RU2003114031A - Способ обработки призабойной зоны скважины, способ крекинга нефти и устройство для их реализации - Google Patents

Claims (26)

1. Способ обработки призабойной зоны скважины посредством акустического воздействия на нефтеносный пласт, при котором осуществляют диагностику призабойной зоны, облучение призабойной зоны системой виброгенерирующих элементов в виде ультразвуковых излучателей с корректировкой параметров режима облучения по результатам обратной связи, при этом акустическое воздействие - облучение осуществляют с помощью одновременно действующих вертикально и горизонтально направленных акустических полей, отличающийся тем, что на призабойную зону дополнительно воздействуют дискретным в пространстве аксиально-винтовым акустическим полем, причем это воздействие осуществляют одновременно с воздействием посредством вертикально и горизонтально направленных акустических полей, при этом аксиально-винтовое акустическое поле создают посредством переключения виброгенерирующих элементов излучателя с возможностью создания р - мерной полевой сотовой структуры.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что вертикально направленное акустическое поле стоячей волны создано за счет интерференции когерентных (синфазных) излучений виброгенерирующих элементов источника.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что горизонтально направленное акустическое поле бегущей волны создают в виде вращающегося горизонтально направленного акустического поля с частотой вращения ω.

4. Способ по п.3, отличающийся тем, что частота вращения горизонтально направленного акустического поля составляет ω=0,001-10 МГц.

5. Способ по п.3, отличающийся тем, что вращение акустического поля осуществляют с возможностью безинерционного изменения направления вращения.

6. Способ по п.1, отличающийся тем, что горизонтально направленное акустическое поле бегущей волны создают регулируемой частоты для обеспечения многорезонансного режима взаимодействия породы пласта с флюидом.

7. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве обратной связи дополнительно используют амплитудно-фазо-частотные характеристики отраженной волны, а также количественные и качественные параметры флюида.

8. Способ по п.7, отличающийся тем, что параметры флюида, используемые для обратной связи, выбирают из ряда, состоящего из плотности флюида, его вязкости, скорости вертикального движения, температуры, давления, газо- и водосодержания, фракционного состава, их комбинации.

9. Способ ультразвукового крекинга углеводородных соединений, преимущественно сырой нефти, состоящий в преобразовании этих соединений, преимущественно в их разложении, которое проводят в ультразвуковом реакторе с использованием смеси этих соединений с водою и растворенным в нефти газом, при котором акустическое воздействие на смесь выполняют слоями параллельно поперечному сечению ультразвукового реактора, при этом в области разложения воды на ионы Н⁺ и ОН^- и преобразования смеси "вода - углеводородное соединение с растворенным в нем газом" используют режим стоячих волн, а воздействие ультразвуковых волн на обрабатываемую смесь осуществляют по всей площади поперечного сечения смеси с учетом результатов мониторинга результатов крекинга, отличающийся тем, что в качестве ультразвукового реактора используют межтрубное пространство нефтегазовой скважины между активной поверхностью излучателя и внутренней поверхностью стенок скважины и/или обсадных труб, а воздействие акустических волн осуществляют по всему объему активной зоны реактора, занимаемой смесью "вода - углеводородное соединение с растворенным газом", при этом крекинг-процесс ведут в режиме развитой кавитации в обрабатываемой смеси, с переходом жидких углеводородов и воды в парогазовую фазу, разрывом молекул воды и длинных углеводородных молекул, составляющих нефть, на составные части - радикалы с гидрогенизацией и/или алкилированием последних и образованием легких углеводородов, для создания акустического поля используют устройство - кавитатор, которое размещают в зоне крекинг-процесса и с помощью которого формируют акустическое поле заданной направленности, геометрической формы, частоты, интенсивности и квантованности, необходимых и достаточных для создания стабильного, ориентированного кавитационного потока, в котором осуществляют крекинг нефти и ее внутрискважинную транспортировку к устью скважины, а мониторинг ведут за параметрами смеси и нефтяного пласта, насыщенного флюидами, амплитудно-фазо-частотными характеристиками отраженных волн и виброгенерирующих элементов.

10. Способ по п.9, отличающийся тем, что используют дозированное, нестационарное, пространственно-распределенное, перемещаемое в вертикальном, горизонтальном и аксиально-винтовом направлениях акустическое поле в виде одновременно действующих вертикально и горизонтально направленных акустических полей, создающих суммарное поле за счет интерференции во времени и пространстве составляющих полей.

11. Способ по п.10, отличающийся тем, что в качестве вертикально направленного акустического поля используют поле стоячих акустических волн, образованных за счет интерференции когерентных излучений двух или более рядом размещенных виброгенерирующих элементов, являющихся источником поля, в качестве горизонтально направленного акустического поля используют поле, вращающееся в горизонтальной плоскости с угловой частотой вращения ω, а в качестве аксиально направленного акустического поля используют дискретное в пространстве и времени аксиально-винтовое акустическое поле, которое создают посредством переключения виброгенерирующих элементов излучателя с возможностью создания р - мерной полевой сотовой структуры.

12. Способ по п.10, отличающийся тем, что скорость перемещения акустического поля в межтрубном пространстве скважины составляет величину, которая необходима и достаточна для создания легких углеводородов, их внутрискважинной транспортировки и извлечения из скважины.

13. Способ по п.10, отличающийся тем, что частота акустического поля соответствует резонансному кавитационному состоянию жидкости или жидкой смеси с конкретными физико-химическими характеристиками добываемых флюидов и составляет f=20·10³-6·10⁸ Гц.

14. Способ по п.10, отличающийся тем, что время существования развитого кавитационного состояния в локальной зоне межтрубного пространства скважины, где обеспечивают крекинг-процесс, выбирают в зависимости от физико-химических свойств добываемых углеводородов и в зависимости от времени, необходимого для их преобразования в изомеры заданного молекулярного и компонентного состава, которое составляет f=1,8·10^-9-50·10^-6 с.

15. Способ по п.10, отличающийся тем, что интервал величины квантов акустической энергии, при котором ведут крекинг в локальной точке зоны скважины, т.е. интервал, в котором обеспечивают крекинг-процесс, зависит от физико-химических свойств добываемых углеводородов и термодинамических условий и составляет ΔЕ=0,18·10^-12-1·10^-4 Дж.

16. Способ по пп.1 и 9, отличающийся тем, что обработку призабойной зоны скважины и межскважинного пространства осуществляют одновременно с внутрискважинным крекингом сырой нефти и откачкой полученных в процессе крекинга углеводородов.

17. Способ по п.9, отличающийся тем, что в качестве параметров смеси и нефтяного пласта, насыщенного флюидами, за которыми ведут мониторинг, используют параметры, выбираемые из ряда, состоящего из плотности флюида, его вязкости, скорости вертикального движения, температуры, давления, газосодержания и водосодержания, фракционного состава и их комбинации.

18. Устройство для акустической обработки призабойной зоны скважины, содержащее корпус, блок управления, блок акустических излучателей, локатор муфт, датчики, токоввод и такелажное устройство, отличающееся тем, что устройство выполнено в виде внутрискважинного прибора - кавитатора с возможностью внутрискважинного крекинга углеводородов, размещенного в корпусе, который выполнен составным в виде соосно соединенных друг с другом переходниками, преимущественно в виде муфт, трех герметичных, разборных цилиндров, в одном из которых установлен блок управления, в другом - блок акустических излучателей, а в третьем - локатор муфт, при этом блок акустических излучателей выполнен в виде совокупности виброгенерирующих элементов, разнесенных в пространстве, размещенных на связанном с корпусом, жестком цилиндрическом каркасе и выполненных с возможностью создания дискретных в пространстве и времени горизонтального, вертикального и аксиально-винтового акустического полей, а в качестве датчиков использованы датчики показателей состояния флюидов, датчики физико-механических параметров волновых процессов и амплитудно-частотных характеристик виброгенерирующих элементов, а также датчики, характеризующие количество и качество конечного продукта внутрискважинного крекинга нефти.

19. Устройство по п.18, отличающееся тем, что блок управления преимущественно установлен в верхнем цилиндре корпуса, а блок акустических излучателей - преимущественно в нижнем цилиндре корпуса.

20. Устройство по п.18, отличающееся тем, что блок 16 управления (БУ) содержит блок 33 питания (БП), управляющее устройство (УУ) 34, блок 35 генераторов (БГ), блок 38 усилителей мощности (БУМ), блок 41 коммутаторов (БК), а также блок 18 акустических излучателей (БИ), при этом блок 35 генераторов (БГ) выполнен по меньшей мере с одним генератором 36 низкой частоты (ГНЧ) и/или по меньшей мере с одним генератором 37 высокой частоты (ГВЧ), блок 38 усилителей мощности (БУМ) выполнен по меньшей мере с одним усилителем мощности 39 низкой частоты (УНЧ) и/или по меньшей мере с одним усилителем мощности 40 высокой частоты (УВЧ), блок 41 коммутаторов (БК) выполнен по меньшей мере с одним коммутатором 42 виброгенерирующих элементов низкой частоты (НК) и/или по меньшей мере с одним коммутатором 43 высокой частоты (ВК), а блок 18 акустических излучателей (БИ) выполнен в виде блока 23 низкочастотных излучателей (НЧИ), содержащего по меньшей мере один излучатель 47 низкой частоты (ИНЧ), и/или блока 22 высокочастотных излучателей (ВЧИ), содержащего по меньшей мере с одним излучатель 46 высокой частоты (ИВЧ), при этом блок питания своим входом через токоввод 21 с кабельным разъемом (КР) по трос-кабелю электрически связан с наземным источником 45 питания, а своими выходами - с управляющим устройством 34 (УУ) и остальными элементами блока 16 (БУ), выходы 1 и 2 управляющего устройства 34 (УУ) соединены соответственно со входами генератора низкой частоты (ГНЧ) и/или высокой частоты (ГВЧ), которые своими выходами соединены с первым входом усилителя мощности низкой частоты (УНЧ) и/или, соответственно, с первым входом усилителя мощности высокой частоты (УВЧ), выходы которых через коммутатор 42 низкой частоты (НК) и/или, соответственно, коммутатор 43 высокой частоты (ВК) подключены на входы соответствующих излучателей низкой частоты (ИНЧ) и/или, соответственно, излучателей высокой частоты (ИВЧ), электрические выходы которых связаны с соответствующими входами отрицательной обратной связи усилителей низкой частоты (УНЧ) и/или, соответственно, высокой частоты (УВЧ), при этом акустические выходы излучателей ИНЧ и/или ИВЧ одновременно также являются соответствующими акустическими выходами блока 18 акустических излучателей (БИ) и блока 16 управления (БУ).

21. Устройство по п.20, отличающееся тем, что управляющее устройство (УУ) 34 содержит микропроцессор (МП) 48, генератор 49 тактовой частоты (ГТЧ), блок 50 программно-математического обеспечения (ПМО) микропроцессора, блок 51 уставок (БУ), основанных на экспериментальной информации о параметрах процесса кавитации в конкретном углеводородном сырье из конкретного продуктивного пласта при конкретных термодинамических условиях, блок 52 расчета вектора управляющих воздействий (РВУВ), блок 17 локатора муфт, блок 53 оценки и сравнения параметров (ОСП) течения флюидов в зоне преобразования углеводородов и в призабойной зоне, блок 55 аналогово-цифровых преобразователей (АЦП) первичной информации, а также блок 63 цифро-аналоговых преобразователей (ЦАП) управляющих воздействий, при этом первый вход микропроцессора МП электрически связан с выходом генератора тактовой частоты ГТЧ, второй - с выходом блока программно-математического обеспечения ПМО третий - с выходом блока уставок БУ, четвертый - с выходом блока расчета вектора управляющих воздействий РВУВ, пятый - с выходом блока локатора 17 муфт, а шестой через шину 54 - с выходами аналого-цифровых преобразователей 56-61 (АЦП) блока 55 аналогово-цифровых преобразователей (АЦП), а выход микропроцессора МП электрически связан с шиной 62, выходы которой подключены ко входам блока 63 цифро-аналоговых преобразователей (ЦАП), выходы которых являются выходами блока 63 цифро-аналоговых преобразователей (ЦАП) и одновременно с этим - выходами 1-4 управляющего устройства 34 (УУ).

22. Устройство по п.18, отличающееся тем, что блок 18 акустических излучателей (БИ) выполнен в виде последовательного набора коаксиально установленных на жестком цилиндрическом каркасе акустических излучателей, выполненных в форме цилиндров с плоским основанием, электрически изолированных друг от друга по поверхности оснований, при этом электрически изолированные друг от друга виброгенерирующие элементы установлены в каждом акустическом излучателе так, что их излучающие поверхности совпадают с боковой цилиндрической поверхностью акустического излучателя и в центре виброгенерирующего элемента ортогональны радиусу цилиндрической поверхности.

23. Устройство по п.22, отличающееся тем, что блок 18 акустических излучателей (БИ) выполнен в виде набора низкочастотных излучателей, который установлен в нижней части корпуса, и набора высокочастотных излучателей, который установлен в верхней части корпуса.

24. Устройство по п.18, отличающееся тем, что в качестве датчиков показателей состояния флюидов использованы датчики физико-механических величин, выбираемых из ряда, состоящего из плотности флюидов, их вязкости, скорости вертикального движения потока жидкости, температуры и давления в верхней и нижней частях скважинного прибора - кавитатора, газосодержания и водосодержания, фракционно-компонентного состава, их комбинации.

25. Устройство по п.18, отличающееся тем, что в качестве датчиков физико-механических параметров волновых процессов и амплитудно-частотных характеристик виброгенерирующих элементов использованы датчики величин, выбираемых из ряда, состоящего из напряжений, токов, частот, электрических мощностей, фаз напряжений и токов виброгенерирующих элементов, скоростей, амплитуд, фаз, коэффициентов поглощения прямой продольной, отраженной продольной, прямой поперечной и отраженной поперечной акустических волн, их комбинации.

26. Устройство по п.18, отличающееся тем, что в качестве датчиков величин, характеризующих количество и качество конечного продукта внутрискважинного крекинга нефти, использованы датчики величин, выбираемых из ряда, состоящего из мгновенного (текущего) расхода, плотности флюидов, их вязкости, скорости вертикального движения потока жидкости, газосодержания и водосодержания, фракционно-компонентного состава, их комбинации.