Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 [ 90 ] 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139

возбуждаться разными способами, и немало соответствующих нелинейных эффектов следует изучить.

Например, можно представить, что под воздействием вибраций горный массив начинает ползти (виброкрип) и излучать при этом ультразвук (раздел 5.4). Начальная упругая энергия, или даже энергия самого фильтрационного течения, соответствующая обычному отбору флюидов из пласта, также могут бьггь дополнительными источниками энергии для вибраций, возмущающих распределение воды и нефти в поровом пространстве и необходимых для преодоления порога нулевой н ефтепроницаемости.

Практически главная остающаяся проблема - это оптимальный способ передачи волновой энергии пласту. Однако даже изложенная здесь технология с поверхностными вибраторами приводит к эффективному увеличению соотношения нефть-вода в неглубоко залегающих обводненных продуктивных пластах. Это новый шанс для многих старых нефтяных регионов.

5.5.6. ЛАБОРАТОРНЫЕ ИСПЫТАНИЯ И ОЦЕНКА ВИБРОМЕТОДА

Как это следует из критерия (5.130), подвижность нефти может быть восстановлена, если в продуктивной толще к действию водного потока добавить силу виброускорений и увеличить разницу плотностей.

Первый шаг состоит в проверке критерия подвижности на специальной двумерной модели. Модель представляла собой два плексигласовых листа, между которыми был помещен один слой стеклянных шариков. Под действием продольных и поперечных колебаний упаковка шариков менялась. В результате в части упаковки появилась плотная гексагональной структура. (Таким образом удается моделировать в лаборатории природную структуризацию трещиновато-пористых сред, см. разделы 3.4 и 4.5.3).

Средняя пористость т была равна 0,6. Проницаемость к была 3,7 (10"10 м~). Вибростол, на котором проводились испытания, создавал суммарное ускорение 16 g. Частоты выбирались таким образом, чтобы получить устойчивые колебания постоянной амплитуды, но одновременно избежать вибро перемещений шариков.

(Последнее случалось при частотах выше 40 Гц, когда вибросила превзошла силы сухого трения, как это, например, происходит при разжижении в вибровязкое состояние.)

Устойчивая амплитуда колебаний А составляла 0,45 мм, если частоты были в интервале 15-40 Гц. Через специальное отверстие в модель подавалось некоторое количество воды.

Таким путем в пористой среде, насыщенной воздухом, создавалась система линзообразных жидких капель толщиной г = (4 - 5) мм и длиной / < 33 мм. Результаты экспериментов приведены ниже в виде критических условий начала движений капель:

/ , мм .... 22 21 20 19 18 17

со , Гц .... 16 18 18 19 20 22

Было известно, что минимальный размер / капель воды таких, которые начинали перемещаться в обычном поле тяжести, составлял 33 мм. Используя эту цифру, удается найти константу в таком частном представлении критерия (5.126), как

l{g + Асосо) = const, (5.127)

который, впрочем, справедлив [187], если остальные параметры (5.126) неизменны. Для контроля были использованы также амплитуды колебаний А - 3 мм. Тогда критический размер подвижности капель составил / = 17 мм при частоте 27 Гц.

В полевых условиях, однако, практически невозможно получить столь высокие ускорения, как при моделировании на вибростоле. Из-за исключительно низких реальных амплитуд, которые могут быть созданы с помощью обычных технических средств, эффекта можно добиться только при использовании ультразвуковых частот. Например, в случае частот 2 кГц критическая амплитуда, необходимая для подвижности инородных жидких включений, может быть уменьшена в 10"* раз. Более того, только если длина ультразвуковой волны имеет порядок диаметра зерна матрицы нефтяного продуктивного пласта (фрагмента массива), катит остаточной нефти (или жидкого конденсата) станут подвижными.

Выше уже указывалась возможность генерации ультразвука при распространении сейсмических волн в горных породах.

Коэффициент энергетического обмена К, определяемый как отношение потоков энергии (5.109) и (5.108), составляет величину 10- или меньше. При иерархическом строении блочного массива, а следовательно, и процесса диссипации, ультразвуковая энергия в конце концов переходит в тепло, т.е. в молекулярный хаос.

Диссипативную сторону процесса можно учесть при введении эффективных вязких составляющих в реологические соотношения.

Уже было показано, что каждая продуктивная толща обладает своей доминантной частотой, которая зависит от микро-структурного вязкоупругого и стратификационного резонансов.

Эта частота предпочтительна для проведения работ, что подтвердилось наблюдаемым откликом пласта на вибронаг-ружение.

Это первое важное условие вибротехнологии было защищено авторским свидетельством ( USSR No 1549301, Cl. Е21 В43/00, 1986, Бюлл. No 36, SU 1596081 Al ), как и второе, которое состоит в одновременном применении вибровоздействия и интенсивного отбора воды из обводненного месторождения или его обводненной части.

Это означает использование эффекта градиента давления в критерии (5.130) для интенсификации добычи остаточной нефти.

(Следует также помнить, что применение вибровоздействия на свежем месторождении может привести к подвижности водных масс и уменьшить нефтеконденсатоотдачу с самого начала.)

5.5.7. РОЛЬ ГЛУБИННОГО АКУСТИЧЕСКОГО ШУМА

Эффект доминантной частоты может приводить к интенсивному сейсмическому шуму в продуктивной толще или усиливать природный шум.

В этой связи были проведены специальные измерения глубинного акустического шума при вибрационных воздействиях на заводненные месторождения Чангыр-Таш (1Сиргизия) и Жирновское (Поволжье).

Месторождение Чангыр-Таш расположено в Ферганской долине на глубине 410 - 570 м под рыхлыми осадками - гравийным конгломератом (толща 100 м) и слоем глин. Нефтенасы-