RU2456438C2 - Способ увеличения амплитуды волнового воздействия на продуктивные пласты - Google Patents
Способ увеличения амплитуды волнового воздействия на продуктивные пласты Download PDFInfo
- Publication number
- RU2456438C2 RU2456438C2 RU2010130715/03A RU2010130715A RU2456438C2 RU 2456438 C2 RU2456438 C2 RU 2456438C2 RU 2010130715/03 A RU2010130715/03 A RU 2010130715/03A RU 2010130715 A RU2010130715 A RU 2010130715A RU 2456438 C2 RU2456438 C2 RU 2456438C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- amplitude
- generator
- column
- obstacle
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Buildings Adapted To Withstand Abnormal External Influences (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
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.
Description
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;
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
где 
- относительная амплитуда колебаний первой бегущей волны в направлении НКТ от 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 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
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.
Claims (2)
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.
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;
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.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010130715/03A RU2456438C2 (ru) | 2010-07-21 | 2010-07-21 | Способ увеличения амплитуды волнового воздействия на продуктивные пласты |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010130715/03A RU2456438C2 (ru) | 2010-07-21 | 2010-07-21 | Способ увеличения амплитуды волнового воздействия на продуктивные пласты |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2010130715A RU2010130715A (ru) | 2012-01-27 |
| RU2456438C2 true RU2456438C2 (ru) | 2012-07-20 |
Family
ID=45786282
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010130715/03A RU2456438C2 (ru) | 2010-07-21 | 2010-07-21 | Способ увеличения амплитуды волнового воздействия на продуктивные пласты |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2456438C2 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2607563C2 (ru) * | 2015-01-23 | 2017-01-10 | Валентин Викторович Шестернин | Способ интенсификации добычи углеводородов с применением горизонтальных скважин |
| RU2715222C1 (ru) * | 2019-02-07 | 2020-02-26 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Поволжский государственный технологический университет" | Способ определения упруго-диссипативных характеристик древесины |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4181153A (en) * | 1977-08-24 | 1980-01-01 | McQuay-Perflex, Inc. | Fluidic-amplifier device having tube in outlet channel |
| US4674571A (en) * | 1984-08-02 | 1987-06-23 | Urs Corporation | Method and apparatus for improving oil production in oil wells |
| RU2041343C1 (ru) * | 1990-07-03 | 1995-08-09 | Отдел энергетики Казанского научного центра РАН | Устройство для обработки продуктивных пластов |
| RU2200833C2 (ru) * | 2001-04-19 | 2003-03-20 | Костюченко Владимир Николаевич | Способ волнового воздействия на нефтяную залежь |
| RU2337238C1 (ru) * | 2007-01-15 | 2008-10-27 | Александр Михайлович Свалов | Устройство для волнового воздействия на продуктивные пласты |
-
2010
- 2010-07-21 RU RU2010130715/03A patent/RU2456438C2/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4181153A (en) * | 1977-08-24 | 1980-01-01 | McQuay-Perflex, Inc. | Fluidic-amplifier device having tube in outlet channel |
| US4674571A (en) * | 1984-08-02 | 1987-06-23 | Urs Corporation | Method and apparatus for improving oil production in oil wells |
| RU2041343C1 (ru) * | 1990-07-03 | 1995-08-09 | Отдел энергетики Казанского научного центра РАН | Устройство для обработки продуктивных пластов |
| RU2200833C2 (ru) * | 2001-04-19 | 2003-03-20 | Костюченко Владимир Николаевич | Способ волнового воздействия на нефтяную залежь |
| RU2337238C1 (ru) * | 2007-01-15 | 2008-10-27 | Александр Михайлович Свалов | Устройство для волнового воздействия на продуктивные пласты |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Создание волнового метода воздействия на пласт через горизонтальные скважины. Отчет по НИР № 01860135739, ВНИИнефтеотдача, Уфа, 1987, с.50-150. * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2607563C2 (ru) * | 2015-01-23 | 2017-01-10 | Валентин Викторович Шестернин | Способ интенсификации добычи углеводородов с применением горизонтальных скважин |
| RU2715222C1 (ru) * | 2019-02-07 | 2020-02-26 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Поволжский государственный технологический университет" | Способ определения упруго-диссипативных характеристик древесины |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2010130715A (ru) | 2012-01-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10746006B2 (en) | Plasma sources, systems, and methods for stimulating wells, deposits and boreholes | |
| Wang et al. | Advances in ultrasonic production units for enhanced oil recovery in China | |
| Mullakaev et al. | Development of ultrasonic equipment and technology for well stimulation and enhanced oil recovery | |
| Abramova et al. | Ultrasonic technology for enhanced oil recovery | |
| Wang et al. | The comparison of removing plug by ultrasonic wave, chemical deplugging agent and ultrasound–chemical combination deplugging for near-well ultrasonic processing technology | |
| RU2456438C2 (ru) | Способ увеличения амплитуды волнового воздействия на продуктивные пласты | |
| Marfin et al. | Acoustic stimulation of oil production by a downhole emitter based on a jet-driven Helmholtz oscillator | |
| US20200392805A1 (en) | Devices and methods for generating radially propogating ultrasonic waves and their use | |
| Li et al. | Pulse supercharging phenomena in a water-filled pipe and a universal prediction model of optimal pulse frequency | |
| Mullakaev et al. | An ultrasonic technology for productivity restoration in low-flow boreholes | |
| WO2014046560A1 (ru) | Устройство для раскольматации призабойной зоны эксплуатационных и нагнетательных скважин | |
| RU2140519C1 (ru) | Устройство для акустического воздействия на нефтегазоносный пласт | |
| RU77176U1 (ru) | Гидродинамический ультразвуковой депарафинизатор насосно-компрессорных труб | |
| RU2163665C1 (ru) | Способ увеличения нефтеизвлечения из нефтяного пласта ремонтируемой скважины | |
| RU2399746C1 (ru) | Устройство для волновой обработки продуктивных пластов | |
| RU2572250C2 (ru) | Способ и устройство с кольцом для генерирования волн давления на забое скважины | |
| RU2610045C2 (ru) | Способ и устройство для совмещения парогравитационного дренажа с виброволновым воздействием на продуктивный пласт в условиях горизонтальных скважин | |
| RU2528351C1 (ru) | Устройство для очистки скважинного фильтра | |
| Zhu et al. | Reservoir stress analysis during simultaneous pulsating hydraulic fracturing based on the poroelastodynamics model | |
| RU2607563C2 (ru) | Способ интенсификации добычи углеводородов с применением горизонтальных скважин | |
| RU2351755C1 (ru) | Способ воздействия на продуктивный пласт | |
| RU2456442C2 (ru) | Способ акустического воздействия на нефтяной пласт и устройство для его осуществления | |
| RU2506413C1 (ru) | Устройство для очистки скважинного фильтра | |
| RU2135736C1 (ru) | Устройство для обработки продуктивных пластов | |
| Alfayyadh et al. | Wave technologies for intensifying oil and gas extraction for fields at a late stage of development |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160722 |