RU2143554C1 - Acoustic method of stimulation of well and bed of mineral deposit - Google Patents
Acoustic method of stimulation of well and bed of mineral deposit Download PDFInfo
- Publication number
- RU2143554C1 RU2143554C1 RU98118368A RU98118368A RU2143554C1 RU 2143554 C1 RU2143554 C1 RU 2143554C1 RU 98118368 A RU98118368 A RU 98118368A RU 98118368 A RU98118368 A RU 98118368A RU 2143554 C1 RU2143554 C1 RU 2143554C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- perforation
- range
- acoustic
- well
- exposure
- 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
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 title abstract description 10
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 26
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 7
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 28
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 19
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 17
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 9
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 9
- 230000003116 impacting effect Effects 0.000 claims 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 24
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 10
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 8
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract description 5
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000002604 ultrasonography Methods 0.000 abstract 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 16
- 238000011161 development Methods 0.000 description 5
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 5
- 238000011160 research Methods 0.000 description 5
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 4
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 4
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 3
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 3
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 3
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 2
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 2
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 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
- 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
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism 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
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 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
Images
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
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. The invention relates to the field of mining, developed by the borehole method, and can be used in the oil, gas, mining, exploration industry, and most widely in oil and gas production technology, especially during rehabilitation work in wells and reservoirs (acoustic rehabilitation of a well and reservoir - ARSiP) to increase oil recovery and intensify oil production.
Уровень техники
Известны устройства для виброволнового и, в частности, акустического воздействия на скважины и продуктивный пласт (Патент РФ N 2063508, кл.6 E 21 В 43/20, 10.07.96 Бюл. N 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.State of the art
Known devices for vibrating and, in particular, acoustic impact on wells and reservoir (RF Patent N 2063508, class 6 E 21
Известные устройства не обеспечивают избирательность и направленность акустического воздействия на скважину и продуктивный пласт в широком диапазоне характеристик сигнала. Known devices do not provide selectivity and directivity of acoustic effects on the well and reservoir in a wide range of signal characteristics.
Известны способы воздействия на скважину для повышения нефтеотдачи пластов путем комплексного последовательного воздействия на скважину и продуктивный пласт (Авторское свидетельство N 2068083, кл. E 21 В 43/22, 18.02.91). Known methods of impact on the well to increase oil recovery by complex sequential effects on the well and the reservoir (Copyright certificate N 2068083, CL E 21
Недостатком таких способов является отсутствие унификации воздействия, невозможность направленного, регулируемого и избирательного воздействия на призабойную зону скважины и пласт, использование химических реагентов. The disadvantage of such methods is the lack of unification of the impact, the impossibility of directional, controlled and selective impact on the bottomhole zone of the well and formation, the use of chemical reagents.
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 (Авторское свидетельство N 2026969, кл. 6 E 21 В 43/25 20.01.95). There is also known a method of acoustic impact on a well and a layer of mineral deposits adopted by the applicant for the prototype, including acoustic impact operations on the perforated zones of the well with sequential processing and combination of pressure and exposure time (Author's certificate N 2026969, class 6 E 21
Недостатки известного способа:
невозможность применения на скважинах действующего фонда и последующего запуска скважины, на которой смонтирована установка;
невозможность применения на скважинах с искусственным забоем;
основной лепесток продольных волн диаграммы направленности направлен вдоль оси скважины, а не перпендикулярно ей, что необходимо для непосредственного и избирательного воздействия на пласт;
невозможность прямого избирательного воздействия на зону перфорации скважины и пласт;
необходимость циклической закачки газа в продуктивный пласт с одновременным отбором нефти из прикровельной части пласта и проведения шумометрии до начала цикла и после него;
область применения ограничивается пластами с газонасыщенностью не более 5 - 15%.The disadvantages of this method:
the impossibility of using the existing stock in wells and the subsequent launch of the well on which the installation is mounted;
inability to use in wells with artificial bottom;
the main lobe of the longitudinal waves of the radiation pattern is directed along the axis of the well, and not perpendicular to it, which is necessary for direct and selective impact on the formation;
the impossibility of direct selective exposure to the perforation zone of the well and the formation;
the need for cyclical injection of gas into the reservoir with the simultaneous selection of oil from the near-side part of the reservoir and conducting sound measurements before and after the cycle;
the scope is limited to layers with a gas saturation of not more than 5 - 15%.
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.SUMMARY OF THE INVENTION
Technical challenge
The technical task is to eliminate these shortcomings and create a method of increasing oil recovery and intensification of oil production, allowing:
to carry out a unified integrated impact on all types of wells with various types of production, both in working condition (with subsequent commissioning) and inoperative;
to carry out direct and selective acoustic impact on the perforation zone of the well and the reservoir in a wide range of acoustic signals at fields with different types and development indicators.
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 o, 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.The set of essential features
In contrast to the known method, including acoustic impact operations on the perforated zones of a well with sequential processing and combining pressure and exposure time, the proposed method performs complex acoustic impact with sequential selective processing of the perforation interval and the productive formation thickness by a directed acoustic field to enable exposure to any types of wells with different types of operation, with the possibility of combining pressure, time nor the impact range, to ensure effective impact on fields with various types and development indicators, carried out by sound signals and ultrasonic signals with directivity characteristics up to 180 o , acoustic pressure indicators from the minimum values necessary to make changes to the current well operation to the maximum values limited by the elasticity limits of the rock, over a period of time equal to the effective exposure time, with a range of exposure equal to n initial effective range from 0.05 to 10 m.
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 м 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 акустического излучателя до стенок обсадной колонны, величиной зоны наибольшей кольматации призабойной зоны буровыми растворами, мехпримесями жидкостей для глушения скважин, высоковязкими отложениями пластовых флюидов и акустическими, геологическими и физическими характеристиками пород, слагающих продуктивный пласт. The maximum minimum values of acoustic pressure are determined by the presence of the aftereffect and are minimally necessary for making changes to the current well operation. The upper level of acoustic pressure is determined by the limits of the strength characteristics of the collectors. The optimal average value is determined based on the values of the required initial effective range of exposure. In this case, the effect is carried out during the effective time of the impact, for example, within two hours per meter of perforation, with the initial effectiveness of the impact range from 0.05 m to 10 m, in particular 3 m, as the most acceptable initial effective range for various types of formations. The maximum minimum value of the initial effective range is determined by the distance of the acoustic emitter to the walls of the casing, the size of the zone of greatest mudding of the bottomhole zone by drilling fluids, mechanical impurities of fluids for killing wells, highly viscous deposits of reservoir fluids and the acoustic, geological and physical characteristics of the rocks composing the reservoir.
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 45o в течение 2 часов на метр перфорации;
- сигнал второй - акустическое давление 45 кПа, начальная эффективная дальность воздействия 3 м, характеристика направленности 15o в течение 2 часов на метр перфорации;
- сигнал третий - акустическое давление 70 кПа, начальная эффективная дальность воздействия 10 м, характеристика направленности 10o в течение 2 часов на метр перфорации.To ensure the aftereffect effect, sufficient (i.e., there is no need to calculate additional radiation modes) may be the basic mode - sequential processing of the interval of perforation of the well and the productive stratum with three acoustic signals with the characteristics
- the first signal is an acoustic pressure of 10 kPa, the initial effective range of exposure is 0.05 m, the directivity characteristic is 45 o for 2 hours per meter of perforation;
- the second signal - acoustic pressure 45 kPa, the initial effective range of 3 m,
- the third signal -
Или обрабатываются отдельные участки перфорированной зоны скважины комбинацией сигналов базового режима - учитывая данные текущих показателей работы скважины и состояния разработки месторождения. Or, individual sections of the perforated zone of a well are processed by a combination of signals of the basic mode - taking into account the data of current performance indicators of the well and the state of development of the field.
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 15o в течение 2 часов на метр перфорации (сигнал 2), акустическое давление 70 кПа, начальная эффективная дальность воздействия 10 м, характеристика направленности 10o в течение 2 часов на метр перфорации (сигнал 3).The cased zones of the perforation interval of the injection and production wells are processed in the basic mode;
the working areas of the perforation interval of injection wells with low injectivity or production low-water wells are processed by a combination of the second and third signals of the basic mode:
acoustic pressure 45 kPa, initial effective range 3 m,
Рабочие зоны интервала перфорации нагнетательных скважин с высокой приемистостью или добывающих высокобводненных скважин обрабатываются третьим сигналом базового режима:
акустическое давление 70 кПа, начальная эффективная дальность воздействия 10 м, характеристика направленности 10o в течение 2 часов на метр перфорации.The working areas of the perforation interval of injection wells with high injectivity or production high waterlogged wells are processed by the third signal of the basic mode:
Перечень фигур. Enumeration of figures.
На фиг. 1 представлена зона воздействия различных сигналов, на фиг.2 - график эффективного времени воздействия, на фиг.3 - данные геофизических исследований на скважине ППД N "А" Западной Сибири до проведения АРС и П и после проведения АРСиП, на фиг. 4 - график среднесуточной добычи нефти участка скважин, составляющих окружение скважины N "А", на фиг.5 - данные геофизических исследований на скважине ППД N "Б" Западной Сибири до проведения АРСиП и после проведения АРСиП, на фиг. 6 - график среднесуточной добычи нефти участка скважин, составляющих окружение скважины ППД N "Б", на фиг. 7 - данные геофизических исследований на эксплуатационной скважине N "В" Западной Сибири до проведения АРСиП и после проведения АРСиП, на фиг. 8. - график среднесуточной обводненности продукции скважины N "В" до и после проведения АРСиП, на фиг. 9 - график среднесуточной добычи нефти скважины N "В" до и после проведения АРСиП, на фиг. 10 - данные геофизических исследований на эксплуатационной скважине N "Г" Западной Сибири до проведения АРСиП и после проведения АРСиП, на фиг. 11 - график среднесуточной добычи жидкости скважины N "Г", на фиг. 12 - модель скважины, на фиг. 13 показана сеточная модель - разметка скважины. In FIG. 1 shows the zone of influence of various signals, FIG. 2 is a graph of the effective time of exposure, FIG. 3 is the data of geophysical surveys on the RPM N "A" well in Western Siberia before ARS and P and after ARSiP; 4 is a graph of the average daily oil production of a section of wells that make up the surroundings of well N "A"; Fig. 5 is the data of geophysical surveys at the well ND "B" of Western Siberia before ARSiP and after ARSiP; Fig. 6 is a graph of average daily oil production of a portion of wells constituting the environment of a well of production pressure N "B", in FIG. 7 - data of geophysical surveys at production well N "B" of Western Siberia before ARSiP and after ARSiP, in FIG. 8. - a graph of the average daily water cut of well N "B" production before and after ARSiP, in FIG. 9 is a graph of average daily oil production of well N "B" before and after ARSiP; FIG. 10 - data of geophysical surveys at production well N "G" of Western Siberia before ARSiP and after ARSiP, in FIG. 11 is a graph of average daily fluid production of well N "G", in FIG. 12 is a model of a well, in FIG. 13 shows a grid model — marking a well.
Описание способа
На фигурах 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, F1, F2 - значения показателей текущей эффективности, Z - продольная ось скважины, R - ось, перпендикулярная продольной оси скважины, N1, N2 - произвольные точки, расположенные вдоль оси скважины Z, L3 - расстояние между точками N1 и N2, L - расстояние от излучателя до точки N1, 2H, 2B - линейные размеры излучателя, а - внутренний радиус обсадной колонны скважины, Rс - наружный радиус обсадной колонны скважины, Q1 - область, характеризующая скважинную жидкость, Q2 - область, характеризующая обсадную колонну скважины, Q3 - область, характеризующая околоскважинную среду, q1 - граница раздела скважинная жидкость - обсадная колонна скважины, q2 - граница, соответствующая контакту обсадная колонна - околоскважинная среда, d - поверхность, имитирующая скважинный излучатель, L1 - расстояние до первой произвольной точки скважинного пространства.Method Description
The figures show: 1 - acoustic emitter, 2 - well, 3 - reservoir; 4, 5, 6 — acoustic signals, 7 — well perforation zone, 8 — APS curve, 9 — sections of the perforation zone receiving the injected water, 10 — well inflow profile, 11 — emitter, 12 — well casing, F1, F2 — values of current efficiency indicators, Z is the longitudinal axis of the well, R is the axis perpendicular to the longitudinal axis of the well, N1, N2 are arbitrary points located along the axis of the well Z, L3 is the distance between points N1 and N2, L is the distance from the emitter to point N1 , 2H, 2B - linear dimensions of the emitter, and - the inner radius of the casing of the well, R c is the outer radius of the casing of the well, Q1 is the region characterizing the borehole fluid, Q2 is the region characterizing the casing of the well, Q3 is the region characterizing the near-wellbore environment, q1 is the interface between the borehole fluid and the casing of the borehole, q2 is the boundary corresponding to the contact casing is a near-wellbore environment, d is a surface simulating a borehole radiator, L1 is the distance to the first arbitrary point of the borehole space.
Акустический излучатель 1, находящийся в скважине 2 напротив продуктивного пласта 3, излучает последовательно в околоскважинное пространство и продуктивный пласт акустические сигналы 4, 5, 6 с различными характеристиками воздействия в течение эффективного времени воздействия (фиг.2.), с дальностью воздействия, равной начальной эффективной дальности воздействия от 0,05 до 10 м. The
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. Separate sections of the perforated zone of the well are processed, taking into account the data of current performance indicators of the well and the state of development of the field by radiation regimes calculated based on the specific geological and physical characteristics of the formations.
Эффективное время воздействия может определяться из условия: К = Kf > D, где К - коэффициент эффективного времени воздействия, Kf = [(F2 - F1)/F1] 100%, F1, F2 - значения показателей текущей эффективности, D - параметр, характеризующий уровень измерительной техники - погрешность измерения, %. The effective exposure time can be determined from the condition: K = Kf> D, where K is the coefficient of effective exposure time, Kf = [(F2 - F1) / F1] 100%, F1, F2 are the values of the current efficiency indicators, D is a parameter characterizing level of measuring equipment - measurement error,%.
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 E"). Массоперенос в поле акустических волн обусловлен возникновением в каждой точке порового пространства среды высоких знакопеременных (растягивающих и сжимающих) градиентов давления, переменных во времени. The effectiveness of acoustic impact on the formation is explained by the occurrence of mass transfer processes in the formation. Experimental proof of the movement of particles of the saturating medium relative to the pore channels is the occurrence of the potential difference between different points of the medium, which is observed during the propagation of acoustic waves (seismoelectric "effect E"). Mass transfer in the field of acoustic waves is caused by the appearance at each point of the pore space of the medium of high alternating (tensile and compressive) pressure gradients, time-varying.
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. The influence of the acoustic field on the filtration of a homogeneous fluid is to increase the filtration rate due to the destruction of the rheological structure of the fluid, including within the surface layers adjacent to the walls of the pore channels.
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. The occurrence of elastic vibrations with pressure amplitudes exceeding shear stress (≈ 10 Pa) leads to the destruction of the structure of the surface layer and its transformation into a Newtonian fluid with a viscosity equal to the viscosity in the bulk. Moreover, the nature of the fluid flow in the pore channels becomes close to Poiseuille with a simultaneous increase in the effective cross section.
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. This allows for the processing of oil reservoirs using ARSiP technology to perform the tasks of intensifying oil production (in low-flooded reservoirs), accelerating the processes of gravitational separation of oil and water (in high-flooding reservoirs at a late stage of oil field development in the waterflood mode), and also involving additional volumes of oil in the filtration process fixed with traditional mining methods.
Помимо этого, в высокоинтенсивном акустическом поле возникают так называемые гравитационные эффекты, которые приводят к очистке призабойной зоны от механических примесей, грязи, твердого парафина, солей. In addition, in a high-intensity acoustic field, the so-called gravitational effects occur, which lead to the cleaning of the bottom-hole zone of mechanical impurities, dirt, paraffin wax, and salts.
Также в высокоинтесивном 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 взаимодействия тока течения и вызванных им магнитных полей происходит генерирование поперечного магнитогидродинамического давления (МГД). При скоростях 1 см/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.Also, in a highly interesting acoustic field, permeability is restored due to the destruction of water films, which have an increased shear strength compared to oil. The mechanism of such destruction is as follows. Intense acoustic fields cause a solid body - liquid to cause intense flows at the phase sections. In rocks, this effect is realized in the form of inter-pore water turbulence. When the walls of the capillaries (rock grains) are vibrated and the water (fluid) is turbulent, as a result of the interaction of the flow current and the magnetic fields caused by it, transverse magnetohydrodynamic pressure (MHD) is generated. At speeds of 1 cm / s in a capillary with a radius of 10 μm, the MHD value can reach 10 -3 - 10 -5 Pa. This means that water films having an average shear strength of about 10 -3 Pa will partially or completely collapse in the acoustic field, and the permeability of the rock will increase.
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. This allows, when processing bottom-hole zones of specific wells using ARSiP technology, to fulfill the tasks of increasing injectivity and leveling the injectivity (absorption) profiles of injection wells, intensifying the inflow of producing wells with the inclusion of low-permeability and stratified layers.
Параметры акустического воздействия подбираются исходя из конструктивных особенностей скважины, геологофизических 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:
где 
Where
На фиг. 13 показана сеточная модель - разметка скважины. Граница q1 соответствует границе раздела скважинная жидкость (область Q1) - околоскважинная среда (обсадная колонна) - область Q2. Граница q2 соответствует контакту обсадная колонна - околоскважинная среда. В случае открытой скважины граница q2 удаляется на край сетки (область Q3 отсутствует). Поверхность d имитирует скважинный излучатель. Переписывая уравнение (1) в компонентах смещения и приводя в безразмерный вид для области Q1, получаем:
Для области Q2:
где K1 = C2 p1/C2 p2; К2 = C2 s2/C2 p2; К3 = 1- К2; ur ---> u; u2 ---> ω.
Cpi - скорость распространения продольных волн в iой среде;
Csi - скорость распространения поперечных волн в iой среде;
ω - вектор функции излучения.In FIG. 13 shows a grid model — marking a well. The boundary q 1 corresponds to the interface between the borehole fluid (region Q 1 ) - the near-wellbore environment (casing) - region Q 2 . The boundary q 2 corresponds to the casing - near-wellbore fluid contact. In the case of an open well, the boundary q 2 is removed to the edge of the grid (Q 3 is absent). Surface d simulates a downhole emitter. Rewriting equation (1) in the components of the bias and reducing to the dimensionless form for the domain Q 1 , we obtain
For area Q 2 :
where K 1 = C 2 p1 / C 2 p2 ; K 2 = C 2 s2 / C 2 p2 ; K 3 = 1 - K 2 ; u r --->u; u 2 ---> ω.
C pi is the propagation velocity of longitudinal waves in the i- th medium;
C si - speed of propagation of transverse waves in the i th medium;
ω is the vector of the radiation function.
Решая уравнения (2) и(3) методом конечноразностной апроксимации, получают параметры акустического воздействия в различных точках околоскважинного пространства. Solving equations (2) and (3) by the finite-difference approximation method, the acoustic impact parameters are obtained at various points in the near-wellbore space.
На фиг. 3 представлены данные геофизических исследований на скважине ППД N "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 45o в течение 2 часов на метр перфорации (сигнал первый), акустическое давление 45 кПа, начальная эффективная дальность воздействия 3 м, характеристика направленности 15o в течение 2 часов на метр перфорации (сигнал второй), акустическое давление 70 кПа, начальная эффективная дальность воздействия 10 м, характеристика направленности 10o в течение 2 часов на метр перфорации (сигнал третий), участки перфорации, принимающие закачиваемую воду, полностью охватывают зоны перфорации скважины 7, приемистость составила 104 м куб./сут.In FIG. Figure 3 shows the data of geophysical studies at the well ND “A” of Western Siberia before ARSiP and after ARSiP. The well has two
Из данных графика фиг.4 видно, что обработка скважины N "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. From the data of the graph of Fig. 4 it can be seen that treatment of the well N "A" and the surrounding area of the formation by the ARSiP method allowed to fundamentally change the dynamics of oil production in this area, i.e. ARSiP allowed not only to stop the decline, but also to create an increase in the oil production of the site.
На фиг. 5 представлены данные геофизических исследований на скважине ППД N "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 метр 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 перфорации скважины 7, а приемистость составила 650 м куб./сут при 120 атм. Результаты обработки представлены на фиг.6. In FIG. Figure 5 shows the data of geophysical surveys at the well BD N "B" of Western Siberia before ARSiP and after ARSiP. The reservoir characteristic is determined by the
На фиг. 6 представлен график среднесуточной добычи нефти участка скважин, составляющих окружение скважины ППД N "Б". По графику видно, что обработка скважины ППД N 7045 и окружающей области пласта методом АРСиП позволила увеличить охват данной области пласта заводнением и, как следствие, повысить нефтедобычу на скважинах окружения. In FIG. 6 is a graph of the average daily oil production of a well section constituting the environment of a well of production pressure N "B". The graph shows that the treatment of the borehole of the reservoir pressure level N 7045 and the surrounding area of the formation by the ARSiP method allowed to increase the coverage of this area of the formation by water flooding and, as a result, to increase oil production at the surrounding wells.
На фиг. 7 представлены данные геофизических исследований на эксплуатационной скважине N "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 N "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 N "В" представлен на фиг. 9. In FIG. 7 presents data from geophysical surveys at production well N "B" in Western Siberia before ARSiP and after ARSiP. Before the ARSiP, the inflow went from almost the entire perforation zone of the well 14, except for the lower part, but the well worked (periodically started) with 100% water cut. The reservoir properties of the formation are represented by the APS 13 curve. The graph of the average daily water cut of well N "B" production is shown in FIG. 8. The processing of the perforation zone of the well and the formation by the ARSiP method was carried out selectively with a combination of the basic mode and the third signal of the basic mode, i.e. that part of the perforated formation, from where the fluid flow came from, was processed only by the third signal of the basic mode, i.e., the purpose of the work was to influence the formation, and the non-working part of the perforation zone and the corresponding part of the formation were processed in the basic mode. As a result of selective and complex effects on the perforation zone and the reservoir, an influx of oil was obtained from the lower 15, previously not working part of the perforation zone, which has worse reservoir properties. This made it possible to solve the problem posed before processing, i.e. it was possible to reduce the water cut of the product (Fig. 8) from 100% to 70% (on average) and to receive oil inflow. The daily average oil production graph of well N "B" is shown in FIG. nine.
На фиг. 10 представлены данные геофизических исследований на эксплуатационной скважине N "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 N "Г" представлен на фиг. 11. In FIG. 10 presents data from geophysical surveys at production well N "G" of Western Siberia before ARSiP and after ARSiP. The well has three perforation sections 16. The reservoir properties of the formation are represented by the APS 17 curve. Immediately before the work on ARSiP, the well was transferred to an overlying horizon. According to the geophysical research of the well, after the transfer to the overlying horizon, an influx of fluid into the well from the lower perforation section was obtained. As a result of selective and complex treatment of this well and the surrounding part of the formation by the ARSiP method, i.e. the upper and middle perforation sections were processed in the basic mode, and the lower one only with the third signal of the basic mode, the inflow from the upper and middle perforation sections was obtained 18. The average daily fluid production of well N "G" is shown in FIG. eleven.
Реализация способа и промышленная применимость
Способ может быть реализован на известных устройствах и устройствах общепромышленного применения, в частности известных устройств, 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.The implementation of the method and industrial applicability
The method can be implemented on known devices and devices for general industrial use, in particular, known devices providing acoustic signals to a well and a reservoir in a wide range of signal characteristics and providing direct acoustic effects to a well and a reservoir.
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. N 01.8.90.056124). В качестве наземного источника питания могут быть применены общепромышленные генераторы типа ПГУ-08-36, ППЧ-1,5-30 (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. A set of equipment for implementing the method should include an emitter directly placed in the working zone of the well, a ground source and a connecting cable line. As a radiator, an electro-acoustic source developed by the All-Russian Research Institute of Scientific Research can be used ("Justification of application criteria and evaluation of the effectiveness of wave stimulation by the methods of IMASH AS USSR. Report of the Scientific Research Institute of Scientific Research, p. 12-13, M .: 1990, Gos.reg. N 01.8. 90.056124). General industrial generators of the PGU-08-36, ППЧ-1,5-30 types (Shapiro S.V., Kazantsev V.G., Kartashev V.V., Kiyamov R.N. Thyristor generators can be used as a ground power source ultrasonic frequency. M., "Energoatomizdat", 1986), which are connected to the emitter with a standard geophysical cable.
Такой комплект аппаратуры обеспечивает получение сигналов акустического воздействия на скважину и продуктивный пласт в широком диапазоне характеристик сигнала, соответствующих параметрам и показателям способа. Such a set of equipment provides acoustic signals to the well and reservoir in a wide range of signal characteristics corresponding to the parameters and parameters of the method.
Claims (3)
Priority Applications (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU98118368A RU2143554C1 (en) | 1998-10-12 | 1998-10-12 | Acoustic method of stimulation of well and bed of mineral deposit |
| PCT/RU1999/000367 WO2000022280A1 (en) | 1998-10-12 | 1999-10-08 | Acoustic method (arwl) for applying an action on a well and on the layer of a field of mineral resources |
| EA200000264A EA002074B1 (en) | 1998-10-12 | 1999-10-08 | Acoustic method (arwl) for applying an action on a well and on the layer of a field of mineral resources |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU98118368A RU2143554C1 (en) | 1998-10-12 | 1998-10-12 | Acoustic method of stimulation of well and bed of mineral deposit |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU98118368A RU98118368A (en) | 1999-04-10 |
| RU2143554C1 true RU2143554C1 (en) | 1999-12-27 |
Family
ID=20211100
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU98118368A RU2143554C1 (en) | 1998-10-12 | 1998-10-12 | Acoustic method of stimulation of well and bed of mineral deposit |
Country Status (3)
| Country | Link |
|---|---|
| EA (1) | EA002074B1 (en) |
| RU (1) | RU2143554C1 (en) |
| WO (1) | WO2000022280A1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2002097238A1 (en) * | 2001-06-01 | 2002-12-05 | Vladimir Alekseevich Gubar | Pulsed method for processing the bottomhole zone of a formation |
| WO2010126395A3 (en) * | 2009-04-28 | 2010-12-29 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Cohoвитa" | Method and assembly for recovering oil using elastic vibration energy |
| WO2015074034A1 (en) * | 2013-11-18 | 2015-05-21 | Green Oilfield Services, Inc. | Acoustic fracturing of rock formations |
Family Cites Families (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2026969C1 (en) * | 1990-06-05 | 1995-01-20 | Товарищество с ограниченной ответственностью "Экстон" | Method for acoustic stimulation of bottom-hole zone of producing formation |
| 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/en not_active IP Right Cessation
-
1999
- 1999-10-08 EA EA200000264A patent/EA002074B1/en not_active IP Right Cessation
- 1999-10-08 WO PCT/RU1999/000367 patent/WO2000022280A1/en active Application Filing
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2002097238A1 (en) * | 2001-06-01 | 2002-12-05 | Vladimir Alekseevich Gubar | Pulsed method for processing the bottomhole zone of a formation |
| WO2010126395A3 (en) * | 2009-04-28 | 2010-12-29 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Cohoвитa" | Method and assembly for recovering oil using elastic vibration energy |
| US9004165B2 (en) | 2009-04-28 | 2015-04-14 | Obschestvo S Ogranichennoi Otvetstvennostju “Sonovita” | Method and assembly for recovering oil using elastic vibration energy |
| EA022107B1 (en) * | 2009-04-28 | 2015-11-30 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Соновита" | Method for recovering oil using elastic vibration energy and assembly therefor |
| WO2015074034A1 (en) * | 2013-11-18 | 2015-05-21 | Green Oilfield Services, Inc. | Acoustic fracturing of rock formations |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EA002074B1 (en) | 2001-12-24 |
| WO2000022280A1 (en) | 2000-04-20 |
| EA200000264A1 (en) | 2000-12-25 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Nikolaevskiy et al. | Residual oil reservoir recovery with seismic vibrations | |
| US10400550B2 (en) | Shale fracturing characterization and optimization using three-dimensional fracture modeling and neural network | |
| US9617839B2 (en) | Method of forming directionally controlled wormholes in a subterranean formation | |
| Bell et al. | Laboratory flow characteristics of gun perforations | |
| RU2496001C1 (en) | Development method of oil-gas deposit using hydraulic fracturing of formation | |
| CA2155588A1 (en) | Method and Apparatus for the Injection Disposal of Solid and Liquid Waste Materials from the Drilling and Production of Oil and Gas Wells | |
| RU2357073C2 (en) | Method of development of mineral deposits extracted through wells | |
| RU2291955C1 (en) | Method for extraction of oil deposit | |
| RU2478780C1 (en) | Method to produce rare metals using technology of drillhole in situ leaching and device for its realisation | |
| RU2143554C1 (en) | Acoustic method of stimulation of well and bed of mineral deposit | |
| Davidson et al. | Dynamic Fluid Pulsation: A Novel Approach to Reservoir Stimulation Improves Post-Stimulation Gains | |
| Wong et al. | High-power/high-frequency acoustic stimulation: a novel and effective wellbore stimulation technology | |
| US6401818B1 (en) | Wellbore perforation method and apparatus | |
| RU2205935C1 (en) | Method of multiple hole construction | |
| RU2085723C1 (en) | Method for development of oil deposit made up of nonuniform reservoirs | |
| RU2526922C2 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2268996C2 (en) | Method for hydrocarbon deposit development along with force application to geologic environment | |
| RU2162147C2 (en) | Method of demudding bottom-hole zone and interhole space of holes for mining of rare metals by method of underground leaching | |
| Malhotra et al. | Horizontal-Well Fracturing by Use of Coiled Tubing in the Belridge Diatomite: A Case History | |
| RU2291954C2 (en) | Method for extracting hydrocarbon deposits including complex physical bed stimulation | |
| RU2163660C1 (en) | Process of exploitation of flooded oil field and gear for its implementation | |
| CN108979605A (en) | The method of impulse wave heavy crude producing device and impulse wave heavy crude producing | |
| CN109033533B (en) | Method and system for evaluating stratum permeability and crack connectivity after hydraulic fracturing | |
| RU2100590C1 (en) | Method of development of oil deposit | |
| Carpenter | Integrated Technique Provides Effective Water Diagnostics in Tight Sand |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20101013 |