2015-09-06
310
Следующая расчетная порция оксидата, воздействуя по они- смыкания микротрещин в порово-трещинном коллекторе, но
сапной выше схеме, вытесняет из пористой среды смесь легких и за счег защемления в них кальматационного материала бурово-
углсводородов и растворенной в них остаточной нефти, обла- Го раствора. Поэтому нередки случаи, когда даже при наличии
дающей малой вязкостью и высокой подвижностью. Взаимодей- достаточно хорошего коллектора приток нефти к забою скважин
ствие второй порции оксидата, обеспечивая многофакторное слабый или отсутствует.
комплексное вытеснение, позволяет практически извлечь остав- Для получения проницаемости, близкой к естественной,
шисся в пласте легкие углеводороды и нефть. Так как оксидат применяют гидроударный метод воздействия, торпедирование
неограниченно растворим в воде, то последующая закачка воды скважин, гидравлический разрыв пласта. Каждый из перечислен-
приводит не только к продвижению оторочки, но и к почти пол- Ных методов имеет свои преимущества и недостатки.
|
|
|
ному вымыванию оставшегося в пласте оксидата. При проведении гидравлических ударов и торпедировании
С целью увеличения коэффициента нефтеизвлечепия до скважин с помощью химических взрывчатых веществ величина
и после закачки оторочки в виде нерастворимых легких углево- трещин во многом зависит от типа коллекторов и, как правило, не
дородов осуществляется закачка порций водных растворов кар- является значительной. Гидравлический разрыв пласта (ГРП)
боиовых кислот и кислородсодержащих органических раствори- лишен этого недостатка. В то же время большим недостат-
телей в количестве от 0,3% до 50% от порового объема пласта. ком ГРП является отсутствие действенных способов контроля
С учетом полного соблюдения режимов закачки агентов воздей- и управления за созданием трещин и их направленности. В неод-
ствия при осуществлении данной технологии можно достичь ко- „ородных пластах трещины возникают в наиболее проницаемой
эффициента псфтсизвлсчсния 0,65 и выше. части пласта. Ориентация трещины определяется сложно-
паиряженным состоянием пород и направлением их естественной
7. Метол щелевой разгрузки продуктивного пласта трещиноватости и часто не может быть предсказана. Нспрсдска-
в прнзабоинои зоне скважин зуемость трещииообразовапия может привести к преждевремен
ному прорыву вод за счет выхода трещины в зону ВПК или по-
Во ВНИМИ и ВНИИОксапогеология на основе анализа гео- ДО!11ве„ных вод. Работниками ВНИМИ, ВНИИОкеапология, ОАО
лого-разведочных работ и эксплуатации нефтяных месторожде- <<УлмуртисфТ[)>> (патсит № Х i67925, 18.04.83) создан и внедрен в
|
|
|
иии выявлено (особенно па больших глубинах), что концентра- пр0МЬ1Шленных масштабах метод щелевой разгрузки продуктив-
ции напряжении в призабойной зоне влияют на процессы филы- ного пласта^,аключающийся в создании двух вертикальных,
рации и интенсивность притоков нефти и газа в скважину. диаметрально противоположных щелей в продуктивном пласте
466 В.И. Кудинов. Основы пефтегазопромыслового дела Глава XV. Методы увеличения проницаемое!и призаСюйпой зоны 467
скважины. Метод обеспечивает надежную гидродинамическую лекторы, карбонатные и терригенные с вертикально и наклонно
связь с пластом, снижение напряжений и увеличение проиицае- ориентированными трещинами, проницаемость трещинных кол-
мости пород в призабоГпюй зоне, увеличение площади фильтра- лекторов в значительно большей степени зависит от напряжений,
ции, высокое совершенство вскрытия пласта, увеличение дебитов чем поровых.
скважин и, в конечном счете, повышение конечного нефтеизвле- В трещинных коллекторах размеры ПЗ обычно значительно
чения. больше, чем в поровых, поэтому проведение щелевой разгрузки
Метод может использоваться в сочетании с кислотными пласта целесообразно комбинировать с последующей кислотной
и другими обработками ПЗП в добывающих и нагнетательных обработкой для увеличения глубины воздействия на пласт.
скважинах. Он может быть использован для выравнивания про- Предварительное проведение щелевой разгрузки позволит
филя приемистости скважин. Эффективность метода щелевой снизить давление, необходимое для закачки реагентов в пласт
раз1рузкн пласта зависит от правильного выбора объекта обра- при кислотной обработке. При выборе объекта для щелевой раз-
ботки. '• ' грузки необходимо учитывать наличие зумпфа (30-40 м). Созда-
Выбор объекта проводится на основании детального изуче- ние вертикальных щелей, так же как и точечная гидропескост-
ния промыслово-геофизических материалов как непосредственно РУЙная перфорация, характеризуется минимальным нарушением
по скважине, так и по месторождению в целом. ' герметичности цементного кольца выше и ниже интервала
Для получения устойчивого во времени эффекта от щелевой вскрытия пласта, что позволяет рекомендовать метод щелевой
разгрузки пласта необходимо выбирать интервалы, не заклю- разгрузки при малом расстоянии между интервалом вскрытия
чающие в себе пластичных прослоев. Наличие в кровле и подош- и подо-нефтяным контактом.
ве выбранного интервала каверн, превышающих диаметр долота
в 2-2,5 раза, на расстоянии до 6-15 м вызывает эффект переме- 8. Оборудование, применяемое при щелевой разгрузке
тения кольцевой зоны концентрации напряжений от скважины пласта
в глубь массива и при ограниченной глубине щелей препятствует п
Основное наземное оборудование, применяемое для щеле-
стшжению напряжении и повышению проницаемости пород |; - f,,.,., ~лл
п^р. г вого вскрытия пласта, включает блок мапифольдов IbM-/UU,
" _ _ насосные агрегаты 4ЛП-700, ЦЛ-320, пескосмсситсль УПС-50.
Целесообразно проводить щелевую разгрузку при неболь- „_ *
„ %,. -' ' ' _ J Обвязка наземного оборудования осуществляется по схеме
шои но размерам (1-2 м) зоне кальматации, особенно при значи- ( Ш) бами ма|П|фолвдв ВЬ1СОКОГО лавлсния с помощью
тельном снижении проницаемости пород в этой зоне. Тогда даже х КОЛО1Ш быстроратъемпых соединений,
полная потеря гидравлической связи скважины с пластом не пре- Щелевая гидропескострунная перфорация проводится в сле-
иятствуст успешному использованию метода щелевой разгрузки. дующей послеловательности:
Наиболее благоприятными для использования метода являются L Исследование скважины и составление плана работ,
терригенные поровые коллекторы с низкой проницаемостью 2 Подготовка скважины: промывка забоя и шаблонирование
|
|
|
и высокой глинистостью. Следует отметить, что вскрытие и ос- эксплуатационной колонны.
военис таких коллекторов традиционными методами часто весь- 3. Опрессовка двигателя гидропескоструйной перфорации
ма затруднительно. Другая группа коллекторов, благоприятных (ГПП) и определение скорости перемещения штока при рас-
для щелевой разгрузки - порово-трещиииые и трещинные кол- четном рабочем переходе давления на насадках.
В.И. Кудшюв. Основы иефтегазопромыслового дела
Глава XV. Методы увеличения проницаемости призабойпой зоны 469
| V V |
| &К& |
Рис. 127. Схема обвязки устьевого и скважинного оборудования при щелевой пескоструйной перфорации: 1 - насосные агрегаты 4ЛН-700; 2 - блок мпинфольдоп IiM-700; 3 - исскосмсситсль УСП; 4 - цементировочный агрегат ЦА-320; 5 - емкость; 6 - шламоулавливатсль (фильтр); 7 - сальниковая головка; 8 - НКТ; 9 - гидравлический якорь; 10-глубинный двигатель; 11 -перфоратор; 12- пласт
4. Спуск перфоратора в скважину, опрессовка и привязка пер
форатора к верхней точке нижнего из запланированных ин
тервалов по РК. Спускаемая компановка: перфоратор, дви
гатель, опрессовочный клапан, свинцовый клапан, репер.
5. Скважина оборудуется устьевым сальником.
6. Производится обвязка и оирессовка поверхностного обору
дования.
После проведения указанных работ проводят прямую промывку через перфоратор агрегатом 4АН-700. При установившемся стабильном режиме работы насосного агрегата в рабочую жидкость вводят песок.
Pei-улировкой ввода песка пескосмссигелем добиваются концентрации 70-100 г/л.
С учетом гидравлических потерь в системе на устье скважины поддерживается давление на 5-7 МПа выше расчетного. По мере износа насадок и падения давления подключается в работу второй агрегат 4АН-700. Песчаножидкостная смесь забирается агрегатами 4АН-700 и подается через блок манифоль-да 1БМ-700 и фильтры в скважину. Из скважины песчаножидкостная смесь проходит через фильтры на УСП-50. По мере поглощения жидкости пластом агрегатом ЦА-320 из амбара или емкости добавляют ее в бункер УСП-50. После окончания цикла щелевого вскрытия первого интервала переходят к следующему интервалу, для чего производят завод перфоратора в исходное положение обратной промынкой ЦА-320 и установку перфоратора в верхней точке второю интервала. Давление при обратной промывке составляет 5-7 Мпа, время выдержки давления 3-4 мин. Затем производят переключение на прямую циркуляцию oi 4AH-700. После окончания щелевого вскрытия пласта в последнем запланированном интервале или выработке ресурса насадок перфоратора, выражающейся в увеличении на 30-50% производительности агрегатов, необходимой для поддержания заданного давления на устье скважины, производят промывку агрегатом ЦА-320 до полного прекращения выноса песка.
|
|
|
Если щелевое вскрытие не закопчено, то после подъема и смены насадок перфоратора продолжают работы в указанной
В.И. Кулииов. Основы нефтегазопромыаювого дела
Глава XV. Методы увеличения проницаемости пртабонной зоны 471
выше последовательности. После окончания операции по вскрытию и подъему перфоратора производят спуск пера для вымыва песка. Увеличение продуктивности пласта после щелевого вскрытия не исключает применение других методов воздействия. После щелевой резки можно проводить соляно-кислотную обработку, обработку оксидатом и т.д. Оценка эффективности производится сопоставлением результатов исследования скважины до и после проведения операции.
Для вертикального перемещения гидро пес костру иного перфоратора в скважине используются забойные двигатели ДП, ГДП. В настоящее время применяется забойный двигатель перфоратора ДПм, предназначенный для непрерывного перемещения с заданной скоростью гидропескоструйного перфоратора в вертикальном направлении при создании щелей в ПЗП. Направление перемещения сверху вниз. Усовершенствованная конструкция двигателя показана на рис. 128.
Двигатель перфоратора (рис. 128) представляет собой гидравлический поршневой привод, работа которого основана на использовании давления рабочей жидкости. Двигатель перфоратора состоит из герметичного цилиндра 1, внутри которого перемещается поршень 2, снабженный двумя полыми штоками 3 и 4. Цилиндр верхней частью
Рис. 128. Устройство дви- крепится к колонне НКТ 5 патруб-
гатсля перфоратора ком 6. Верхний и нижний шток про-
ходит через сальниковые уплотнения 7, которые обеспечивают герметичность цилиндра. Поршень 2 снабжен дозирующим устройством, представляющим собой калиброванный канал 8. Уплотнение поршня 9 играет роль обратного клапана и при движении поршня вверх свободно пропускает масло в нижнюю полость цилиндра. На нижнем штоке 4 крепится перфоратор 10. Перфоратор имеет две диаметрально расположенные насадки 11, верхнее и нижнее седло шарикового клапана 12. Работает двигатель следующим образом. При создании перепада давления на насадках давление рабочей жидкости через шток и поршень сжимает масло под поршнем, которое перетекает по каналу 8 из нижней части цилиндра в верхнюю. При этом поршень вместе с перфоратором двигается вниз с заданной скоростью. Возврат поршня осуществляется обратной промывкой. При этом шариковый клапан перфоратора садится в верхнее седло, перекрывая канал. При повышении давления в затрубном пространстве перфоратор перемещается вверх, а масло из верхней полости перетекает в нижнюю.
На стадии промышленных испытаний метода щелевой разгрузки, проведенных на скважинах «Удмуртнефти» была существенно изменена конструкция двигателя и перфоратора. За счет этого глубина щелевых каналов увеличилась в 1,5-2 раза. Наиболее эффективной формой, обеспечивающей снижение гидравлических сопротивлений в перфорационных отверстиях, способствующих увеличению глубины проникновения абразивной жидкости в пласт, являются вертикальные щели. При расчете ширины щели учитываются не только требования по снижению сопротивления гидравлической струи, но и необходимая ее величина для разгрузки торных пород. С учетом этого требования ширина щели определяется по выражению:
| a. |
(115).
В,И. Кудинов. Основы иефтегазопромы елового дела
где р - плотность горных пород; И - глубина залегания продуктивного пласта скважины; Е - модуль упругости горных пород; a-2l-d\ l- глубина щели; d - диаметр скважины.
Вычисленная но данной формуле ширина щели составляет 15 мм. При этом не происходит полного смыкания щели после раз1рузки горных пород. Увеличение ширины щели не увеличивает эффективность щелевой разгрузки пласта.
Расчет технологических параметров. Технология проведения вертикальных щелей в ПЗП аналогична технологии, применяемой при точечной гидропескоструйной перфорации. Компоновка, состоящая из пескоструйного перфоратора с центратором и забойного двигателя перфоратора, спускается в скважину на насосно-компрессориых трубах. Допустимое устьевое давление определяется из соотношения:
(116)
где Р - страгивающая нагрузка резьбовых соединений; Я -глубина подвески перфоратора; <уж - вес трубы с муфтами в жидкости; /Г- коэффициент безопасности; FT - площадь проходного сечения труб.
Концентрация песка выбирается в пределах 50-100 г/л. Перепад давления на насадках для эффективного разрушения обсадной колонны, цементного камня и породы должен составлять 10-15 МПа (для насадок диаметром 6 мм) и 15-20 Мпа (для насадок диаметром 4,5 мм). Учитывая износ насадок в процессе работы, рекомендуется перепад давления 20 и 25 Мпа для насадок 6 и 4,5 мм соответственно. По выбранной весовой концентрации песка рассчитывается его объемная концентрация С и удельный вес пссчапо-жидкостной смеси уш:
| С = |
(117)
С0 + 100
Глава XV. Методы увеличения проницаемости призабойной зоны 473
где Со - весовая концентрация песка в рабочей смеси; уп -удельный вес песка;
где уж - удельный вес рабочей жидкости.
Затем рассчитывается расход песчано-жидкостной смеси через насадки:
где п - число насадок; <р - 0,82 - коэффициент скорости (для насадок, равный коэффициенту расхода <р - 0,82); /„ - площадь сечения отверстия насадок; ЛЯ - перепад давления на насадках; g -ускорение свободного падения.
Расчет рабочего давления на устье скважины производится по формуле:
Руст = /> + Рт + Яп + Рф + Р0, (119)
где Р - перепад давления на насадках; РТ - потери давления в ИКТ и затрубном пространстве; Рп - потери давления в перфорированной полости; /ф - потери давления на фильтрах; PQ - потери давления в обвязке оборудования.
Полученное по формуле (119) рабочее давление нагнетания не должно превышать допустимого устьевого давления, рассчитанного по формуле (116). Число рабочих агрегатов рассчитывается но формуле
(120)
где Q - расход песчано-жидкостной смеси; Яуст - рабочее давление на устье; // = 0,7-0,9 - коэффициент технического состояния насосных агрегатов; qa - производительность насосного ai регате; РЛ -давление насосного агрегата.
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Рассчитанное по формуле (120) число рабочих насосных агрегатов округляется до целого числа в большую сторону. Число резервных агрегатов принимается, исходя из технического состояния, в количестве 50-100% от числа рабочих агрегатов.
К подземному оборудованию относят гидропескоструйный перфоратор, двигатель перфоратора и колонну НКТ. При проведении щелевой разгрузки применяются гидро пес ко струйные (абразивные) перфораторы АП-бм; ПЗК; БГПМД. При создании одиночных щелей применяется перфоратор АП-бм, в котором устанавливают четыре насадки, причем одна пара насадок расположена диаметрально противоположно другой. Расстояние между насадками в паре 10 сантиметров, что обеспечивает наиболее высокий КПД щелевой перфорации.
Для вертикального перемещения гндропескоструйного перфоратора в скважине используются забойные двигатели ДП, ГДП или гидроподъемные конструкции ВПИГНИ.
В качестве образигшого материала при создании щелей в ПЗП используется кварцевый песок с размерами зерен 0,2-1 мм и содержанием кварца не менее 50%. При выборе жндкости-пескоиосителя учитываются физико-химические свойства пласта и насыщающих его флюидов, а также технологические параметры процессов. Жидкость должна удовлетворять следующим основным требованиям: образииная жидкость не должна ухудшать коллекторских свойств пласта; проведение операции не должно вызывать выброс нефти и газа (открытое фонтанирование); жидкость не должна быть дефицитной и дорогой. Состав жидкости-псскопоснтсля для конкретных условий подбирают в лаборатории. При щелевой разгрузке пласта в терригенных коллекторах в качестве рабочей жидкости используют дегазированную нефть, водные растворы хлористого натрия, хлористого кальция и хлористого машин с добавлением 0,3-0,5% поверхностно-активных веществ (сульфанол, дисольван) и 3,5-5% карбоксиметил-целлю-лозы (кмц).
Глава XV. Методы увеличения проницаемости прнзабойной зоны 475
При проведении щелевой разгрузки в карбонатных коллекторах рабочую жидкость готовят на пластовой воде. Данный метод был осуществлен на 49 добывающих и нагнетательных скважинах различных месторождений в Удмуртии. Удельный эффект на одну обработку по добывающим скважинам составил 1365 тонн, по нагнетательным - в пересчете на нефть - 706 тонн, средний по всем скважинам - 1002 тонны. Срок продолжительности эффекта достигает более 4-х лет. Средний дебит скважин но нефти увеличивается в 3-5 раз.
9. Вибрационные и акустические методы воздействия на нефтяные и газовые пласты
Идея использования колебаний для повышения нефтеизвле-чепия впервые была выдвинута М.Л. Сургучевым, О.Л. Кузнецовым и Э.М. Симкиным.
Работы по вибрационным и акустическим методам воздействия на нефтяные и газовые пласты были начаты еще в 1962 году нашими учеными О.Л. Кузнецовым и Э.М. Симкиным в институте нефти АН СССР, а с 1993 года вместе с ними и Д. Чилингером из Южно-Калифорнийского университета (США). Они были пионерами в обосновании, проведении экспериментальных лабораторных и промысловых исследований, создании новых технологий вибрационного и акустического методов воздействия на нефтяные и газовые пласты.
Как уже отмечалось, проницаемость призабойной зоны пласта постоянно изменяется в худшую сторону. Ухудшение проницаемости начинается в процессе бурения из-за фильтрации глинистого раствора в пласт и образования глинистой корки толщиной 2-3 мм, а также за счет более глубокого проникновения глинистого раствора при нарушениях технологических процессов бурения (при высоких скоростях спуска бурового инструмента может произойти гилроразрыв пласта с образованием трещин и поступлением в них глинистого раствора, с по-
В.И. Кудинов, Основы иефтегаюпромыслового дела
Глава XV. Методы увеличения проницаемости призабойпой зоны 477
следующим его замещением в пласте при выравнивании давления).
Фильтраты буровых растворов могут проникать в продуктивные пласты на большие расстояния (0,1-3 м). Ухудшение проницаемости пршабойной зоны пласта происходит в процессе спуска эксплуатационной колонны, ее цементации, перфорации и освоении скважин.
Дальнейшее ухудшение проницаемости призабойной зоны происходит и в процессе эксплуатации нефтяных и нагнетательных скважин по многим причинам.
Снижение проницаемости призабойной зоны в нефтяных и нагнетательных скважинах приводит к значительному снижению дебитов нефти и приемистости нагнетательных скважин, а иногда к их полной остановке, что в конечном итоге в значительной степени влияет на конечное нефтеизвлечение и экономические показатели разработки нефтяных месторождений. Для улучшения или восстановления проницаемости призабойной зоны пласта и повышения нефтеизвлечения в настоящее время применяются различные методы и технологии.
Среди их множества в последние годы все более находят применение вибрационные и акустические технологии. В основе этих технологий лежат колебательные процессы. Физические основы применения колебаний для воздействия на нефтяные пласты были созданы в начале 80-х годов.
Созданы различные варианты базовых технологий и технических решений для реализации их в промысловых условиях. Вибрационные и акустические методы могут быть использованы для решения следующих задач:
- повышение продуктивности нефтяных и нагнетательных скважин, в которых применение традиционных методов оказывалось технически невозможным или малоэффективным;
— увеличение нефтеизвлечения из обводненных малопродук
тивных пластов.
Вибрационные и акустические технологии повышения продуктивности скважин просты в использовании и не дороги по затратам. В основе этих технологий лежат различные способы передачи энергии от скважинпых источников колебаний в продуктивный пласт по скважинкой жидкости. Колебания в жидкости быстро затухают на расстоянии до 1 м от стенок скважины. Но этих колебаний вполне достаточно для эффективной очистки призабойной зоны скважины от грязи и кальма-тирующих веществ. Одновременно, под действием колебаний устраняется блокирующее влияние остаточных фаз газа, нефти и воды, инициируется фильтрация флюидов в низкопроницаемых зонах, попытается охват пласта по толщине и по простиранию. Эффективный охват продуктивного пласта по площади вокруг инициирующей скважины (источника колебаний) может достигать 12 км2. Число скважин, одновременно охваченных воздействием колебаний, достигает 25-50 в зависимости от величины сетки скважин. В промысловых условиях наибольшее применение получил вибросейсмический метод, суть которого заключается в циклическом площадном воздействии на пласт низкочастотными колебаниями в диапазоне частот, соответствующих резонансу пласта. Годовая добыча нефти по опытным участкам в результате виброссйсмичсского воздействия увеличилась в среднем на 60%. Продолжительность эффекта - от 6 до 18 месяцев. Увеличение охвата пласта по толщине - на 30-35%. Эффективность внбровоздействия заключалась не только в увеличении добычи нефти, но и снижении обводненности в добывающих скважинах на 20-35%. Разработана и применяется технология акустического воздействия. Для вибрационных и акустических технологий применяются следующие методы воздействия:
— пороховые и термогазохимические генераторы давления;
— электрогидравлические источники колебаний;
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Глава XV. Методы увеличения проницаемости призабойной зоны 479
- волновые струнные генераторы депрессий давления;
- скважипные гидровибраторы;
- гидро и электроакустические источники колебаний.
В середине 90-х годов впервые была разработана аппаратура ЛВ (акустического воздействия) нового поколения с использованием научно-технического потенциала оборонной гидроакустики. Применение гидроакустических технологий позволило повысить акустическую мощность с 150-200 Вт до 1,5-3,0 кВт.
В настоящее время разработаны и применяются ряд систем акустического воздействия на нефтяные скважины нового поколения. К ним относятся излучатели АИ-1, АИ-2, АИ-3 (табл. 18) и генераторные устройства ГУ-03, ГУ-04, ГУ-05 и ГУ-06 (табл. 19). Эти приборы большой мощности 1,5-3,0 кВт с частотой 15-45 кГц.
Таблица 18. Основные технические характеристики акустических излучателей скважинных приборов
| ЛИ-1 | АИ-2 | АИ-3 | АИ-ЗМ | АИ-4 | |
| Конструкция активной части | Цилиндр | Стержень | Стержень | Цилиндр | Цилиндр |
| Диаметр, мм | |||||
| Длима, мм | 1.600 | 2.000 | 2.010 | 2.100 | 1.800 |
| Длина акустической части | |||||
| Рабочие частоты, кГц | 13-18 | 11-15 | 13-15 | 20-24 | 9-11 |
| КПД электроакустического ире-обраюватсля, % | |||||
| Акустическая мощность, кВт | 3.0 | 0,8 | 1,5 | 2,5 | 3,0 |
| Удельная акустическая мощность, Вт/см2 | 2,0 | 2,8 | 3,6 | 2.0 | 2,0 |
Таблица 19. Основные технические характеристики наземных генераторных устройств
| ГУ-03 | ГУ-04 | ГУ-05 | ГУ-06 | |
| Суммарный объем, дм3 | ||||
| Масса, кг | НО | |||
| Напряжение электропитания | 380В 50 Гц | 380В 50 Гц | 380В 50 Гц | 380В 50 Гц |
| Максимальная выходная мощность, А | ||||
| Максимальная выходная мощность, кВт | ||||
| Технологическая скважина | ||||
| Диапазон рабочих частот, кГц | 10-30 | 8-26 | 8-26 | 10-60 |
| Выходное напряжение, В | 500-700 | 500-1000 | 600-1200 | 600-1800 |
Данное оборудование позволяет:
- реализовать в скважинных условиях акустические мощ-
мости в интервале 2-3,6 Вт/см;
- значительно увеличить концентрацию акустической
мощности в пласт за счет оптимизации диаграммы на
правленности;
- обеспечить оптимальное управление режимами обработ
ки за счет наличия обратной связи в системе скважин-
ный прибор- наземная аппаратура.
Условие применения и эксплуатации указанного оборудования для акустического воздействия на нефтяных скважинах следующее:
- максимальная глубина погружения излучателей в сква
жину- 5000 м;
- максимальное рабочее давление в скважине - 900 атм;
- максимальная рабочая температура - 150° С;
- температура окружающего воздуха па поверхности -
от-50° С до+50° С;
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромысловаго дела
- время одной обработки скважины - от 2 до 20 часов в зависимости от состояния и характеристик скважин.
Акустический метод воздействия был испытан r промышленных масштабах на многих месторождениях Западной Сибири, Татарии, Удмуртии и других нефтяных районах, где получены высокие технологические и экономические результаты.
Глава XVI Воздействие па нефтяной пласт теплом
Идея искусственного воздействия на нефтяной пласт теплом с целью более эффективной выработки запасов нефти возникла давно. В 20-30-е годы прошлого столетия выдающиеся ученые отечественной нефтяной геологии И.М. Губкин, А.Д. Архангельский и Д.В. Голубятников предсказывали большую роль тепловых методов при разработке месторождений высоковязких неф-тей. Основоположниками фундаментальных теоретических и экспериментальных исследований термогидродинамических процессов в нефтяных пластах в нашей стране были А.Ь. Шейман, И.А. Чарный, Л.И. Рубинштейн и другие. Большой вклад в развитие тепловых методов добычи высоковязких нефтей внесли ученые Г.Е. Малофеев, Ю.В. Желтов, Э.Б. Чекалюк, А.А. Боксерман, Н.Л. Раковский, К.А. Оганов, П.К. Байбаков, А.Р. Гарушев, А.Х. Мирзаджанзадс, Я.А. Мустаев, И.М. Аметов и другие.
