Одним из перспективных методов повышения нефтеотдачи для обводнённых месторождений, находящихся на поздней стадии выработки, является вибросейсмическое воздействие (ВСВ) на нефтегазовые пласты. В течение последних десяти лет, по данным научно-технической литературы, ВСВ применялось на 12 месторождениях, и всегда обеспечивалась дополнительная добыча нефти на участке, охваченном воздействием [1].
Известно, что остаточная нефть в пластах удерживается главным образом в трёх видах:
- плёночная нефть на стенках капилляров и трещин;
- нефть в виде рассеянных ганглий, защемлённых в породе;
- нефть в виде не вовлечённых в разработку нефтенасыщенных зон (целиков), обтекаемых со всех сторон вытесняющим агентом (водой) или запертых в тупиках контура нефтеносности.
Одним из немногих методов, воздействующих на все три вида остаточной нефти, является ВСВ. Теоретическими и экспериментальными исследованиями установлено, что флюидонасыщенный пласт можно рассматривать как блочно-иерархическую структуру с различными размерами геоблоков (для карбонатных коллекторов до 30 см, для терригенных до 1–3 м). Геоблоки разделены трещинами, заполненными флюидом, и находятся в напряжённом состоянии из-за горного давления. Известно, что такая структура обладает следующими свойствами [3, 4]:
- существуют доминантные (квазирезонансные) частоты, на которых происходит увеличение амплитуд колебаний геоблоков;
- в структуре геоблоков возникают низкоскоростные (300–600 м/с) деформационные и маятниковые волны;
- возникает эффект аномально низкого трения из-за уменьшения площади контакта в режиме маятниковой волны и из-за соразмерности рельефа шероховатости поверхности геоблока с амплитудно-фазо-частотными характеристиками деформационных волн.
При работе сейсмоисточника на доминантной частоте пласта, уровень смещения породы составляет ~ 10 Нм, а мощность сейсмического сигнала, доведённого до пласта, составляет 10-3 – 10-4 Вт/м2, что обеспечивает максимальную амплитуду колебаний геоблоков [3].
Поле упругих колебаний столь малой интенсивности само по себе не может вызвать таких больших изменений в структуре пласта, которые существуют в реальности и подтверждаются практикой ВСВ и приводят к повышению нефтеотдачи. Единственное объяснение этому несоответствию состоит в том, что источником энергии для изменения структуры пласта является горное давление, а сейсмическое поле малой интенсивности играет роль своеобразного «спускового крючка» для высвобождения энергии напряжённого состояния геоблоков.
Можно считать, что пласт, находящийся под давлением и обводнённый, представляет собой неравновесную среду. Если учесть, что для неравновесных сред характерным является появление больших последствий из-за малых воздействий (порядка нанометров) то, по утверждению академика РАН А. С. Алексеева, технология ВСВ – это нанотехнологии для нефтедобычи.
При этом происходят следующие физические явления:
Ι. Излучение от источника на доминантной частоте (7–20 Гц) вызывает резонансные колебания геоблоков из-за наличия аномально низкого трения, деформационных и маятниковых волн, «самонапряженности» блоков, связанных упругими элементами. Колебания геоблоков переизлучают в межблочное пространство сейсмическую энергию с плотностью большей, чем плотность подводимой энергии, при этом горное давление играет роль источника питания, обеспечивающего возможность увеличения плотности переизлучаемой энергии. По сути, это явление и есть сейсмическая эмиссия пласта. (На этом явлении разработана методика разведки углеводородного сырья «Анчар»). В процессе колебаний геоблоков происходит их притирка; расширение макротрещин; рост микротрещин до размеров макротрещин, расчленяющих блоки на подблоки. Этот процесс длительный по времени и составляет 1,5–2 месяца (полупериод длительной «памяти» пласта), в это время происходит структурная перестройка коллектора, изменение его зональной и послойной неоднородности и путей фильтрации жидкости, что повышает охват пласта заводнением и способствует вовлечению в разработку ранее недренируемых зон пласта. Необходимо подчеркнуть, что на появление мощной сейсмической эмиссии влияют в основном поперечные волны «S», т. к. толщина пласта мала по сравнению с длиной продольной Р-волны и он на Р-волну реагирует как «целое», в то время как S-волна вызывает «подвижку» геоблоков.
ΙΙ. Колебания геоблоков на доминантных частотах приводят к пульсациям давления жидкости в щелях и неравномерности её движения, что, учитывая высокое начальное давление, приводит к появлению ультразвуковых колебаний в диапазоне 1–5 кГц (аналогия с гидродинамическими ударами и гудением водопроводных труб при высоком давлении и неравномерном течении, т. е. появлении кавитационных явлений). В результате этого явления происходит облучение пласта в зоне радиусом до 7 км высокочастотной сейсмической энергией, объёмная плотность которой много больше, чем объёмная плотность доведённая до пласта от поверхностного источника – это явление и есть акустоэмиссия. Следствием этих процессов является разрушение вязких нефтяных плёнок на стенках капилляров и трещин, инициирование капиллярной пропитки блоков, изменение физико-химических свойств нефти, что в целом обеспечивает дополнительную добычу.
ΙΙΙ. Кроме описанных выше процессов, которые в настоящее время представляются нам основными при объяснении факта повышения добычи нефти при ВСВ, имеются ещё ряд явлений, сопровождающих колебания геоблоков: проявляется сейсмоэлектрический эффект 1-го рода, приводящий к возникновению разности электрических потенциалов между двумя соседними точками капиллярно-пористой горной породы при прохождении через неё упругой волны, что, в свою очередь, может способствовать извлечению остаточной нефти в виде ганглий и отдельных капель, запертых в порах за счёт возбуждения собственных колебаний осцилляторов «капля-нефти-вода-пора».
К подобному процессу может привести и кинематическое возбуждение осцилляторов из-за колебаний геоблоков. Однако эти процессы, в настоящее время, представляются второстепенными, а основное значение в механизме повышения нефтеотдачи имеют сейсмоэмиссия и акустоэмиссия.
Для успешного применения ВСВ желательно наличие следующих условий:
- высокая обводнённость пласта – не менее 65 %;
- величина
,
где
QZ – суммарный объём закачанной в пласт воды;
QL – накопленный отбор жидкости.
Желательно также для повышения эффективности ВСВ повышение давления нагнетания на ~ 1 МПа на время ВСВ либо постоянно, либо циклически (на день повышается, на ночь возвращается в прежнее состояние).
Таким образом, ВСВ является экономически выгодным и эффективным методом увеличения нефтеотдачи, который повышает добычу нефти в радиусе влияния (5–7 км) на 40–60 %, сохраняет эффект в течение 10–12 месяцев после прекращения воздействия и увеличивает коэффициент извлечения нефти (КИН).
Широкое использование ВСВ сдерживается, кроме субъективных причин, ещё и потому, что в настоящее время нет эффективных инструментов для создания упругого волнового поля в толще нефтяного пласта. Альтернативные источники сейсмических волн могут быть трёх типов:
- наземные вибромодули;
- заглублённые источники, излучающие волновое поле под зоной низких скоростей (на глубинах 100–200 м);
- скважинные сейсмовибраторы, работающие на глубине залегания пласта.
Общим требованием для всех трёх типов является необходимость излучения с достаточной мощностью на доминантной частоте с погрешностью не более 0,1 Гц.
До настоящего времени использование технологии ВСВ связано с применением различных наземных вибромодулей – разведочных, стационарных и мощных мобильных. Анализ перспектив использования вибромодулей для ВСВ показывает, что при необходимом вибротяговом усилии не менее 1 МН (100 т.с) и низкой частоты разведочные вибромодули обладают малым вибротяговым усилием (до 30 т.с) и по принципу действия (инерционное нагружение) плохо работают на низких частотах и, следовательно, малоэффективны для целей ВСВ. Стационарные вибромодули с вращающейся инерционной массой (типа «Сейсан») отвечают требованиям технологии ВСВ, но сложности при перевозке и монтаж в условиях месторождения ограничивает их применение.
В лаборатории «Волновая механика» ОмГТУ разработан, изготовлен и прошёл успешное промышленное испытание на Долговском месторождении в Оренбургской области мобильный низкочастотный вибромодуль СВ 100/20, в котором использовался новый принцип силового замыкания в системе «инерционная масса – грунт» для создания усилия на среду [2].
Основные технические характеристики вибромодуля СВ 100/20:
- вибротяговое усилие – 1 МН (100 т.с);
- частотный диапазон – 5–20 Гц;
- режим работы – монохроматический, свип-сигнал;
- относительная нестабильность частоты – 10-5.
В лаборатории «Волновая механика» разработана конструкция, изготовлен и испытан лабораторный образец низкочастотного скважинного виброисточника, в котором по заполненной жидкостью скважине глубиной 100–200 м от устья гидравлическим пульсатором передаётся до забойной части перепад давления ΔР с заданной частотой. В этом случае поршень в забойной части при контакте с грунтом будет работать как плоский заглублённый источник упругих волн, эффективность которого даже при малом диаметре скважины будет эквивалентна мощному наземному источнику, т. к. в поверхностном источнике более 80 % тратится на образование волны Релея. Из условия допустимости деформаций грунта в пределах упругости определена амплитуда перепада давления, создающаяся гидравлическим пульсатором на устье скважины.
При рассмотрении скважины, заполненной жидкостью, как гидравлической линии с распределёнными параметрами, определены динамические процессы движения поршня и найдены значения «антирезонансных» частот, на которых гидронасос пульсатора будет иметь наименьшие расходы. Из условия совпадения одной из «антирезонансных» частот с доминантной частотой пласта определяется необходимая глубина скважины [5].
Принципиальная схема скважинного виброисточника приведена на рис. 1.
Рис. 1. Принципиальная схема скважинного виброисточника:
1 – пульсатор; 2 – нагнетательная линия; 3 – сливная линия; 4 – насос; 5 – бак;
6 – разделительная мембрана; 7 – обсадная труба; 8 – скважинная жидкость;
9 – поршень (излучающий элемент)
Необходимо отметить, что такой источник сейсмических волн является экономически оправданным, так как бурение скважин глубиной 100–200 м не сложно, а маломощный пульсатор с небольшим расходом гидронасоса может работать в автоматическом режиме.
Основные технические характеристики:
- амплитуда перепада давления в забойной части скважины – 10–15 МПа;
- глубина обсаженной скважины – 100–200 м;
- излучение упругих волн на доминантной частоте пласта – (5–20 Гц) с точностью 0,1 Гц;
- автоматический режим пульсатора давления, установленного на устье скважины.
Одним из направлений использования погружных гидравлических скважинных вибраторов для целей ВСВ является обеспечение их работы на доминантной частоте с требуемой точностью. В настоящее время для низкочастотного акустического воздействия на призабойную зону пласта (ПЗП) широко применяются различного вида погружные скважинные вибраторы (роторного шиберно-торцевого вида и т. д.), которые устанавливаются на глубине залегания пласта. Эти вибраторы достаточно надёжны, обладают большой мощностью и имеют частотный диапазон 10–100 Гц, при этом рабочий орган вибратора, создающий пульсирующий перепад давления, приводится в движение за счёт создания необходимого расхода и давления жидкости насосом на устье скважины. Перспектива использования вибраторов подобного типа для ВСВ на нефтеносный пласт ограничена тем, что стабильность частоты у этого вибратора невысока, в то время как для ВСВ допустимая погрешность частоты излучения на доминантной частоте пласта составляет не более 0,1 Гц при диапазоне доминантных частот 5–20 Гц.
В связи с вышеизложенным проблема создания системы управления частотой погружных вибраторов, которая должна обеспечивать их работу на доминантной частоте пласта с погрешностью не более 0,1 Гц, является актуальной [6].
Погружной вибратор по принципу действия представляет собой объёмную гидравлическую машину, скорость вращения которой (а, следовательно, и частота излучения энергии) при неизменном давлении определяется подачей насоса. В этом случае регулирующим воздействием является изменение расхода насоса в соответствии с отклонением частоты излучения от заданной. Функциональная схема системы управления частотой излучения погружного вибратора в предположении, что на устье скважины установлен насос с регулятором давления, показана на рис. 2.
Рис. 2. Функциональная схема управления частотой излучения:
fзад – заданная частота;
fизм – измеренная частота;
ε =
fзад – f;
1 – усилитель; 2 – электродвигатель; 3 – пара винт-гайка; 4 – регулятор расхода; 5 – насос;
6 – бак; 7 – колонна насосно-компрессорных труб (НКТ); 8 – нефтеносный пласт;
9 – погружной вибратор; 10 – обсадная труба; 11 – датчик давления; 12 – измеритель частоты
Особенностью приведённой системы управления является то, что управляющий сигнал по расходу Q(t) и перепад давления от вибратора до датчика обратной связи распространяются по длинной гидравлической линии. Принципиальная структурная схема системы управления представлена на рис. 3.
Рис. 3. Принципиальная структурная схема системы управления:
W1(p) – передаточная функция усилителя;
W2(p) – передаточная функция регулятора расхода;
W3(p) – передаточная функция гидравлической линии от устья до вибратора;
W4(p) – передаточная функция генератора импульсов давления (вибратора);
W5(p) – передаточная функция гидравлической линии от вибратора до устья;
u – напряжение с усилителя;
Q1 – расход насоса;
Q2 – расход у вибратора;
f – частота перепада давления, создаваемого вибратором;
f3 – заданная частота;
р – комплексная переменная Лапласа
Проведенный анализ динамики управления погружными вибраторами показывает, что они вместе с системой автоматического управления могут эффективно использоваться в технологии ВСВ.
В лаборатории «Волновая механика» разработан также принцип построения, дан анализ работы и найдены конструктивные решения для погружного автоколебательного виброисточника.
Одним из перспективных направлений по созданию такого источника является использование автоколебательного гидравлического привода, силовая часть которого управляет клапаном, создающим пульсирующее давление в зоне перфорации обсадной трубы на глубине залегания пласта. Постоянное давление, превышающее скважинное на 15–20 МПа, создаётся, например, с устья скважины с помощью соответствующего насосного агрегата и по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) передаётся до клапана. Область пульсирующего с доминантной частотой давления в скважине ограничивается пакерами. Принципиальная схема устройства для создания пульсирующего давления с помощью управляемых клапанов показана на рис. 4.
Рис. 4. Устройство для создания пульсирующего давления:
1 – НКТ; 2 – обсадная труба; 3 – пружины; 4 – масса; 5 – клапан золотникового типа;
6 – окна и трубопровод для подачи Рп в зону перфорации и гидропривод;
7 – автоколебательный гидропривод клапана; 8 – пакер; 9 – перфорация;
10 – окна для выхода жидкости; 11 – шток гидропривода;
12 – окна и трубопровод линии слива;
Рп – давление питания;
Рскв – давление в скважине
Из рис. 4 следует, что при движении клапана-золотника 5 вниз открывается канал 6 и в объёме окон 10 давление от Рскв повышается до Рп, при движении клапана вверх давление Рп перекрывается и полость окон 10 соединяется через окна 12 с межтрубным пространством со скважинным давлением. Зона перфорации обсадной колонны, через которую перепад давления ΔРп, = Рп – Рскв воздействует на нефтегазовый пласт, создавая в нём упругое волновое поле, изолирована от межтрубного пространства пакерами 8. Таким образом, если автоколебательный гидропривод 7 будет создавать колебательное движение золотника 6 с частотой равной доминантной частоте пласта и с амплитудой, обеспечивающей перекрытие окон 6 и 12, то через перфорационные отверстия 9 на пласт будет действовать пульсирующее давление, создавая в нём упругие деформации.
В качестве автоколебательного силового привода может быть использован, например, привод, в котором связь перемещения клапана и штока гидроцилиндра с золотником осуществляется через дифференцирующее гидравлическое устройство (катаракта). Анализ динамики такого источника [7] показывает, что при настройке параметров автоколебательного контура на доминантные частоты в лабораторных условиях, источник может эффективно использоваться для ВСВ.
Таким образом, можно надеяться, что имеющиеся в распоряжении лаборатории «Волновая механика» ОмГТУ научные и конструкторские наработки по различным, не имеющим аналогов, источников для создания упругих полей с заданными характеристиками в толще нефтегазового пласта позволяют, при заинтересованности нефтегазовой отрасли, довести технологии ВСВ как нанотехнологии в нефтедобычи до широкого промышленного применения.
___________________________
1. Симонов Б. Ф. Вибросейсмическое воздействие на нефтяные пласты с земной поверхности / Б. Ф. Симонов и др. // Нефтяное хозяйство. – 2000. – № 5. – С. 41-46.
2. Бурьян Ю. А. Гидромеханический источник сейсмических волн с силовым замыканием в системе «инерционная масса – грунт» / Ю. А. Бурьян, В. Н. Сорокин // ФТПРПИ. – 2002. – № 3. – С. 81-87.
3. Алексеев А. С. и др. Вынужденные колебания трещиновато-блочных флюидонасыщенных слоёв при вибросейсмических воздействиях / А. С. Алексеев и др. // ФТПРПИ. – 2001. –№ 6. – С. 3–13.
4. Курленя М. В. Волны маятникового типа. Ч. II. Методика экспериментов и основные результаты физического моделирования / М. В. Курленя, В. Н. Опарин, В. И. Востриков // ФТПРПИ. – 1996. – № 4. – С. 3-39.
5. Бурьян Ю. А. Скважинный источник для создания волнового поля в горных породах / Ю. А. Бурьян, В. Н. Сорокин, В. С. Корнеев // Омский научный вестник, № 3 (36) – Омск, 2006.
6. Бурьян Ю. А., Сорокин В. Н. Управление угловыми колебаниями автотранспортных средств / Ю. А. Бурьян, В. Н. Сорокин // Механотроника, автоматизация, управление. – М.: 2007. – № 6. – С. 36–40.
7. Бурьян Ю. А. Низкочастотный скважинный источник упругих волн / Ю. А. Бурьян, В. Н. Сорокин, Г. С. Русских // Омский научный вестник, № 9 (46). – Омск, 2006.
© Ю.А. Бурьян, В.Н. Сорокин, 2009
© Национальные приоритеты России, 2009
Материалы сайта могут содержать информацию, не подлежащую просмотру
начало статьи