3.3 Программа применения методов увеличения добычи нефти на проектный период. Методы увеличения добычи нефти


Способ повышения добычи нефти

Изобретение относится к нефтедобыче, точнее к способам увеличения дебита нефти в добывающих скважинах. В способе повышения добычи нефти, включающем закачку через добывающую скважину в пласт водной суспензии полиакриламида, обработанного ионизирующим излучением, суспензию получают смешением 1 вес. ч. порошкообразного полиакриламида со степенью гидролиза 20-35% и молекулярной массой 14-23 млн ед., обработанного ускоренными электронами с энергией электронов 5-10 МэВ дозой 3-30 кГр, с 25-150 вес. ч. воды с последующим набуханием суспензии до образования геля с модулем упругости 5-30 КПа и условной вязкостью суспензии геля в интервале 1,5-60. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - повышение эффективности способа и упрощение работ на скважине. 2 з.п. ф-лы, 2 пр.

 

Изобретение относится к нефтедобыче, точнее к способам увеличения дебита нефти в добывающих скважинах.

В ряду важнейших на месторождениях в поздних стадиях разработки постоянно находится проблема водопритоков в нефтяных скважинах. Предложено множество способов решения этой проблемы, причем значительная доля этих способов включает применение полиакриламида в качестве компонента используемых систем. Например, по способу [1] в скважину производят закачку раствора полиакриламида, бихромата калия и бактерицида. В способе по [2] суспензию полиакриламида в органической жидкости закачивают в пласт и продавливают ее водой. По способу [3] в скважину закачивают водный раствор полиакриламида с отвердителем и водную дисперсию глины. По способу [4] рекомендуется закачка гелеобразующего состава, содержащего полиакриламид, ацетат хрома или хромкалиевые квасцы, хлорид аммония и воду. Аналогичные составы предлагаются в способах по [5-7].

Недостатком использования систем на основе полиакриламида и химического сшивателя является низкая эффективность производимых работ и многокомпонентность используемых составов. В качестве сшивателя полиакриламида наиболее часто используется ацетат хрома - нежелательный компонент в экологической системе нефтяных месторождений.

Наиболее близким аналогом для заявленного изобретения является способ повышения добычи нефти, включающий закачку в пласт через скважину состава, содержащего полиакриламид, обработанный в твердой фазе ускоренными электронами дозой 0,3-10 Мрад, в виде суспензии в водном растворе силиката натрия с последующим нагнетанием растворов солей кальция, магния, алюминия или аммония [8]. Этот известный способ использует свойство частиц сшитого полиакриламида связывать часть воды в малоподвижный гель. Применение в качестве водных растворов солей указанных металлов и силиката натрия дополнительно снижает подвижность воды в поровом объеме за счет образования осадка нерастворимых солей.

Недостатком данного способа является низкая селективность, причиной которой являются низкие упругие свойств полиакриламидного раствора в высококонцентрированных солевых растворах силиката натрия.

Целью изобретения является повышение эффективности способа и упрощение работ на скважине.

Поставленная цель достигается тем, что в способе повышения добычи нефти, включающем закачку через добывающую скважину в пласт водной суспензии полиакриламида, обработанного ионизирующим излучением, суспензию получают смешением 1 вес. ч. порошкообразного полиакриламида со степенью гидролиза 20-35% и молекулярной массой 14-23 млн ед., обработанного ускоренными электронами с энергией электронов 5-10 МэВ дозой 3-30 кГр, с 25-150 вес. ч. воды с последующим набуханием суспензии до образования геля с модулем упругости 5-30 кПа и условной вязкостью суспензии геля в интервале 1,5-60.

Причем одновременно с указанным полиакриламидом в воду добавляют до 15 мас.% стабилизатора - кристаллогидратов алюмокалиевых квасцов или сульфата алюминия, одновременно с указанной обработкой добывающей скважины дополнительно производят аналогичную обработку нагнетательной скважины, гидродинамически связанной с добывающей скважиной.

Сущность изобретения состоит в том, что данный способ позволяет получать упругие полимерные дисперсные гели непосредственно на скважине в контролируемых условиях.

Предварительная обработка порошкообразного полиакриламида ускоренными электронами дозой 3-30 кГр и энергией электронов 5-10 МэВ. Данные параметры ионизирующего излучения выбраны с одной стороны, исходя из требований отсутствия наведенной активности продукта, возможной при энергии ускоренных электронов свыше 10 МэВ, а при энергии электронов менее 5 МэВ резко возрастает неоднородность поля излучения вследствие поглощения электронов в материале полимера. Одновременно указанные параметры обработки полиакриламида позволяют получить при смешении такого полимера с водой дисперсные гели с определенным модулем упругости в интервале 5-30 кПа. Возможность эффективной закачки суспензии дисперсных гелей в скважину и пласт обеспечивается требованием, чтобы при смешении 1 вес. ч. обработанного полиакриламида с 25-150 вес. ч. воды условная вязкость находилась в пределах 1,5-30. Такие упругие свойства получаемых гелей обеспечивают надежное удержание гелей в высокопроницаемых участках пласта от напора пластовых вод и соответственно ограничение их притока. Дополнительный эффект повышения упругих свойств достигается введением в структуру гелевых частиц иона алюминия с образованием металлополимерного комплекса, повышающих стабильность гелевых частиц к температуре и механическому воздействию.

Этого удается достичь за счет быстрого растворения сульфата алюминия и алюмокалиевых квасцов, применяемых в виде кристаллогидрата. Дополнительное снижение выноса воды в добывающие скважины получается при одновременной обработке как добывающих, так и нагнетательных скважин, которые гидродинамически связаны с ними. Упрощение работ на скважине при использовании данного способа достигается за счет возможности проведения работ без подъема скважинного оборудования, через пространство между эксплуатационной колонной и насосно-компрессорной трубой.

Пример 1

Для приготовления суспензии полиакриламидных гелей 1 вес. ч. (10 г) порошка полиакриламида с молекулярной массой 18 млн ед. и степенью гидролиза 29%, обработанного ускоренными электронами с энергией 8 МэВ дозой 7 кГр, смешали со 100 вес. ч. (1000 г) воды при перемешивании до состояния равновесного набухания гелевых частиц. Из суспензии была отобрана гелевая частица и определен ее модуль упругости путем измерения зависимости напряжения в гелевой частице от величины деформации. Его величина составила 15 кПа. Далее была определена условная вязкость образца. Вязкость определяли путем измерения времени истечения 1 л суспензии гелей через воронку-вискозиметр с патрубком диаметром 15 мм. Предварительно было определено время истечения воды из воронки-вискозиметра. Условная вязкость рассчитывалась как отношение времени истечения суспензии гелей к времени истечения воды, в итоге измеренная вязкость оказалась равной 3,7. Дальнейшие испытания суспензии гелей проводили на модели пласта, представляющей собой цилиндрическую трубу диаметром 30 мм и длиной 200 мм, заполненную кварцевым песком проницаемостью 1200 мД. Модель пласта на входе и выходе снабжена манометрами. К модели пласта подведена линия подачи воды от водяного насоса, причем предусмотрена возможность изменять направление закачки воды через модель пласта для моделирования процесса закачки жидкостей из скважины в пласт и из пласта в скважину. Дальнейшая проверка способа проводилась следующим образом. В модель пласта закачивали воду с постоянной скоростью до стабилизации показаний манометров на входе. Далее со стороны нагнетательной линии вводили в модель пласта приготовленную суспензию гелевых частиц и измеряли возросшее давление. Закачку проводили до полного пропускания объема приготовленной гелевой суспензии и продавки ее в модель пласта водой и фиксировали возросшее давление. Далее изменяли направление нагнетания воды в модель пласта и проводили обратную фильтрацию воды через модель пласта и фиксировали максимальное давление при обратной фильтрации на входе пласт. Результаты измерений показали, что при прямой фильтрации в модель пласта давление закачки составило 72 атм, а при обратной фильтрации давление составило 29 атм. Таким образом, пример показывает, что предлагаемый способ позволяет вводить в поровое пространство модели пласта гели с модулем упругости 15 кПа и при этом создавать остаточное сопротивление при обратной фильтрации на уровне 29 атм. Аналогичные опыты были проведены при других исходных параметрах исследуемого способа. Результаты приведены в таблице 1.

Пример 2

На участке разработки нефтяного месторождения, разрабатываемого с применением поддержания пластового давления закачкой воды через одну нагнетательную скважину с приемистостью по воде 430 т воды в сутки, отобраны из ближайшего окружения 4 добывающие скважины. Предыдущими мероприятиями по увеличению нефтеотдачи пластов за счет нагнетания в нагнетательную скважину гелевой системы установлено, что из 4 скважин только в половине скважин произошло снижение притока воды и при этом дополнительно получено за 6 месяцев нефти в количестве 450 т. В двух скважинах обводненность добываемой жидкости не изменилась. На этом же участке после окончания эффекта произведена повторная обработка нагнетательной скважины в количестве 1,2 т реагента в виде водной суспензии, использованной в примере 1, и на двух скважинах, не показавших при первоначальной обработке снижения обводненности добываемой жидкости, произведена обработка этих добывающих скважин смесью 1 вес. ч. (400 кг) полиакриламида, обработанного ускоренными электронами дозой 12 кГр, при которой модуль упругости набухших в воде гелевых частиц этого полимера составил 14 кПа. При этом пропорция полимера и воды составила 1 : 50. В результате таких обработок удалось снизить обводненность добываемой жидкости во всех четырех скважинах в среднем на 9-15% от первоначальной.

Источники информации

1. Пат РФ 2148149

5. Пат РФ 2382185

2. Пат РФ 2188930

6. Пат РФ 2424426

3. Пат РФ 2234590

7. Пат РФ 2431741

4. Пат РФ 2277573

8. Пат РФ 2283423.

1. Способ повышения добычи нефти, включающий закачку через добывающую скважину в пласт водной суспензии полиакриламида, обработанного ионизирующим излучением, отличающийся тем, что суспензию получают смешением 1 вес. ч. порошкообразного полиакриламида со степенью гидролиза 20-35% и молекулярной массой 14-23 млн ед., обработанного ускоренными электронами с энергией электронов 5-10 МэВ дозой 3-30 кГр, с 25-150 вес. ч. воды с последующим набуханием суспензии до образования геля с модулем упругости 5-30 КПа и условной вязкостью суспензии геля в интервале 1,5-60.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что одновременно с указанным полиакриламидом в воду добавляют 5-15 мас.% стабилизатора - кристаллогидратов алюмокалиевых квасцов или сульфата алюминия.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что одновременно с указанной обработкой добывающей скважины дополнительно производят аналогичную обработку нагнетательной скважины, гидродинамически связанной с добывающей скважиной.

www.findpatent.ru

Способ увеличения добычи нефти из нефтяного коллектора и устройство для его осуществления

 

Изобретение относится к области добычи нефти из береговых и прибрежно-морских коллекторов. Сущность изобретения: одновременно воздействуют на геологическую формацию упругими звуковыми волнами и электрическим нагревом. Для этого в скважине над нефтяным коллектором предварительно создают изоляционный мост путем выполнения полости вырезанием части обсадной колонны и заполнением этой полости изолирующим материалом. Подачу электрического тока к нефтяному коллектору осуществляют по части обсадной колонны, расположенной ниже изоляционного моста через закрепленные на вибраторе механические или гидроприводные соединители от вибратора или по электрическому проводнику, связывающему вибратор с гидроприводными соединителями, расположенными над изоляционным мостом. Электрический ток к вибратору или к гидроприводным соединителям, расположенным над изоляционным мостом, подают по электрическому кабелю, эксплуатационной колонне или изолированной обсадной колонне. Используют различные типы вибраторов, конструктивное выполнение которых раскрыто в изобретении. 2 с. и 11 з.п. ф-лы, 28 ил., 1 табл.

Изобретение относится к области добычи нефти, а более точно к способу и устройству для увеличения добычи нефти из нефтяного коллектора.

Углеводороды, известные в качестве сырой нефти, находятся в окружающем мире, обычно, удерживаемыми в песчаниках различных пористостей. Коллекторы залегают в местах, находящихся от нескольких метров до нескольких тысяч метров ниже поверхности земли и морского дна и в значительной степени различаются по величине и сложности, что касается их содержаний свободной воды и газа, давлений и температур. Нефть добывается посредством скважин, пробуренных в формациях. Скважина, сама по себе, представляет сложную конструкцию, включающую обсадные трубы, которые защищают ствол скважины от самой формации и давлений текучих сред коллектора. В зависимости от глубины обсадные трубы подвергаются ступенчатому уменьшению в диаметре. Другими словами, диаметр трубы уменьшается с увеличением глубины. Можно использовать обсадные трубы диаметром (127 см) в верхних областях и 7,5-дюймовые обсадные трубы диаметром 19,05 см в нижних областях. Нефть, как таковая, дренируется из продуктивного пласта (продуктивной свиты) посредством отверстий, образованных сверлением в обсадной трубе, причем впоследствии поднимается к поверхности по трубам, которые называются лифтовой колонной. Эта лифтовая (насосно-компрессорная) колонна центрируется внутри обсадных труб посредством специальных центраторов таким образом, чтобы кольцевой канал существовал между лифтовой колонной и обсадной колонной. Первоначально нефть добывается благодаря тому, что первичное давление в коллекторе является более высоким, чем действие комплексных сил прилипания флюида (текучей среды) к пористой среде. Когда в процессе добычи давление понижается, достигается точка равновесия, в которой силы адгезионного взаимодействия являются более значительными, чем остаточное давление в продуктивном пласте. В этих условиях большая часть нефти все еще остается в коллекторе. Оценивается, что в глобальном среднем значении это должно равняться приблизительно 85% нефти, которая находилась там первоначально, однако, показатели добычи в значительной степени варьируются от одного коллектора к другому. В качестве примера мы упоминаем экофишское месторождение в Северном море, где показатель добычи нефти первичными методами (фонтанным или насосным) составлял 17% первоначальной нефти в месторождении (OOIP) и стетфджордское, где упомянутый показатель оценивается в 45% добычи нефти первичными методами (OOIP). Поэтому целью всех разработанных способов является увеличение добычи нефти, связанное с преодолением этих сил сцепления. Теоретическая база для того, чтобы объяснять причину этих сил сцепления, является следующей: A силы, обусловленные смачиваемостью; B силы, обусловленные проницаемостью; C капиллярные силы; D адгезионные и когезионные силы. Представляется подходящим, чтобы силы сцепления, рассматривавшиеся в этом изобретении, объяснялись более подробно. A смачиваемость Смачиваемость представляет один из основных параметров, которые воздействуют на местоположение, поток и распределение коллекторных флюидов. Смачиваемость коллектора воздействует на его капиллярное давление, его относительную проницаемость, его поведение при нагнетании воды, его дисперсию и его электрические свойства. В системе нефть-вода-порода смачиваемость представляет критерий родственной связи (сродства), которую порода демонстрирует относительно нефти или воды. Смачиваемость пород коллектора (продуктивного пласта) варьируется от сильно смоченной водой до сильно смоченной нефтью. В случае, когда порода не демонстрирует никакого сильного сродства относительно любого флюида, тогда говорится, что ее смачиваемость должна быть нейтральной или промежуточной. Некоторые коллекторы демонстрируют смачиваемость, которая является гетерогенной или локализованной, существующие компоненты сырой нефти, которые являются сильно адсорбированными в отдельных участках. Таким образом, часть породы становится сильно смоченной нефтью, между тем как остальная часть может быть сильно смоченной водой. В других коллекторах может устанавливаться такое состояние, которое называется смешанной смачиваемостью, так как нефть остается локализованной в более крупных порах, смоченных нефтью, в виде непрерывных каналов, которые пропускаются породой, между тем как вода остается заключенной в пределы самых малых пор, смоченных водой. В настоящее время используются три способа, чтобы количественно измерять смачиваемость: угол контакта, метод Амотта и способ Горного бюро США. Посредством угла контакта измеряется смачиваемость сырой нефти соляным раствором на поверхности полированного минерала. Этот способ служит для того, чтобы верифицировать влияние таких факторов, как температура, давление и химикаты на смачиваемость. Считается, что большинство минералов, присутствующих в нефтяных коллекторах, особенно силикатов, являются первоначально смоченными водой. Аренитовые коллекторы были отложенными в водных окружающих средах, в которые позже мигрировала нефть. В ходе этого процесса смачиваемость минералов коллектора могла изменяться адсорбированием полярных соединений или отложений органического вещества как по отдельности, так и в совокупности, первоначально присутствующих в сырой нефти. Молекулы с крайними полярностями могут адсорбироваться на поверхности породы, образуя тонкую органическую пленку, которая в свою очередь будет способствовать образованию смоченной нефтью поверхности. В зависимости от температуры и давления в коллекторе такие механизмы могут изменять степень смачиваемости. Небольшое исследование было проведено для того, чтобы определить, каким образом механическое вмешательство может воздействовать на смачиваемость. Смачиваемость системы нефть-вода-порода зависит от адсорбции и десорбции полярных соединений (электрических диполей) в сырой нефти на поверхности минерала, которые в свою очередь зависят от типа растворимости этих соединений в флюиде коллектора. Чтобы начинать решение проблемы смачиваемости, необходимо связывать эти электрические диполи с механическим воздействием таким образом, чтобы смачиваемости не позволялось возвращаться к ее первоначальному состоянию. B проницаемость Проницаемость представляет способность пористой породы проводить флюиды, т. е. свойство, которое отличает благоприятные условия, при которых флюид может протекать через пористую среду, когда подвергается влиянию приложения градиента давления. Проницаемость определяется законом Дарси, будучи макроскопическим свойством пористой среды. Проницаемость очевидно имеет отношение к геометрии пористой структуры, ее пористости, извилистости и распределению размера пор. Понятие относительной проницаемости используется в ситуациях, в которых два несмешиваемых флюида, такие как нефть и вода, протекают одновременно через пористую среду. Эта проницаемость не зависит от скорости потока и свойств флюида, а зависит исключительно от насыщенностей флюидами внутри пористой среды. Изменение относительной проницаемости является крайне необходимым фактором в технологии исследования и разработки коллектора, поскольку таковой составляет доминирующий фактор для знания свойств потока в нефтяном коллекторе. Контролирование или улучшение проницаемости тогда является наиболее важным фактором, чтобы повышать коэффициент охвата коллектора при вытеснениях нефти водой. Необходимо сказать, что вытеснение полимерами представляет метод, наиболее часто используемый в контроле подвижности. Растворимые в воде полимеры добавляются к воде, которая должна нагнетаться с целью улучшения отношения подвижностей посредством повышения вязкости и понижения проницаемости охваченных зон, и, таким образом, предупреждается преждевременный прорыв воды. Достаточно много исследований проводилось с целью создания полимеров, достаточно недорогостоящих для этой цели, однако, до сих пор без большого успеха. C капиллярные силы Равновесное насыщение в нефтяном коллекторе перед началом его разработки регулируется геометрией породы и характеристиками текучих сред. Так как вода и углеводороды представляют собой несмешиваемые флюиды (текучие среды), существует перепад давлений капиллярное давление между этими двумя флюидными фазами. Если смоченный флюид является вытесняющим несмоченный флюид, критическое капиллярное давление, зависящее от размера пор, должно преодолеваться перепадом давлений для того, чтобы вытеснять фазу смоченного флюида из этих пор. Отношение между приложенным перепадом давлений (эквивалентным капиллярному давлению) и насыщением характеризует распределение размеров пор. Кривая критического капиллярного давления, измененного для пород коллектора, служит для того, чтобы индицировать распределение нефти в коллекторе, и поэтому является главным параметром, чтобы предсказывать насыщение нефтью на различных глубинах. Обычно капиллярное давление измеряется методом центрифугирования, посредством которого образец горной породы с первоначальными насыщенностями флюидами коллектора погружается в смачивающую жидкость и центрифугируется с рядом выбранных угловых скоростей. Для каждой скорости определяется средняя насыщенность образца и таковая в свою очередь затем коррелируется к соответствующему капиллярному давлению посредством достаточно трудоемких числовых вычислений (метод Хасслера-Бруннера). Так как капиллярное давление может препятствовать добыче нефти, в частности, в случае малых пор, очень важно быть в состоянии контролировать или понижать критическую точку капиллярности в добыче нефти третичными методами. Обычно применяются химические методы, основанные на тензоактивностях, такие как поверхностно-активные добавки, чтобы снижать межфазное натяжение. Однако, результаты, описанные в соответствующей литературе, показывают, что использование тензоактивностей представляет ограниченные результаты, обусловленные высокой стоимостью этих продуктов и их большим потреблением горной породой коллектора. D адгезионные и когезионные силы Силы молекулярного взаимодействия, которые существуют между двумя слоями различных или одинаковых веществ, являются теми, которые генерируют адгезионные или когезионные силы, соответственно. В случае флюида в пористых горных породах адгезионные силы будут существовать между флюидом и стенками пор. Такие силы, в частности, появляются в нефтяной фазе в качестве следствия полярных составляющих в углеводородах. По всей вероятности, адгеэионные силы являются более слабыми, чем капиллярные силы, упоминавшиеся выше. Поскольку нефть играет господствующую роль в мировой экономике, огромные усилия прилагаются для того, чтобы увеличить в объеме добычу, в дополнение к так называемой добыче нефти первичными методами или истощению природного коллектора. Различные методы являются известными, рассмотренными в литературе по этому предмету, а также в старых и современных патентных документах. Самой старой технологией и по этой причине наиболее хорошо известной является технология нагнетания воды или газа в нагнетательную скважину для повышения давления и, таким образом, "выжимания" немного больше нефти из скважины. Другие хорошо известные технологии состоят из различных химических и термических методов, среди которых мы упоминаем следующие далее примеры, взятые из книги "Enhanced bil Recovery, 1, Fundamentais and Analyses" by E. C. Donaldson, G.U. Chillingarian, and Jen, Elsevier 1985. Нагнетание химических продуктов (щелочей). Этот метод требует предварительной промывки, чтобы подготовить коллектор, и нагнетания щелочного раствора или раствора щелочного полимера, который образует поверхностно-активные добавки по месту, чтобы освобождать нефть. После этого вводится раствор полимера, чтобы регулировать подвижность, и буровой раствор (вода), чтобы вытеснять химические продукты и нефть, получаемые в результате этого процесса добычи, в направлении эксплуатационных скважин. Нагнетание углекислого газа. Этот способ представляет процесс вытеснения нефти смешивающимся агентом, который является адекватным для многих коллекторов. Обычно, наиболее осуществимым является использование запаса CO2, сопровождаемого чередующимися нагнетаниями воды и CO2 (WAG). Нагнетание пара. Тепло от пара, нагнетаемого в коллектор тяжелой нефти, снижает вязкость нефти, обеспечивая таким образом ее более легкое вытеснение через формацию в направлении эксплуатационных скважин. Циклическое воздействие паром. В этом процессе, который обычно предшествует непрерывному нагнетанию пара, нагнетание происходит в эксплуатационные скважины в промежутки времени, сопровождаемые простоем скважины, для теплоотдачи и позже возвращения к эксплуатации. Эти циклы повторяются до тех пор, пока показатель добычи не будет становиться меньше, чем минимальный уровень рентабельности. Внутрипластовое горение. Этот процесс охватывает зажигание и контролируемое сжигание нефти внутри пласта, пользуясь нагнетанием чистого кислорода или воздуха в качестве поддерживающих горение агентов. Освобожденное тепло и газы под высоким давлением делают легким вытеснение тяжелых нефтепродуктов в направлении эксплуатационных скважин. Руководство "Thermal Recovery", by Michael Prats, Monograph Volume 7, Henry L. Doherty Series 1986 рассматривает технологию, вовлеченную в добычу нефти тепловыми методами, цель которой состоит в том, чтобы нагревать коллектор различными способами. Это руководство также раскрывает другие применения нагрева коллектора и предлагает технические решения использования нагрева формации вокруг зоны скважины посредством электрической энергии. Электрический ток проводится посредством изолированного кабелепровода к экрану из нержавеющей стали в забое участка скважины. Затем ток вытекает из экрана, проходит через нефть в забое скважины, через обсадную трубу и возвращается к заземленному кабелепроводу у поверхности. В дополнение к проблемам электрических соединений в забое скважины, когда ток течет через жидкость, большая часть энергии теряется в земных пластах, даже если их удельное сопротивление является ниже, чем удельное сопротивление коллектора. Это происходит потому, что ток должен проходить расстояние в сотни раз более длинное в земном пласте. Так как эти системы могут справляться только с частью адгезионных сил, большие усилия прилагались и прилагаются, чтобы решить эту проблему, повышая таким образом добычу нефти применением более тщательно разработанных способов. Для настоящей заявки и для патентов, на которые делаются ссылки, как это следует ниже, важно представлять более подробное описание адгезионных сил. В патентах, представленных ниже, делается попытка решить упомянутую выше проблему. Патент США N 2670801 (Дж.Е. Шерборн) раскрывает использование звуковых или сверхзвуковых волн для увеличения добычи и производства сырой нефти в нефтеносных пластах. Более точно, используются звуковые и ультразвуковые колебания вместе с вторичными процессами добычи, которые используют вытесняющие текучие среды как при нагнетании воды или нагнетании газа, или аналогичных текучих сред, посредством которых эффективность вытесняющей текучей среды, используемой для извлечения остающейся в пласте нефти, повышается. Патент США N 2799641 (Томас Гордон Белл) раскрывает стимулирование фонтанирования нефти из скважины электролитическими средствами. Раскрытый способ обеспечивает возбуждение притока пластового флюида в участок скважины электрической энергией, однако, пользуясь постоянным током, так как цель этого изобретения состоит в том, чтобы повышать добычу посредством хорошо известного явления электроосмоса. Патент США N 3141099 (К.У. Брендон) представляет устройство, которое устанавливается в забое скважины и используется для нагревания части участка скважины посредством диэлектрического или дугового нагрева. Единственным нагревом, который может достигаться этим изобретением, является контактный электронагрев. Не представляется возможным осуществлять нагрев посредством электрической дуги, так как это могло бы потребовать расположение электродов довольно близко друг к другу, и тогда электрические дуги могли бы оплавлять горные породы, достигаемые дугами. Патент США N 3169577 (Эрих Сарапу) раскрывает средства соединения между собой подземных электродов посредством электрических импульсов и относится к способам, ориентированным на наведение фонтанирования в эксплуатационных скважинах. Цель состоит в том, чтобы бурить дополнительные скважины, а также создавать трещины или изломы около ствола скважины, таким образом увеличивая дренажную поверхность скважин и обеспечивая нагревание углеводородов близко к скважине для понижения вязкости таких углеводородов. Патент США N 3378074 (БОДИН) относится к звуковому вибратору, который должен устанавливаться внутри скважины, чтобы подвергать ее воздействию только звуковой энергии для того, чтобы достигать звуковой накачки в зоне скважины. В качестве последствия действия упомянутой звуковой энергии высокого уровня (и без использования такого устройства, связанного с электрическим воздействием), эффект звукопоглощения, образованный в коллекторе, будет резко снижать проникновение звуковой энергии. Однако, этот способ будет улучшать состояние в зоне скважины и будет способствовать снижению гидравлического сопротивления в потоке флюида. Патент США N 3507330 (Уильям Дж. Гилл.) относится к способу возбуждения притока пластового флюида в зону скважины только электрической энергией, в котором электрическая энергия пропускается "вверх и вниз" в самих скважинах, посредством отдельных кабелепроводов. Патент США N 3754598 (Карл К. Холлоуэй, мл.) раскрывает способ, который включает использование по меньшей мере одной нагнетательной скважины и другой эксплуатационной скважины, чтобы обеспечивать текучесть через формацию жидкости, на которую налагаются колебательные волны давления со стороны нагнетания. Патент США N 3874450 (Керн) относится к способу расположения электродов посредством электролита, имеющий своей целью дисперсию электрических токов в подпочвенной горной породе. Патент США N 3920072 (Керн) представляет способ нагревания разрабатываемого нефтеносного пласта посредством электрического тока и оборудование, используемое для такой цели. Патент США N 3952800 (Бодин) раскрывает звуковую обработку поверхности нефтяной скважины. Этот способ, который является малопрактичным, предназначается для обработки зоны скважины посредством нагнетания газа в самой эксплуатационной скважине, причем этот газ подвергается воздействию ультразвуковых колебаний для нагревания разрабатываемых нефтеносных пластов. Патент США N 4049053 (Сидни Т. Фишер и др.) раскрывает различные низкочастотные вибраторы для установки в скважинах, которые приводятся в действие гидравлически расположенным на поверхности оборудованием. Патент США N 4084638 (Кутберт Р. Уайтинг) имеет отношение к возбуждению нефтеносного пласта посредством импульсных токов высокого напряжения в двух скважинах одной нагнетательной и другой эксплуатационной. В патенте раскрыто, каким образом получать такие электрические пульсации. Патент США N 4345650 (Ричард X. Уэсли) раскрывает устройство для электрогидравлической добычи сырой нефти посредством взрывчатого вещества и остроконечной искры, образуемой близко к подпочвенному нефтеносному пласту. Несмотря на то, что образование гидравлических ударов посредством нагруженного конденсатора является хорошо известным в данной области техники, это изобретение представляет первоклассный вибратор, а также преимущества использования ударных волн, чтобы повышать добычу нефти. Патент США N 4437518 (Уильямс) раскрывает техническое решение, обеспечивающее использование и построение в скважине пьезоэлектрического вибратора для добычи нефти. Патент США N 4466484 (Кермабон) представляет способ воздействия на зону скважины только посредством электрической энергии, но только постоянного тока, так как цель этого изобретения состоит в том, чтобы усиливать эффект электрической энергии для добычи нефти посредством хорошо известного явления электроосмоса. Патент США N 4471838 (Бодин) раскрывает Другой способ возбуждения притока пластового флюида в скважину при помощи вибраций, который отличается от способов, упоминавшихся ранее. Здесь также являются приемлемыми замечания, относящиеся к патенту США N 4437518. Основное различие между патентами состоит в том, что энергия генерируется источником, установленным на поверхности. Принимая во внимание большую глубину скважин, вообще, этот способ является едва ли осуществимым. Патент США N 4558737 (Кузнецов и др.) раскрывает располагаемое в забое ствола скважины термоакустическое устройство, включающее нагреватель, соединенный с вибрирующим телом. Замысел состоит в том, что зона скважины должна нагреваться и вибрация нагревающего устройства может активизировать нефть в этой зоне, повышая таким образом удельную теплопроводность. Хорошо известное явление состоит в том, что любое встряхивание повышает удельную теплопроводность в данной среде. Патент СССР N 832072 (Гадиев и Симкин) раскрывает вибрирующее нагревательное устройство, установленное внутри скважины, посредством которого вибрации предназначаются для повышения удельной теплопроводности. Патенты СССР N 1127642 и N 1039581 раскрывают различные вибраторы, которые должны устанавливаться в скважине для воздействия только на зону скважины. Патент Канады N 1096293 (Макфолл) представляет конструкцию резонатора текучих сред, в которой поток текучей среды через и вокруг трубчатого или цилиндрического элемента, установленного параллельно направлению перемещения текучей среды, генерирует колебания или волны вибрации в этом потоке. Это представляет только один дополнительный способ для генерирования волны в скважине без комбинации и технических методов для одновременного использования электрического воздействия. Конструкция резонатора является аналогичной свистку, в котором разрыв потока воздуха и его изменение в направлении генерируют звуковые волны. В патенте США N 4884634 раскрыты способ увеличения добычи нефти из нефтяного коллектора, включающий подачу электрического тока к нефтяному коллектору и к вибратору для одновременного электрического и вибрационного воздействия на нефтяной коллектор, и устройство для осуществления этого способа, содержащее размещаемые в скважине электромеханические вибраторы с удлиненными корпусами, электрически связанные с источником импульсной электрической энергии. Этот способ создает вибрации формаций в нефтяном коллекторе с частотой, наиболее приближенной к собственной частоте формаций для уменьшения адгезионных сил между формациями и нефтью. Электрическое воздействие на нефтяной коллектор осуществляется при помощи электродов, установленных по меньшей мере в двух прилежащих скважинах. Этот процесс осуществляется наполнением скважины обладающей металлическими свойствами жидкостью до высоты, соответствующей высоте пласта, приведением в состояние вибрации упомянутой обладающей металлическими свойствами жидкости посредством уже установленного вибратора и, одновременно, совершением электрического воздействия посредством приложения электрического тока к упомянутым электродам. В связи с тем, что в этом способе и устройстве электрическое воздействие на нефтяной коллектор осуществляется с помощью электродов и вышеописанной металлической жидкости, заполняющей скважину, они не могут быть использованы для скважин, эксплуатировавшихся длительное время с установленным в них оборудованием стандартного типа. Техническим результатом настоящего изобретения является повышение эффективности добычи нефти, обеспечение возможности увеличения добычи нефти из скважин, эксплуатировавшихся длительное время, и восстановление добычи нефти в скважинах, где таковая является парализованной, обеспечение использования обычных оборудования, сооружений и инструментов для добычи нефти, упрощение конструкции, повышение надежности и долговечности устройства для увеличения добычи нефти. Этот технический результат достигается тем, что в способе увеличения добычи нефти из нефтяного коллектора, включающем подачу электрического тока к нефтяному коллектору и к вибратору для одновременного электрического и вибрационного воздействия на нефтяной коллектор, согласно изобретению, в скважине над нефтяным коллектором предварительно создают изоляционный мост путем выполнения полости вырезанием части обсадной колонны и заполнением этой полости изолирующим материалом, подачу электрического тока к нефтяному коллектору осуществляют по части обсадной колонны, расположенной ниже изоляционного моста через механические или гидроприводные соединители, установленные на вибраторе, закрепленном на нижней части эксплуатационной колонны, а подачу электрического тока к упомянутым механическим или гидроприводным соединителям осуществляют непосредственно от вибратора или по электрическому проводнику, связывающему вибратор с гидроприводными соединителями, расположенными над изоляционным мостом. Подачу электрического тока к вибратору или к гидроприводным соединителям, расположенным над изоляционным мостом, осуществляют по электрическому кабелю, установленному в кольцевом промежутке между эксплуатационной и обсадной колоннами, или по эксплуатационной колонне, которую центрируют внутри обсадной колонны с помощью изолированных центраторов, или по изолированной обсадной колонне. Вибрационное воздействие на нефтяной коллектор осуществляют путем использования энергии первоначального возвратно-поступательного перемещения подвижного органа вибратора для возбуждения колебаний его рабочих элементов, которые изменяют первоначальное направление распространения колебаний и/или усиливают их. Направление распространения колебаний изменяют на угол приблизительно в 90o по отношению к их первоначальному направлению распространения, а усиление колебаний осуществляют путем столкновений рабочих элементов подвижного органа вибратора для создания колебаний, соответствующих акустическим характеристикам нефтяного коллектора. Технический результат достигается и тем, что в устройстве для увеличения добычи нефти из нефтяного коллектора, содержащем размещаемые в скважине электромеханические вибраторы с удлиненными корпусами, электрически связанные с источником импульсной электрической энергии, согласно изобретению, электромеханические вибраторы выполнены с возможностью размещения в обсадной колонне скважины, подвижный орган вибратора и его рабочие элементы выполнены с возможностью смещения друг относительно друга приблизительно в 90o под действием возбуждения, возникающего при подаче импульсной электрической энергии к вибратору для воздействия на обсадную колонну скважины колебаниями в соответствии с акустической характеристикой нефтяного коллектора. Электромеханические вибраторы выполнены с возможностью создания колебаний в вертикальном и горизонтальном направлениях. Подвижный орган вибратора может быть выполнен в виде штанги, а рабочие элементы в виде V-образных подвижных обойм, прикрепленных к штанге. Подвижный орган вибратора может быть также выполнен в виде гибкой трубы, снабженной в нижней своей части закрывающим ее колпаком, а в верхней части - поршнем, выполненным с возможностью воздействия на жидкость, заключенную в этой трубе. Подвижный орган вибратора целесообразно выполнить также в виде гофрированной трубы из нержавеющей стали или в виде шланга из силикона, наполненных токопроводящей жидкостью, или из стальной трубы с прикрепленными к ней токопроводящими элементами и иметь соединительное средство. Электромеханический вибратор может быть выполнен с возможностью горизонтального смещения рабочего органа под действием возбуждения, возникающего при подаче импульсной электрической энергии от источника переменного или постоянного тока или от конденсаторов, трансформаторов или магнитных катушек. Электромеханический вибратор может быть также выполнен с возможностью вертикального смещения рабочего органа под действием возбуждения, возникающего при подаче импульсной электрической энергии к вибратору от источника переменного или постоянного тока или от конденсаторов, трансформаторов или магнитных катушек. На фиг. 1 изображена схема трех скважин с расположенными в них устройствами для увеличения добычи нефти из нефтяного коллектора; на фиг.2 - электрическая схема устройства, расположенного в скважине; на фиг. 3 узел электрической схемы, осуществляющий подачу электрического тока к вибратору или гидроприводным соединителям устройства посредством электрического кабеля; на фиг. 4 узел электрической схемы, осуществляющий подачу электрического тока к вибратору или гидроприводным соединителям по эксплуатационной колонне или по изолированной части обсадной колонны; на фиг.5 вибратор устройства для увеличения добычи нефти согласно первому варианту его выполнения; на фиг.6 - электрическая схема вибратора; на фиг.7 второй вариант выполнения вибратора; на фиг. 8 сечение А-А на фиг.7; на фиг.9 подвижный орган и рабочие элементы вибратора; на фиг.10 вариант выполнения подвижного органа вибратора; на фиг. 11-14 поперечные сечения гофрированной трубы, служащей подвижным органом вибратора; на фиг.15 катушка вибратора; на фиг.16 третий вариант выполнения вибратора; на фиг. 17 обмотка вибратора; на фиг. 18 четвертый вариант выполнения вибратора; на фиг.19 сечение Б-Б на фиг.18; на фиг.20, 21 другие варианты выполнения вибратора; на фиг.22, 23 сечения труб различной формы с размещенными в них обмотками вибратора и горизонтальные проекции волновых импульсов, создаваемых в них; на фиг.24 принципиальная схема для получения низкочастотных звуковых колебаний; на фиг.25 скважина, подготовленная для осуществления способа увеличения добычи нефти из нефтяного коллектора с использованием устройства согласно изобретению; на фиг.26 то же, что и на фиг. 25, с использованием устройства, имеющего вибратор, создающий вертикальные колебания; на фиг.27 схема лабораторной установки для проведения испытаний способов увеличения добычи нефти из нефтяного коллектора; на фиг.28 графики результатов испытаний, проведенных на установке, показанной на фиг.27. На фиг. 1 показано общее расположение трех скважин, оборудованных обычными элементами, хорошо известными специалистами в данной области техники, такими как устье 1 скважины и поточные линии 2 продукции скважин к нефтесборному резервуару. От трехфазного источника электропитания типа генератора или линии передачи начинающиеся от трансформаторов и блоков 3 управления отходят энергокабели 4 в направлении скважин. Стандартная обсадная колонна 5 центрируется в стволе скважины, эксплуатационная колонна 6 центрируется внутри обсадной колонны 5 посредством центраторов 7. На конце эксплуатационной колонны 6 находится пакер 8, известный специалистам в данной области техники. Обсадная колонна 5 подвергается обработке резанием на определенном расстоянии выше разрабатываемого нефтяного коллектора 9. Вырезанная часть обсадной колонны 5 образует полость, которая может заполняться, как например со стороны обреза, изолирующей эпоксидной смолой, или аналогичным изолирующим материалом. В результате этого создается изоляционный мост 10. Устройство для увеличения добычи нефти из нефтяного коллектора 9 содержит электромеханические вибраторы 11 с удлиненными корпусами, электрически связанные с источником импульсной электрической энергии, размещенные в обсадных колоннах 5 скважин и закрепленные на нижней части эксплуатационных колонн 6. На вибраторе 11 установлены механические или гидроприводные соединители 12, предназначенные для подачи электрического тока к нефтяному коллектору 9 по части обсадной колонны 5, расположенной ниже изоляционного моста 10. Как показано на фиг.3, подачу электрического тока к вибратору 11 или гидроприводным соединителям 12, расположенным над изоляционным мостом 10, можно осуществить по электрическому кабелю 13, снабженному арматурой 14 и установленному в кольцевом промежутке 15 между обсадной колонной 5 и внутренней стенкой эксплуатационной колонны 6. Подачу электрического тока к вибратору 11 или гидроприводным соединителям 12, расположенным над изоляционным мостом 10, можно также осуществить по эксплуатационной колонне 6 или по изолированной части 17 обсадной колонны 5. В последнем случае соединитель 12 остается прикрепленным к эксплуатационной колонне 6 и устанавливает состояние контакта непосредственно во внутреннем, не изолированном, участке 16 верхней части 17 обсадной колонны 5, расположенном выше изоляционного моста 10 (фиг.4). Ток, который оставляет проводящую верхнюю часть 17 обсадной колонны 5, через кабелепроводы 18 или электрический кабель 13 проходит через вибратор 11 и поступает в нижнюю часть 19 обсадной колонны 5 посредством другого гидроприводного соединителя 12. Электромеханический вибратор 11 содержит подвижный орган и рабочие элементы, выполненные с возможностью смещения друг относительно друга приблизительно в 90o под действием возбуждения, возникающего при подаче импульсной электрической энергии к вибратору 11 для воздействия на обсадную колонну 5 скважины колебаниями в соответствии с акустической характеристикой нефтяного коллектора 9. Вибраторы 11 выполнены с возможностью создания колебаний в вертикальном и горизонтальном направлениях. Вибраторы должны быть надежными, недорогостоящими, долговечными и синхронизироваться с собственной частотой геологических формаций, как это определено в работе "Случайная вибрация в перспективе", Уэйн Тустин и Роберт Меркадо, Тустиновский технологический институт, Санта Барбара, штат Калифорния, с. 187. Собственная частота fn представляет частоту свободных колебаний незаглушенной системы; также частота любого типа собственных колебаний fn понижается в случае глушения. Благодаря свойствам глушения (ослабления), которые всегда существуют в любом коллекторе и которые могут оцениваться коэффициентом добротности геологической формации, как это может подтверждаться по работе, представленной Янтуриным А. Ш. Рахумкуловым Р.Ш. Хармановым Н.Ф. (Башкирский НИИ нефти, Нефтяное Хозяйство. N 12, декабрь 1986 г, эффективная собственная частота находится в диапазоне от 0,5 до 5 Гц и может обеспечивать импульс звукового давления порядка от 2 до 20 МПа в зависимости от давления, преобладающего в коллекторе. Однако, подтверждено, что эта частота может достигать почти 100 Гц и в качестве примера может быть приведено бразильское нефтяное месторождение, где это давление составляет 16,7 бар (1,67 МПа). В этом случае было подтверждено, что оптимальное среднее звуковое давление составляло 304 КПа, что дает в результате градиент давления в обсадной колонне порядка 108 КПа и ускорение порядка 5 g. Таким образом, имеется вибратор со средней мощностью 100 кВт 18 кВт/м2. При 5 Гц этот вибратор может генерировать пик максимальной интенсивности порядка 362 кВт/м2 и звуковое давление около 5 МПа. Низкая частота, описанная здесь, создает упругие волны глубокого проникновения. Однако, представляется выгодным иметь доступными частоты значительно более высокие близко к зоне скважины, чтобы обеспечивать достижение эффекта эмульгирования и затем способствовать получению пониженного гидравлического сопротивления. Это решается приспособлением вибратора передавать так называемый "стучащий звук", что означает шум, заключающий в себе много частот, который, между прочим, представляет случай большинства шумов. Например, записывая низкочастотный шум данных музыкальных инструментов, таких как барабаны, можно подтверждать, что имеется ряд различных частот у верхней части низкочастотной волны. Так как эффект глушения в коллекторе будет поглощать низкие частоты непосредственно вокруг скважины, наша цель автоматически достигается передачей низкочастотных "стучащих звуков". Ни один из способов, известных для воздействия вибрациями, не привлекал внимания к этой особенности. В операциях геофизических исследований в нефтяных скважинах являются известными последовательные ряды вибраторов, которые могут передавать высокие мощности при различных частотах. Однако, ни одно из таких типов оборудования не показало состояния, которое было адекватным целям настоящего изобретения, так как не разрабатывалось для непрерывного использования. Кроме того, эти типы оборудования не позволяют объединенное использование электрического воздействия, также они не могут питаться, как например, от источника энергоснабжения в направлении скважин. Следовательно, было необходимо разработать специальные электромеханические вибраторы, чтобы удовлетворить требования настоящего изобретения. Для достижения этой цели было подтверждено, что представлялось необходимым преобразовывать электрическую энергию в магнитную энергию и эту энергию в кинетическую энергию в некотором теле и отсюда в звуковой импульс высокой мощности. Такие электромеханические вибраторы представлены на фиг.5 и последующих фигурах, которые будут описываться ниже. На фиг.5 изображен вибратор, создающий колебания в вертикальном направлении, включающий последовательный ряд катушек 20, которые после присоединения к источнику питания оказывают давление на трубу 21, поляризованную в отверстиях катушек. Эта труба 21 передает кинетическую энергию, генерированную таким образом, подвижному органу 22 вибратора 11, который изменяет направление движения упругих волн. Это достигается посредством следующих элементов: катушки 20 соединяются последовательно и с двухполупериодным выпрямителем 23; выпрямитель 23 соединяется с магистральным проводником 24, который в данном случае состоит из эксплуатационной колонны 6 и нижней части 19 обсадной колонны 5. Выпрямитель 23 представляет собой обычный переключатель, приводимый в действие тиристором 25. Этот переключатель размыкается с заданной частотой посредством таймера 26. Когда переключатель размыкается, постоянный ток протекает в направлении катушки 20, и тогда магнитные поля, генерируемые в катушках 20, перемещают поляризованную трубу 21 вниз. Чувствительная катушка 27 соответствует концу пути и снова замыкает переключатель, а пружина 28 или давление внутри коллектора 9 будет перемещать поляризованную трубу 21 снова вверх. Нефть течет через поляризованную трубу 21 и забирает тепло, генерированное в катушках 20. Далее представляется подробное описание рабочего органа 22, который принимает удар поляризованной трубы 21. На фиг.7 показан вариант выполнения вибратора 11, подвижный орган 22 которого выполнен в виде штанги 29 с V-образными неподвижными обоймами 30, прикрепленными к штанге 29. Рабочие элементы вибратора 11 выполнены в виде V-образных подвижных обойм 31, прикрепленных к штанге 29 и расположенных на определенном расстоянии ниже обойм 30. Обоймы 30, 31 могут иметь различные формы и таким образом создавать различные волновые спектры, когда штанга 29 вжимается в жидкость. Волны будут генерироваться, когда флюиды между подвижными обоймами 31 и фиксированной обоймой 30 выжимаются радиально наружу, так как сильное ускорение штанги 29 вниз вынуждает обоймы 30, 31 прижиматься друг к другу с высокой скоростью. Размещением противоположных сторон обойм 30, 31 параллельно штанге 29 представляется возможным аксиально изгибать обсадную колонну 5 (фиг.8). Большое преимущество этого состоит в том, что гораздо меньшая сила требуется для того, чтобы деформировать обсадную колонну 5, подобную этой, чем когда тянется стальная, как это происходит при использовании вибратора, который посылает порции сил во всех направлениях и одновременно. Позволяя боковым сторонам обойм 30, 31 следовать по длинной спирали, представляется возможным вызывать колебания обсадной колонны 5 подобно струне музыкального инструмента, передавая таким образом пучки наложенных друг на друга волн в пласты геологической формации. С другой стороны, поляризованная труба 21 может ударять любую конструкцию, которая может изменять направление вертикального движения приблизительно на 90o. В другом варианте выполнения, показанном на фиг.8, подвижный орган 22 вибратора 11 выполнен в виде гофрированной стальной трубы 32, снабженной в нижней своей части закрывающим ее колпаком 33, а в верхней части поршнем 34, размещенным в концевой части 35. Поршень 31 может перемещаться поляризованной трубой 21 (фиг.7) в трубу 32, заполненную жидкостью. Поршень 31 возвращается в исходное положение посредством пружины 28 или любым другим упругим средством. Гофрированная труба 32 может иметь любую другую форму (фиг.11-14), и трубы всех этих форм будут генерировать различные волновые спектры и позволять обсадной трубе 5 изгибаться в осевом направлении. В другом варианте выполнения вибратора используется векторное произведение электрического и магнитного потоков, которое дает в результате перпендикулярную силу F, которая является основой для всех электрических двигателей, питающихся электрическим током, используемым для скважин. Этот альтернативный вариант показан на фиг.15. Вибратор выполнен в виде сердечника 36, собранного из катанных стальных листов, как в якоре двигателя. Обмотка, выполненная из изолированного медного провода 37, охватывает сердечник 36, причем сердечник 36 и обмотка 37 защищаются изоляцией 38. Для подвижного органа 22 вибратора 11 существуют различные варианты выполнения, четыре из которых представляются ниже. В первом варианте подвижный орган 22 представляет гофрированную трубу 39, выполненную из нержавеющей стали. Кольцевое пространство между трубой 39 и изоляцией 38 заполняется жидкостью с высокой удельной электропроводностью, например, ртутью. Вместо гофрированной трубы 39 можно использовать гибкий шланг 40, выполненный из силиконового каучука. Другой альтернативный вариант для подвижного органа 22 представляет трубу 41, разделенную на четыре элемента 42. Между полюсами 43 расположена железная штанга 44, прикрепленная к трубе 41. Трубы 41 поддерживаются объединенными посредством эластичного силиконового шланга 45. Еще один альтернативный вариант представляет гофрированную трубу 46 специальной формы. Работа вибратора осуществляется следующим образом. Ток (фиг.17) от проводника скважины сначала проходит через обмотку 47 и генерирует таким образом магнитный поток B между полюсами 42, 43. После этого ток проходит через подвижный орган 22 (в первых двух альтернативных вариантах через проводящую жидкость), а затем в геологическую формацию. Цепь образуется таким образом, чтобы сила F могла действовать на обсадную колонну 5 и геологическую формацию. Когда направление тока и магнитного поля изменяется благодаря частоте переменного тока, частота вибраций будет удваиваться. То есть, если частота переменного тока 50 Гц, то частота вибраций будет составлять 100 Гц. В некоторых нефтяных коллекторах таковая может быть оптимальной частотой и поэтому не будет требоваться маневрировать силой, приложенной к вибратору. Однако, может быть не выгодным использовать более низкую частоту, сила может прилагаться, как описано для фиг.5, или посредством передачи импульса высокого напряжения, как например, от поверхности, что вынуждает ток проходить через обмотку в вибратор и, следовательно, в формацию. Эта сила может также подаваться, например, от нагруженного конденсатора или от нагруженной катушки, как это имеет место в системе зажигания автомобиля. На фиг.18 показана схема 48 соединения, имеющая соединитель 12, приводимый в действие гидравлически, прикрепленный к концу эксплуатационной колонны 6, изолированной ее пакером 8 ниже увеличенного участка 49. Вибратор 11 выполнен в форме сердечника 50, составленного из железных листов, объединенных посредством болта 51 с гайкой 52. В каждом конце сердечника 50 имеются две концевые части 53, которые оказывают давление на связку катанных железных листов, образующих сердечник 50. Обмотка 54 из медного провода наматывается на сердечник 50 и, будучи соединенной с источником энергоснабжения, генерирует магнитное поле с северным и южным полюсами в каждой стороне сердечника 50 (фиг.19). Для того чтобы защитить обмотку 54 и сердечник 50, они помещаются внутрь немагнитной трубы. Зазор между состоящим из сердечника 50 и эксплуатационной колонны 6 узлом 55 и стальной обсадной колонной 5 составляет около 1 мм. Работа этого вибратора осуществляется следующим образом. Когда ток проходит через обмотку 54 и затем через соединитель 12 в геологическую формацию, колеблющийся магнитный поток B генерируется в обмотке 54 и изменяется в направлении в соответствии с частотой этого тока. Так как колеблющийся магнитный поток будет притягивать обсадную колонну 5 в том же самом направлении, колонна 5 будет вибрировать с частотой в два раза выше, чем частота источника энергоснабжения (фиг.19) благодаря пружинистости в стали. Это дает в результате преимущества, на которые указывалось в связи с описанием вибратора, показанного на фиг.5. Для случая большой толщины разрабатываемого нефтяного коллектора (фиг. 18) сердечник 50 может скручиваться и, таким образом, будет возможным обеспечить вибрацию обсадной колонны 5, передавать серии волн, как например, от обсадной колонны 5 и совмещать узлы. В том случае, если требуется использовать частоту ниже частоты электрического тока, таковая может быть достигнута способом, описанным для показанного на фиг.5 вибратора, который предусматривает возбуждение обмотки импульсами сильного тока. Также уместно указать, что все удары, производимые вертикальным вибратором, автоматически генерируют стучащие звуки. Чтобы достигать получение стучащих звуков в вибраторах, которые создают горизонтальные колебания и которые вибрируют с удвоенной частотой по отношению к частоте источника энергопитания, используется частотный модулятор. В его простейшей форме, таковой может выполняться с магнитофоном, сигнал которого усиливается трансформатором. Таким образом представляется возможным использовать специальную "музыку" для частотной модуляции. В случае вибратора, который приводится в действие в соответствии с принципом, описанным в связи с фиг.18, может представляться выгодным строить таковой со специальным подвижным органом, который вибрирует вместо обсадной колонны 5. Это достигается установкой комплекта обмоток 51 внутри дополнительной гибкой трубы, которая может приводиться в состояние вибрации. Форма сечения этой трубы может быть круглой или эллиптической. На фиг.20 показан еще один вариант вибратора. Схема 48 соединения имеет соединитель 12 с гидравлическим приводом, прикрепленный к концу эксплуатационной колонны 6, изолированной ее пакером 8, ниже увеличенного участка 49. Ниже соединения 48 имеется пустое пространство 56, предназначенное для переключателей, которые управляют вибратором 57. Этот вибратор 57 состоит из последовательного ряда обмоток 58, прикрепленных друг к другу посредством прокладок 59 и секций трубы 60. В центральном отверстии обмоток 58 для каждой пары обмоток 58 помещаются два чугунных поршня 61, с их оконечными частями, повернутыми друг к другу и срезанными параллельно под углом 45o. Обмотки 58 наматываются таким образом, что около каждой пары поршней 61 магнитные полюсы, которые поворачиваются друг к другу, остаются в направлении юга и севера. Плоский торец поршней 61 одной пары обмоток 58, повернутый к поршню 61 другой пары обмоток 58, имеет одинаковый магнитный полюс. Отверстие сверлится в секциях трубы 60, в которые в противоположном направлении помещаются два малых поршня 62, а оконечная часть, повернутая друг к другу, срезается параллельно под углом 45o. Обмотки 58 с их поршнями 61 помещаются в стальную трубу 63, которая закрывается в нижней части плитой 64. Функция вибратора 57 состоит в том, чтобы передавать электрический ток в обмотки 58, которые будут генерировать магнитные поля и упомянутые выше магнитные полярности. Поршни 61 будут притягиваться друг к другу и отжимать малые поршни 62 радиально наружу. Вертикальное движение поршней 61 и, поэтому, поглощенная кинетическая энергия, когда достигает поршни 62, будет трансформироваться в звуковую энергию, когда изгибается стальная труба 63. Без использования трубы 63 мощность будет передаваться от радиальных поршней 62 в качестве выброса. Каждая оконечная часть поршней 62 будет передавать упругие волны большой мощности при низкой частоте. Даже если магнитное поле будет усиливаться медленно, внезапная динамическая нагрузка на оконечных частях поршня 62 обеспечит генерацию импульсов мощности порядка нескольких кВт. Эти утверждения поддерживаются следующими далее уравнениями. Для целей вычисления плотность магнитного потока в воздушном зазоре между полюсными башмаками принимается однородной. Также остаточное магнитное поле в черном металле, ток, наводимый флуктациями частоты в магнитное поле, и магнитные потери в других частях цепи принимаются в качестве пренебрежимо малых. Закон Ампера показывает, что: где H напряженность магнитного поля; l длина цепи; I электрический ток. Магнитная сила может выражаться так: где F магнитная сила; W мощность магнитной энергии; X смещение поля; B магнитная индукция; A площадь поперечного сечения магнитной цепи; m магнитная проницаемость. Тогда магнитное поле представляет: где размер воздушного зазора; N число витков в обмотке; Полагая HFe 0, мы будем иметь 2Hвоздух = Nl (2) Таким образом: Подставляя уравнение (3) в уравнение (1): Это уравнение показывает, что магнитная сила увеличивается согласно параболе в качестве обратной функции размера воздушного зазора. Это показывает, что эта сила будет значительно расти до момента столкновения. Рассмотрим для целей проектирования, основанном на фиг.8, следующие далее значения A 0,02 м2; N 1000; I 5 А; макс= 0,01 мм, m 5 кг. Магнитная сила, соответствующая каждому положению поршня, и накопленная мощность в конце хода поршня могут вычисляться. Результаты показываются в табл.1. В точке столкновения ( 0) мощность может быть бесконечной. Однако, реальное значение может оцениваться в качестве 100 Дж, и время для диссипации этой энергии 0,001 с. Таким образом, мощность на поршень будет составлять: Каждая серия волн малых поршней 62 будет налагаться на другие, так как волны будут налагаться друг на друга. Расположение комплекта обмоток 58 и поршней 61, показанных на фиг.20, дает в результате осевое движение упомянутого поршня. Однако, может быть полезным повернуть узел, состоящий из обмотки 58 и поршня 61, на 90o с тем, чтобы получить радиальное движение поршня 61. Еще один альтернативный вариант для вибратора представляется на фиг.21. Схема соединения имеет соединитель 12, приводимый в действие гидравлически и также прикрепленный к оконечной части эксплуатационной колонны 6, изолированной ее пакером 8, ниже увеличенного участка 49. Ниже соединения 48 находится пустое пространство 56, предназначенное для электрических переключателей вибратора. Вибратор состоит из последовательного ряда обмоток 65, намотанных вокруг сердечника 66 из железных листов так, что каждый магнитный полюс в оконечной части обмоток 65 является идентичным. Это означает, что северный полюс одной обмотки 65 поворачивается к северному полюсу другой обмотки 65, а южный полюс обмотки 65 поворачивается к южному полюсу следующей обмотки 65. Сердечники 66 из катаного железа формуются так, что каждая железная оконечная часть обмотки 65 является одинаковой в каждой обмотке 65. Комплект обмоток 65 в одной из возможных систем помещается в полую трубу 67 квадратного сечения из упругого магнитного материала, подобно стальной пружине, с пространством для обмоток 65 и сердечника 66. В другой системе труба 68 имеет круглое сечение и одинаковый тип материала и, поэтому, оконечные части катаных сердечников 66, свернутые в трубу, являются круглыми. Необходимо понимать, что представляется возможным использовать катаные трубы, где внутренняя труба выполняется из упругого магнитного материала, а внешняя труба выполняется, например, из нержавеющей стали. Этот вибратор работает следующим образом. Когда электрический ток проходит через обмотки 65 и затем через соединитель 12 в геологическую формацию, колеблющийся магнитный поток B генерируется в обмотках 65 и изменяется в направлении с частотой тока. Благодаря факту, что магнитные полюса в обмотках 65 поворачиваются друг к другу, образуется замкнутый магнитный контур для каждой обмотки 65 (фиг.20). Так как колеблющийся магнитный поток будет притягивать трубы, таковые будут вибрировать в два раза чаще, чем частота источника энергоснабжения. Так как притяжение является более сильным между обмотками 65, комплект будет передавать число серий волн, которое больше, чем длина вибратора. Каждый волновой импульс имеет в его вертикальной проекции форму, показанную на фиг.21, а в его горизонтальной проекции форму, иллюстрированную на фиг.22, 23. Преимущества этого являются одинаковыми с теми, которые представлены для движения трубы и, следовательно, обсадной колонны 5, как упоминалось для подвижного органа вертикального вибратора, показанного на фиг.5. Необходимо указать, что представляется возможным притягивать обсадную колонну 5 непосредственно без использования труб 67 или немагнитных труб в качестве устройств защиты обмоток. Чтобы подавать низкую частоту, таковая может достигаться, как например, для показанного на фиг. 5 вибратора, или как это показано в изображенной на фиг.24 схеме. Направление сетевого тока, который нагревает геологическую формацию (Rj), может изменяться посредством тиристора, отрегулированного по частоте, чтобы проходить через вибратор и затем возбуждать обмотки. При использовании катанных труб, в котором внешняя труба является немагнитной, притягиваемая магнитная труба будет достигать внешней трубы, когда она возвращается, после прекращения действия магнитной силы, и тогда будет генерировать острый импульс, как таковой описан для вибратора, показанного на фиг.20. В дополнение, было подтверждено, что взаимодействие электрического и звукового воздействий дает в результате эффект, который гораздо сильнее, чем при использовании любого из этих воздействий по отдельности. Распределение тепла и энергии в нефтяном коллекторе посредством электричества и звуковых волн может вычисляться одинаковым способом, как количество тепла, эффективно освобожденного трением. Трение, вызванное звуковым воздействием, создается колебанием капелек флюида, однако, благодаря электричеству, таковое генерируется молекулярным движением. Таким образом, общий ввод энергии ограничивается охлаждающей способностью добытой нефти. Вычисление для этого является простым: Q Mc(t2-t1) (кДж/единицу времени) где M масса нефти для каждой единицы времени, кг/ч; c удельная теплоемкость нефти, кДж/кгoC; t2 температура скважины; t1 средняя температура нефтяного коллектора. Следует обратить внимание, что любой из вышеописанных вибраторов может использоваться для скважины или любого другого геофизического исследования или воздействия как по отдельности, так и в совокупности известных в данной области техники, таких как коалесценция, вибробурение, борьба с обледенением почвы, трещинообразование и т.п. На фиг.25 изображена скважина, подготовленная для осуществления способа увеличения добычи нефти из нефтяного коллектора с использованием вышеописанного устройства. В скважине над нефтяным коллектором 9 предварительно создают изоляционный мост 10 путем выполнения полости 69 вырезанием части обсадной колонны 5 и заполнением этой полости 69 изолирующим материалом. В качестве этого материала может быть использован соленый бетон, просверленный после заполнения полости 69 шариками из алюминия или другого металла, или какой-либо другой материал с высокой удельной электрической проводимостью, такой как металлическая или неметаллическая проводящая текучая среда, для увеличения площади электрода и обеспечения хорошего акустического соединения с геологической формацией. Подачу электрического тока к нефтяному коллектору 9 осуществляют по нижней части 19 обсадной колонны 5, расположенной ниже изоляционного моста 10 через гидроприводные соединители 12, установленные на вибраторе 11, закрепленном на нижней части эксплуатационной колонны 6. Подачу электрического тока к вибратору 11 или гидроприводным соединителям 12, расположенным над изоляционным мостом 10, осуществляют по изолированной верхней части 17 обсадной колонны 5. На фиг.26 представлена система, аналогичная показанной на фиг.25, за исключением того, что вибратор 11 создает колебания в вертикальном направлении. Ниже приводятся пояснения преимуществ способа увеличения добычи нефти из нефтяного коллектора, согласно настоящему изобретению. Основной принцип способа состоит в преимущественном воздействии на геологическую формацию, объединяющем вибрацию и электрическую энергию одновременно. Это достигается вводом специальных вибраций в пласты формации. Эти вибрации должны быть насколько возможно ближе к собственной частоте породы основной массы или собственной частоте флюидов как по отдельности, так и в совокупности. Подтверждение упомянутого выше принципа получено посредством испытаний, проведенных на лабораторной установке, показанной на фиг.27, с целью моделирования в лабораторном масштабе истинных условий, имеющихся в формациях. Эти испытания проводились, как описано ниже. Песчаниковый блок был изолирован при почти 800 мД (миллидарси) проницаемости и 22% пористости, взятый из выхода породы на поверхность и насыщенный водой, содержащей 40000 мас.ч. на миллион NaCl. После этого вода вытеснялась сырой нефтью. Этот песчаниковый блок поддерживался при температуре около 38oC. Пористая среда 70, подготовленная, как объяснялось выше, обеспечивалась тремя типами скважин: эксплуатационной скважиной 71, нагнетательной скважиной 72, наблюдательной скважиной 73 и была оборудована датчиками 74, 75 давления, датчиками 76 температуры, оборудованием 77-80 для электрического воздействия, оборудованием 81 для звукового воздействия, оборудованием 82 для подачи газа, оборудованием 83 для подачи жидкости к этой системе. Эти испытания повторялись несколько раз с использованием различных расположений вибраторов и источника электрической энергии и при сопровождении эффекта воздействия при использовании только вибрации, только электрической энергии и вибрации и электрической энергии одновременно. Добытая нефть собиралась в колбы 84. Было подтверждено, что вибрации обеспечивают достижение различных эффектов в флюидах, удерживаемых в формациях. Вибрации освобождают когезионные и адгезионные связи, а также большую часть капиллярных сил, позволяя таким образом углеводородам протекать через формацию. Вибрации, которые распространяются внутри нефтяного коллектора в виде упругих волн, будут видоизменять угол контакта между формацией и флюидами и снижать коэффициент гидравлического сопротивления. Таким образом, будет иметь место более свободное течение в направлении скважин, где будет появляться резкое повышение в скорости, а также больший перепад давлений. Упругие волны генерируют пульсирующую силу в этих пластах и, благодаря различным плотностям флюидов, таковые ускоряются различно. Благодаря различному ускорению, флюиды будут "притираться" друг к другу и генерировать тепло трением, которое в свою очередь будет уменьшать межфазное натяжение флюидов. В дополнение к этим эффектам, вибрации будут освобождать газ, который улавливался и который будет способствовать многозначительному повышению в давлении нефти. В дополнение пульсирующая сила будет создавать пульсирующее звуковое давление, которое будет способствовать фонтанированию нефти. Для того, чтобы поддерживать и, одновременно, когда природное (собственное) давление уменьшается, тепло подводится к нефтяному коллектору. Тепло подводится как в форме теплоты трения, вызванной вибрациями, так и в форме переменного тока, подаваемого к скважинам. Вследствие способности передачи электрического тока всегда присутствующий в нефтяном коллекторе ток будет циркулировать в скважинах и заставлять коллектор действовать таким образом, как действует электрическая печь, причем в результате получается резистивный нагрев. Этот нагрев будет служить причиной частичного испарения воды и самой легкой фракции нефтяных углеводородов. Переменный ток будет вынуждать ионы в флюидах колебаться, и, таким образом, нефть, которая фонтанирует, действует в качестве охлаждающей среды, которая позволяет использование большой плотности энергии. Эти основополагающие факты были подтверждены посредством испытаний, проведенных в лабораторном масштабе и основанных на ранее описанном принципе. Результаты одного из таких испытаний представляются на фиг.28. График показывает добычу нефти из эксплуатационных скважин в зависимости от времени. Добыча из каждой скважины, суммарная добыча и тип прилагавшегося во время испытаний воздействия определяются следующим образом: V представляет только вибрации, E представляет только электрическую энергию, а V+E - представляет вибрации плюс электрическая энергия. После 80 ч это испытание прерывалось и возобновлялось несколько позже. Даже в таком случае результаты были многозначительными. Из этого графика ясно, что при способе, согласно настоящему изобретению, было добыто нефти в 3,5 раз больше, чем при добыче нефти первичными способами. Результаты предшествующих испытаний были почти одинаковыми. Важным является то, что происходило резкое повышение добычи нефти при воздействии посредством одновременного приложения электрической энергии и вибрационной энергии. Добыча нефти имела место прежде, чем ожидалось для теплового эффекта посредством только повышения давления и резких изменений в вязкости. Это подтверждает теорию, что поверхностное натяжение уменьшается при осцилляции ионов в флюидах, которая образует быстрое увеличение в фонтанировании нефти, вместе с акустическим воздействием, которое ускоряет каплеобразование. Необходимо лучше объяснить, каким образом звуковые волны могут оказывать влияние на добычу нефти и что было подтверждено в нашем интенсивном лабораторном исследовании. Механизмы движения в нефтяном коллекторе могут быть следующими 1. Расширение флюида и основной массы породы. 2. Вытеснение воды. 3. Вытеснение газа. 4. Вытеснение раствора газа. Данное изобретение может использовать все эти механизмы, однако, его результаты являются наилучшими в случае вытеснения раствора газа. В случае газа, растворенного в нефти, газ расширяется в виде маленьких капелек внутри нефти, когда уменьшается давление, или когда нефтяной коллектор нагревается при давлении, которое ниже давления насыщения. Пузырьковое включение газа будут вытеснять нефть, которая будет протекать внутри нефтяного коллектора в направлении перепада давлений. Капельки нефти, обычно, окружаются водой, и существует очень мало твердотельных частиц, в которых могут создаваться пузырьковые включения. В этом случае повышение температуры появления первого пузырька (точки начала кипения) будет происходить согласно повышению температуры кипения и давление, при котором образуются пузырьки, должно быть существенно ниже, чем для данной температуры. Поэтому необходимо понижение давления для того, чтобы пузырьки могли начинать произрастать на микропузырьках, которые могут присутствовать в жидкости. Было показано, что звуковые колебания взаимодействуют с повышением температуры появления первого пузырька таким образом, чтобы легко могло начинаться кипение. В дополнение, поверхностные натяжения на границе между нефтью и газом будут препятствовать течению нефти внутри коллектора. Эти поверхностные натяжения на границе между нефтью и газом являются относительно низкими и уменьшаются, когда повышается температура. Поэтому, очень большой эффект будет достигаться при относительно слабых вибрациях. Проведенные лабораторные испытания показали, что из основной массы породы, в которой фонтанирование остановилось, представляется возможным снова начинать фонтанирование при вибрации слабой порядка 0,04 g. При этом уже была достигнута добыча вплоть до 80% остаточной нефти. Объяснение этого состоит в том, что при прекращении фонтанирования это происходит потому, что достигается точка равновесия, которая может изменяться посредством слабого звукового воздействия. Когда звуковые колебания распространяются в радиальном направлении скважины и нефть течет в направлении таковой, оптимальный эффект будет достигаться при использовании минимального количества энергии. Кроме того, известно, что нефть и другие флюиды протекают гораздо легче через пористую среду, когда упомянутая среда подвергается воздействию вибраций, что объясняется снижением гидравлического сопротивления в порах. Таким образом объясняется, почему жидкость, которая рассматривалась в качестве ньютоновской жидкости, действует так, если бы она была тиксотропической жидкостью в маленьких капельках. В разграничивающем участке между жидкостью, которая протекает, и границами пор молекулы будут становиться "выстроенными в ряд" с некоторыми молекулами в направлении толщины согласно их более высокой или более низкой полярности. Если жидкость подчиняется воздействию вибраций, таковая достигает состояния, которое относится к капиллярным волнам в текучей среде, и тогда молекулы не будут иметь времени, чтобы устанавливать полярные связи. Тиксотропический слой становится тоньше, и нефть будет протекать гораздо легче. Это явление взаимодействует с колебательным движением ионов в тех же самых поверхностях и, таким образом, будет налагаться на капиллярные волны, созданные вибрациями. Энергия в звуковой волне, которая поглощается коллектором, будет трансформироваться в тепло и, поэтому, будет повышать давление газа в качестве следствия частичного испарения, уже упомянутого ранее, вместе с электрическим воздействием. Большое преимущество состоит в том, что теплота выделяется в самом нефтяном коллекторе и что она не должна передаваться вплоть до этих пластов теплопроводностью посредством теплонесущей среды, такой как водяной пар, горячая вода или эквивалентная среда. Во время прорыва воды в эксплуатационные скважины обычно происходит удерживание большого количества нефти в коллекторе вследствие действия капиллярных сил. Добыча нефти уже осуществлялась в этих условиях посредством звукового воздействия, однако, требовалось использовать сильные вибрации (5-10 g). Способ и устройство, согласно изобретению, позволяют увеличить добычу нефти из скважин, эксплуатировавшихся длительное время, с установленным в них оборудованием стандартного типа. Это означает, что этот процесс допускает использование обычных оборудования, сооружений и инструментов для добычи нефти и что находящаяся на поверхности электрическая система пользуется обычным оборудованием, таким как промышленного типа трансформаторы, которые являются доступными на рынке. Способ и устройство позволяют решить следующие проблемы: 1. Диссипация (рассеяние) энергии в горных породах. 2. Проводимость энергии вплоть до вибраторов. 3. Контроль общего расхода энергии. 4. Получение электрического и акустического соединения с обсадной колонной скважины и с нефтяным коллектором таким образом, чтобы можно было обходиться без проводящей жидкости. 5. Доступность вибратора, который является простым, долговечным и лишенным нестабильности, которая является обычной в уже известных типах вибраторов. Настоящее изобретение является применимым практически к любому типу нефтяного коллектора.

Формула изобретения

1. Способ увеличения добычи нефти из нефтяного коллектора, включающий подачу электрического тока к нефтяному коллектору и к вибратору для одновременного электрического и вибрационного воздействия на нефтяной коллектор, отличающийся тем, что в скважине над нефтяным коллектором предварительно создают изоляционный мост путем выполнения полости вырезанием части обсадной колонны и заполнением этой полости изолирующим материалом, подачу электрического тока к нефтяному коллектору осуществляют по части обсадной колонны, расположенной ниже изоляционного моста, через механические или гидроприводные соединители, установленные на вибраторе, закрепленном на нижней части эксплуатационной колонны, а подачу электрического тока к механическим или гидроприводным соединителям осуществляют непосредственно от вибратора или по электрическому проводнику, связывающему вибратор с гидроприводными соединителями, расположенными над изоляционным мостом. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что подачу электрического тока к вибратору или к гидроприводным соединителям, расположенным над изоляционным мостом, осуществляют по электрическому кабелю, установленному в кольцевом промежутке между эксплуатационной и обсадной колоннами. 3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что подачу электрического тока к вибратору или к гидроприводным соединителям, расположенным над изоляционным мостом, осуществляют по эксплуатационной колонне, которую центрируют внутри обсадной колонны с помощью изолированных центраторов. 4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что подачу электрического тока к вибратору или к гидроприводным соединителям, расположенным над изоляционным мостом, осуществляют по изолированной обсадной колонне. 5. Способ по п.1, отличающийся тем, что вибрационное воздействие на нефтяной коллектор осуществляют путем использования энергии первоначального возвратно-поступательного перемещения подвижного органа вибратора для возбуждения колебаний его рабочих элементов, которые изменяют первоначальное направление распространения колебаний и/или усиливают их. 6. Способ по п.5, отличающийся тем, что направление распространения колебаний изменяют на угол приблизительно 90o по отношению к их первоначальному направлению распространения, а усиление колебаний осуществляют путем столкновения рабочих элементов подвижного органа вибратора для создания колебаний, соответствующих акустическим характеристикам коллектора. 7. Устройство для увеличения добычи нефти из нефтяного коллектора, содержащее размещенные в скважине электромеханические вибраторы с удлиненными корпусами, электрически связанные с источником импульсной электрической энергии, отличающееся тем, что электромеханические вибраторы выполнены с возможностью размещения в обсадной колонне скважины, подвижный орган вибратора и его рабочие элементы выполнены с возможностью смещения относительно друг друга на угол приблизительно 90o под действием возбуждения, возникающего при подаче импульсной электрической энергии к вибратору, для воздействия на обсадную колонну скважины колебаниями в соответствии с акустической характеристикой нефтяного коллектора. 8. Устройство по п.7, отличающееся тем, что электромеханические вибраторы выполнены с возможностью создания колебаний в вертикальном и горизонтальном направлениях. 9. Устройство по п.7, отличающееся тем, что подвижный орган вибратора выполнен в виде штанги, а рабочие элементы в виде V-образных подвижных обойм, прикрепленных к штанге. 10. Устройство по п.7, отличающееся тем, что подвижный орган вибратора выполнен в виде гибкой трубы, снабженной в нижней своей части закрывающим ее колпаком, а в верхней части поршнем, выполненным с возможностью воздействия на жидкость, заключенную в этой трубе. 11. Устройство по п.7, отличающееся тем, что подвижный орган вибратора выполнен в виде гофрированной трубы из нержавеющей стали, или в виде шланга из силикона, наполненных токопроводящей жидкостью, или из стальной трубы с прикрепленными к ней токопроводящими элементами и имеет соединительное средство. 12. Устройство по п.7, отличающееся тем, что электромеханический вибратор выполнен с возможностью горизонтального смещения рабочего органа под действием возбуждения, возникающего при подаче импульсной электрической энергии от источника переменного или постоянного тока, или от конденсаторов, трансформаторов, или от магнитных катушек. 13. Устройство по п.7, отличающееся тем, что электромеханический вибратор выполнен с возможностью вертикального смещения рабочего органа под воздействием возбуждения, возникающего при подаче импульсной электрической энергии к вибратору от источника переменного или постоянного тока, или от конденсаторов, трансформаторов или магнитных катушек.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5, Рисунок 6, Рисунок 7, Рисунок 8, Рисунок 9, Рисунок 10, Рисунок 11, Рисунок 12, Рисунок 13, Рисунок 14, Рисунок 15, Рисунок 16, Рисунок 17, Рисунок 18, Рисунок 19, Рисунок 20, Рисунок 21, Рисунок 22, Рисунок 23, Рисунок 24, Рисунок 25, Рисунок 26, Рисунок 27, Рисунок 28

www.findpatent.ru

Увеличение - объем - добыча - нефть

Увеличение - объем - добыча - нефть

Cтраница 1

Увеличение объема добычи нефти находится в прямо пропорциональной зависимости от перепада давления. Увеличение средней площади, приходящейся на одну эксплуатационную скважину, приводит к повышению удельной численности рабочих на одну эксплуатационную скважину, но в то же время сокращает общую их численность. Увеличение числа фонтанных скважин в общем фонде скважин приводит к уменьшению численности рабочих, поскольку удельная численность рабочих на одну скважину при фонтанной добыче нефти меньше, чем в насосной. Организация производства и труда непосредственно отражается на величине коэффициента эксплуатации.  [1]

Увеличение объемов добычи нефти связано с вводом в разработку новых м-ний, уплотнением сетки скважин, совершенствованием систем заводнения и интенсификацией добычи нефти.  [2]

Увеличение объема добычи нефти идет по двум направлениям: за счет ввода в разработку новых месторождений и за счет повышения коэффициента нефтеотдачи разрабатываемых месторождений. Следовательно, увеличение коэффициента нефтеотдачи является существенным резервом для увеличения добычи нефти на эксплуатируемых, обустроенных месторождениях, позволяет планировать большую добычу на новых месторождениях и позволит вовлечь в разработку такие месторождения, которые при существующем коэффициенте нефтеотдачи разрабатывать нерентабельно.  [3]

Увеличение объемов добычи нефти и газа неизбежно связано с эксплуатацией новых месторождений и продуктивных горизонтов, открытие которых зависит от степени совершенства применяемой технологии бурения скважин.  [4]

Увеличение объемов добычи нефти все в большей степени обеспечивается за счет ввода в разработку месторождений, расположенных в отдаленных малозаселенных районах Севера, в зонах залегания многолетнемерзлых пород, в континентальных шельфах океанов и морей. При этом возрастает удельный вес добычи тяжелых высоковязких нефтей в общем объеме добычи нефти. Увеличивается ввод в разработку малопродуктивных месторождений. Если вязкость обычных нефтей не превышает 5 - 10 мПа - с, тяжелые нефти имеют вязкость 0 05 - 1 Па-с, то вязкость битумов составляет от 10 до 103 Па-с. С другой стороны, существует тенденция снижения начальных дебит ов пробуренных скважин, что меняет отношение к эксплуатации старых месторождений, поскольку общий объем добычи на старых месторождениях возрастает по отношению к добыче на новых.  [5]

Перспективы увеличения объемов добычи нефти и газа в ближайшем будущем в значительной мере связываются с освоением глубоко залегаьощих месторождений, расположенных на глубинах свыше 4000 м, где, по мнению специалистов [4], сосредоточены весьма крупные ресурсы углеводородов.  [6]

Задача увеличения объемов добычи нефти при снижении капитальных и эксплуатационных затрат может быть решена путем совершенствования технологии и техники нефтедобычи - систем разработки нефтяных месторождений, поддержания пластового давления, технических средств и оборудования для эксплуатации скважин, сбора и подготовки нефти - с максимальным учетом особенностей нового нефтеносного района.  [7]

С увеличением объемов добычи нефти степень опасности многократно возрастает. Одно дело, когда нефть хранили или перевозили в бурдюках или деревянных бочках, и совсем другое дело, когда нефть хранят в современных резервуарах объемом до 50 000 м3 и транспортируют по трубопроводам диаметром 1200 мм под давлением 40 атмосфер на расстояния в несколько тысяч километров. Последствия от аварий также бывают несопоставимы.  [8]

Самым распространенным способом увеличения объема добычи нефти, а следовательно, и повышения процента хранения является применение специальных методов.  [9]

В связи с увеличением объемов добычи нефти Республика Казахстан испытывает проблемы с доставкой своей нефти на мировой рынок. До недавнего времени трубопровод Узень - Атырау - Самара был единственным трубопроводом, обеспечивающим экспорт нефти, выход в Россию. В связи с подписанием соглашения между российской и казахстанской сторонами об увеличении пропускной способности трубопровода Атырау - Самара были проведены опытно-промышленные испытания транспортировки нефти с противотурбулентной присадкой. В результате анализа экспериментальных данных установлена возможность увеличения пропускной способности трубопровода до 15 млн. т в год. С целью увеличения пропускной способности магистрального трубопровода до 30 млн. т в год к 2005 г. предусмотрена реконструкция участка Атырау-Большой Чаган.  [10]

В связи с увеличением объема добычи нефтей на месторождениях Западного Казахстана встает проблема наращивания объемов ее транспортировки, в том числе и по нефтепроводу Атырау-Самара.  [11]

В связи с увеличением объемов добычи нефти РК испытывает проблемы с доставкой своей нефти на мировой рынок. До недавнего времени трубопровод Узень - Гурьев - Куйбышев был единственным трубопроводом, обеспечивающим экспорт нефти, выход JB Россию.  [12]

Показано также, что для увеличения объемов добычи нефти из слабопродуктивных горизонтов кроме ужесточения требований к качеству воды невозможно обойтись без разработки и предъявления новых требований к системе нефтегазосбора, подготовки нефти и технологий, исключающих неконтролируемый сброс загрязненных вод в систему ППД, а также новых подходов к закачке воды на базе каскадных технологий.  [13]

Химические методы, направленные на увеличение объемов добычи нефти, как правило, связаны с использованием ПАВ. По одной из существующих технологий ПАВ посредством эмульгирования способствует высвобождению нефти из пластов различных пород. По другой - ПАВ могут преимущественно смачивать породу, высвобождая таким образом имеющуюся там нефть. Также работает и следующий способ, известный как детергентный. На практике все эти механизмы имеют право на существование. На рис. 3.4 приведена схема заполнения скважины водным раствором ПАВ, который приводит как к увеличению давления, так и к вытесняющему нефть воздействию ПАВ.  [14]

Показано также, что для увеличения объемов добычи нефти из слабопродуктивных горизонтов кроме ужесточения требований к качеству воды невозможно обойтись без разработки и предъявления новых требований к системе нефтегазосбора, подготовки нефти и технологий, исключающих неконтролируемый сброс загрязненных вод в систему ППД, а также новых подходов к закачке воды на базе каскадных технологий.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

композиция и способ повышенной добычи нефти - патент РФ 2363718

Настоящее изобретение относится к химической композиции и ее использованию для увеличения добычи и запасов нефти вторичным и/или третичным способами. Химическая композиция для использования в буровых работах для добычи нефти содержит соединение аммиака, спирт и водный раствор носитель, который присутствует в объеме, достаточном, чтобы полностью растворить соединение аммиака и спирт. Способ использования указанной выше композиции включает введение этой композиции в пласт в количестве, эффективном при добавлении к пласту для существенного увеличения добычи углеводородов, и извлечение углеводородов. Технический результат - повышение нефтедобычи. 2 н. и 17 з.п. ф-лы, 2 ил. композиция и способ повышенной добычи нефти, патент № 2363718

Рисунки к патенту РФ 2363718

композиция и способ повышенной добычи нефти, патент № 2363718 композиция и способ повышенной добычи нефти, патент № 2363718

Родственные заявки

Эта патентная заявка заявляет приоритет американской предварительной патентной заявки № 60/561669, поданной 13 апреля 2004 г, которая целиком включена в данное описание.

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение относится к химической композиции и использованию химической композиции для увеличения добычи и запасов нефти.

Уровень техники

Когда нефть присутствует в подземных горных породах, таких как песчаник, карбонат или глинистый сланец, нефть обычно разрабатывают, буря скважины до нефтеносного пласта и давая возможность существующему градиенту давления выталкивать нефть из скважины. Этот процесс известен как добыча первичным способом. Когда и где градиент давления недостаточен для добычи нефти с желаемой скоростью, то обычно проводят метод улучшенной добычи для извлечения дополнительного количества нефти. Процесс известен как добыча вторичным способом. За добычей нефти первичным способом следует добыча нефти вторичным способом, такая как вливание воды или нагнетание газа для выталкивания дополнительного количества нефти, которая способна удалить, в общем, около 30% от общего содержания нефти в нефтяном резервуаре многих месторождений.

При заводнении вода под давлением впрыскивается в нефтеносный пласт после добычи первичным способом и производит добычу из соседних углеводородных эксплуатационных скважин. Сначала углеводород и затем углеводород и вода добываются из эксплуатационной скважины.

Даже после добычи вторичным способом, таким как заводнение, большие количества исходной нефти остаются на месте. Фракция неизвлекаемого углеводорода обычно наиболее высока для тяжелых нефтей, гудрона и комплексных образований. В больших нефтяных месторождениях более миллиарда баррелей нефти может оставаться после обычного заводнения. В дополнение к заводнению также используются проекты вытеснения при смешении с диоксидом углерода. Следовательно, добыча третичным способом становится центром внимания. По оценкам, современные методики добычи третичным способом способны удалить дополнительные 5-20 процентов нефти, остающейся в резервуаре. В данной современной мировой потребности в углеводородных полезных ископаемых разработка эффективных стратегий нефтедобычи третичным способом для более высокой добычи нефти обещает иметь значительное экономическое влияние. Современные методы добычи третичным способом эффективны, но дороги. Современные третичные способы все еще оставляют значительные количества исходной нефти в месте месторождения.

Большинство остающейся на месте нефти после добычи первичным и вторичным способами находится в микроловушках из-за капиллярных сил или адсорбировано на поверхности минералов вследствие неснижаемой нефтенасыщенности, а также находится в неработающих нефтеносных пластах внутри горной породы. Содействие движению обычно неподвижной остаточной нефти или других углеводородов обычно называют добычей третичным способом. Известно использование микроорганизмов, таких как бактерии, для того, чтобы вытеснять нефть из микроловушек или нефть, адсорбированную на поверхности минералов, для того, чтобы извлечь дополнительное количество нефти в ходе фазы заводнения. Это обычно включает введение микроорганизмов извне. Эти микробы производят метан, который затем извлекается.

Также известно, что полимеры и желатинизированные и поперечносшитые водорастворимые полимеры полезны для увеличения добычи нефти и в других нефтепромысловых процессах. Их использовали для изменения проницаемости подземных пород для того, чтобы увеличить эффективность процессов заводнения. Вообще полимеры или полимеры наряду с гелеобразующими агентами, такими как соответствующий сшивающий агент, в жидкости впрыскиваются в пласт. Как увеличенная добыча, основанная на микробах, так и увеличенная добыча, основанная на полимерах, являются дорогостоящими процессами.

Диагенетическая структура и тип пористости, обнаруженный в различных углеводородсодержащих породах может указывать на пропускную способность пласта, его емкость и возможность для заводнения или нагнетания СO2 . Цель заключается в вытеснении нефти из высокоемких секций, но с малой добычей в секции с высокой добычей. Это позволяет увеличить добычу нефти сверх предсказанной первичной истощающей добычи таким образом, что добывается большее процентное содержание исходной нефти в месторождении.

Традиционные процессы добычи третичными методами включают введение СO2 или воды в скважину. Существует потребность в улучшенной композиции для увеличения добычи нефти. Было бы полезно использовать коммерчески доступное традиционное впрыскивающее оборудование для снижения капитальных затрат.

Для полной капитализации своих национальных ресурсов страны-производители нефти должны увеличить внутреннее производство бензина посредством использования улучшенной технологии нефтедобычи. Фирмы-производители, обычно консервативные в точном определении добываемых запасов, имеют потребность в увеличении добываемых запасов из проверенных резервов, в противоположность разработке непроверенных резервов. Существует необходимость в рентабельных методах добычи нефти для того, чтобы довести до максимума удаление исходной нефти из места на каждое месторождение. Существует необходимость в рентабельных методах добычи нефти для снижения роста цен путем более тщательной разметки минимального размера месторождения и других параметров, необходимых для успешной добычи нефти. Существует потребность в добыче третичным способом, который использует простые или применяемые в настоящее время прикладные методы.

Патент США № 6225263 обучает способу увеличения добычи нефти и/или газа из подземных пластов путем впрыскивания в пласт водного раствора моноалкилового эфира полиэтиленгликоля.

Патент США № 3902557 описывает способ обработки пласта, окружая скважину путем впрыскивания растворителя, включающего С4-С 10алкиловый эфир полигликолевого эфира, содержащий 10-22 атомов углерода на молекулу. С4-С8моноалкиловый эфиры три и тетраэтиленгликолей являются предпочтительными, в частности, гексиловый эфир, в то время как бутиловый эфир также упоминался. Растворитель может быть разбавлен органической жидкостью, такой как спирт, например, изопропанол.

Патент Франции № 2735524 направлен на метод добычи вторичным и третичным способами посредством использования спирта в количестве от 1 до 5% по весу к сольватным асфальтенам.

Существует потребность в рентабельной композиции и способе использования композиции для того, чтобы улучшить увеличенную нефтедобычу. Существует потребность в капитализации исходной нефти в месте месторождения, которая оказалась не извлеченной при добыче первичным и вторичным способами.

Сущность изобретения

Для того чтобы удовлетворить одну или несколько из этих потребностей, настоящее изобретение преимущественно обеспечивает композицию и способ добычи нефти третичным способом. Изобретение включает рентабельную изготовляемую на заказ смесь органических химических веществ для стимулирования добычи нефти. Благодаря действию поверхностно-активного вещества или растворителя эта композиция делает подвижной остаточную нефть, заключенную в резервуаре.

Это изобретение включает химическую композицию для использования в буровых работах для нефтедобычи и способ использования химической композиции. Химическая композиция включает соединение аммиака, спирт и водный раствор носитель. Водный раствор носитель существует в достаточном объеме, таком, чтобы полностью растворить соединение аммиака и спирт в водном растворе носителя. Несмотря на то, что нагревание не является обязательным, было показано, что небольшое повышение температуры имеет положительные эффекты. Химическая композиция показывает полное распределение по жидкости-носителю соединения аммиака и спирта.

В предпочтительном варианте осуществления спирт, пригодный для химической композиции изобретения, содержит от примерно одного до примерно шести атомов углерода. Спирт является предпочтительно неароматическим. Более подходящими являются спирты, содержащие один-четыре атома углерода, то есть метиловый, этиловый, пропиловый и/или бутиловый спирт. Из пропиловых спиртов изопропиловый является особенно предпочтительным. Спирт предпочтителен в количестве приблизительно от 4 до 16 процентов по объему химической композиции.

В химической композиции изобретения предпочтительным раствором носителем является вода. Этот раствор может быть морской водой, такой как добываемые вместе с нефтью воды. Водный раствор носитель является предпочтительным. В предпочтительном варианте осуществления существует только один раствор носитель и им является именно вода. Раствор носитель, присутствующий в количестве от приблизительно 76 до 94 процентов по объему химической композиции, является предпочтительным.

Соединение аммиака химической композиции является предпочтительно аммиаком или гидроксидом аммония. Соединение аммиака присутствует в количестве приблизительно от 2 до 8 процентов по объему химической композиции.

Предпочтительные количества соединения аммиака и спирта определяют диапазон соотношений, который является предпочтительным. Предпочтительное соотношение спирта к соединению аммиака находится между приблизительно 1:1 спирта к соединению аммиака и приблизительно 3:1 спирта к соединению аммиака, причем соотношения составлены на основе объема. Соотношение приблизительно 2:1 спирта к соединению аммиака является наиболее предпочтительным.

Это изобретение также включает способ добычи углеводородов из пласта углеводородов, содержащего запасы углеводородов. Способ по изобретению включает введение химической композиции в пласт углеводородов в количестве, эффективном для существенного увеличения добычи углеводородов из пласта. Последующая добыча углеводородов из пласта углеводородов может быть через ту же скважину или через другие скважины месторождения.

Настоящее изобретение может быть использовано для добычи вторичным и/или третичным способами. Полагают, что композиция изобретения улучшит проницаемость породы, расположенной рядом с буровой скважиной.

Краткое описание изобретения

Для того чтобы признаки, преимущества и задачи изобретения, а также другие возникающие вопросы были понятны, более детальное описание изобретения, кратко суммированного выше, можно получить путем ссылки на его вариант осуществления, который проиллюстрирован в прилагаемых чертежах, которые образуют часть этого подробного описания. Следует отметить, однако, что чертежи иллюстрируют только предпочтительный вариант осуществления изобретения и, таким образом, не должны рассматриваться как ограничивающие сущность изобретения, поскольку оно может допускать другие равно эффективные варианты осуществления.

Фиг.1 представляет собой упрощенную блок-схему введения химического соединения изобретения в резервуар; и

Фиг.2 представляет собой упрошенную блок-схему оборудования, участвующего в одном из вариантов осуществления изобретения, который включает введение воды, добываемой совместно с нефтью, вместе с химической композицией изобретения в скважину.

Подробное описание изобретения

Спирты могут, в большинстве случаев, быть определены как R-OH, где R является комбинацией атомов углерода и водорода, причем вода исключается из этого определения. Предпочтительный спирт изобретения является неразветвленным, в противоположность ароматическому, с непрерывной цепью углеродных атомов, длиной от 1 до 8 углеродов. Насыщенные спирты являются более предпочтительными, поскольку они склонны быть более стабильными, чем ненасыщенные спирты. Метиловый спирт, этиловый спирт, изопропиловый спирт, н-пропиловый спирт и бутиловый спирт являются предпочтительными. Пропиловый спирт особенно предпочтителен. Из пропиловых спиртов изопропиловый является особенно предпочтительным. Смеси метилового, этилового, пропилового и/или бутилового спиртов для создания спирта изобретения также входят в объем изобретения. Смесь этилового и пропилового спирта является предпочтительной. Поскольку химия молекулы спирта определяется функциональной группой ОН, специалистам в данной области понятно, что другие спирты могут быть эффективны по отдельности или в комбинации. Однако использование только одного спирта, имеющего непрерывную цепь от 1 до 8 атомов углерода или только одного спирта, причем спирт является смесью спиртов с 1-8 углеродами без других спиртов, является эффективным и предпочтительным.

Примечательно, что спирты могут образовываться на месте, например, по реакции солей с соответствующими реагентами в присутствии воды. Получение спирта на месте также входит в объем настоящего изобретения.

Дополнительно поверхностно-активные вещества могут быть добавлены к химической композиции для того, чтобы уменьшить межфазное натяжение вода-нефть и улучшить эффективность, но изобретение обеспечивает эффективные и рентабельные результаты посредством использования смеси только соединения аммиака, спирта и раствора носителя.

Аммиак добавляют к химической композиции. Аммиак может быть представлен во многих формах, причем предпочтительными формами являются безводный аммиак и гидроксид аммония. Аммиак может быть получен по реакции или диссоциацией. Ионы аммония, такие как растворенные соли аммония, также включены в это изобретение. Аммиак полностью растворим в воде, растворяясь до степени примерно 700 объемов в одном объеме растворителя. Процесс растворения сопровождается реакцией Nh4+Н 2O, давая, таким образом, Nh5композиция и способ повышенной добычи нефти, патент № 2363718++ОН-. Это также относится к гидроксиду аммония. Таким образом, гидроксид аммония, который часто коммерчески выпускается с существенными количествами аммиака в воде, включен в термин аммиак в этом изобретении. Также в объем изобретения входят другие предшественники, которые образуют ионы аммония на месте.

Изопропиловый спирт, также известный как изопропанол, имеет формулу С3Н8О и является ненасыщенным. Это особенно предпочтительный спирт этого изобретения. Отмечают, что изопропиловый спирт имеет температуру кипения 82,4°С и удельный вес 0,78 при 20°С. Пороговая концентрация запаха изопропилового спирта в воздухе составляет 22 части на миллион частей воздуха. Контакт между изопропиловым спиртом и воздухом иногда приводит к образованию пероксидов, другому возможному элементу композиции, добавляемому или образовываемому на месте. Таким образом, альтернативный вариант осуществления изобретения включает добавление пероксида к соединению аммиака и спирту. Полагают, что изопропиловый спирт изменяет смачиваемость пластов, особенно на границе разлома материнской породы. Превращение в вязкое состояние достигается путем изменения свойств жидкости в резервуаре.

Пример 1

Безводный аммиак использовали в этом примере, Baume 26.

композиция и способ повышенной добычи нефти, патент № 2363718Изопропиловый спиртБезводный аммиакВода
Объемные % 8 488

Получающуюся в результате композицию разбавляли в пять раз так, чтобы была 1 часть композиции изобретения и 4 части растворителя. В качестве растворителя использовали воду. Морская вода из воды, добываемой вместе с нефтью, также может быть использована. Это тестировали на скважине и наблюдали существенное увеличение добычи.

Пример 2

Тест идентифицировали как тест № 1300. Нижеследующее является таблицей сравнения химической композиции изобретения с реликтовой водой

№ 1300Поверхностная вязкость, мПа*с Плотность, г/см3 рН
Химреагент 0,79 0,95811,635
Реликтовая вода № 10,83 0,985 9,439
Реликтовая вода № 20,78 0,982 9,362

Этот пример выполняли при концентрации 0% (относительно искусственной реликтовой воды), 0,2%, 0,5%, 1,0%, 2,0%, 4,0%, 6,0%, 8,0%, 10%, 15%, 20%, 100%.

Результаты этих тестов указывают, что растворимость химической композиции является хорошей при различной концентрации.

Пример 3

Тест идентифицировали как тест № 700. Нижеследующее является таблицей сравнения химической композиции изобретения с реликтовой водой:

№ 700Поверхностная вязкость, мПа*с Плотность, г/см3 рН
Химреагент 0,83 0,96411,791
Реликтовая вода № 10,83 0,985 9,439
Реликтовая вода № 20,78 0,982 9,362

Химреагент может быть восстановлен и повторно использован для дополнительного снижения затрат. Химическая композиция, по-видимому не реагирует с нефтью, а также существенное количество не захватывается пластом. Таким образом, химическая композиция может быть отделена от нефти/текучей среды и использована повторно.

В то время как изобретение было продемонстрировано и описано только в нескольких из его форм, специалистам в данной области должно быть очевидно, что оно не столь ограничено и допускает различные изменения без уклонения от сущности изобретения.

Например, в то время как изобретение было описано как полезное для добычи третичным способом, оно может быть использовано для стимулирования выработки в любой момент жизни скважины, включая совпадение по времени с добычей вторичным способом. В то время как было описано традиционное впрыскивание, изобретение включает любой способ приведения химической композиции в контакт с нефтеносными пластами. Различные способы образования химической композиции, включая создание на месте, включены в это изобретение. Виды использования химической композиции, связанные со свойствами, обнаруженными для композиции, также включены в это изобретение. Способ изобретения может быть применен для обработок, стимулирующих скважину, таких как образование водного барьера, консолидации песка, кислотная обработка песчаника и способы, увеличивающие нефтедобычу, такие как добыча нефти третичным способом. Химическая композиция может впрыскиваться в добывающую скважину для стимуляции углеводородов в скважине. Желатинизированные или превращенные в вязкое состояние средства доставки этой химической композиции также включены в это изобретение.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Химическая композиция для использования в буровых работах при добыче нефти, содержащая:соединение аммиака,спирт иводный раствор носитель, находящийся в объеме, достаточном для того, чтобы полностью растворить соединение аммиака и спирт в водном растворе носителе, причем соединение аммиака и спирт по существу распределены по жидкости-носителю, причем химическая композиция действует для того, чтобы приводить в движение нефть в резервуаре, что приводит к увеличению добычи из резервуара.

2. Химическая композиция по п.1, в которой спирт содержит от одного до шести атомов углерода и не является ароматическим.

3. Химическая композиция по п.2, в которой спиртом является пропиловый спирт.

4. Химическая композиция по п.3, в которой спиртом является изопропиловый спирт.

5. Химическая композиция по п.2, в которой спиртом является бутиловый спирт.

6. Химическая композиция по п.2, в которой спиртом является этиловый спирт.

7. Химическая композиция по п.2, в которой спиртом является метиловый спирт.

8. Химическая композиция по п.1, в которой раствором носителем является вода.

9. Химическая композиция по п.1, в которой раствор носитель состоит по существу из воды.

10. Химическая композиция по п.1, в которой соединением аммиака является аммиак.

11. Химическая композиция по п.1, в которой соединением аммиака является гидроксид аммония.

12. Химическая композиция по п.1, в которой спирт присутствует в количестве приблизительно от 4 до 16 об.% от химической композиции.

13. Химическая композиция по п.1, в которой соединение аммиака присутствует в количестве приблизительно от 2 до 8 об.% от химической композиции.

14. Химическая композиция по п.1, в которой раствор носитель присутствует в количестве приблизительно от 76 до 94 об.% от химической композиции.

15. Химическая композиция по п.1, в которой спирт и соединение аммиака определяют соотношение спирта и соединения аммиака, причем соотношение находится между приблизительно 1:1 спирта к аммиаку и приблизительно 3:1 спирта к аммиаку по объему.

16. Способ добычи углеводородов из пласта углеводородов, содержащего запасы углеводородов, включающий стадии:введения химической композиции по п.1 в пласт углеводородов в количестве, эффективном при добавлении к пласту для существенного увеличения добычи углеводородов из запасов; иизвлечение углеводородов из углеводородного пласта.

17. Способ по п.16, дополнительно включающий стадию регенерации существенного количества химической композиции, следующую за введением химической композиции в пласт углеводородов, так, что химическая композиция может быть использована снова в пласте углеводородов.

18. Химическая композиция по п.1, где химическая композиция является не реагирующей с нефтью и действующей для увеличения добычи нефти при буровых работах без добавления внешнего поверхностно-активного вещества.

19. Химическая композиция по п.1, в которой композиция не включает щелочной гипохлорит для химического окисления компоненты нефти.

www.freepatent.ru

3.3 Программа применения методов увеличения добычи нефти на проектный период

Для поддержания добычи нефти на Самотлорском месторождении для каждого продуктивного объекта разработана программа ГТМ. Программа включает в себя мероприятия направленные на оптимизацию использования пробуренного фонда скважин, интенсификацию притока и оптимизацию системы ППД. Для снижения объёма попутно добываемой воды и повышения охвата выработкой запасов нефти предусмотрены мероприятия по ограничению водопритока и ремонтно-изоляционные работы. Схема формирования программы ГТМ на добывающем фонде скважин представлена на рисунке 3.10.

Рисунок 3.10 – Схема формирования программы ГТМ на добывающем фонде скважин

В качестве исходной информации для формирования программы ГТМ использовались карты плотности остаточных запасов нефти по состоянию на 1.01.2014 г., карты структурных поверхностей и геологических свойств пласта, карты изобар, геолого-промысловая информация о результатах исследований и режимов эксплуатации скважин, информация о конструкции скважин и технологиях, применяемых на Самотлорском месторождении.

По результатам обобщения перечисленных материалов принималось решение о целесообразности использования той или иной технологии повышения нефтеизвлечения для конкретных объектов разработки Самотлорского месторождения.

С учётом программы работ на добывающем фонде скважин формировались рекомендации по оптимизации системы ППД. В зависимости от конкретных геологических условий и задач оптимизации отбора остаточных запасов нефти предложены корректирующие мероприятия либо по снижению объемов закачки, либо по их увеличению посредством перевода добывающих скважин под закачку воды или путем зарезки боковых стволов в случае нехватки существующего фонда.

Программа ГТМ предусматривает уплотнение сетки скважин зарезками боковых стволов и использованием транзитного фонда, мероприятия по переносу фронта нагнетания ближе к зонам отбора, перенос нагнетания в другие скважины с целью изменения фильтрационных потоков в пласте.

Кроме оптимизации текущих систем разработки объектов путем площадного регулирования сетки скважин, для повышения нефтеотдачи пластов предусмотрен комплекс мероприятий с применением ГРП, закачкой различных химреагентов, использованием потокоотклоняющих технологий, закачки воды в горизонтальные стволы, форсированного отбора жидкости и ограничения водопритока (Рисунок 3.11).

Рисунок 3.11 – Комплекс мероприятий по увеличению нефтеотдачи пластов

Объемы ГТМ и их ожидаемая эффективность на дальнейший срок разработки, запланированы в соответствии с результатами анализа эффективности применения геолого-технических мероприятий по всем объектам Самотлорского месторождения за период 2009-2013 гг.

Проектная программа ГТМ и удельная эффективность мероприятий являются частью технологических расчетов уровней добычи нефти. Динамика проектного количества ГТМ и объёмов дополнительной добычи по пластам за период 2014 – 2018 гг. и в целом за проектный срок приведены в таблицах 3.5 – 3.11.

Динамика дополнительной добычи нефти от мероприятий за проектный срок приведена на рисунке 3.12.

Рисунок 3.12 - Динамика дополнительной добычи нефти от ГТМ

Ниже в таблицах. приводятся краткие сведения по объему и эффективности основных ГТМ на ближайшие 2014 – 2018 гг и в целом за проектный срок разработки Самотлорского месторождения.

Таблица 3.5 - Планируемые объемы и ожидаемая эффективность по ГРП

Объект

Показатели по ГРП

2014

2015

2016

2017

2018

За

проектный

срок

1

2

3

4

5

6

7

8

AB11-2

количество операций

225

258

230

227

225

4834

доп. добыча нефти, тыс. т

626,9

788,0

864,5

1060,4

1234,0

32615

AB13

количество операций

13

11

10

8

6

841

доп. добыча нефти, тыс. т

10,6

18,9

26,4

25,2

28,6

2402

АВ2-3

количество операций

63

64

64

66

68

1476

доп. добыча нефти, тыс. т

53,2

127,4

189,2

243,2

294,9

4747

АВ4-5

количество операций

7

2

3

1

2

64

доп. добыча нефти, тыс. т

7,7

11,3

8,3

8,6

8,4

207

АВ6-8

количество операций

0

0

0

0

0

0

доп. добыча нефти, тыс. т

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0

БВ0-4

количество операций

0

0

0

0

0

0

доп. добыча нефти, тыс. т

0,0

0,0

0,0

0,0

0.0

0

Продолжение таблицы 3.5

1

2

3

4

5

6

7

8

БВ8

количество операций

105

83

69

57

38

790

доп. добыча нефти, тыс. т

158,5

342,4

436,3

491,1

512,7

5072

БВ10

количество операций

21

41

49

48

46

607

доп. добыча нефти, тыс. т

24,3

75,1

144,6

200,7

247,0

2538

БВ16-22

количество операций

10

18

22

26

25

187

доп. добыча нефти, тыс. т

25,1

80,2

146,9

218,6

283,9

2278

ЮВ1

количество операций

7

9

9

9

9

125

доп. добыча нефти, тыс. т

5,7

13,1

20,6

27,0

32,8

379

Итого

количество операций

484

453

456

442

419

8924

доп. добыча нефти, тыс. т

572,9

1295,3

1836,8

2274,7

2642,3

50236

Таблица 3.6 - Планируемые объемы и ожидаемая эффективность по ЗБС

Объект

Показатели по ЗБС

2014

2015

2016

2017

2018

За

проектный

срок

1

2

3

4

5

6

7

8

AB11-2

количество операций

68

62

59

68

84

1604

доп. добыча нефти, тыс. т

168,6

382,4

507,1

614,5

751,3

39418,3

AB13

количество операций

2

6

16

18

21

1036

доп. добыча нефти, тыс. т

4,4

22,3

64,5

106,9

145,9

26114,1

АВ2-3

количество операций

5

18

21

21

25

776

доп. добыча нефти, тыс. т

12,9

74,5

146,5

192,5

229,6

15835,6

АВ4-5

количество операций

45

30

30

31

30

1175

доп. добыча нефти, тыс. т

137,9

225,7

289,6

348,7

399,5

34147,1

АВ6-8

количество операций

0

0

0

0

0

0

доп. добыча нефти, тыс. т

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

БВ0-4

количество операций

0

0

0

0

0

0

доп. добыча нефти, тыс. т

0,0

0,0

0,0

0,0

0.0

0.0

БВ8

количество операций

35

41

46

43

43

722

доп. добыча нефти, тыс. т

121,4

326,3

495,8

630,7

726,3

28392,6

БВ10

количество операций

35

28

11

11

1

493

доп. добыча нефти, тыс. т

104,7

185,3

185,8

177,7

155,3

12430,3

БВ16-22

количество операций

31

8

9

3

2

53

доп. добыча нефти, тыс. т

140,8

251,4

241,8

171,8

113,6

1313,2

ЮВ1

количество операций

11

22

20

15

5

219

доп. добыча нефти. тыс. т

29,3

105,9

157,1

173,2

158,9

4060,3

Продолжение таблицы 3.6

Итого

количество операций

232

215

212

210

211

6078

доп. добыча нефти, тыс. т

720,0

1573,8

2088,2

2416,0

2680,5

161711,3

Таблица 3.7 - Планируемые объемы и ожидаемая эффективность по переводам и приобщениям

Объект

Показатели по ПИП

2014

2015

2016

2017

2018

За

проектный

срок

AB11-2

количество операций

0

0

0

0

0

0

доп. добыча нефти, тыс. т

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

AB13

количество операций

32

41

36

39

28

1395

доп. добыча нефти, тыс. т

27,9

64,2

97,3

126,7

144,6

20301,3

АВ2-3

количество операций

33

47

43

38

38

613

доп. добыча нефти, тыс. т

-10,1

103,7

149,1

183,3

219,5

8906,6

АВ4-5

количество операций

27

18

10

4

5

583

доп. добыча нефти, тыс. т

38,8

65,6

74,5

71,0

68,4

6071,2

АВ6-8

количество операций

0

3

3

3

3

157

доп. добыча нефти тыс. т

0,0

5,2

11,8

15,8

18,4

2193,2

БВ0-4

количество операций

0

2

1

2

1

18

доп. добыча нефти, тыс. т

0,0

4,0

8,6

11,7

13,1

821,0

БВ8

количество операций

39

38

40

39

40

711

доп. добыча нефти, тыс. т

51,9

146,5

197,2

231,1

254,1

11133,0

БВ10

количество операций

2

1

1

8

2

35

доп. добыча нефти, тыс. т

10,1

19,3

15,4

24,3

24,3

518,2

БВ16-22

количество операций

0

2

8

2

2

29

доп. добыча нефти, тыс. т

0,0

2,6

23,5

40,2

36,7

413,0

ЮВ1

количество операций

2

6

5

3

0

16

доп. добыча нефти, тыс. т

3,9

18,1

31,8

34,8

29,3

227,2

Итого

количество операций

135

158

147

138

119

3559

доп. добыча нефти, тыс. т

172,7

429,3

609,1

738,9

808,4

50584,8

Таблица 3.8 - Планируемые объемы и ожидаемая эффективность по ОПЗ

Объект

Показатели по ОПЗ

2014

2015

2016

2017

2018

За

проектный

срок

1

2

3

4

5

6

7

8

AB11-2

количество операций

154

236

241

251

239

12419

доп. добыча нефти, тыс. т

98,9

232,3

278,3

377,2

380,8

15397,6

Продолжение таблицы 3.8

AB13

количество операций

26

26

26

26

27

3915

доп. добыча нефти, тыс. т

14,1

26,0

33,8

35,5

36,5

4208,3

АВ2-3

количество операций

65

90

90

87

78

2597

доп. добыча нефти, тыс. т

34,4

90,9

144,6

155,5

149,7

3765,4

АВ4-5

количество операций

7

7

8

6

7

1066

доп. добыча нефти, тыс. т

3,1

7,1

10,3

10,0

10,7

1264,4

АВ6-8

количество операций

0

0

0

0

0

0

доп. добыча нефти, тыс.т

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

БВ0-4

количество операций

0

0

0

0

0

0

доп. добыча нефти, тыс.т

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

БВ8

количество операций

38

48

48

45

46

1304

доп. добыча нефти, тыс. т

47,9

119,2

184,5

202,3

202,9

4108,7

БВ10

количество операций

25

34

34

30

26

665

доп. добыча нефти, тыс. т

26,3

79,9

131,9

153,5

146,7

2658,5

БВ16-22

количество операций

0

0

0

0

0

82

доп. добыча нефти, тыс. т

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

174,7

ЮВ1

количество операций

5

5

4

5

6

90

доп. добыча нефти, тыс. т

2,7

5,3

6,7

7,1

7,6

126,5

Итого

количество операций

320

446

451

450

429

22138

доп. добыча нефти, тыс. т

227,4

560,7

789,9

941,2

935,0

31704,1

Таблица 3.9 - Планируемые объемы и ожидаемая эффективность по МУН

Объект

Показатели по МУН

2014

2015

2016

2017

2018

За

проектный

срок

1

2

3

4

5

6

7

8

AB11-2

количество операций

5

0

0

0

0

1691

доп. добыча нефти, тыс. т

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

543,6

AB13

количество операций

0

0

10

20

20

10997

доп. добыча нефти, тыс. т

0,0

0,0

4,2

11,3

10,7

4687,6

АВ2-3

количество операций

0

5

14

18

24

9541

доп. добыча нефти, тыс. т

0,0

5,0

11,1

8,9

12,9

4535,1

АВ4-5

количество операций

0

0

0

5

0

6125

доп. добыча нефти, тыс. т

0,0

0,0

0,0

5,0

2,5

3295,8

АВ6-8

количество операций

0

0

0

0

0

290

доп. добыча нефти, тыс. т

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

169,1

БВ0-4

количество операций

0

0

0

0

0

0

доп. добыча нефти, тыс. т

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Продолжение таблицы 3.9

1

2

3

4

5

6

7

8

БВ8

количество операций

0

0

15

15

17

9107

доп. добыча нефти, тыс. т

0,0

0,0

9,0

8,5

8,0

4714,3

БВ10

количество операций

0

5

0

0

5

7105

доп. добыча нефти, тыс. т

0,0

5,0

2,5

1,0

4,0

3660,5

БВ16-22

количество операций

0

0

0

0

0

0

доп. добыча нефти, тыс. т

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

ЮВ1

количество операций

0

0

0

0

0

0

доп. добыча нефти, тыс. т

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Итого

количество операций

5

10

39

58

66

44856

доп. добыча нефти, тыс. т

0,0

10,0

26,8

34,7

38,1

21605,9

Таблица 3.10 - Планируемые объемы и ожидаемая эффективность по оптимизации насосного оборудования

Объект

Показатели по оптимизации

2014

2015

2016

2017

2018

За

проектный

срок

1

2

3

4

5

6

7

8

AB11-2

количество операций

76

87

90

91

82

6288

доп. добыча нефти, тыс. т

74,0

132,4

202,2

248,8

238,4

11937,9

AB13

количество операций

44

44

43

40

28

3160

доп. добыча нефти, тыс. т

58,6

119,4

168,0

162,7

134,7

7250,4

АВ2-3

количество операций

45

46

46

56

39

1491

доп. добыча нефти, тыс. т

51,3

112,2

161,1

170,7

162,4

3208,3

АВ4-5

количество операций

31

51

51

48

33

1895

доп. добыча нефти, тыс. т

39,4

112,9

182,5

200,2

173,2

4163,8

АВ6-8

количество операций

5

5

5

4

2

77

доп. добыча нефти, тыс. т

6,0

13,5

19,4

17,9

13,8

208,9

БВ0-4

количество операций

3

3

3

2

1

28

доп. добыча нефти, тыс. т

13,7

30,5

43,9

39,2

30,0

312,2

БВ8

количество операций

81

79

78

59

40

1814

доп. добыча нефти, тыс. т

127,0

263,7

373,0

347,2

273,7

5471,8

БВ10

количество операций

38

38

35

27

18

763

доп. добыча нефти, тыс. т

37,2

75,5

104,0

94,2

77,0

1374,3

БВ16-22

количество операций

1

1

1

1

0

4

доп. добыча нефти, тыс. т

0,2

0,3

0,3

0,3

0,2

1,4

ЮВ1

количество операций

12

12

12

10

10

194

доп. добыча нефти, тыс. т

10,1

17,7

24,1

26,5

24,2

371,7

Продолжение таблицы 3.10

1

2

3

4

5

6

78

8

Итого

количество операций

336

366

364

338

253

15714

доп. добыча нефти, тыс. т

417,3

878,1

1278,7

1307,7

1127,5

34300,8

Таблица 3.11 - Планируемые объемы и ожидаемая эффективность по РИР, ликвидации негерметичности и прочих аварий

Объект

Показатели по РИР

2014

2015

2016

2017

2018

За

проектный

срок

AB11-2

количество операций

75

51

52

52

54

2566

доп. добыча нефти, тыс. т

63,6

73,1

73,3

80,4

80,9

2895,8

AB13

количество операций

33

17

16

16

16

2089

доп. добыча нефти, тыс. т

23,5

24,8

23,5

25,8

26,2

2474,4

АВ2-3

количество операций

17

16

17

22

22

2211

доп. добыча нефти, тыс. т

8,7

19,6

28,6

34,2

38,9

2641,4

АВ4-5

количество операций

15

16

16

16

16

1811

доп. добыча нефти, тыс. т

4,1

10,9

16,0

19,9

20,3

1033,5

АВ6-8

количество операций

2

2

2

2

2

28

доп. добыча нефти, тыс. т

1,1

2,7

3,7

4,6

4,5

53,6

БВ0-4

количество операций

0

0

0

0

0

0

доп. добыча нефти, тыс. т

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

БВ8

количество операций

18

30

30

30

29

1406

доп. добыча нефти, тыс. т

4,0

20,6

30,2

37,1

37,8

1331,6

БВ10

количество операций

4

2

2

2

2

390

доп. добыча нефти, тыс. т

2,9

5,4

7,4

8,8

8,8

921,1

БВ16-22

количество операций

1

1

1

1

1

19

доп. добыча нефти, тыс. т

0,4

0,6

1,0

1,3

1,7

25,2

ЮВ1

количество операций

6

3

3

3

3

57

доп. добыча нефти, тыс. т

8,1

11,8

15,0

17,7

16,4

266,0

Итого

количество операций

171

138

139

144

145

10577

доп. добыча нефти, тыс. т

116,5

169,5

198,8

229,7

235,5

11642,6

Основные выводы:

ЗБС

Наиболее эффективным видом ГТМ, основанном на вовлечении в разработку слабовырабатываемых участков залежей при отсутствии транзитного фонда является ЗБС: всего запланировано проведение 6078 скважино-операций, планируемая дополнительная добыча ожидается на уровне 161711 тыс. тонн.

Основными объектами для проведения ЗБС в прогнозном периоде являются АВ11-2, программа зарезок на котором предусматривает 1604 скважино-операций (26 % от общего количества ЗВС) и АВ4-5 – 1175 зарезок (19% от общего количества ЗВС).

Увеличено количество мероприятий ЗБС на объектах АВ13 , АВ2-3 и БВ8 в зонах концентрации остаточных запасов нефти и сформированной системой поддержания пластового давления, с целью полной выработки, доизвлечения остаточных запасов и достижения проектных показателей по объектам.

ГРП

До настоящего времени ГРП являлся наиболее применяемым и дающим максимальный прирост добычи нефти видом ГТМ на фонде пласта. В прогнозируемом периоде объемы мероприятий по традиционному ГРП уменьшены ввиду снижения рентабельности из-за повышенной начальной обводненности продукции. Всего запланировано проведение 8924 скважино-операции, планируемая дополнительная добыча ожидается на уровне 49736 тыс. тонн. Основным объектом для проведения ГРП остается АВ11-2 , на котором планируется проведение 4834 скважино-операции (54 % от общего количества ГРП) с планируемой доп. добычей нефти 32115 тыс. тонн (65% доп. добычи от всех ГТМ на данном объекте). Это объясняется тем, что ГРП на объекте АВ11-2 является наиболее эффективным методом увеличения нефтеотдачи из-за особенностей геологического строения объекта АВ11-2 и его низких коллекторских свойств.

Возвраты и приобщения без дополнительных мероприятий

Возвраты и приобщение способствуют вовлечению в разработку застойных и слабодренируемых участков при минимальных затратах на ГТМ. В прогнозном периоде запланировано проведение 3559 возвратов и приобщений без дополнительных мероприятий, планируемая дополнительная добыча ожидается на уровне 50585 тыс. тонн. Основными объектами для проведения данного вида ГТМ планируются: АВ13 – 1395 скважино-операций (39 % от общего количества), ожидаемая дополнительная добыча нефти – 20301 тыс.т и БВ8 – 711 скважино-операция (20 % от общего количества), ожидаемая дополнительная добыча нефти – 11133 тыс.т.

ОПЗ

Обработка призабойной зоны пласта традиционно является наименьшим по эффективности видом ГТМ из вышеперечисленных, и направлена, в основном, на поддержание базовой добычи путем снятия скин-фактора в обрабатываемых скважинах при проведении ГКО и СКО. В прогнозном периоде запланировано 22138 скважино-операций, планируемая дополнительная добыча ожидается на уровне 31704 тыс. тонн. Основными объектами для проведения ОПЗ планируются: АВ11-2 – 12419 скважино-операций (56 % от общего количества), ожидаемая дополнительная добыча нефти – 15398 тыс.т. и АВ13 – 3915 скважино-операций (18 % от общего количества), ожидаемая дополнительная добыча нефти – 4208 тыс.т. Это связано с увеличением количества скважин на объектах АВ11-2 и АВ13, подвергнутых ранее гидроразрыву, и требующих дальнейшей стимуляции притока из-за снижения дебита после ранее проведенного мероприятия.

Оптимизация

Важными аспектами планирования оптимизации, заслуживающими особого внимания ввиду достаточно высоких показателей успешности и удельной дополнительной добычи нефти, являются энергетическое состояние объекта, близость подошвенной воды и газовой шапки, соотношение забойного давления и давления насыщения нефти. В прогнозном периоде запланировано проведение 15714 скважино-операций с ожидаемой дополнительной добычей на уровне 34301 тыс. тонн. Основной объем оптимизаций планируется на объектах: АВ11-2 – 6288 скважино-операций (40 % от общего количества), ожидаемая дополнительная добыча – 11938 тыс.т и АВ13 – 3160 скважино-операций (20 % от общего количества), ожидаемая дополнительная добыча – 7250 тыс.т.

РИР, ЛНЭК

Проведение ремонтно-изоляционных работ, ликвидации негерметичностей эксплуатационных колонн, ликвидации аварий, запланировано в количестве 10577 скважино-операций, планируемая дополнительная добыча ожидается на уровне 11643 тыс. тонн. Основной объем данных мероприятий в прогнозном периоде планируется на объекте АВ11-2 – 2566 скважино-операций (24 % от общего количества), ожидаемая дополнительная добыча – 2896 тыс.т. На объектах АВ13 и АВ2-3 планируется провести по 2089 операций и 2211 операций (20 % и 21 % от общего количества) соответственно. Это связано с большим количеством скважин, простаивающих по причине негерметичности эксплуатационной колонны, а также с наличием в кровельной части объектов АВ13 и АВ2-3 невыработанных запасов нефти, которые возможно вовлечь в разработку с помощью технологии селективной изоляции.

МУН

Как известно, главными причинами невозможности достижения проектного уровня вытеснения нефти закачиваемой водой является:

- Капиллярное удержание части содержащейся в пласте нефти

- Недостаточный объем прокачки воды через определенные участки залежи

- Неполный охват пласта заводнением вследствие его геологической или технической (приобретенной) неоднородности.

Для увеличения коэффициента нефтеотдачи применяют различные способы – например, форсированный отбор жидкости из сильно обводненных пластов, отклонение потоков закачиваемой воды, химические методы выравнивающие подвижности нефти и воды или снижающие остаточную нефтенасыщенность на капиллярном уровне и прочее.

В таблице 3.12 представлен перечень перспективных МУН для применения на Самотлорском месторождении. Всего на месторождении предлагается провести 44856 скважино-операций, с суммарным эффектом в виде дополнительной нефти в объеме 21606 тыс. т.

Таблица 3.12 – Перспективы применения отдельных методов увеличения нефтеотдачи на месторождении

Метод

Краткое описание

Критерии применения

Рекомендация в ТПР

1

2

3

4

Газовые

Газовое воздействие

Наличие остаточных запасов. необходима соответствующая инфраструктура

Применение технологии нецелесообразно, в связи с отсутствием необходимой инфраструктуры. Требуются значительные затраты на ее восстановление

Водогазовое воздействие

Закачка МВГС

Химические методы

Закачка ПЩС, ПАВ

Наличие остаточных запасов. Хорошая гидродинамическая связь между нагнетательными и добывающими скважинами,подтвержденная индикаторными исследованиями

Предусматривается на всех пластах кроме БВ0-4, БВ16-22, ЮВ1

Хим. методы ВПП

Закачка БП-92

Не предусматривается, применение технологии не окупается дополнительно добытой нефтью

Продолжение таблицы 3.12

1

2

3

4

Химические методы

Закачка Bright WaterTM

Комплекс критериев, в т.ч.: Кпр=100мД...ЗД Kп>0,17, Тпл=50...900С

Предусматривается ОПР 2-х участков пластов АВ2-3 и БВ101-2 тиражирование - по результатам ОПР

Гидродинамические методы

Циклическое заводнение

Сформированная система разработки, хорошая гидродинамическая связь между высоко- и низкопроницаемыми зонами

Не предусматривается, в связи с преобладанием избирательного заводнения

Форсированный отбор

На Самотлорском месторождении применение тех или иных методов диктуется геолого- физическими свойствами пластов, существующей системой разработки, наличием соответствующей инфраструктуры. Почти на всех пластах имеются зоны с разбалансированной системой разработки, в которых велика вероятность образования целиков нефти. Актуальность применения МУН определяется также наличием хорошей гидродинамической связи между добывающими и нагнетательными скважинами по большинству пластов.

Использование отмывающих технологий выглядит перспективным только на отдельных локализованных участках с высокой концентрацией запасов. Применение циклического заводнения нецелесообразно в виду отсутствия сформированных систем разработки по большинству эксплуатационных объектов. Водогазовое воздействие (в т.ч. мелкодисперсные смеси) показало хорошую технологическую эффективность на месторождении. Применение этого метода ограничивается отсутствием инфраструктуры по подводу газа к нагнетательным скважинам и необходимого экономического обоснования успешности применения.

На текущей стадии разработки месторождения в условиях низкой эффективности закачки наиболее целесообразно применение методов выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин, в частности технологий основанных на образовании вязкого геля в пласте. Использование гелеобразующих систем на Самотлорском месторождении показало высокую технолгическую эффективность за все время применения, начиная с 1994 года - в среднем 2,3 тыс. т дополнительной нефти в расчете на одну добывающую скважину. В настоящее время известно несколько десятков различных модификаций и товарных форм этой технологии. На основе опыта не только Самотлора, но и других месторождений среднего Приобья, можно рекомендовать следующие составы:

- Водорастворимый полимер (гидролизованный полиакриламид)

- Полимердисперсный состав (раствор полимера и бетонитовой глины в воде в равных концентрациях 0,1-0,2%)

- Полимерсшитый состав (полакриламид + соли поливалентынх металлов)

- Модифицированный полимерсшитый состав Темпоскрин

- Гелеобразующие составы типа «ГАЛКА», «ГАЛКА-термогель» (хлористый алюминий + карбамид)

- Гелеобразующие составы на основе полимеров биологического происхождения (водорастворимые полимеры производных целлюлозы и продукты жизнедеятельности бактерий)

Как правило, основным недостатком гелеобразующих технологий является малая жесткость геля и небольшой срок его существования в пластовых условиях. Кроме гелеобразующих технологий можно рекомендовать технологии образующие в пласте барьеры в виде жесткого нерастворимого осадка. Этот метод применяется на последней стадии разработки, когда отключение промытых зон не может нанести существенного ущерба и снижения извлекаемых запасов.

Руководитель: Дунаев С.А. 86

studfiles.net


Смотрите также