Главная страница  |  Описание сайта  |  Контакты
Патент на изобретение №2456438

(19)

RU

(11)

2456438

(13)

C2

(51) МПК E21B43/16 (2006.01)

(12) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ПАТЕНТУ Статус: по данным на 27.08.2012 - действует Пошлина:

(21), (22) Заявка: 2010130715/03, 21.07.2010

(24) Дата начала отсчета срока действия патента:

21.07.2010

Приоритет(ы):

(22) Дата подачи заявки: 21.07.2010

(43) Дата публикации заявки: 27.01.2012

(45) Опубликовано: 20.07.2012

(56) Список документов, цитированных в отчете о

поиске: Создание волнового метода воздействия на пласт через горизонтальные скважины. Отчет по НИР 01860135739, ВНИИнефтеотдача, Уфа, 1987, с.50-150. RU 2337238 C1, 27.10.2008. RU 2200833 C2, 20.03.2003. RU 2041343 C1, 09.08.1995. US 4181153 A, 01.01.1980. US 4674571 A, 23.06.1987.

Адрес для переписки:

420078, г.Казань, ул. Железнодорожников, 20, кв.14, Э.А. Буторину

(72) Автор(ы):

Буторин Эдуард Афанасьевич (RU),

Загидуллина Алия Ринатовна (RU)

(73) Патентообладатель(и):

Буторин Эдуард Афанасьевич (RU)

(54) СПОСОБ УВЕЛИЧЕНИЯ АМПЛИТУДЫ ВОЛНОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРОДУКТИВНЫЕ ПЛАСТЫ

(57) Реферат:

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, а именно к волновой технологии совмещенного воздействия на продуктивные пласты для повышения извлечения углеводородов. Обеспечивает повышение отдачи продуктивных пластов при повышенных расстояниях добывающих скважин от нагнетательной скважины и увеличения общей производительности путем увеличения амплитуды вынужденных продольных колебаний давления низкой и средней частоты в столбе скважинной жидкости-рабочего агента на режимах, отличных от режимов с резонансным возбуждением столба скважинной жидкости. Сущность изобретения: по способу распространяют в столбе скважинной жидкости вынужденные колебания давления, создаваемые в потоке жидкости-рабочего агента на выходе скважинного генератора, размещенного в этом столбе жидкости и гидравлически связанного с насосно-компрессорной трубой через препятствие, дно которого по направлению к низу обсадной колонны является входным препятствием-отражателем, ограничивающим столб жидкости. Низ обсадной колонны - башмак скважины - является выходным препятствием-отражателем, ограничивающим столб жидкости с другой стороны. Согласно изобретению создают увеличение амплитуды продольных колебаний в столбе скважинной жидкости на режимах работы динамической системы «генератор-скважина-препятствия» путем обеспечения длины столба скважинной жидкости, равной или большей длины волны, соответствующей выбранной частоте воздействия и установки плоскости выходного сечения генератора от дна входного препятствия-отражателя на расстоянии, определяемом математическим выражением. 1 з.п. ф-лы, 1 табл., 3 ил.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, а именно к волновой технологии совмещенного воздействия на продуктивные пласты для повышения извлечения углеводородов.

Известен способ получения импульсов давления жидкости (а.с. 1180084 SU, кл. В06В 1(18, бюл. 35, 1985 г.), заключающийся в том, что для увеличения амплитуды импульсов давления жидкость пропускают через ряд последовательно соединенных трубок Вентури с коническими конфузорами и диффузорами с отношением давления на выходе к давлению на входе для каждой трубки в пределах 0,1-0,6. При этом максимальное значение амплитуды импульса давления на выходе любой трубки Вентури определяется зависимостью

P max.m =(1,5 m -2 m )·P вх1 ,

где m - число трубок Вентури;

Р вх1 - давление на входе в первую трубку Вентури.

Способ осуществляют следующим образом. При пропускании жидкости через первую трубку Вентури образуется режим течения с периодически срывной кавитацией, при котором в критическом сечении образуется и выходит в диффузорную часть трубки Вентури кольцевая кавитационная полость. Диффузорная часть каверны периодически отрывается и уносится вниз по потоку, где в области повышенного давления захлопывается, вызывая при этом импульсы давления Р mах на выходе диффузора. Получение заданных амплитуд давления жидкости зависит от выбора давления на входе в первую трубку Вентури, их количества и видов жидкости, исходя из условия обеспечения режима кавитационного течения.

Недостатком этого способа (применительно к волновому воздействию на пласт) увеличения амплитуды в столбе скважинной жидкости, вмещающем систему трубок Вентури (генератор импульсов давления) и ограниченным низом обсадной колонны скважины, является необходимость обеспечения режима кавитационного течения жидкости. Применительно к воздействию на пласт названная система генератора импульсов давления не обеспечивает длительный режим воздействия вследствие разрушения материала проточного тракта системы из-за кавитации.

Другим недостатком этого способа является необходимость использования в качестве рабочего агента несжимаемой жидкости.

Известен способ волнового воздействия акустическим скважинным излучателем (патент РСТ WO 2004/055324 А1, кл. Е21В 43/25, 28/00) на призабойную зону и нефтяной пласт, целью которого является повышение акустической мощности, отдаваемой в пласт.

В процессе работы излучателя имеет место повышение акустической мощности за счет исключения прохождения акустической волны через границы раздела «компенсационная жидкость - корпус» и «корпус - окружающая среда».

Устройство, реализующее этот способ, включает установленную в герметичном металлическом корпусе систему пьезопреобразователей, выполненных из продольно-поляризованных и электрически соединенных параллельно пьезокерамических шайб. Пьезопреобразователи размещены перпендикулярно продольной оси излучателя и выполнены с накладками, контактирующими непосредственно с окружающей средой.

Способ осуществляется следующим образом. Напряжение промышленной электросети после преобразования в наземном блоке через геофизический кабель подается на излучатель, опущенный в скважину. Напряжение питания поступает в блок электроники, где происходит формирование сигналов с рабочими параметрами (напряжение, частота, фазовый сдвиг), которые далее подаются по линиям связи на пьезопреобразователи. Электрическая энергия преобразуется в пьезопреобразователях в механическую с возникновением продольной акустической волны, которая поступает непосредственно в окружающую излучатель среду.

Недостатком этого способа является необходимость наличия геофизического кабеля к излучателю от наземного блока, связанного с промышленной электросетью. Это в целом снижает надежность указанного способа воздействия на призабойную зону и пласт, а также удорожает стоимость извлечения углеводородов при использовании этой системы.

Известен способ волнового воздействия на продуктивные нефтяные пласты (копия отчета о НИР. ВНТИЦ 1989 г. гос. рег. 01860135739. Научно-исследовательская работа в области создания волнового метода воздействия на пласт через горизонтальные скважины. Том I. Уфа 1987 г. 185 с.), позволяющий обеспечивать с помощью генератора режимы возбуждения продольных колебаний давления в столбе скважинной жидкости, ограниченном препятствиями - отражателями.

Этот способ является наиболее близким к заявленному и поэтому выбран в качестве прототипа. Система, реализующая известный способ, включает столб жидкости, ограниченный препятствиями-отражателями, установленными на определенных расстояниях от генератора колебаний давления, размещенного внутри столба жидкости и соединенного отрезком трубопровода, проходящего через входное препятствие, с насосно-компрессорной трубой (НКТ), по которой поступает рабочий агент с поверхности через отрезок трубопровода, генератор и далее в пласт. Возбуждение столба жидкости приводит к значительному увеличению амплитуды колебаний давления в потоке жидкости на входе в пласт, что будет способствовать увеличению протяженности распространения волнового поля и, как следствие, возрастанию нефтеотдачи.

Механизм возбуждения колебаний давления в скважинной жидкости и, как следствие, увеличение амплитуды колебаний на входе в пласт состоит в следующем: расстояние между препятствиями-отражателями выбирают таким образом, что частота вынужденных продольных колебаний давления в потоке жидкости на выходе из генератора равна основной частоте собственных колебаний давления столба жидкости (ограниченного препятствиями) или кратна одной из более высоких гармоник ее. В этом случае возникает резонанс продольных колебаний столба жидкости между препятствиями-отражателями, что приводит к значительному усилению амплитуды колебаний на входе в пласт и, следовательно, к повышению акустической мощности волнового поля в пласте. Это способствует увеличению протяженности эффективного воздействия на пласт и к повышению извлекаемых углеводородов из пласта.

Недостатком этого способа является возможное нарушение изоляции обсадных колонн в процессе эксплуатации скважин, которое может произойти при длительном режиме волнового воздействия на пласт из-за накопления необратимых деформаций виброползучести в материале цементного камня при его периодическом нагружении с большой амплитудой.

Разрушение цементного камня приведет к перетоку воды по заколонному пространству из водоносных пластов в продуктивный пласт. Это вызовет существенное снижение извлекаемых углеводородов.

Вышеуказанный способ целесообразно использовать при кратковременной волновой обработке призабойных зон скважин (Кузнецов О.Л., Симкин Э.М., Чилингар Дж. «Физические основы вибрационного и акустического воздействия на нефтегазовые пласты. - М.: Мир, 2001. С.116-123).

Другим недостатком этого способа является то, что для обеспечения режима резонансных колебаний столба скважинной жидкости необходимо достаточно точно выставить расстояние между препятствиями-отражателями динамической системы «препятствия - скважинная жидкость - генератор колебаний». Так как препятствия-отражатели жестко связаны с генератором, то при смене скважины необходимо изменять и механические устройства, обеспечивающие связь генератора колебаний с препятствиями. Это недостаточно удобно при использовании подобной системы в различных скважинах.

К настоящему времени накоплено большое количество результатов по исследованию влияния упругих колебаний на различные процессы в продуктивных пластах, которое позволяет классифицировать волновые воздействия на вибросейсмическое, акустическое и виброволновое (О.Л.Кузнецов, В.П.Дыбленко, Р.Я.Шарифуллин, И.А.Туфанов. Энергетические критерии механизмов фильтрационных эффектов в продуктивных пластах при воздействии упругими колебаниями//Повышение нефтеотдачи пластов. Освоение трудноизвлекаемых запасов нефти. Труды 12 Европейского симпозиума «Повышение нефтеотдачи пластов». Казань, 8-10 сентября 2003 г. С.101-106).

Виброволновое воздействие из скважин на низких и средних частотах охватывает области ПЗП и более глубокие зоны пластов. При существенно меньшей интенсивности, чем при акустическом воздействии, наблюдается влияние упругих колебаний на фильтрационные процессы в насыщенных пористых средах, на структурно-механическое состояние матрицы порового скелета и насыщающих компонентов при напряжениях и градиентах внутрипорового давления. Важная особенность заключается в том, что данные эффекты проявляются не в результате прямого «силового» действия упругими колебаниями, а предполагает существование в нефтеводонасыщенной геологической среде пластов естественных метастабильных состояний, связанных как с ее внутренними свойствами-напряжениями, так и с наложением постоянно действующих внешних сил. Воздействие упругих колебаний с относительно малой интенсивностью (относительно малой амплитудой) является определенным спусковым механизмом для получения существенного эффекта от виброволнового воздействия на пласт.

Эта концепция положена в основу предлагаемого способа увеличения амплитуды воздействия на продуктивные пласты в отсутствие резонансных колебаний столба скважинной жидкости-рабочего агента. Необходимость подобных действий диктуется поглощением энергии упругих колебаний в скважинной жидкости, на препятствиях-отражателях, ограничивающих столб жидкости и в перфорационных отверстиях обсадной колонны скважины.

Технической задачей, решаемой изобретением, является повышение отдачи продуктивных пластов при повышенных расстояниях добывающих скважин от нагнетательной скважины и увеличения общей производительности путем увеличения амплитуды продольных колебаний давления низкой и средней частоты (20-9000 Гц) в столбе скважинной жидкости-рабочего агента, нагнетаемого в пласт, за счет установки выходного сечения генератора колебаний от дна входного препятствия-отражателя (например, фильтра для исключения попадания в генератор механических частиц из НКТ) на расстоянии, определяемом задаваемым относительным значением амплитуды в пределах относительного значения амплитуды вынужденных колебаний на выходе генератора, принятого за 1, а также повышение надежности за счет обеспечения режима виброволнового воздействия на пласт. Тем самым обеспечивается возможность продолжительно долго поддерживать в продуктивном пласте, в процессе добычи, волновое поле.

Сущность решения поставленной технической задачи заключается в том, что в известном способе увеличения амплитуды волнового воздействия на низких и средних частотах на продуктивные пласты путем распространения в столбе скважинной жидкости вынужденных колебаний давления, создаваемых в потоке жидкости-рабочего агента на выходе скважинного генератора, размещенного в этом столбе жидкости и гидравлически связанного с насосно-компрессорной трубой через препятствие, дно которого по направлению к низу обсадной колонны является входным препятствием-отражателем, ограничивающим столб жидкости, а низ обсадной колонны - башмак скважины - является выходным препятствием-отражателем, ограничивающим столб жидкости с другой стороны, для решения поставленной задачи создают увеличение амплитуды продольных колебаний давления в столбе скважинной жидкости на режимах работы динамической системы «генератор-скважина-препятствия» путем обеспечения длины столба скважинной жидкости Н, равной или большей длины волны, соответствующей выбранной частоте воздействия и установки плоскости выходного сечения генератора от дна входного препятствия-отражателя, например дна фильтра, на расстоянии x 1 , определяемом в диапазоне отношений x 1 /H=0,14-0,45 математическим выражением

где y - задаваемое относительное значение амплитуды колебаний давления в столбе жидкости-рабочего агента от значения амплитуды на выходе генератора, принятого за 1,

q - число периодов, равное 0, 1, 2, 3 тригонометрической функции, выбирается с учетом конструктивного исполнения генератора;

- число, равное 3,14;

- фазовый сдвиг амплитуды первой бегущей волны в направлении входного препятствия;

- фазовый сдвиг амплитуды второй бегущей волны в направлении выходного препятствия;

- волновое число ( =2 f - угловая частота колебаний, f - частота периодических колебаний, с - скорость распространения звука в рабочем агенте).

Кроме того, возможен вариант, когда плоскость выходного сечения генератора перпендикулярна продольной оси скважины и находится на уровне начала участка перфорации обсадной колонны.

Для осуществления предлагаемого способа длина скважинного столба жидкости-рабочего агента, ограниченного входным и выходным препятствиями, должна составлять не менее одной длины волны генерируемых колебаний. При этом генератор устанавливается на некотором расстоянии от дна входного препятствия в направлении низа скважины. При подаче рабочего агента в потоке его на выходе из генератора формируются гармонические колебания, распространяющиеся в скважинной жидкости в обоих направлениях от генератора. При взаимодействии упругих волн с входным и выходным препятствиями часть акустической энергии теряется через них, а часть отражается. В зависимости от количественного сочетания значений частоты колебаний, проводимостей препятствий, места установки генератора результирующая амплитуда колебаний давления в столбе жидкости-рабочего агента может иметь значения не ниже величины амплитуды колебаний на выходе генератора.

В итоге полученное значение амплитуды колебаний давления в столбе скважинной жидкости, вмещающей генератор, и равное или несколько ниже (по усмотрению) амплитуде вынужденных колебаний, генерируемых в потоке рабочего агента на выходе устройства, будет способствовать большей акустической энергии, передаваемой в пласт. Это обеспечит большую протяженность распространения волнового поля в пласте, и, следовательно, большую нефтеотдачу, и интенсивность извлекаемого углеводородного сырья.

Сравнение заявляемого технического решения с прототипом позволило установить соответствие его критерию «новизны». При изучении других известных технических решений в данной области признаки, отличающие заявленное техническое решение от прототипа, не были выявлены, и поэтому они обеспечивают заявленному техническому решению соответствие критерию «существенные отличия».

Способ может быть реализован скважинным комплексом, изображенным на фиг.1.

Скважинный комплекс состоит из обсадной колонны 1, вмещающей насосно-компрессорную трубу (НКТ) 2, соединенную с фильтром 3, дно 4 которого гидравлически связано через патрубок 5 с генератором колебаний 6. Обсадная колонна 1 отделена от продуктивного пласта 7 цементным кольцом 8. В цилиндрической стенке обсадной колонны 1 и цементном кольце 8 выполнены перфорационные отверстия 9, а низ (башмак) обсадной колонны 1 заканчивается цементным камнем 10.

В ходе технологического процесса рабочий агент через устьевое оборудование поступает по НКТ 2 в фильтр 3, в котором происходит очистка рабочего агента от механических примесей. Далее через патрубок 5 рабочий агент поступает в генератор колебаний 6, на выходе которого в потоке агента формируются колебания давления (расхода) при реализации физических эффектов в проточном тракте генератора 6. С выхода его рабочий агент поступает в некоторый объем обсадной колонны 1, заключенный между ее цементным камнем 10 и дном 4 фильтра 3, образуя столб жидкости, в котором распространяются вынужденные колебания, генерируемые устройством и взаимодействующие с дном 4 фильтра 3, имеющим кольцевой зазор с цилиндрической внутренней стенкой обсадной колонны 1 и низом (башмаком) - цементным камнем 10. В результате в силу заранее выбранного расстояния установки плоскости выходного сечения генератора 6 от дна 4 фильтра 3 относительное значение амплитуды вынужденных колебаний давления в столбе скважинной жидкости-рабочего агента равно или несколько ниже (по усмотрению) относительному значению амплитуды колебаний в потоке жидкости на выходе генератора, принятому за единицу.

На основании представлений распространения волнового поля в скважинной жидкости (Исакович М.А. Общая акустика. Изд-во Наука. Главная редакция физико-математической литературы. Москва. 1973. С.218-221) уравнения распространения амплитуды колебаний в обоих направлениях от выходного сечения излучателя имеют в общем виде выражение

при 0 x x 1

при х 1 х Н

где - относительная амплитуда колебаний первой бегущей волны в направлении НКТ от генератора;

- относительная амплитуда колебаний второй бегущей волны в направлении низа обсадной колонны от генератора;

- относительное значение амплитуды колебаний давления в потоке жидкости на выходе генератора;

Н - длина столба скважинной жидкости;

x - текущая координата по оси обсадной колонны скважины;

x 1 - координата установки излучателя относительно дна фильтра;

k - волновое число;

- фазовый сдвиг амплитуды первой бегущей волны, определяемый через проводимость входного препятствия;

- фазовый сдвиг амплитуды второй бегущей волны, определяемый через проводимость выходного препятствия.

Поскольку продуктивный пласт находится ниже генератора, то интерес представляет только относительные значения амплитуды .

Каждое из значений фазового сдвига и определяются известными зависимостями (Исакович М.А. Общая акустика. Изд-во Наука. Главная редакция физико-математической литературы. Москва. 1973. С.206-207):

=±arctg(i cY 0 ), =±arctg(i cY),

где i - мнимая единица;

c - волновое сопротивление рабочего агента в столбе жидкости обсадной колонны;

Y 0 и Y - акустические проводимости входного препятствия-отражателя (фильтра) и выходного препятствия.

Известно, что акустическая проводимость (Y) есть обратная величина акустическому импедансу (Z).

В зависимости от представляемой схемы препятствия-отражателя акустические импедансы выражаются разными зависимостями.

Рассматриваемое, например, входное препятствие-отражатель представляет собой массивный фильтр большого объема для сбора механических частиц, которые могут поступать в виде фрагментов ржавчины со стенок НКТ с потоком. Фильтр устанавливается с кольцевым зазором относительно стенок обсадной колонны. Зазор можно представить в виде осевого отверстия диаметром d, площадь которого эквивалентна площади кольцевого зазора (S). В этом случае, при рассмотрении схемы входного звукопровода (препятствия), он представляется как круглое отверстие диаметра d в экране, стоящем поперек обсадной трубы диаметров D.

Другим вариантом входного препятствия-отражателя может рассматриваться, например, массивный стальной диск, ограничивающий столб жидкости, вмещающей генератор, при минимизации акустических потерь в жидкость, находящуюся выше диска. При этом диск устанавливается с кольцевым зазором относительно стенок обсадной колонны.

Акустический импеданс этих схем имеет вид следующего выражения [С.Н.Ржевкин. Курс лекций по теории звука. Изд-во Московского университета. 1960. с.172-177]:

где функция , при d<
В окончательном виде импеданс, отнесенный к площади отверстия (S), будет иметь вид

где - плотность среды рабочего агента.

Проводимость рассмотренного звукопровода можно записать в виде выражения

Фазовый сдвиг колебаний при взаимодействии упругих колебаний с входным препятствием определяется

где с - скорость звука в среде столба рабочего агента.

При параметрах: с=330 м/с, d=0,045 м,

=2 f=2 ·1700=10676 1/с, S=0,001582 м 2

Аналогичным образом определяется схема звукопровода для выходного препятствия-отражателя.

Для простоты примем, что нижнее препятствие является абсолютно жестким, т.е. импеданс его равен бесконечности, а проводимость равна нулю ( =0).

Для произвольно выбранных значений x 1 в условиях рабочего агента - воздуха - рассмотрим распределение амплитуды в столбе скважинной жидкости для разных частот генерируемых колебаний давления (f=20, 100, 1700, 3000 Гц) в зависимости от изменения отношения H/ ( - длина волны, с - скорость звука в воздухе) и при фазовом сдвиге =0 (проводимость равна нулю). Результаты расчета приведены на фиг.2 (f=20 Гц при x 1 =6 м, f=100 Гц при x 1 =1 м, f=1700 Гц при x 1 =0,4 м, f=3000 Гц при x 1 =0,4 м).

Полученные значения распределения амплитуды повторяются при каждом увеличении целого числа длин волн (1, 2, 3 и т.д.), т.е. остаются неизменными независимо от длины столба жидкости, определяемого из отношения Н/ =(n,0÷n,9+0,1), где n - целое число длин волн.

Например, при значении Н/ =1,366 ( =0,194 м) для частоты 1700 Гц (при =-0,719) значение амплитуды в столбе скважинной жидкости составляет и является минимальным. То же самое значение имеет при отношениях Н/ =2,366; 3,366; 4,366 и т.д.

Таким образом, полученные относительные значения амплитуды в столбе скважинной жидкости (сжимаемой) имеют очень низкие значения. С учетом потерь на поглощение в жидкости-рабочем агенте и в перфорационных отверстиях обсадной колонны скважины значения амплитуды, а следовательно, и акустической мощности на входе в пласт будут еще ниже (примерно на 10%), что не обеспечит эффективного воздействия на пласт.

Анализ уравнения для определения относительного значения

показывает, что минимальное значение получается в случае, если тригонометрическая функция sin(kH+ ) имеет максимальное значение, равное 1.

Ниже представляется подробный анализ составляющих указанного выше уравнения для определения значения .

1) Например, для частоты f=1700 Гц имеем

sin(kH+ )=1

при значениях волнового числа и =-0,719;

sin(32,35·H-0,719)=1.

Величины в левой части последнего уравнения имеют размерность «радиан». Выполняя над правой частью операцию Arc sin1, получим, что левая часть равна 1,57, т.е. sin90° (1,57 радиана)=1.

Следовательно: 32,35·Н-0,719=1,57.

Отсюда: 32,35·Н=1,57+0,719=2,289;

В то же время предлагаемый способ выполняется при отношениях .

Если, например, , то выбираемая при установке генератора в скважину высота столба жидкости должна быть Н 0,194 м, и в то же время эта высота Н должна включать, в предельном случае, полную высоту перфорации в обсадной колонне скважины и даже более (до дна обсадной колонны). Для определения минимального значения амплитуды, генерируемой в столбе жидкости, достаточно выбрать Н> . Это выполняется с учетом ввода справа периодичности функции sin, которая составляет q (где q=0, 1, 2, 3 ) и учитывается в выражении

kH+ =1,57+q ; 32,35·Н-0,719=1,57+q ;

при q=3.

При =0,194 м значение , при котором имеет место минимум относительной амплитуды , составляет , что практически совпадает с полученным при выполнении всего комплекса расчетов для построения графика на фиг.2. Такой же минимум имеет место и при значениях

и т.д.

Если примем q=4, то , значение в этом случае равно , что практически совпадает с графиком на фиг.2.

Такой же минимум имеет место и при

Сама тригонометрическая функция sin(kH+ +q ) может быть как с плюсом, так и с минусом:

если n=3, то sin(32,35·0,362-0,719+3 )=sin 20,4117=1

если n=4, то sin(32,35·0,459-0,719+4 )=sin 26,69=1

2) Далее проведем анализ функции cos[k(H-x)].

Выберем для частоты f=1700 Гц значение Н, близкое к реальному, например Н=1,915 м

Значение волнового числа составляет то же: к=32,35.

Выберем значение x 1 =0,35 м (расстояние между дном фильтра и выходным сечением генератора). В этом случае при расчете значений cos величины x выбираем из интервала x 1 x Н

x

0,35

0,38

0,4

0,41

0,42

0,435

0,44

0,45

0,455

0,47

0,48

0,49

cos

0,935

0,82

0,31

0

0,33

0,73

0,83

0,96

1

0,93

0,86

0,52

x

0,5

0,503

0,507

0,51

0,52

0,54

0,55

0,56

0,58

0,6

0,605

0,61

cos

0,22

0,125

0

0,103

0,41

0,88

1

0,99

0,7

0,125

0

0,193

Таким образом, значение тригонометрической функции cos[k(H-x)] периодически изменяется от -1 до +1, проходя через 0, если Н (максимумы и минимумы чередуются через

3) Следовательно, будет ли иметь тригонометрическая функция в знаменателе плюс или минус, функция

или

обязательно через значение будет иметь знак плюс (или минус) 1, т.е. эта составляющая от всей функции в зависимости от знака тригонометрической функции (в числителе) - третьей составляющей - sin(kx 1 + ) параметра - даст положительное значение амплитуды , которое и представляется графиками на фиг.3.

В этом случае максимум относительного значения амплитуды при будет определяться только выбором параметра x 1 (расстояние между дном входного препятствия и плоскостью выходного сечения скважинного генератора) в выражении sin(kx 1 + ).

4) Таким образом, задавая относительные значения функции sin(kx 1 + ), равные, например, величине 0,7; 0,8; 0,85; 0,9, получаем относительные величины амплитуды , равные тем же значениям, т.е. .

Рекомендуемое отношение расстояния x 1 к длине столба жидкости составляет С понижением частоты колебаний выбираемое значение возрастает. Исходя из этого соотношения и конструктивных особенностей генератора определяется выбираемое число периодов -q в функции sin(kx 1 + ).

В общем случае значение x 1 определяется:

задаем выбранное значение относительной амплитуды, например, y=0,9; определяем значение (kx 1 + ) в тригонометрической функции при y=0,9 путем arcsin0,9=1,12; следовательно, (kx 1 + )=1,12; отсюда значение .

Величины k и заданы, например, для частоты 1700 Гц (с применением воздуха): , =-0,719.

Определяем

Поскольку рекомендуемое отношение составляет 0,14-0,45, то с учетом конструктивного исполнения генератора и с учетом периодичности функции sin добавим в числитель q· (q=3);

Проверка: sin(kx 1 + )=sin(32,35·0,348-0,719)=-0,9; с учетом введения q·

sin(kx 1 + +q )=sin(32,35·0,348-0,719+3 )=0,9.

Проверка подтверждает правильность определения значения x 1 =0,348 м.

Отношение

При Н=9,87· =9,87·0,194=1,915 м.

На фиг.3 представлены графики распределения относительных значений амплитуды колебаний давления с не ниже 0,9 для частоты f=20 Гц при x 1 =7,045 м; f=100 Гц при x 1 =1,38 м; f=1700 Гц при x 1 =0,348 м; f=3000 Гц при x 1 =0,304 м.

Значение положительного или отрицательного знака в результате задаваемого значения sin(kx 1 + ) получается при учете вводимой периодичности функции синуса, т.е. необходимо в выражении подставить полученные значение x 1 и значение q· :

sin(kx 1 + +q· )

Таким образом, введение q· в функцию sin дает определение знака, получаемого при задаваемом относительном значении этой функции: ±sin(kx 1 + +q· ).

В итоге произведение ±sin(kx 1 + +q· )×(±1) всегда даст положительное значение относительной величины амплитуды , что отражено на фиг.2 и 3.

Как следует из рассмотрения графиков на фиг.3, погрешность в действительной длине столба жидкости, отличной (при заданной частоте вынужденных колебаний давления f=1700 Гц) от выбранного значения Н=1,915 м, лишь будет способствовать увеличению относительного значения амплитуды колебаний , выбранному при Н=1,915 м (уровень возрастает при отклонениях влево и вправо от минимальных значений и т.д.).

Использование предлагаемого способа увеличения амплитуды волнового воздействия на продуктивные пласты позволяет повысить добычу извлекаемых углеводородов за счет

- возрастания протяженности воздействия на пласт на низких и средних частотах из-за увеличения амплитуды колебаний давления на входе в пласт;

- возрастания продолжительности волнового воздействия на пласт путем щадящих режимов по амплитуде генерации вынужденных колебаний давления в столбе скважинной жидкости вне его резонанса.

Формула изобретения

1. Способ увеличения амплитуды волнового воздействия на низких и средних частотах на продуктивные пласты путем распространения в столбе скважинной жидкости вынужденных колебаний давления, создаваемых в потоке жидкости - рабочего агента на выходе скважинного генератора, размещенного в этом столбе жидкости и гидравлически связанного с насосно-компрессорной трубой через препятствие, дно которого по направлению к низу обсадной колонны является входным препятствием-отражателем, ограничивающим столб жидкости, а низ обсадной колонны - башмак скважины - является выходным препятствием-отражателем, ограничивающим столб жидкости с другой стороны, отличающийся тем, что создают увеличение амплитуды продольных колебаний в столбе скважинной жидкости на режимах работы динамической системы «генератор-скважина-препятствия» путем обеспечения длины столба скважинной жидкости «Н», равной или большей длины волны, соответствующей выбранной частоте воздействия, и установки плоскости выходного сечения генератора от дна входного препятствия-отражателя на расстоянии «x 1 », определяемом в диапазоне отношений x 1 /H=0,14-0,45 математическим выражением:

,

где y - задаваемое относительное значение амплитуды колебаний давления в столбе жидкости - рабочего агента от значения амплитуды на выходе генератора, принятого за 1 (0
q - число периодов (q=0, 1, 2, 3 ) тригонометрической функции, которое выбирают с учетом конструктивного исполнения генератора;

- число, равное 3,14;

- фазовый сдвиг амплитуды первой бегущей волны в направлении входного препятствия;

- фазовый сдвиг амплитуды второй бегущей волны в направлении выходного препятствия;

- волновое число,

где =2 f - угловая частота колебаний;

f - частота периодических колебаний;

с - скорость распространения звука в рабочем агенте.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что плоскость выходного сечения генератора перпендикулярна продольной оси скважины и находится на уровне начала участка перфорации обсадной колонны.

РИСУНКИ