EA002074B1 - Акустический способ воздействия на скважину и пласт месторождений полезных ископаемых "арс и п" - Google Patents
Акустический способ воздействия на скважину и пласт месторождений полезных ископаемых "арс и п" Download PDFInfo
- Publication number
- EA002074B1 EA002074B1 EA200000264A EA200000264A EA002074B1 EA 002074 B1 EA002074 B1 EA 002074B1 EA 200000264 A EA200000264 A EA 200000264A EA 200000264 A EA200000264 A EA 200000264A EA 002074 B1 EA002074 B1 EA 002074B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- range
- perforation
- action
- acoustic
- equal
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 30
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 4
- 239000011707 mineral Substances 0.000 title claims abstract description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 25
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 10
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 10
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 17
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 16
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 16
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 15
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 14
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 13
- 238000011161 development Methods 0.000 description 6
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 5
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 4
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 4
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 3
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 3
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 3
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 239000002344 surface layer Substances 0.000 description 2
- KDYAPQVYJXUQNY-OPHDRXFHSA-N 1,2-di-(alpha-linolenoyl)-3-[alpha-D-galactosyl-(1->6)-beta-D-galactosyl]-sn-glycerol Chemical compound O[C@@H]1[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](OC[C@@H](COC(=O)CCCCCCC\C=C/C\C=C/C\C=C/CC)OC(=O)CCCCCCC\C=C/C\C=C/C\C=C/CC)O[C@@H]1CO[C@@H]1[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H](O)[C@@H](CO)O1 KDYAPQVYJXUQNY-OPHDRXFHSA-N 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 244000309464 bull Species 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- -1 dirt Substances 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 1
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 238000005325 percolation Methods 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000009738 saturating Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 230000005236 sound signal Effects 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B28/00—Vibration generating arrangements for boreholes or wells, e.g. for stimulating production
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/003—Vibrating earth formations
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Акустический способ воздействия на скважину и пласт месторождений полезных ископаемых ("АРСиП") относится к области добычи полезных ископаемых, разрабатываемых скважинным методом, и может быть использован в нефтедобывающей, газовой, горной, геологоразведочной промышленности и наиболее широко в технологии добычи нефти и газа, особенно при реабилитационных работах на скважинах и пластах (акустическая реабилитация скважины и пласта - АРСиП) для повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти. Способ включает операции комплексного акустического воздействия на перфорированные зоны скважины с последовательной избирательной обработкой интервала перфорации и продуктивной толщи пласта направленным акустическим полем с возможностью комбинирования давления, времени и дальности воздействия, осуществляемых сигналами звукового и сигналами ультразвукового диапазонов с характеристиками направленности до 180°, показателями акустического давления от минимальных значений, необходимых для внесения изменений в текущую работу скважины, до максимальных значений, ограниченных пределами упругости породы, в течение времени, равного эффективному времени воздействия, с дальностью воздействия, равной начальной эффективной дальности воздействия. Обработку можно осуществлять как в базовом режиме - последовательная обработка интервала перфорации скважины и продуктивной толщи пласта тремя акустическими сигналами, так и в иной комбинационной последовательности, определяемой видом и состоянием скважины. Способ позволяет осуществлять унифицированное комплексное воздействие на всех видах скважин с различным
Description
Изобретение относится к области добычи полезных ископаемых, разрабатываемых скважинным методом и может быть использовано в нефтедобывающей, газовой, горной, геологоразведочной промышленности, и наиболее широко в технологии добычи нефти и газа, особенно при реабилитационных работах на скважинах и пластах (акустическая реабилитация скважины и пласта - АРСиП) для повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти.
Уровень техники
Известны устройства для виброволнового и, в частности, акустического воздействия на скважины и продуктивный пласт (патент РФ № 2063508, кл. Е 21 В 43/20, 10.07.96, Бюл. № 19), обеспечивающие получение акустического сигнала для воздействия на скважину и продуктивный пласт в широком диапазоне характеристик сигнала и обеспечивающие прямое акустическое воздействие на скважину и продуктивный пласт.
Известные устройства не обеспечивают избирательность и направленность акустического воздействия на скважину и продуктивный пласт в широком диапазоне характеристик сигнала.
Известны способы воздействия на скважину для повышения нефтеотдачи пластов путем комплексного последовательного воздействия на скважину и продуктивный пласт (патент РФ № 2068083, кл. Е 21 В 43/22, 18.02.91).
Недостатком таких способов является отсутствие унификации воздействия, невозможность направленного, регулируемого и избирательного воздействия на призабойную зону скважины и пласт, использование химических реагентов.
Известен также, принятый заявителем за прототип, способ акустического воздействия на скважину и пласт месторождений полезных ископаемых, включающий операции акустического воздействия на перфорированные зоны скважины с последовательной обработкой и комбинированием давления и времени воздействия (патент РФ № 2026969, кл. Е 21 В 43/25 20.01.95).
Недостатки известного способа
1. Отсутствие возможности воздействия на удаленные от скважины части пласта.
2. Сложность выполнения операций на не фонтанных скважинах.
Сущность изобретения
Техническая задача
Техническая задача состоит в устранении указанных недостатков и создании метода повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти, позволяющего осуществлять унифицированное комплексное воздействие на всех видах скважин с различным типом эксплуатации, находящихся как в рабочем состоянии (с последующим запуском в работу), так и в нерабочем состоянии;
осуществлять прямое и избирательное акустическое воздействие на зону перфорации скважины и продуктивный пласт в широком диапазоне акустических сигналов на месторождениях с различными видами и показателями разработки.
Совокупность существенных признаков
В отличие от известного способа, включающего операции акустического воздействия на перфорированные зоны скважины с последовательной обработкой и комбинированием давления и времени воздействия, в предлагаемом способе осуществляют комплексное акустическое воздействие с последовательной избирательной обработкой интервала перфорации и продуктивной толщи пласта направленным акустическим полем, для обеспечения возможности воздействия на любых видах скважин с различным типом эксплуатации, с возможностью комбинирования давления, времени и дальности воздействия, для обеспечения эффективного воздействия на месторождениях с различными видами и показателями разработки, осуществляемых сигналами звукового и сигналами ультразвукового диапазонов с характеристиками направленности до 180°, показателями акустического давления от минимальных значений, необходимых для внесения изменений в текущую работу скважины, до максимальных значений ограниченных пределами упругости породы, в течение времени равного эффективному времени воздействия, с дальностью воздействия, равной начальной эффективной дальности воздействия от 0,05 до 10 м.
Предельные минимальные значения акустического давления определяются наличием эффекта последействия и являются минимально необходимыми для внесения изменений в текущую работу скважины. Верхний уровень акустического давления определяется пределами прочностных характеристик коллекторов. Оптимальное усредненное значение определяется, исходя из значений необходимой начальной эффективной дальности воздействия. При этом воздействие осуществляется в течение эффективного времени воздействия, например, в течение двух часов на метр перфорации, при начальной эффективности дальности воздействия от 0,05 до 10 м, в частности, 3 м как наиболее приемлемая начальная эффективная дальность воздействия для различных видов пластов. Предельное минимальное значение начальной эффективной дальности определяется расстоянием от акустического излучателя до стенок обсадной колонны, величиной зоны наибольшей кольматации призабойной зоны буровыми растворами, мех. примесями жидкостей для глушения скважин, высоковязкими отложениями пластовых флюидов и акустическими, геологическими и физическими характеристиками пород, слагающих продуктивный пласт.
Для обеспечения эффекта последействия достаточным (т.е. нет необходимости рассчитывать дополнительные режимы излучения) может быть базовый режим - последовательная обработка интервала перфорации скважины и продуктивной толщи пласта тремя акустическими сигналами с характеристиками:
- сигнал первый - акустическое давление 10 кПа, начальная эффективная дальность воздействия 0,05 м, характеристика направленности 45° в течение 2 ч на метр перфорации;
- сигнал второй - акустическое давление 45 кПа, начальная эффективная дальность воздействия 3 м, характеристика направленности 15° в течение 2 ч на метр перфорации;
- сигнал третий - акустическое давление 70 кПа, начальная эффективная дальность воздействия 10 м, характеристика направленности 10° в течение 2 ч на метр перфорации.
Или обрабатываются отдельные участки перфорированной зоны скважины комбинацией сигналов базового режима, учитывая данные текущих показателей работы скважины и состояния разработки месторождения.
Закольматированные зоны интервала перфорации нагнетательных и добывающих скважин обрабатываются в базовом режиме;
рабочие зоны интервала перфорации нагнетательных скважин с низкой приемистостью или добывающих низкообводненных скважин обрабатываются комбинацией второго и третьего сигналов базового режима:
акустическое давление 45 кПа, начальная эффективная дальность воздействия 3 м, характеристика направленности 15° в течение 2 ч на метр перфорации (сигнал 2), акустическое давление 70 кПа, начальная эффективная дальность воздействия 1 0 м, характеристика направленности 10° в течение 2 ч на метр перфорации (сигнал 3).
Рабочие зоны интервала перфорации нагнетательных скважин с высокой приемистостью или добывающих высокообводненных скважин обрабатываются третьим сигналом базового режима:
акустическое давление 70 кПа, начальная эффективная дальность воздействия 1 0 м, характеристика направленности 10° в течение 2 ч на метр перфорации.
Перечень фигур
На фиг. 1 представлена зона воздействия различных сигналов, на фиг. 2 - график эффективного времени воздействия, на фиг. 3 - данные геофизических исследований на скважине ППД № А Западной Сибири до проведения АРС и П и после проведения АРСиП, на фиг. 4 график среднесуточной добычи нефти участка скважин, составляющих окружение скважины № А, на фиг. 5 - данные геофизических исследований на скважине ИНД № Б Западной Си бири до проведения АРСиП и после проведения АРСиП, на фиг. 6 - график среднесуточной добычи нефти участка скважин, составляющих окружение скважины Ш1Д № Б, на фиг. 7 данные геофизических исследований на эксплуатационной скважине № В Западной Сибири до проведения АРСиП и после проведения АРСиП, на фиг. 8. - график среднесуточной обводненности продукции скважины № В до и после проведения АРСиП, на фиг. 9 - график среднесуточной добычи нефти скважины № В до и после проведения АРСиП, на фиг. 10 - данные геофизических исследований на эксплуатационной скважине № Г Западной Сибири до проведения АРСиП и после проведения АРСиП, на фиг. 11 - график среднесуточной добычи жидкости скважины № Г, на фиг. 12 - модель скважины, на фиг. 13 показана сеточная модель - разметка скважины.
Описание способа
На чертежах представлено 1 - акустический излучатель, 2 - скважина, 3 - продуктивный пласт; 4, 5, 6 - акустические сигналы, 7 - зона перфорации скважины, 8 - кривая апс, 9 - участки зоны перфорации, принимающие закачиваемую воду, 10 - профиль притока скважины, 11 излучатель, 12 - обсадная колонна скважины, Р1, Р2 - значения показателей текущей эффективности, Ζ - продольная ось скважины, В - ось, перпендикулярная продольной оси скважины, N1, N2 - произвольные точки, расположенные вдоль оси скважины Ζ, Ь3 - расстояние между точками N1 и N2, Ь - расстояние от излучателя до точки N1, 2Н, 2В - линейные размеры излучателя, а - внутренний радиус обсадной колонны скважины, Вс - наружный радиус обсадной колонны скважины, 01 - область, характеризующая скважинную жидкость, 02 - область, характеризующая обсадную колонну скважины, 03 - область, характеризующая околоскважинную среду, с.|1 - граница раздела скважинная жидкость - обсадная колонна скважины, с.|2 граница, соответствующая контакту обсадная колонна - околоскважинная среда, б - поверхность, имитирующая скважинный излучатель, Ь1 - расстояние до первой произвольной точки скважинного пространства.
Акустическим излучателем 1, находящимся в скважине 2, напротив продуктивного пласта 3 обрабатывается последовательно и избирательно околоскважинное пространство и продуктивный пласт акустическими сигналами 4, 5, 6 с различными характеристиками воздействия в течение эффективного времени воздействия (фиг. 2), определяемого условием: К= Κί >Ό, с дальностью воздействия, равной начальной эффективной дальности воздействия от 0,05 до 10 м, где К - коэффициент эффективного времени воздействия, Κί = [(Р2 -Р1)/Р1]100%, Р1, Р2 значения показателей текущей эффективности, Ό - параметр, характеризующий уровень измерительной техники - погрешность измерения, %.
Обрабатываются отдельные участки перфорированной зоны скважины, учитывая данные текущих показателей работы скважины и состояния разработки месторождения режимами излучения, рассчитанными, исходя из конкретных геолого-физических характеристик пластов.
Эффективность акустического воздействия на пласт объясняется возникновением в пласте процессов массопереноса. Экспериментальным доказательством перемещения частиц насыщающей среды относительно поровых каналов служит возникновение разности потенциалов между различными точками среды, которое наблюдается при распространении акустических волн (сейсмоэлектрический эффект Е). Массоперенос в поле акустических волн обусловлен возникновением в каждой точке порового пространства среды высоких знакопеременных (растягивающих и сжимающих) градиентов давления, переменных во времени.
Влияние акустического поля на фильтрацию однородной жидкости заключается в увеличении скорости фильтрации из-за разрушения реологической структуры жидкости, в том числе в пределах поверхностных слоев, примыкающих к стенкам поровых каналов.
Возникновение упругих колебаний с амплитудами давлений, превышающими напряжения сдвига (~10 Па), приводит к разрушению структуры поверхностного слоя и превращению его в ньютоновскую жидкость с вязкостью равной вязкости в объеме. При этом характер течения жидкости в поровых каналах становится близким к пуазейлевому при одновременном увеличении эффективного сечения.
Это позволяет при обработке нефтяных пластов технологией АРСиП выполнять задачи интенсификации добычи нефти (в низкообводненных пластах), ускорения процессов гравитационного разделения нефти и воды (в высокообводненных пластах на поздней стадии разработки нефтяных месторождений в режиме заводнения), а также вовлекать в процесс фильтрации дополнительные объемы нефти, неподвижные при традиционных методах добычи.
Помимо этого, в высокоинтенсивном акустическом поле возникают так называемые гравитационные эффекты, которые приводят к очистке призабойной зоны от механических примесей, грязи, твердого парафина, солей.
Так же в высокоинтенсивном акустическом поле происходит восстановление проницаемости за счет разрушения пленок воды, имеющих по сравнению с нефтью повышенную сдвиговую прочность. Механизм такого разрушения следующий. Интенсивные акустические поля вызывают на разделах фаз твердое тело жидкость интенсивные течения. В горных породах этот эффект реализуется в виде внутрипоровой турбулезации воды. При вибрации стенок капилляров (зерен породы) и турбулентном движении воды (флюида), в результате взаимо действия тока течения и вызванных им магнитных полей происходит генерирование поперечного магнито-гидродинамического давления (МГД). При скоростях 1см/с в капилляре с радиусом 10 мкм величина МГД может достигать 10-3-10-5 Па. Это значит, что пленки воды, имеющие среднюю сдвиговую прочность около 10-3 Па, в акустическом поле будут частично или полностью разрушаться, а проницаемость породы увеличиваться.
Это позволяет при обработке призабойных зон конкретных скважин по технологии АРСиП выполнять задачи увеличения приемистости и выравнивания профилей приемистости (поглощения) нагнетательных скважин, интенсификации притока добывающих скважин с включением в работу низкопроницаемых и закольматированных пропластков.
Параметры акустического воздействия подбираются, исходя из конструктивных особенностей скважины, геолого-физических характеристик призабойной (околоскважинной) зоны и пласта, а также необходимой глубины проникновения волн в пласт. При этом скважина принимается как кусочно - однородная среда с цилиндрическими границами раздела и осевой симметрией свойств. На фиг. 12 приведена модель скважины, волновые движения в которой описываются векторным уравнением:
(λι + Х2)дгас! άϊν и + λ2ν2 и = р^и/^2, (1) где λ-ι, λ2 - константы Ламэ; и - вектор смещения.
На фиг. 13 показана сеточная модель разметка скважины. Граница ς1 соответствует границе раздела скважинная жидкость (область ^1) - околоскважинная среда (обсадная колонна) - область ^2. Граница ς2 соответствует контакту обсадная колонна - околоскважинная среда. В случае открытой скважины граница ς2 удаляется на край сетки (область 03 отсутствует). Поверхность б имитирует скважинный излучатель. Переписывая уравнение (1) в компонентах смещения и, приводя в безразмерный вид для области Оь получаем:
и2/дв = КДби^дг2 + би/гЭг - и/г2 + ^ет/агбг), ш2/бР= Κ-ι(5τσ2/δζ2 + + ди/гдг). (2)
Для области 02 и2/<Л2 = аХ/Зг2 + Эи/гаг - и/г2 + Κ23υι2/3ζ2 + К3 д^/дгдг. (3) где К! = С2р1/С2р2; К2 = С252/С2р2; К3 = 1 - К2; Иг — и; υζ —— ω.
Ср - скорость распространения продоль•ой ных волн в 1 среде;
С8ф - скорость распространения поперечных ой волн вΐ среде;
ω - вектор функции излучения.
Решая уравнения (2) и (3) методом конечно-разностной апроксимации, получают параметры акустического воздействия в различных точках околоскважинного пространства.
На фиг. 3 представлены данные геофизических исследований на скважине ППД № А Западной Сибири до проведения АРСиП и после проведения АРСиП. Скважина имеет два перфорационных участка 7, которые до проведения АРСиП не принимали закачиваемую воду, приемистость 0 м куб./сут. при 95 атм., характеристика коллектора определяется кривой апс 8. После проведения обработки на скважине АРСиП в базовом режиме: последовательной обработки интервала перфорации скважины и продуктивной толщи пласта тремя акустическими сигналами с характеристиками: акустическое давление 10 кПа, начальная эффективная дальность воздействия 0,05 м, характеристика направленности 45° в течение 2 ч на метр перфорации (сигнал первый), акустическое давление 45 кПа, начальная эффективная дальность воздействия 3 м, характеристика направленности 15° в течение 2 ч на метр перфорации (сигнал второй), акустическое давление 70 кПа, начальная эффективная дальность воздействия 10 м, характеристика направленности 10° в течение 2 ч на метр перфорации (сигнал третий), участки перфорации, принимающие закачиваемую воду, полностью охватывают зоны перфорации скважины 7, приемистость составила 104 м. куб./сут.
Из данных графика фиг. 4 видно, что обработка скважины № А и окружающей области пласта методом АРСиП позволила коренным образом изменить динамику нефтедобычи данного участка, т.е. проведение АРСиП позволило не только остановить падение, но и создать рост нефтедобычи участка.
На фиг. 5 представлены данные геофизических исследований на скважине ИНД № Б Западной Сибири до проведения АРСиП и после проведения АРСиП. Характеристика коллектора определяется кривой апс 8. Зона перфорации скважины 7 и околоскважинное пространство на 60% закольматированно, вследствие чего закачиваемая вода поступает только в ограниченную область зоны перфорации и пласта, причем практически половину закачиваемой воды принимал только 1 м перфорации и, как следствие, скважина имеет недостаточную приемистость 470 м куб./сут. при 120 атм. Это приводит к тому, что большая часть нефтенасыщенной мощности данного участка пласта остается неохваченной заводнением и снижается нефтедобыча на окружающих скважинах. Обработка зоны перфорации скважины и пласта методом АРСиП проводилась избирательно с использованием как базового режима, так и отдельно только третьего сигнала базового режима (комбинирование), т. е. верхняя и средняя часть зоны перфорации обрабатывалась в базовом режиме, а нижняя только третьим сигналом базового режима, что позволило включить в работу ранее не принимавшие закачиваемую жидкость части зоны перфорации и увеличить приемистость на тех участках зоны перфорации, где она была недостаточной. В результате участки перфорации 9, принимающие закачиваемую воду, практически полностью охватывают зону перфора ции скважины 7, а приемистость составила 650 м куб./сут. при 120 атм. Результаты обработки представлены на фиг. 6.
На фиг. 6 представлен график среднесуточной добычи нефти участка скважин, составляющих окружение скважины 1П1Д № Б. По графику видно, что обработка скважины ППД № 7045 и окружающей области пласта методом АРСиП позволила увеличить охват данной области пласта заводнением и как следствие повысить нефтедобычу на скважинах окружения.
На фиг. 7 представлены данные геофизических исследований на эксплуатационной скважине № В Западной Сибири до проведения АРСиП и после проведения АРСиП. До проведения АРСиП приток шел практически из всей зоны перфорации скважины 14, кроме нижней части, но скважина работала( периодически запускалась) со 100% обводненностью. Коллекторские свойства пласта представлены кривой апс 13. График среднесуточной обводненности продукции скважины № В представлен на фиг. 8. Обработка зоны перфорации скважины и пласта методом АРСиП проводилась избирательно с комбинированием базового режима и третьего сигнала базового режима, т. е. та часть перфорированного пласта, откуда шел приток жидкости обрабатывалась только третьим сигналом базового режима, т.е. целью работы было воздействие на пласт, а неработающая часть зоны перфорации и соответствующая часть пласта обрабатывалась в базовом режиме. В результате избирательного и комплексного воздействия на зону перфорации и пласт был получен приток нефти из нижней 15, ранее не работавшей части зоны перфорации, обладающей более худшими коллекторскими свойствами. Это дало возможность решить задачу, поставленную перед обработкой, т.е. удалось снизить обводненность продукции (фиг. 8) со 100 до 70% (в среднем) и получить приток по нефти. График среднесуточной добычи нефти скважины № В представлен на фиг. 9.
На фиг. 10 представлены данные геофизических исследований на эксплуатационной скважине № Г Западной Сибири до проведения АРСиП и после проведения АРСиП. Скважина имеет три перфорационных участка 16. Коллекторские свойства пласта представлены кривой апс 17. Непосредственно перед проведением работ по АРСиП скважина была переведена на вышезалегающий горизонт. По данным геофизических исследований скважины после проведения работ по переводу на вышезалегающий горизонт был получен приток флюида в скважину из нижнего перфорационного участка. В результате избирательной и комплексной обработки данной скважины и окружающей части пласта методом АРСиП, т. е. верхний и средний перфорационные участки обрабатывались в базовом режиме, а нижний только третьим сигналом базового режима, был получен приток из верхнего и среднего перфорационных участков 18. График среднесуточной добычи жидкости скважины № Г представлен на фиг. 11.
Реализация способа и промышленная применимость
Способ может быть реализован на известных устройствах и устройствах общепромышленного применения, в частности на известных устройствах, обеспечивающих получение сигналов акустического воздействия на скважину и продуктивный пласт в широком диапазоне характеристик сигнала и обеспечивающих прямое акустическое воздействие на скважину и продуктивный пласт.
Комплект аппаратуры для реализации способа должен включать излучатель, непосредственно размещаемый в рабочей зоне скважины, наземный источник и соединительную кабельную линию. В качестве излучателя может быть применен электроакустический источник разработки ВНИИ (Обоснование критериев применения и оценка эффективности волнового воздействия на пласт методами ИМАШ АН СССР. Отчет НИР ВНИИ, с. 12-13, М.: 1990, Гос.рег.№ 01.8.90.056124). В качестве наземного источника питания могут быть применены общепромышленные генераторы типа ПГУ-08-36, ППЧ1,5-30 (Шапиро С.В., Казанцев В.Г., Карташев В.В., Киямов Р.Н. Тиристорные генераторы ультразвуковой частоты. М., Энергоатомиздат, 1986), которые соединяются с излучателем стандартным геофизическим кабелем.
Такой комплект аппаратуры обеспечивает получение сигналов акустического воздействия на скважину и продуктивный пласт в широком диапазоне характеристик сигнала соответствующих параметрам и показателям способа.
Claims (3)
1. Акустический способ воздействия на скважину и пласт месторождений полезных ископаемых, включающий операции акустического воздействия на перфорированные зоны скважины с последовательной обработкой и комбинированием давления и времени воздействия, отличающийся тем, что осуществляют комплексное акустическое воздействие с последовательной избирательной обработкой интервала перфорации и продуктивной толщи пласта направленным акустическим полем с комбинированием давления, времени и дальности воздействия, осуществляемых сигналами звукового и сигналами ультразвукового диапазонов с характеристиками направленности от 10 до 180°, показателями акустического давления от 10 до 70 кПа, в течение времени, равного эффективному времени воздействия, с дальностью воздействия, равной начальной эффективной дальности воздействия от 0,05 до 10 м.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что обработку осуществляют в базовом режиме последовательная обработка интервала перфорации скважины и продуктивной толщи пласта тремя акустическими сигналами с характеристиками: характеристика направленности 45°, акустическое давление 10 кПа, в течение 2 ч на метр перфорации, с дальностью воздействия, равной начальной эффективной дальности воздействия 0,05 м; характеристика направленности 15°, акустическое давление 45 кПа, в течение 2 ч на метр перфорации, с дальностью воздействия, равной начальной эффективной дальности воздействия 3 м; характеристика направленности 10°, акустическое давление 70 кПа, в течение 2 ч на метр перфорации, с дальностью воздействия, равной начальной эффективной дальности воздействия 1 0 м.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что обрабатывают отдельные участки перфорированной зоны скважины комбинацией сигналов базового режима: закольматированные зоны интервала перфорации нагнетательных и добывающих скважин обрабатывают в базовом режиме - последовательная обработка интервала перфорации скважины и продуктивной толщи пласта тремя акустическими сигналами с характеристиками: характеристика направленности 45°, акустическое давление 10 кПа, в течение 2 ч на метр перфорации, с дальностью воздействия, равной начальной эффективной дальности воздействия 0,05 м; характеристика направленности 15°, акустическое давление 45 кПа, в течение 2 ч на метр перфорации, с дальностью воздействия, равной начальной эффективной дальности воздействия 3 м; характеристика направленности 10°, акустическое давление 70 кПа, в течение 2 ч на метр перфорации, с дальностью воздействия, равной начальной эффективной дальности воздействия 10 м; рабочие зоны интервала перфорации нагнетательных скважин с низкой приемистостью или добывающих низкообводненных скважин обрабатывают комбинацией второго и третьего сигналов базового режима - характеристика направленности 15°, акустическое давление 45 кПа, в течение 2 ч на метр перфорации, с дальностью воздействия, равной начальной эффективной дальности воздействия 3 м, характеристика направленности 10°, акустическое давление 70 кПа, в течение 2 ч на метр перфорации, с дальностью воздействия, равной начальной эффективной дальности воздействия 1 0 м, рабочие зоны интервала перфорации нагнетательных скважин с высокой приемистостью или добывающих высокообводненных скважин обрабатывают третьим сигналом базового режима характеристика направленности 10°, акустическое давление 70 кПа, в течение 2 ч на метр перфорации, с дальностью воздействия, равной начальной эффективной дальности воздействия 10 м.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU98118368A RU2143554C1 (ru) | 1998-10-12 | 1998-10-12 | Акустический способ воздействия на скважину и пласт месторождений полезных ископаемых "арсип" |
| PCT/RU1999/000367 WO2000022280A1 (fr) | 1998-10-12 | 1999-10-08 | Procede acoustique (rapc) permettant d'agir sur un puits et sur une couche de gisements de produits miniers |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200000264A1 EA200000264A1 (ru) | 2000-12-25 |
| EA002074B1 true EA002074B1 (ru) | 2001-12-24 |
Family
ID=20211100
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200000264A EA002074B1 (ru) | 1998-10-12 | 1999-10-08 | Акустический способ воздействия на скважину и пласт месторождений полезных ископаемых "арс и п" |
Country Status (3)
| Country | Link |
|---|---|
| EA (1) | EA002074B1 (ru) |
| RU (1) | RU2143554C1 (ru) |
| WO (1) | WO2000022280A1 (ru) |
Families Citing this family (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2196887C1 (ru) * | 2001-06-01 | 2003-01-20 | Губарь Владимир Алексеевич | Способ импульсной обработки призабойной зоны пласта |
| RU2392422C1 (ru) * | 2009-04-28 | 2010-06-20 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Соновита" | Способ добычи нефти с использованием энергии упругих колебаний и установка для его осуществления |
| US20150138924A1 (en) * | 2013-11-18 | 2015-05-21 | Frac Innovations, Inc. | Acoustic fracturing of rock formations |
Family Cites Families (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2026969C1 (ru) * | 1990-06-05 | 1995-01-20 | Товарищество с ограниченной ответственностью "Экстон" | Способ акустического воздействия на призабойную зону продуктивного пласта |
| US5109922A (en) * | 1990-03-09 | 1992-05-05 | Joseph Ady A | Ultrasonic energy producing device for an oil well |
| US5396955A (en) * | 1993-11-22 | 1995-03-14 | Texaco Inc. | Method to selectively affect permeability in a reservoir to control fluid flow |
-
1998
- 1998-10-12 RU RU98118368A patent/RU2143554C1/ru not_active IP Right Cessation
-
1999
- 1999-10-08 EA EA200000264A patent/EA002074B1/ru not_active IP Right Cessation
- 1999-10-08 WO PCT/RU1999/000367 patent/WO2000022280A1/ru active Application Filing
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EA200000264A1 (ru) | 2000-12-25 |
| WO2000022280A1 (fr) | 2000-04-20 |
| RU2143554C1 (ru) | 1999-12-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4623021A (en) | Hydraulic fracturing method employing a fines control technique | |
| Nikolaevskiy et al. | Residual oil reservoir recovery with seismic vibrations | |
| US4186802A (en) | Fracing process | |
| RU2292453C2 (ru) | Способ разработки месторождения углеводородов | |
| Bell et al. | Laboratory flow characteristics of gun perforations | |
| Bowker et al. | Carbon dioxide injection and resultant alteration of the Weber Sandstone, Rangely Field, Colorado | |
| Surjaatmadja et al. | Unconventional multiple fracture treatments using dynamic diversion and downhole mixing | |
| US2365428A (en) | Recovery of oil from oil fields | |
| EA002074B1 (ru) | Акустический способ воздействия на скважину и пласт месторождений полезных ископаемых "арс и п" | |
| RU2655310C1 (ru) | Способ определения эффективности гидравлического разрыва пласта скважины | |
| GB2050467A (en) | Fracturing Subterranean Formations | |
| RU2085723C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения, представленного неоднородными коллекторами | |
| Van Der Bas et al. | Near wellbore stimulation by acoustic waves | |
| Malhotra et al. | Horizontal-Well Fracturing by Use of Coiled Tubing in the Belridge Diatomite: A Case History | |
| RU2027848C1 (ru) | Способ разработки нефтегазовых залежей | |
| CN109033533B (zh) | 一种水力压裂后地层渗透性及裂缝连通性评价方法及系统 | |
| RU2203404C2 (ru) | Способ разработки литологически экранированных нефтенасыщенных линз двумя скважинами | |
| Malhotra et al. | Coiled Tubing Horizontal Well Fracturing in the Low Young's Modulus, Low Permeability Belridge Diatomite: Challenges Faced and Lessons Learned | |
| RU2140521C1 (ru) | Способ заканчивания скважин | |
| RU2150578C1 (ru) | Способ разработки литологически экранированных нефтенасыщенных линз одной скважиной | |
| Carpenter | Integrated Technique Provides Effective Water Diagnostics in Tight Sand | |
| RU2047754C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны эксплуатационной скважины и устройство для его осуществления | |
| Brinkmann | Status report on fracturing of deep and low permeable formations in West Germany | |
| RU2283426C2 (ru) | Способ разработки нефтегазовых месторождений | |
| Lodhi et al. | Water Flooding and Smart Well Completion: A Review |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM MD RU |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): BY KG TJ |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): TM |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AZ KZ |