω₂ происходит направленное движение потока скоагулированных капель к забою эксплуатационной скважины. Нефтеотдача, таким образом, увеличивается на 10%.