Йерун Дейсселблум: Греция не должна обвинять Германию;pdf

Министерство образования и науки Российской Федерации
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
«Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ)
На правах рукописи
БАРЫШНИКОВ АЛЕКСАНДР АЛЕКСАНДРОВИЧ
ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ УВЕЛИЧЕНИЯ
НЕФТЕОТДАЧИ ЗА СЧЕТ ВЫТЕСНЕНИЯ С ПРИМЕНЕНИЕМ
ЭЛЕКТРОМАГНИТНОГО ПОЛЯ
Специальность 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых
месторождений
Диссертация на соискание ученой степени
кандидата технических наук
Научный руководитель доктор техн. наук
Стрекалов А.В.
Тюмень – 2014
2
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ ................................................................................................... 4
1 СОСТОЯНИЕ ПРОБЛЕМЫ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ
ПУТЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТЫ И
ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ...................................................................................... 9
1.1 Электромагнитное воздействие на продуктивные пласты ............... 10
1.2 Плазменно-импульсное воздействие на призабойную зону пласта 21
1.3 Электрическое воздействие на нефтяные пласты ............................. 29
ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 1 ........................................................................ 42
2 ИССЛЕДОВАНИЕ ЭЛЕКТРОМАГНИТНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ
НА ФИЗИЧЕСКУЮ МОДЕЛЬ КЕРНА .............................................................. 43
2.1 Разработка
лабораторной
установки,
генерирующей
высокочастотное электромагнитное поле ...................................................... 43
2.1.1. Расчет параметров лабораторной установки ................................. 43
2.1.2. Принципы работы электротехнической части установки ............ 43
2.1.3. Описание гидродинамической части установки ........................... 58
2.2аГидродинамические
эксперименты
по
исследованию
электромагнитного воздействия ...................................................................... 60
2.2.1. Определение критического градиента давления начала
фильтрации ............................................................................................................ 62
2.2.2. Выявление степени воздействия электромагнитной обработки на
эффективность вытеснения нефти водой ........................................................... 66
2.2.3. Выявление изменения подвижности нефти при электромагнитном
воздействии ............................................................................................................ 68
2.2.4.
Вытеснение
технического
масла
под
воздействием
электромагнитного поля ....................................................................................... 73
2.2.5. Вытеснение нефти при помощи магнитной жидкости в
электромагнитном поле ........................................................................................ 77
2.2.6. Анализ результатов экспериментов по электромагнитному
воздействию ........................................................................................................... 84
2.3. Расчет глубины проникновения электромагнитного излучения в
породу коллектора ............................................................................................ 86
ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 2 ........................................................................ 89
3 МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ ДОБЫЧИ НЕФТИ С
ПРИМЕНЕНИЕМ ЭЛЕКТРОМАГНИТНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ .................... 91
3.1 Моделирование разработки Андреевского месторождения с
применением электромагнитного воздействия .............................................. 91
3.1.1 Краткая характеристика Андреевского месторождения ............... 91
3
3.1.2. Описание базового расчета модели .............................................. 100
3.1.3. Описание расчета гидродинамической модели с применением
электромагнитного воздействия ........................................................................ 103
3.2. Моделирование процессов добычи нефти по объектам Ачимовской
толщи ................................................................................................................ 108
3.2.1 Результаты моделирования по Выинтойскому месторождению 109
3.2.2. Результаты моделирования по Быстринскому месторождению 116
3.2.3. Результаты моделирования по Верхне-Колик-Еганскому
месторождению ................................................................................................... 123
ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 3 ...................................................................... 130
4 ПРОГНОЗ ДОБЫЧИ НЕФТИ ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫХ
ЗАПАСОВ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ
ЗАПАДНОЙ
СИБИРИ
С
ПРИМЕНЕНИЕМ ЭЛЕКТРОМАГНИТНОЙ ОБРАБОТКИ ПЛАСТА ......... 131
4.1 Классификация трудноизвлекаемых запасов углеводородов ........ 131
4.2 Особенности продуктивных пластов Ачимовской толщи.............. 133
4.3 Прогноз добычи углеводородов по ачимовской толще с учетом
применения технологии электромагнитного воздействия на продуктивные
пласты ............................................................................................................... 137
ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 4 ...................................................................... 145
ЗАКЛЮЧЕНИЕ, ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ .............................. 146
СПИСОК ИСПОЛЬОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ ................................. 148
4
ВВЕДЕНИЕ
Актуальность темы исследования
На сегодняшний день необходимо применение не классических
методов
увеличения
нефтеотдачи,
отличающихся
повышенной
управляемостью, энергоэффективностью и экологичностью, как на поздних
стадиях
разработки
месторождений
с
геологически
обусловленными
трудноизвлекаемыми запасами нефти, так и на ранних стадиях разработки с
физически
обусловленными
трудноизвлекаемых
запасов
трудноизвлекаемыми
нефти,
запасами.
обусловленных
Для
геологическими
условиями залегания, выраженными в макронеоднородности коллекторов,
множественных водонефтяных контактах, разломах, тектонических экранах
управляемое физическое воздействие на фильтрационные процессы позволит
адресно
воздействовать
на
зоны
с
отстаточными
запасами.
Для
месторождений с физически обусловленными затруднениями вытеснения,
вызванными
высокой
вязкостью
нефти, реологическими
свойствами,
высокой долей микрокапилляров, требуется прямое длительное действие на
флюиды для стимуляции фильтрационных процессов за счет снижения
вязкости, градиента сдвига и капиллярных сил.
Учитывая опыт экспериментов, проводимых в СССР, и, не смотря на
то, что они не получили широкого внедрения, из-за большой доли
«легкоизвлекаемых» запасов в эпоху социализма, следует полагать, что
эффективным методом повышения нефтеотдачи является воздействие на
продуктивные пласты физическим полями.
К
технологиям
воздействия
физическими
полями
относятся
воздействие электрическим током, плазменно-импульсное воздействие,
электромагнитное
воздействие.
Воздействие
электрическим
током
промышленной частоты и напряжения путем спуска электродов в скважины
не дало особых результатов и, в связи с этим не было внедрено на промысле.
5
Плазменно-импульсное воздействие является перспективным методом, но в
направлении интенсификации притока нефти из пласта в скважину.
Учеными
России,
в
том
числе
и
учеными
Тюменского
Индустриального института была разработана технология воздействия
физическими полями, которая положительно влияет на рост нефтеотдачи:
воздействие электромагнитными полями разных диапазонов частот и
напряженности. При внедрении технологии электромагнитного воздействия
на промысле были получены положительные результаты по добыче
дополнительной нефти. Данная технология не была доведена до полной
реализации на месторождениях Западной Сибири, но все еще является
перспективным направлением.
Ведущие нефтяные компании России сегодня заинтересованы в
развитии
новых,
мобильных
и
наиболее
эффективных
технико-
технологических решений для увеличения нефтеотдачи, позволяющих их
использовать методов за пределами одного промысла и без необходимости
длительного формирования инфраструктуры.
Важно
отметить,
что
применение
таких
технологий
должно
проводиться с научно-техническим сопровождением, так как опыт и
количество
исследований
в
этой
области
пока
нельзя
считать
удовлетворительными для отраслевой, вузовской и академической науки.
Степень разработанности темы исследования
Проблемам повышения нефтеотдачи за счет применения электрических
методов воздействия посвящены труды авторов С.И. Кицис, П.Л. Белоусов,
М.В. Ульянов, Ф.Л. Саяхов, Л.А.Ковалева, В.П. Дыбленко, И.А.Туфанова,
М.А. Фатыхов, А.И. Худайбердина, О.Л. Кузнецов, А.М. Воловик, В.Г. Гузь,
А. М. Браганчук, М.К. Исаев, И.А., Исхаков, Р.Г Касимов.
Цель работы повышение коэффициента извлечения нефти при ее
вытеснении за счет обоснования применения технологии электромагнитного
воздействия на флюиды и породы продуктивного пласта.
6
Объект и предмет исследования
Объектом исследования является продуктивный пласт, предметом
исследования
–
процессы
и
закономерности
вытеснения
нефти
с
применением электромагнитного воздействия.
Основные задачи исследования
1. Анализ существующих методов электрического и электромагнитного
воздействия на нефтяные пласты с целью увеличения нефтеотдачи и/или
интенсификации добычи углеводородного сырья.
2. Расчет параметров и
создание лабораторной
установки
для
исследования физической модели нефтесодержащего пласта в условиях
воздействия электромагнитного поля совместно со вспомогательными
агентами.
3. Анализ влияния параметров электромагнитного излучения на
характеристики фильтрации и реологические свойства нефти.
4. Сопоставление действующих по проекту разработки месторождений
гидродинамических моделей с применением электромагнитной обработки и
без.
Научная новизна выполненной работы
1. Экспериментально
установлена
зависимость
дополнительного
извлечения нефти в зависимости от характеристик электромагнитного
воздействия на нефтесодержащий пласт, с использованием магнитной
жидкости в качестве вспомогательного агента, что повышает эффективность
электромагнитного воздействия.
2. Установлена степень влияния электромагнитного воздействия на
преодоление критического градиента давления начала фильтрации в условия
внутрипорового течения.
3. Установлен характер влияния электромагнитного воздействия
током высокой частоты на повышение коэффициента подвижности нефти в
водонефтенасыщенных коллекторах.
7
Теоретическая значимость работы
1. Рассчитанные показатели повышения нефтеотдачи при применении
электромагнитного воздействия на реальных месторождениях уверенно
показывают положительную оценку рентабельности применения данного
способа на этих месторождениях.
2.
Использование
разработанного
метода
электромагнитного
воздействия на нефтенасыщенный коллектор для повышения нефтеотдачи в
нефтеводонасыщенных коллекторах.
Практическая ценность и реализация
1. Созданная
лабораторная
исследовательская
установка,
генерирующая электромагнитное поле высокой частоты и напряженности,
используется для изучения параметров вытеснения нефти из насыпных
моделей пласта и керна.
2. Разработана схема реализации метода воздействия на коллектор
электромагнитным полем для промышленной добычи нефти.
Методология и методы исследования
Проведение лабораторных опытов, физическое и математическое
моделирование изучаемых процессов, методы математической статистики,
лабораторные и графоаналитические подходы и методы.
Положения, выносимые на защиту
1. Результаты лабораторных экспериментов по извлечению нефти на
насыпной
модели
коллектора
керна
в
условиях
воздействия
высокочастотным электромагнитным полем в сочетании со вспомогательным
агентом.
2. Сравнительный анализ гидродинамических моделей месторождения
при
стандартном
варианте
разработки,
а
также
с
применением
электромагнитного воздействия на коллектор.
3. Результаты прогноза по добычи нефти из пластов ачимовской
толщи.
8
Степень достоверности и апробация результатов
Достоверность научных положений основана на теоретических и
экспериментальных исследованиях, с использованием искусственной модели
нефтеводосодержащего насыпного керна, естественных образцов нефти,
современной лабораторно-исследовательской аппаратуры, в том числе
собранной
лабораторной
установки
для
высокочастотного
электромагнитного воздействия, теории эксперимента и современных
компьютерных
технологий.
Перспективность
применения
метода
подтверждена результатами компьютерного моделирования (программы
«Tempest», «HydraSym»).
Основные положения диссертационной работы докладывались и
обсуждались на: седьмой Всероссийской конференции «Геология и
нефтегазоносность ЗСМБ»
(2011 г); международном научном симпозиум
имени академика М.А.Усова студентов и молодых ученых (Томск: ТПУ,
2012 г); 2-й конференции молодых ученых и специалистов ООО «ЛукойлИнжиниринг» (2012 г); 66-й международной молодежной конференции
(2012 г); международном симпозиуме студентов и молодых ученых им.
академика М.А. Усова (Томск, ТПУ, 2013 г).
9
1 СОСТОЯНИЕ ПРОБЛЕМЫ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ
ПУТЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТЫ И
ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ
В настоящее время для увеличения добычи нефти повышают объемы
применения различных методов увеличения нефтеотдачи пластов, в
основном физико-химические [82]. В воду, закачиваемую в пласт, добавляют
различные
химические
соединения:
щелочи,
поверхностно-активные
вещества, синтетические полимеры, биологические полимеры.
На данный момент месторождения имеют определенные сложности
при их разработке. К осложненным физико-геологическим условиям можно
отнести: месторождения твердых природных битумов, парафинистой и
высоковязкой нефти, изокерита, газогидратов, нефтяных сланцев. На
месторождениях с такими данными снижается фильтрация за счет отложения
асфальто-смоло-парафинистых отложений в призабойной зоне пласта, малой
подвижностью и высокой вязкостью флюида [54].
Традиционные и инновационные методы извлечения углеводородов не
позволяют достичь 100% добычи извлекаемых запасов. Применение данных
методов приводит к необратимым последствиям, которое исключает
возможность
извлечения
оставшейся
нефти
более
перспективными
методами, которые весьма вероятно появятся в будущем [30].
В связи с поддержанием экологической безопасности при разработке
месторождений
полезных
ископаемых
целесообразно
использовать
эффективное, неразрушающее воздействие на продуктивные пласты.
В настоящее время известен только один комплекс бездефектных
методов воздействия на пласт – это воздействие физическими полями. К
данному воздействию можно отнести: электромагнитное, плазменноимпульсное, электрогидравлическое и другие.
10
1.1 Электромагнитное воздействие на продуктивные пласты
В работе «Перспективы применения метода электровоздействия на
продуктивный нефтегазосодержащий пласт для интенсификации притоков
нефти к скважинам» (1988г) С.И. Кицис, П.Л. Белоусов и М.В. Ульянов
сообщают
о
проблемах
засорения
в
призабойных
зонах
скважин
асфальтенами, парафинами, битумами и методах интенсификации притокпа
нефти [37].
Выполненные
лабораторные исследования ученых Тюменского
Индустриального института выявлено, что воздействие на модель пласта и
пластового флюида, электромагнитными волнами значительно увеличивает
показатели фильтрационно-емкостных свойств пласта и способствует
дополнительному
нефтеизвлечению.
При
закачке
в
модель
пласта
электролита (солевой раствор) наблюдалось многократное увеличение
эффекта.
Являясь хорошим проводником электрического тока, солевой раствор
способствует повышению температуры в продуктивном пласте, под
воздействием электромагнитного поля. Усиление термического эффекта, в
особенности в приближенной к призабойной зоне пласта, провоцирует
уменьшение вязкости и очистки от тяжелых углеводородов порового
пространства пласта под воздействием давления[36, 84].
Так
же
фильтрационных
осуществляется
потенциалов
практически
статического
полное
снижение
электричества,
которые
возникает в нефтесодержащих коллекторах и препятствует течению нефти.
Находясь в области действия переменного электрического поля,
скопления молекул жидких углеводородов начинают колебаться с частотой,
зависящей от источника электроэнергии. Это приводит к снижению вязкости
нефти, способствующему увеличению добычи [32].
Рассмотренный метод был внедрен на Усть-Балыкском месторождении
«Юганскнефтегаз».
Электроды,
прикрепленные
к
оголенным
концам
11
высоковольтных кабелей, спускаются в экспериментальные скважины на
колонне насосно-компрессорных труб. В качестве электрода использовалась
часть утяжеленной бурильной трубы длинной 1 метр с внешним диаметром
140 мм. В нижней части трубы равномерно по окружности сверлятся 3
отверстия диаметром 10 мм, в которых нарезается резьба, и с внутренней
стороны вворачиваются винты, на которых закрепляются луженные
наконечники
питающего
кабеля.
В
результате
осуществляется
«запараллеливание» жил на теле электрода. Нижняя часть электрода
располагается у подошвы продуктивного пласта. Конструкция предполагает
ограничение по суммарному току в используемом кабеле – 230 А, с учетом
поправочного коэффициента на пластовую температуру. Для поддержания
такого тока необходимая максимальная мощность источника электроэнергии
составляет 216 кВт. При этом полезная мощность в призабойной зоне пласта,
составляет 100 кВт (рисунок 1.1).
Рисунок 1.1 – Схема электровоздействия на призабойную зону пласта
На
момент
написания
рассматриваемой
статьи
предложенный
авторами способ предположительно позволяет увеличить коэффициент
нефтеотдачи на 20-25%.
Уфимскими учеными (Ф.Л. Саяхов и Л.А.Ковалева, В.П. Дыбленко,
И.А.Туфанова) проводились исследования процессов, протекающих в
продуктивных
пластах
в условиях воздействия
высокочастотного и
12
сверхвысокочастотного электромагнитного поля и обоснование применения
данных полей в
разных технологических процессах долгий период
времени[57,58]. Испытания проводились на скважинах Ишимбайского
месторождения компании «АНК Башнефть», Сугушлинской и МордовоКармальской битумных залежей компании «Татнефть». В результате получен
эффект объемного разогрева пласта в радиусе более 10м в призабойных
зонах пластов [59].
Также приведенными выше учеными разработана
экспериментальная технология циклической добычи высоковязких нефтей и
битумов,
определена
перспектива
использования
комплексного
высокочастотного электромагнитного воздействия на призабойную зону
пласта и сам пласт совместно с физико-химическими и иными методами [60].
В
ряде
патентов
описывается
возможный
способ
сверхвысокочастотного электромагнитного воздействия на призабойную
зону пласта с помощью сверхвысокочастотного генератора и гирлянд
сверхвысокочастотного
генераторов.
Зона
воздействия
при
этом
не
превышает 1,2 – 1,5м из-за сильного поглощения продуктивным пластом
электромагнитной энергии СВЧ диапазона [61,62].
Метод находится в
стадии доработки в виду сложности технического осуществления.
В научной литературе закрепилось мнение положительного характера
о том, что существует возможность применения и технической реализации
воздействия
высокочастотным
электромагнитным
полем
с
целью
стимулирования и интенсификации процессов добычи высоковязкой нефти
[63,64].
При
практическом
применении
мощного
электромагнитного
высокочастотного поля в пористой среде, содержащей вязкие углеводороды,
возникает объемный прогрев области призабойной зоны пласта, что
приводит к интенсивному выделению растворенных газов, испарению легких
углеводородов, интенсификации процесса пиролиза, изменению агрегатного
состояния вещества и другим физико-химическим явлениям [66, 67, 69].
13
Длительная обработка приводит к возникновению в коллекторе упругой
газообразной фазы [73,76].
В монографии «Комбинированные методы воздействия на нефтяные
пласты на основе электромагнитных эффектов» (Уфа, 2010г) М.А. Фатыхов,
А.И. Худайбердина [88]
физического
отмечают, что среди всех теоретических видов
воздействия
на
пласт
(тепловых,
акустических,
электростатических, магнитных, высокочастотных и сверхвысокочастотных
электромагнитных
электромагнитное
полей)
высокочастотное
воздействие
имеет
ряд
и
сверхвысокочастотное
преимуществ.
Во-первых,
электромагнитные волны распространяются до затухания на дальнее
расстояние вглубь объекта воздействия при прохождении их через
токопроводящую среду. Речь может идти о различных процессах в
термогидродинамике и манипуляции ими в глубине среды. Во-вторых,
благодаря воздействию данными полями возникает диссипация энергии
магнитного поля, которая провоцирует распределение источников давления,
сил, тепла. Их плотности зависят от характеристик распространяющихся в
среде электромагнитных волн и диэлектрических свойств пористой среды.
Подобрав необходимые параметры волны, возможно управление процессами
взаимодействия электромагнитного поля со средой на расстоянии близком к
длине электромагнитной волны.
Вышеупомянутыми
авторами
рассматривается
возможность
и
эффективность совмещения электромагнитного воздействия с другими
физическими и физико-химическими методами обработки пласта. На данный
момент
недостаточно
изучены
физико-химические
и
термогидродинамические процессы, протекающие в сплошных средах при
условии взаимодействия с магнитными, электромагнитными, акустическими,
тепловыми
полями.
Однако,
известно,
что
некоторые
комплексные
технологии воздействия улучшают показатели фазовая проницаемости по
нефти, ухудшенной за счет попадания глинизации или фильтрата бурового
раствора, а также за счет иных факторов, которые негативно влияют на
14
фильтрацию углеводородов в пласте. Многие виды комплексных сочетаний
технологий можно применить при борьбе с гидратами, солями для добычи
нефти из карбонатных коллекторов [90, 91].
М.А. Фатыховым и А.И. Худайбердиной проведен ряд исследований в
области
комбинированных
способов
электромагнитного
воздействия
высоких и сверхвысоких частот совместно с солянокислотной обработкой
карбонатных пород. Результаты показали увеличение проницаемости пласта
в электромагнитном поле высокой частоты [85]. Выведены уравнения,
описывающие нагрев карбонатонасыщенного нефтяного пласта.
Также авторами монографии смоделирован и описан процесс
воздействия электромагнитным полем высокой частоты на битумный
коллектор при периодической закачке окислителя. Опытным путем
выявлено, что при данной комплексной обработке возникает резкое
повышение температуры. Обнаруженный эффект может быть использован
для инициирования фронта горения в битумном пласте [68]. Испытания,
проведенные
на
промысле,
показали,
что
образование
очага
внутрипластового горения возникает при сравнительно низких забойных
температурах (от 393К до 423К). Благодаря данным испытаниям был
разработан и описан метод извлечения нефти из битумных пластов за счет
использования внутрипластового горения, инициированного в области
распространения электромагнитных волн [35, 36].
Описание технологии. Обсадная колонна спускается до кровли
продуктивного пласта, затем в скважину спускают насосно-компрессорные
трубы
с
диэлектрическими
шайбами.
В
роли
излучателя
энергии
электромагнитных волн высоких частот выступает расположенная ниже
обсадной колонны часть НКТ. Излучатель через скважину получает
электромагнитную энергию от генератора (типа ЛД2-60М), расположенного
на поверхности земли. При этом происходит прогрев призабойной части
продуктивного пласта. Далее осуществляется постоянная закачка воздуха в
пласт в течение недели, затем скважину останавливают на такой же срок для
15
газирования
и
окисления
нефти,
получения
упругих
термических
эффектов[93]. Отбор скважиной продукции осуществляется фонтанным
способом. Главный недостаток описанной выше технологии заключается в
том, что в процессе обработки высокочастотными электромагнитными
полями
не
используется
термоупругая
энергия,
возникающая
при
фильтрации окислителя и нагреве пласта, закачанный окислитель идет
только на вытеснение битума.
Также есть ряд исследований по вытеснению высоковязких нефтей и
битумов при помощи закачки в пласт смеси растворителей, так называемой
бинарной системы, под воздействием электромагнитного поля высоких
частот.
Это
позволяет
ускорить
процессы
тепломассопереноса
в
обрабатываемом пласте, что приводит к повышению нефтеотдачи [51, 92].
Процессы вытеснения нефти различными жидкостями и композициями
зависят от структуры порового пространства, физических и химических
свойств растворителя, также они зависят от связей пористой среды и
насыщающего флюида. Эти процессы протекают в области раздела жидкой и
твердой фаз. Благодаря воздействию электрическим и магнитным полями,
можно добиться контроля над движением межфазной поверхности в
необходимом направлении, а также значительно увеличить скорость такого
перемещения [33]. При движении межфазной поверхности с прилегающими
слоями происходит интенсивное перемешивание жидкости в каждой фазе,
что способствует ускорению процессов обмена.
Проведенные эксперименты приведенных выше ученых показали, что
процесс фильтрации при вытеснении нефти из лабораторных образцов
ускоряется в 3 раза под воздействием электромагнитного поля. Это говорит о
том, что использование высокочастотного электромагнитного поля при
вытеснении
нефти
растворителем
может
значительно
увеличить
коэффициент нефтеотдачи месторождения.
Также вышеупомянутыми авторами проводились эксперименты по
совместному воздействию на пласт высокочастотным электромагнитным
16
полем и акустическими волнами. В результате этих исследований были
обнаружены возможные изменения таких параметров пористой среды как
напряженность диэлектрического поля, диэлектрическая проницаемость.
Основные результаты экспериментальных исследований:
- температура и скорость распространения высокочастотного нагрева в
зоне, охваченной акустическим воздействием, возрастают. Их изменение в
среде увеличивается с ростом частоты и интенсивности акустического поля;
- глубина ВЧ нагрева при использовании акустического поля
увеличивается на 5 – 10% [63];
Для
проведения
исследований
использовался
электромагнитно-
акустический излучатель. Устройство представляет собой несимметричный
четвертьволновой электрический вибратор, совмещенный с акустическим
преобразователем. Электрический вибратор состоит из нижнего конца
верхней поверхности обсадной колонны и ее продолжения с отступом на
0,03м, короткозамкнутой при помощи поршня с выступающей за ней
колонной НКТ. Продолжением НКТ является акустический преобразователь
(внешний диаметр 0,134м), находящийся в жидкости (трансформаторное
масло), заполняющий стальной стакан диаметром 0,15м и длиной 4,25м.
Акустический излучатель конструктивно совмещает две функции: действует
как источник акустической энергии, служит конструктивным элементом
электромагнитного излучателя. Описанная конструкция служит одним из
устройств ввода ВЧ электромагнитной энергии в пласт через обсаженную
скважину. Электрические колебания на акустический преобразователь
подавались от ультразвукового генератора (УЗГ-2-4) с помощью кабеля типа
КРБК-3х16, проходящего через колонну насосно-компрессорных труб.
Резонансная
частота
преобразователя
20кГц.
Описанная
система
представляет собой устройство совместного ввода ВЧ электромагнитной и
акустической энергии в пласт через обсаженную скважину.
В результате стендовых исследований, моделирующих реальную
скважину, с использованием данной установки было выявлено увеличение
17
эффективности использования ВЧ ЭМП за счет охвата нагрева пласта по его
толщине акустическим воздействием, а также захвата обработкой выше и
нижележащих
пропластков.
(М.А.
Фатыхов,
А.И.
Худайбердина
«Комбинированные методы воздействия на нефтяные пласты на основе
электромагнитных эффектов» Уфа, 2010)
Следует также сказать, что эффективность способа не очень высока и
позволяет добиться лишь 2-3 кратного увеличения дебита скважины,
добывающей высоковязкий углеводород. Но повышения эффективности
можно добиться совмещая данный метод с другими физическими и физикохимическими методами воздействия. Результаты, полученные в ходе
теоретических и опытно-промысловых исследований, описанных в данной
монографии,
указывают
высокоэффективных
на
перспективность
технологий,
которые
развития
могли
бы
и
создания
с
успехом
использоваться на промысле.
В основу моих исследований положены результаты Кузнецова О.Л. способ добычи нефти, природного газа и газового конденсата путем
электромагнитного резонансного вытеснения их из продуктивного пласта
(патент № 2425962 от 2010г).
Предлагаемый способ заключается в увеличении эффекта резонансного
возбуждения
молекул
нефтенасыщенного
направленного
управляемое
углеводородов
коллектора
импульса
вытеснение
на
путем
страгивания
пластовых
отдельно
взятых
формирования
[42].
Затем
углеводородов
участках
определенно
осуществляется
посредством
повторяющихся пробегов пикового резонанса. Частоты, при этом, равны
собственным частотам диполей. Пробеги происходят в замкнутой системе и
направлены от нагнетательной скважины через пластовый коллектор к
добывающей скважине [7,8]. Особое давление за счет прохождения через
минерализованную воду переменного электрического тока получают именно
те места коллектора, в которых содержатся углеводородные фракции,
ограниченные пластовыми водами. Сильный эффект достигается за счет того,
18
что
частота
тока
углеводородов,
резонирует
тем
самым
с
собственной
способствуя
частотой
колебаний
ретрансляции
встречно
направленных модулированных электромагнитных потоков по всей длине
пласта [24, 25, 39].
На глубину зоны перфорации в добывающую скважину и в одну из
ближайших к ней скважин (в том числе нагнетательную) погружаются
резонансно-волновые генераторы. С их помощью в пласте создают
направленные навстречу потоки электромагнитных колебаний, которые, в
свою очередь, резонируют с собственной частотой колебаний молекул нефти,
природного газа и газового конденсата. Размещенная на поверхности
аппаратура
позволяет
в
реальном
времени
формировать
резонанс
электромагнитных колебаний и управлять перемещением пикового резонанса
повторяющимися пробегами в сторону добывающей скважины. После этого
при помощи спущенных в скважину в нижнюю часть области перфорации
электродов сквозь пластовую воду пропускают электрический ток частоты,
резонирующей с частотой колебательных движений молекул углеводородов,
находящихся в пласте. Модулированные встречно направленные потоки
электромагнитных колебаний распространяются по всей длине пласта,
обеспечивая эффективное резонансное вытеснение нефти из коллектора.
Результатами реализации описанной технологии являются:

увеличение дебита добывающей скважины;

ввод в эксплуатацию скважин, простаивающих долгое время изза ранее применяемых неэффективных технологий добычи;

вывод из консервации низконапорных газовых скважин;

освобождение углеводородов из ловушек и пленов, и повышение
за счет этого коэффициента извлечения нефти (до 50 – 60
процентов);

изменение
реологических
свойств
жидких
углеводородов,
увеличение подвижности нефти, за счет снижения вязкости;
19

повышение температуры нефти, снижение ее вязкости (крайне
важное свойство при добычи высоковязких углеводородов);

снижение
обводненности
продукции
скважины,
благодаря
первоочередному вытеснению из коллектора именно фракций
углеводородов;

уточнение геологической и геофизической информации о
параметрах разрабатываемого объекта.
Способ интенсификации добычи нефти и реанимации простаивающих
нефтяных скважин путем электромагнитного резонансного воздействия на
продуктивный пласт (Кузнецов О.Л., Воловик А.М. и Гузь В.Г. патент №
2379489, опубликован 20.01.2010г) [43]. Способ заключается в создании
встречных электромагнитных потоков от двух или нескольких соседних
скважин. Данная технология также предполагает формирование потоков,
резонирующих с частотами собственных
колебаний молекул пластовых
углеводородов, и осуществляется формированием электромагнитных волн,
как с дневной поверхности, так и в области, расположенной напротив
коллектора в зоне перфорации. Отличительной особенностью является то,
что первоначальную точку формирования пикового резонанса в ходе
встречного излучения определяют в области нагнетательной скважины, затем
пиковый резонанс отслеживают с помощью обратной связи посредством
расположенного на дневной поверхности генератора-приемника в режиме
реального времени. После этого продолжают направленное излучение
модулированных электромагнитных волн в управляемом режиме. На
несущую частоту накладывают собственную частоту колебаний диполей
углеводородного флюида так, чтобы мощность излучения, исходящего из
области добывающей скважины существенно превосходила мощность
встречного потока излучения, идущего навстречу из нагнетательной (либо
другой
близлежащей)
скважины.
Затем,
управляя
корректировками
мощностей генераторов, в сторону добывающей скважины начинают
20
продвигать пиковый резонанс повторяющимися пробегами, обеспечивая
этим дополнительное принудительное вытеснение пластового флюида.
Несмотря на то, что данный способ осуществляется в режиме
периодических пробегов пиковых значений резонанса от нагнетательной, или
другой близлежащей скважины, к добывающей скважине, процесс затухания
встречно
направленных
электромагнитных
волн
требует
больших
энергозатрат. Это является основным недостатком способа.
Кроме описанного выше способа есть еще несколько схожих по своим
параметрам
методов
интенсификации
добычи
нефти
и
увеличения
нефтеотдачи. Следует отметить способ вторичной добычи нефти при помощи
инициирования в ней окислительно-восстановительных реакций (патент №
2303692, С2; опубликован 27.07.2007г.) [67]с применением электрического
тока. Способ предложен специалистами из американской компании
«Электро-Петролеум, инк». Способ заключается в следующем: в первом и
втором нефтеносных районов оборудуют по скважине, в каждую из которых
погружают электроды, между ними создают разность напряжений при
помощи подачи смещения переменной составляющей тока[29]. Амплитуду,
при этом, подбирают таким образом, чтобы она обеспечивала образование в
нефти окислительно-восстановительных реакций, которые способствуют
распаду длинных цепей углеводородов на соединения с малой молекулярной
массой. Все это приводит к гидрированию нефти.
При протекании электрического тока в пласте в реликтовой воде
начинается процесс электролиза, в результате которого освобождаются
активаторы, катализирующие реакции окисления и восстановления в нефти
[50]. В результате этих реакций уменьшается вязкость нефти, увеличивается
текучесть, нефть устремляется в добывающую скважину. Кроме повышения
текучести данный способ катализирует электрохимические процессы,
происходящие в нефти, что повышает качество нефти. Помимо этого, из
пласта высвобождается водород и другие газы при прохождении в нем
электрической энергии [65].
21
Способ осуществим с использованием переменного тока высоких
напряжений и силы, а следовательно требует потребления большого
количества электроэнергии, что существенно повышает расходы на
использование технологии, что приводит к повышению себестоимости
нефтепродукта.
В
1993
году
норвежскими
специалистами
из
компании
«Индустриконтакт Инг О. Еллингсен Энд Ко.» был запатентован (патент SU
№ 1838594, A3; опубликован 30.08.1993г.) способ увеличения нефтеотдачи
путем создания в нефтяном пласте вибраций с частотой, наиболее близкой к
естественной частоте пласта[53]. В ходе исследований было обнаружено, что
такое воздействие приводит к ослаблению сил между пластом и нефтью. Что
бы реализовать этот метод, скважину предварительно необходимо заполнить
металлической жидкостью (например ртутью). Электроды же размещаются в
других двух соседних скважинах. Воздействие вибрациями на скелет породы
производят совместно с обработкой его переменным электрическим током.
Создаваемые вибраторами колебания способствуют извлечению нефти из
коллектора. Также происходит нагревание флюида из-за трения нефти и
породы.
Самым главным и существенным недостатком этого способа является
использование ртути, пары которой крайне ядовиты. Также, из-за вибраций
скелета породы коллектора может происходить загрязнение поровых каналов
механическими частицами, закупорка конгломератами асфальто-смолопарафинистых составляющих нефти и солями, облитерация [49].
1.2 Плазменно-импульсное воздействие на призабойную зону пласта
Согласно классификации В.П.Дыбленко электромагнитное воздействие
условно разделяют на 3 вида: низкочастотное (НЧ) – до 1 кГц,
высокочастотное (ВЧ) – до 300 МГц, и сверхвысокочастотное (СВЧ) – выше
300 МГц (В.П.Дыбленко «Волновые методы воздействия на нефтяные
22
пласты с трудноизвлекаемыми запасами» Обзор и классификация 2008 г). В
группу электромагнитных методов воздействия на ПЗП также можно отнести
импульсно-электрические методы[28]. Они основаны на инициировании в
зоне продуктивного пласта импульсов электрического тока.
Реализация данной технологии выполняется следующим образом.
Часть
технологических
скважин
после
вскрытия
пласта
оборудуют
электродами. При вскрытии пласта обсаженными скважинами, обсадная
колонна служит в качестве второго электрода. От наземной аппаратуры к
электродам проводят кабель. Используя информацию об изменениях
параметров
пласта,
воздействия
по
в
ходе
обработки
программе.
Мощность
производится
корректировка
промышленного
источника
электрического тока достигает 100 кВт. Электроимпульсная обработка
пласта приводит к следующим изменениям среды: происходит увеличение
капилляров, разглинизация, увеличение проницаемости, выделение газа.
Следствием этих процессов является снижение фазовой проницаемости по
воде, стимуляция и ускорение электрокинетических явлений [65].
Метод можно эффективно применять на неоднородных пластах
глинистых песчаников. Он способствует увеличению продуктивности
добывающих и приемистости нагнетательных скважин.
Методы обработки высокочастотными и сверхвысокочастотными
электромагнитными полями основаны на особенностях их взаимодействия с
насыщенными
пористыми
средами.
Основной
особенностью
ВЧ-
электромагнитного воздействия на пласт является объемный прогрев породы
[4]. При этом область зоны теплового воздействия мало зависит от
фильтрационно-емкостных свойств пласта. С помощью изменения частоты и
мощности
можно подобрать необходимые показатели
распределения
температуры в пласте. В процессе обработки происходит направленный
прогрев
призабойной
зоны
пласта
(ПЗП)
и
взаимодействие
электромагнитного поля с флюидами, в следствие чего происходит снижение
23
поверхностного натяжения в области раздела фаз, увеличивается скорость
фильтрации вытесняющей среды [19, 20].
В 1996 году Н.И.Кошторевым и Ф.И.Алеевым запатентован «Способ
разработки нефтяной залежи» (патент №2057911). [40] Сущность метода
заключается в следующем: на полностью освободившейся залежи подбирают
скважины по лучевой схеме. В центральную спускают отрицательный
электрод
на
уровне
расположенных
подошвы
скважинах
продуктивного
устанавливают
пласта.
В
положительно
радиально
заряженные
электроды в области кровли пласта. Путем подачи постоянного тока
осуществляется воздействие на пласт. В результате происходит сегрегация,
то есть продвижение частиц воды в нижнюю часть пласта к отрицательному
электроду, а капель нефти к положительным электродам.
Контролировать процесс можно, периодически отключая одну из
скважин и исследуя ее продукцию на содержание воды и нефти.
Повышение нефтеотдачи при помощи воздействия импульсами
электрического тока на нефтяной пласт описывают сотрудники ООО «НПО
«Волгахимэкспорт» Михаил Болдырев, Татьяна Лючевская, Олег Гуркин и
Андрей Золин.[16]
Еще в середине 70-х годов XX века был подтвержден эффект
изменения структуры порового пространства пласта при прохождении через
него
электрических
токов.
Благодаря
открытию
этой
особенности,
российскими инженерами была разработана технология интенсификации
добычи нефти. Сегодня доработкой и внедрением технологии электрической
обработки пластов в нефтепромысловую практику активно занимается ООО
«НПО «Волгахимэкспорт» (г. Самара). Технология успела положительно
зарекомендовать себя в ходе экспериментов по импульсному электрическому
воздействию
на
месторождениях
продуктивные
России,
пласты.
Казахстана
Испытания
и
свидетельствуют о перспективности технологии.
проводились
Бразилии.
на
Результаты
24
При прохождении импульсов электрического тока сквозь коллектор
происходит высвобождение энергии в тонких капиллярах [47]. Существует
определенное пороговое значение количества выделяемой энергии, при
превышении которого происходят изменения структуры микронеоднородной
среды, а также структур фильтрационных потоков. Высокая плотность
выделения энергии в тонких капиллярах, превышая некое значение, приводит
к разрушению цементирующего вещества. Измененная структура порового
пространства
существенно
изменяет
характер
фильтрации
в
микронеоднородной среде. Отношение плотностей тока в последовательно
соединенных капиллярах с радиусами r1 и r2, при прохождении через них
электричества, пропорционально. В неоднородных средах, таких как горные
породы, отношение (r2/r1) может составлять величину приблизительно
равную и превышающую 103, что говорит о том, насколько велика степень
неоднородности
выделения
энергии
в
среде.
Проводимость
тонких
капилляров также напрямую зависит от высоких показателей плотности
энерговыделения. Изменения проводимости может быть обусловлено
повышением
давления
в
капиллярах.
Комбинация
механизмов,
происходящих в процессе электрической обработки пласта, и приводит к
увеличению нефтеотдачи. Среди них
– разрушение кольматанта призабойной зоны пласта в нефтяных
скважинах [58],
–
разрушение
парных
электрических
слоев,
уменьшение
сил
поверхностного натяжения на границе раздела фаз [26].
В настоящее время существует два вида установок, способных
осуществлять
представленную
технологию.
Установки
отличаются
выходными параметрами, а также способами получения электрической
энергии и образования импульсов тока. Первая установка требует для работы
расположенной вблизи скважины линии электропередач с напряжением в
6кВ или 10кВ. Вторая установка имеет собственный дизельный генератор,
что позволяет ей работать автономно и существенно расширяет область ее
25
применения. Кроме того, существенным отличием установки второго типа
является примененная особая схема образования импульсов электрического
тока. В ней использован конденсаторный модуль для накопления энергии,
благодаря которому, можно добиться высокой амплитуды и мощности
импульсов электрического тока. Данная установка является инновационной
разработкой
обработки
компании
пластов
с
«Волгахимэкспорт»
целью
повышения
в
области
электрической
нефтеотдачи.
Устройство
запатентовано (патенты №36856, №36857)[14,15]. Кроме того,
поданы
заявки на патенты по описанному способу интенсификации добычи нефти и
устройству для его осуществления.
Далее описывается автономный комплекс, включающий установку
второго типа. Используемый комплекс, включает в себя высоковольтную
установку, расположенную на базе автомобиля ЗИЛ-131, генераторную
установку на базе автомобиля ГАЗ-66, служебное помещение для отдыха
персонала.
Высоковольтная
установка
содержит
следующие
функциональные блоки:
— блок конденсаторов;
— тиристорный блок;
— блок управления высоковольтным выпрямителем;
— трансформатор;
— лаборатория, в которую входит панель кросс-визуального контроля
и автоматики параметров, персональный компьютер.
Основные параметры осуществления технологического процесса. В
настоящее время для реализации технологии существует несколько схем
подключения комплекса к скважинам. Однако, на практике в основном
применяется схема подключения к двум скважинам (к колонным головкам).
На сегодняшний день в разработке находится схема подключения одной
скважины к колонной головке с использованием очага заземления.
Электродом,
при
подключении
к
колонной
головке,
является
эксплуатационная колонна обрабатываемой скважины. При подключении к
26
устью требуется остановка скважины и ее полное отключение от наземного
оборудования. Когда все работы по подготовке скважины выполнены, к
устьевым тумбам присоединяется высоковольтный кабель и начинается
воздействие импульсами электрического тока. Для подготовки скважины при
обработке по схеме подключения с использованием очага заземления, в его
качестве используются 50 металлических стержней, углубляемых в землю. В
данном случае именно они играют роль второго электрода. Очаг заземления
должен быть удален минимум на 400м. Чтобы уменьшить электрическое
сопротивление заземления, зона расположения металлических стержней
заливается солевым раствором. Для получения необходимого результата
одна обработка должна продолжаться от 20 до 30 часов.
Область применения технологии распространяется на карбонатные и
терригенные коллекторы с глубиной залегания до 2000м (для первого типа
установки) и до 3000м (для второго типа). Обработку рекомендуется
производить на скважинах с обводненностью 40 – 85% и дебитом по
жидкости
10
85м3/сут,
–
а
также
на
объектах,
представленных
неоднородными пластами с чередованием участков высокой и пониженной
пористости.
По результатам накопленного опыта прирост дебита по нефти после
обработки составляет от 0,5 до 13 т/сут (в зависимости от текущего дебита и
обводненности, а также конкретных геолого-геофизических характеристик).
Обводненность продукции, при этом, снижается на 10-30%.
Следует так же отметить способ импульсного и ионно-плазменного
воздействия на нефтяной пласт (патент номер 2213860, авторы Браганчук
Алексей Михайлович, Исаев М.К., Исхаков И.А., Касимов Р.Г.) [17].
Ионно-плазменное
осуществляется
на
воздействие
уровне
на
перфорации
нефтесодержащий
скважины.
Чтобы
коллектор
достичь
необходимого эффекта, сквозь минерализованную воду плотностью 1,12г/см3
и выше, закачиваемую в скважину, пропускают постоянный электрический
ток с напряжением от 90В до 300В и плотностью до 1А/см2. Каждые 25-
27
30мин на пласт воздействуют импульсами электрических разрядов в
количестве 3-5 разрядов, следующих друг за другом. Разряды инициируются
в специальной камере между электродом-анодом и электродом-катодом
ионно-плазменного генератора. Техника такого воздействия обеспечивает
создание репрессионно-депрессионного режима. Продолжительность одного
разряда достигает 100 мкс, а энергия превышает 100 Дж при значении
скважности не превышающем 5. Скважину непрерывно промывают
минерализованной водой. Воздействие импульсами производится без
остановки ионно-плазменного процесса. После окончания импульсной
обработки затрубное пространство открывают и начинают прокачку
минерализованной воды, чтобы удалить с забоя скважины продукты
разложения и расплавленные частицы. Кроме того, за счет дополнительного
воздействия на ПЗП импульсами электрических разрядов, происходит
интенсификация добычи нефти.
Основным элементом комплекса плазменно-импульсного воздействия
является ионно-плазменный генератор, который состоит из двух камер.
Генератор включает в
себя разрядную камеру, состоящую из электрода,
выполняющего функцию анода, и катода, в качестве которого выступает
корпус камеры. Генератор устанавливается в нижней части насоснокомпрессорных труб в области перфорации обсадной колонны. Наземный
источник электрического питания минусовой фазой с помощью обсадной
колонны скважины соединяется с корпусом ионно-плазменного генератора.
Плюсовая фаза соединяется с электродом, расположенным внутри разрядной
камеры, при помощи электрического кабеля. Затем через насоснокомпрессорные
трубы в скважину поступает минерализованная вода
(плотность не менее 1,12мг/см3). Далее через разрядную камеру ионноплазменного генератора поступает электрический ток 90В-300В напряжения,
плотностью от 0,1 А/см2 до 10 А/см2. При прохождении электрического тока
в скважине начинаются ионно-плазменные и химические процессы,
вследствие этого на катоде, в роли которого выступает обсадная колонная,
28
начинает выделяться водород, а так же образуется щелочь, которая
способствует снижению поверхностного натяжения пленки нефти и
растворению различных отложений в призабойной зоне нефтесодержащего
пласта. В зоне реакции внутри разрядной камеры ионно-плазменного
генератора происходит быстрый разогрев смеси из-за того, что парофазовая
оболочка, образующаяся на электроде камеры, способствует инициации
горения плазмы. Все это приводит к тому, что вокруг анода ионноплазменной камеры выделяется активный кислород, образующий кислую
среду.
Под действием повышенного температурного фронта нефтебитумы
смягчаются,
пробки
остаточной
нефти
разлагаются, а
минеральные
конгломерации соединений Ca, Mg, Na и др. (СаСО3, MgCl2, Na2SO4)
растворяются
под
действием
кислой
среды.
Положительная
роль
выделяемого на аноде активного кислорода заключается в том, что он
окисляет пластовые углеводороды до углекислого газа, который также
способствует удалению пробок в призабойной зоне и нефтяном пласте,
вследствие резкого локального повышения давления. Кроме того, кислород
способен окислять сернистые соединения, при наличии их в нефтяном
пласте, до оксидов серы, уменьшая тем самым ее количество в добываемой
нефти [41, 94].
Так
как
в
зоне
реакций
плазменно-импульсного
генератора
наблюдается повышение давления, эффект обработки усиливается за счет
быстрому распространению кислой и щелочной сред из области плазменного
воздействия в глубь пласта.
Работа генератора в ионно-плазменном режиме продолжается в
течение 25-30 минут, затем при помощи блока управления генератором,
расположенного на поверхности, генератор переводится в импульсный
режим
работы.
Данный
режим
характеризуется
формированием
электроразрядов непрерывно следующих друг за другом импульсов
длительностью 100мкс каждый. За один раз производится от 3 до 5
29
импульсов (энергия 100Дж). Результатом импульсного разряда является
резкое
повышение
давления
в
разрядной
камере.
Фронт
давления
распространяется вглубь нефтяного пласта. Под действием ударного фронта
давления из области перфорации в коллектор переносятся продукты ионноплазменной обработки. После того, как ударная волна достигает границы
раздела сред, она отражается от нее и возвращаясь к обсадной колонне
выносит с собой продукты разложения и плавления. Следует отметить, что
частота и количество импульсов подбираются по значениям мощности,
давления пласта, а так же необходимого радиуса воздействия.
Как только импульсная обработка окончена, открывается затрубная
задвижка, и с помощью прокачки минерализованной водой с забоя скважины
на поверхность выносятся продукты разложения.
Кроме
ионно-плазменных,
температурных,
электрохимических
процессов, происходящих в призабойной зоне нефтяного пласта, в результате
данной
комбинированной
называемый,
характеризуется
обработки,
дополнительно
репрессионно-депрессионный
изменением
давления,
режим.
его
создается,
Этот
так
режим
перераспределением
относительно пласта и забоя скважины, что приводит к раскольматации ПЗП
и дополнительному притоку нефти в скважину [56].
1.3 Электрическое воздействие на нефтяные пласты
Среди технологий электрофизического воздействия на нефтяные
пласты, которые включают в себя плазменные, лазерные, электроэрозионные,
электронные, ультразвуковые и комбинированные методы, следует отметить
электрогидравлическое воздействие. Электрогидравлические технологии
осуществляются благодаря эффекту Юткина [98,99], который представляет
собой
совокупность явлений, происходящих при импульсном разряде
высокого напряжения в жидкой среде (зачастую в воде). При прохождении в
водной среде импульсного высоковольтного разряда происходит мощное
30
электромагнитное
излучение,
формирование
волн
звуковых
и
ультразвуковых диапазонов частот, импульсов давления, достигающего, при
определенных условиях, несколько десятков тысяч атмосфер, сильных
гидравлических потоков, сопровождающихся кавитацией.
Высоковольтный разряд в воде сопровождается возникновением
плазменного канала, температура в котором достигает 30 тысяч 0С. Канал
имеет небольшую площадь сечения. В нем происходит быстрый локальный
разогрев жидкой среды, конденсация энергии разогретого до высоких
температур ионизированного газа и паров, которые могут совершать работу.
Быстро расширяясь, разрядный канал, представляющий собой парогазовую
полость [86], порождает вокруг себя в жидкости импульсное давление и
волны жидкости. Скорость увеличения объема канала может быть выше
скорости, с которой звук распространяется в жидкой среде, благодаря этому,
формируется фронт ударной волны. Когда давление потока расходящейся
жидкости спустится ниже давления окружающей среды, расширение
парогазового канала остановится. Далее происходит возвратное движение
потока жидкости, в момент, когда полость канала захлопывается, в ней вновь
резко повышается давление газа. Этот процесс повторяется многократно,
постепенно затухая с каждым циклом. Подытожив описанные процессы,
можно
привести
следующую
последовательность
протекания
гидравлического удара:
1.
формирование канала разряда;
2.
выделение энергии в канале разряда;
3.
излучение волн широкого диапазона частот (время до 10 -5 с,
давление ударного фронта превышает 10 000атм);
4.
расхождение потока жидкости в стороны от парогазового канала;
5.
пульсация полости канала, сопровождающаяся образованием
кавитационных разрывов (так называемых, каверн) и кавитационного потока.
31
Таким образом, при осуществлении электрогидравливеского удара,
полезными
могут
быть
следующие
механизмы
воздействия
на
обрабатываемый объект:

волны широкого диапазона частот;

формирование гидропотока;

кавитация;
Главными
достоинствами
электрогидравлических
технологий
являются:

преобразование электрической энергии в механическую с КПД до

необходимая энергия может быть просто локализована в
80%;
заданной точке;

данным процессов можно легко управлять, изменяя параметры
разряда при помощи смены рабочего напряжения и изменения емкостей
батареи конденсаторов;

обладают характеристиками импульсного воздействия;

легко автоматизируются;
С помощью электрогидравлического эффекта можно совершать как
мощные крупномасштабные воздействия (например, штамповка стальных
деталей), так и точечное локальное воздействие (безопасное разрушение
почечных камней при помощи специальных установок).
Эти отличительные достоинства позволяют электрогидравлическим
технологиям эффективно решать задачи, трудновыполнимые стандартными
методами. На сегодняшний день данные технологии применяются в
строительстве, в медицине, при разработке полезных ископаемых, в горном
деле, в сельском хозяйстве и мелиорации, в машиностроении, в ремонте
техники и гидрометаллургическом производстве.
Описанный выше эффект нашел применение в нефтегазодобывающей
отрасли.
В.И.Лунев,
М.С.Паровинчак
и
В.М.Зыков
предложили
32
электрогидроударное
устройство
для,
так
называемой,
активации
нефтегазоносного пласта и способ его питания атмосферной электроэнергией
(патент №2208142) [46].
Предложенное устройство включает в себя воздушный и жидкостный
разрядники. Один из электродов соединен с обсадной колонной, другой
электрод воздушного разрядника соединен с воздушным электропроводящим
каналом. Поверхность эксплуатационной колонны изолирована внутренним
и внешним электроизоляционным покрытием.
Второй элемент установки – это жидкостный разрядник, состоящий из
пары
электродов.
Отрицательный
электрод,
представляющий
собой
металлический стержень, закрепленный на изоляторах фильтра, заземлен, а
положительным электродом является сам фильтр.
Питание электрическим током и обеспечение работы описываемой
электрогидроударной установки осуществляется при помощи атмосферной
энергии. Для этого в нижнем слое атмосферы над скважиной с помощью
металлического проводника, который поднимается и удерживается в
приземном слое атмосферы, создают электропроводящий канал. В качестве
альтернативы может служить канал, формируемый лазерным лучом или
пучком направленных заряженных частиц. С помощью созданного канала
производится улавливание и перенаправление электрических зарядов из
атмосферы
на
воздушный
разрядник.
На
разряднике
формируются
импульсный ток высокого напряжения, который по обсадной колонне
поступает на установку в жидкостный разрядник. Затем в разряднике
происходит электрический пробой жидкой фазы между фильтром и
стержнем. При этом моментально образуется сильнейшая гидравлическая
волна, которая оказывает мощное динамическое воздействие на призабойную
область продуктивного пласта. Данное изобретение характеризуется простой
конструкцией
электрогидроударной
установки,
а
также
позволяет
использовать атмосферное электричество для обработки нефтесодержащего
33
пласта, что позволяет отнести предложенную технологию к числу
энергоэффективных разработок.
Похожий способ использования электрической энергии молний нашли
ученые Митюшин А.И. , Кадет В.В. (Россия), Батырбаев М.Д. (Казахстан). В
описании патента №2256072 (патентообладатель Васнева Галина Ивановна).
Авторами рассмотрена возможность использования импульса разряда
молнии для воздействия на продуктивный пласт с целью интенсификации
добычи углеводородов [48].
Для получения грозового разряда напряженность электрического поля
над обрабатываемой скважиной должна быть не менее 30 кВ/м, что бы
лидерный канал молнии мог сформироваться. Что бы исключить коронные
разряды, авторы предлагают использовать для приема энергии молнии
металлический стержень (так называемую, мачту), верхний конец которого
представляет собой сферическую гладкую поверхность. В альтернативном
случае используют гладкую проволоку, подсоединенную так, чтобы ее конец
возможно было доставить навстречу грозовому облаку. Этот стержень
непосредственно крепится к обсадной колонне скважины. Как только между
облаком и приемником инициируется разряд молнии, поток электрической
энергии, проходя по трубам обсадной колонны, устремляется в зону
продуктивного пласта и растекается по нему.
Ниже
представлено
схематическое
учеными способа (рисунок 1.2).
изображение
предлагаемого
34
Рисунок 1.2 – Схема обработки продуктивного пласта атмосферной
электрической энергией
Составные части комплекса для интенсификации нефтедобычи: 1 –
измерительный блок, 2 – приемник электроэнергии, 3 – обсадная колонна
скважины, связанная с приемником электроэнергии, 4 – горная порода, 5 –
цементный камень, 6 – насосно-компрессорные трубы, 7 – затрубное
пространство, 8 – металлическая мачта для инициирования грозового
разряда, 9 – металлический элемент сферической формы для предотвращения
коронирования.
Что бы увеличить вероятность попадания разряда молнии в
металлическую мачту, приемник электроэнергии
гладкой металлической проволоки
подключен к выходу приемника (2),
(2) изготавливают из
(10). Нижний конец проволоки
верхний конец подключен к
воздушному шару (на чертеже не показан), который может поднимать
проволоку в вертикальное положение. Альтернативой может быть небольшая
ракета, которая поднимет конец проволоки на дистанцию до 300 метров
навстречу грозовому облаку (17). Измерительный блок оснащается прибором
для измерения напряженности электрического поля на расстоянии, а также
устройством для контроля времени и электрических параметров грозового
разряда.
35
Для повышения вероятности грозового разряда в данной технологии
предлагается использовать лазерный блок (12), исходящий луч которого
проходит в верхней области (13) над металлическим элементом (9)
приемника атмосферной электроэнергии. Лазерный луч от блока (12),
оснащенного
длиннофокусной
оптикой,
проходит
в
верхней
части
металлической мачты в области сферического элемента. Это приводит к
ионизации воздуха в области прохождения лазерного луча. Грозовой разряд
(14), проходя через металлическую мачту и обсадную колонну, попадает в
продуктивный пласт (16) через интервал перфорации.
Вышеописанный
комплекс
и
технология
относится
к
нефтедобывающей промышленности, в частности может быть использовано
для интенсификации скважинной добычи углеводородного сырья при
помощи электрического воздействия на продуктивный коллектор, используя
атмосферную энергию.
Технический результат достигается тем, что в способе интенсификации
добычи углеводородов, включающем формирование электрической энергии
для импульсного воздействия на продуктивный пласт, осуществление
электрического
согласно
воздействия
изобретению
с
контролем
формирование
электрических
электрической
параметров,
энергии
для
импульсного воздействия на продуктивный пласт осуществляют из энергии
атмосферного электричества путем использования разряда молнии, кроме
того, использование энергии атмосферного электричества при воздействии
на продуктивный пласт начинают с инициирования грозового разряда,
которое осуществляют при достижении напряженности электрического поля
над скважиной величины не менее 30 кВ/м, а инициирование грозового
разряда осуществляют путем приближения к грозовому облаку приемника
электрической энергии, электрически связанного с обсадной колонной
скважины, а также инициирование грозового разряда осуществляют путем
ионизирования воздуха в области верхней части приемника электрической
энергии.
36
Технический результат по второму изобретению достигается тем, что
устройство для интенсификации добычи углеводородов содержит блок
измерения и приемник электрической энергии атмосферного электричества,
выход которого электрически связан с обсадной колонной скважины, кроме
того, для инициирования грозового разряда приемник электрической энергии
атмосферного электричества выполнен в виде металлической мачты, на
верхнем конце которой расположен металлический элемент сферической
формы с гладкой внешней поверхностью для исключения коронирования, а
нижний конец металлической мачты является выходом приемника, а также
для инициирования грозового разряда приемник электрической энергии
выполнен в виде гладкой металлической проволоки, нижний конец которой
является выходом приемника, а верхний конец механически связан с
воздушным
шаром,
имеющим
возможность
подъема
проволоки
в
вертикальное положение. Помимо этого для инициирования грозового
разряда приемник электрической энергии выполнен в виде гладкой
металлической проволоки, нижний конец которой является выходом
приемника, а верхний конец - механически связан с корпусом малой ракеты,
способной поднять его навстречу грозовому облаку на высоту не менее 300м.
Блок
измерения
содержит
прибор
для
дистанционного
измерения
напряженности электрического поля и прибор для измерения временных и
электрических
характеристик
грозового
разряда.
Кроме
того,
для
инициирования грозового разряда дополнительно введен лазерный блок, луч
которого направлен в верхнюю область пространства над металлическим
элементом сферической формы приемника электрической энергии, согласно
изобретению высота металлической мачты преимущественно равна 30 м, а
металлический элемент имеет форму шарового насада с диаметром не менее
20 см.
Среди недостатков способа необходимо отметить возможность
реализации
метода
только
в
сезон
грозообразования.
Также
для
инициализации грозового разряда необходимо применение дополнительных
37
мер по его возбуждению. В одном из таких способов авторы предлагают
использовать небольшую ракету, соединенную с мачтой проволокой.
Поднимаясь на высоту около 300м в сторону грозового облака, ракета
провоцирует разряд молнии на себя. Энергия разряда с помощью проволоки
поступает на мачту, далее по обсадной колонне спускается в продуктивный
пласт.
Ракета, несущая за собой заземленную через мачту 8 тонкую
проволоку 10, с большей вероятностью возбуждает молнию при подъеме на
высоту, чем стационарно стоящая металлическая мачта 8. Это обусловлено
тем, что около быстро движущейся ракеты 11 не успевает накапливаться
заряд короны. Использование запуска малой ракеты с прикрепленной
заземленной металлической тонкой проволокой 10 гарантирует возбуждение
молнии в 60-70% случаев.
Второй способ инициирования грозового разряда заключается в
ионизации воздуха в верхней части мачты с помощью импульсного лазера.
Излучение лазера 12 фокусируется с помощью длиннофокусной оптики в
верхней части приемной мачты 8. В качестве лазеров можно использовать
лазеры с излучением света с длинной волны равной 248 нм и мощностью
импульса порядка 1 ГВт. Ионизацию воздуха можно осуществить короткими
и мощными импульсами ультрафиолетового излучения. К нему добавляется
импульсное излучение другого лазера с большей длиной волны. Благодаря
такому сочетанию излучение лазеров тратится только на ионизацию и,
следовательно,
можно
использовать
лазеры
с
меньшей
мощностью
излучения. Благодаря действию лазерных излучений разной длины волны в
верхней части приемной мачты 8 образуется ионизированная область
воздуха, которая является началом лидерного разряда.
Далее в забойной части продуктивного грунта образуется объемный
заряд, который является источником неоднородного электрического поля в
продуктивном пласте. Благодаря большей электропроводности первого
пространства, заполненного флюидом, чем скелета пласта, объемный заряд
38
растекается по пласту. Неоднородное электрическое поле и растекание
униполярного
электрического
заряда
в
пласте
интенсифицируют
электрокинетические явления (см. Тихомолова К.П. Электроосмос. -Л.:
Химия 1989. - 248 с.), которые приводят к положительному эффекту
повышению дебита, уменьшению обводненности продукции, увеличению
нефтеотдачи продуктивного пласта [89].
Таким образом, использование энергии атмосферного электричества в
практике
добычи
углеводородов
по
сравнению
с
существующими
технологиями обладает существенными преимуществами:
- используется дармовая возобновляемая энергия атмосферного
электричества,
- относительная простота реализации способа электровоздействия на
продуктивный пласт,
- возможность получения огромного количества энергии в течение
малого времени,
- импульсное электровоздействие на продуктивный пласт является
наиболее эффективным, поэтому естественный импульсный характер
грозового разряда исключает необходимость использования специальной
аппаратуры для получения импульсного тока большой мощности, что также
приводит к значительному упрощению способа электровоздействия на
продуктивный пласт,
-
использование
использование
различных
использовать
атмосферного
дизельных
электрогенераторов,
преобразователей
метод
электричества
электрической
электровоздействия
на
линий
энергии,
исключает
электропередач,
что
продуктивный
позволяет
пласт
в
труднодоступных промысловых районах,
- использование большой энергии атмосферного электричества
продлевает действие положительного эффекта, что позволяет увеличить
промежуток
времени
продуктивный пласт.
между
процессами
электровоздействия
на
39
К перспективным видам электромагнитного воздействия на пласт
также можно отнести использование магнитной жидкости [22]. Нанохимия
магнитных
материалов - одно
из
наиболее
активно
развиваемых
направлений современной нанонауки, которое в последние годы привлекает
все большее внимание исследователей из различных областей химии,
физики, биологии и медицины [9, 10].
В
ряду
магнитных
наноматериалов
большое
место
занимают
ферромагнитные жидкости (МЖ). Многолетний повышенный интерес к МЖ
со стороны теоретиков и экспериментаторов, перспектива их широкого
использования привели к
тому, что к настоящему времени наука о
магнитных жидкостях стала самостоятельной, чрезвычайно интересной и
практически полезной областью исследований, находящейся на стыке
физической химии коллоидов, физики магнитных явлений и магнитной
гидродинамики. По мере изучения всего многообразия физико-химических
свойств магнитных жидкостей и поведения МЖ при изменении внешних
факторов спектр их практического применения в различных областях науки и
техники расширяется, а потребность в стабильных магнитных жидкостях всё
больше возрастает.
Ферромагнитная жидкость (ФМЖ, магнитная жидкость, феррофлюид)
(от латинского ferrum – железо) представляет собой коллоидный раствор,
состоящий из ферромагнитных
частиц
нанометровых
размеров,
находящихся во взвешенном состоянии в несущей жидкости, в качестве
которой обычно выступает органический растворитель или вода. В качестве
магнитной фазы в них используют частицы магнетита Fe3O4 или ферриты.
Для обеспечения устойчивости такой жидкости ферромагнитные частицы
связываются
с поверхностно-активным веществом (ПАВ), образующим
защитную оболочку вокруг частиц и препятствующем их слипанию из-за
Ван-дер-Ваальсовых или магнитных
ферромагнитные жидкости
не
сил. Несмотря
на
проявляют ферромагнитных
название,
свойств,
поскольку не сохраняют остаточной намагниченности после исчезновения
40
внешнего магнитного поля. На самом деле ферромагнитные жидкости
являются парамагнетиками и их часто называют «суперпарамагнетиками» изза высокой магнитной восприимчивости.
Свойства
магнитной
жидкости
определяются
совокупностью
характеристик входящих в нее компонентов (твердой фазы, жидкостиносителя и стабилизатора), варьируя которыми можно в довольно широких
пределах изменять физико-химические параметры МЖ в зависимости от
конкретных условий их применения. Это позволяет отнести магнитные
жидкости к так называемым «умным» материалам.
Магнитные
жидкости
уникальны
тем,
что
высокая
текучесть
сочетается в них с высокой намагниченностью – в десятки тысяч раз
большей, чем у обычных жидкостей. Секрет такой высокой намагниченности
заключается в том, что в обычную жидкость, например в жидкий
углеводород, внедряется огромное количество мелких сферических частиц,
которые представляют собой миниатюрные постоянные магниты. Каждый
микроскопический
перемещается
в
постоянный
жидкой
среде
магнитик
хаотически
вращается
и
под действием теплового движения.
Внешнее магнитное поле ориентирует магнитные моменты частиц, что
приводит к изменению магнитных, оптических и реологических свойств
раствора. Высокая чувствительность свойств раствора к внешнему полю
позволяет управлять поведением магнитных жидкостей и использовать их в
прикладных задачах. Каждая магнитная частица в магнитной жидкости
покрыта тонким слоем защитной оболочки, что предотвращает слипание
частиц, а тепловое движение разбрасывает их по всему объему жидкости.
Поэтому, в отличие от обычных суспензий, частицы в магнитных жидкостях
не оседают на дно и могут сохранять свои рабочие характеристики в течение
многих лет. Тем не менее, ПАВ в составе жидкости имеют свойство
распадаться со временем (примерно несколько лет), и, в конце концов,
частицы слипнутся, выделятся из жидкости и перестанут влиять на реакцию
жидкости на магнитное поле. Также ферромагнитные жидкости теряют свои
41
магнитные свойства при своей температуре Кюри, которая для них зависит
от конкретного материала ферромагнитных частиц, ПАВ и несущей
жидкости [13].
У
ферромагнитных
жидкостей
очень
высокая
магнитная
восприимчивость – достаточно маленького стержневого магнита, чтобы на
поверхности жидкости с парамагнитными свойствами возникла регулярная
структура из
складок. Этот
эффект известен как «нестабильность в
нормально направленном поле». Магнитная жидкость обладает еще одним
удивительным свойством. В ней, как и в любой жидкости, плавают тела
менее плотные и тонут тела более плотные, чем она сама. Но если приложить
к ней магнитное поле, то утонувшие тела начинают всплывать. Чем сильнее
поле, тем более тяжелые тела поднимаются на поверхность.
В
большинстве
своём,
магнитные
жидкости
имеют
сильно
выраженную чёрную окраску в объёме, благодаря присутствию в них в
качестве высокодисперсной магнитной фазы магнетита. Однако известны
магнитные жидкости, в которых магнитная высокодисперсная фаза может
быть представлена частицами другого происхождения (гамма-оксида железа,
ферритов марганца, кобальта, цинка и никеля). В этом случае МЖ могут
иметь окраску от тёмно-коричневой до оранжево-жёлтой, а при соблюдении
некоторых особых условий их синтеза удаётся получить магнитные
высокодисперсные системы очень широкого спектра цветов и оттенков.
Добавление в магнитные коллоидные системы некоторых специальных
красителей
позволяет
изменить
окраску
МЖ,
что
нашло
широкое
применение в печатной промышленности при создании магнитных красок и
чернил.
В настоящее время магнитные жидкости возможно применять в
качестве магнитных смазок (снижает трение на 20% эффективнее), NASA
проводило эксперименты по использованию ферромагнитной жидкости в
замкнутом кольце как основу для систем стабилизации космического корабля
в
пространстве.
Существуют
печатающие
и
чертежные
устройства,
42
работающие на магнитной жидкости. Также магнитная жидкость может быть
использована для ликвидации аварийных разливов нефти с поверхности
водоемов.
Существует перспектива применения магнитной жидкости в роли
вытесняющего агента в нефтедобыче. Создавая электромагнитное поле в
продуктивном
пласте,
можно
управлять
движением
ферромагнитной
жидкости [11,12].
Выводы по разделу 1
1. Проанализирована проблема добычи трудноизвлекаемых запасов и
выявлена технология для увеличения нефтеотдачи, а именно воздействие
физическими полями (электрическим током).
2. Существующие методы воздействия на продуктивные нефтяные
пласты при помощи электрической энергии можно разделить на три группы:
а) электромагнитное воздействие;
б) плазменно-импульсное воздействие на призабойную зону пласта;
в) электрическое воздействие;
3. В ходе анализа предыдущего опыта среди всех видов электрического
воздействия
электромагнитная
обработка
выделена,
как
наиболее
эффективная, так как характеризуется глубоким проникновением в коллектор
и неразрушающим действием на породу пласта.
43
2 ИССЛЕДОВАНИЕ ЭЛЕКТРОМАГНИТНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ
НА ФИЗИЧЕСКУЮ МОДЕЛЬ КЕРНА
В предыдущей части были рассмотрены существующие методы
электрического и электромагнитного воздействия на продуктивные пласты, а
также их совместное применение с другими методами увеличения
нефтеотдачи и интенсификации притока. Исходя из проанализированной
информации, можно сделать вывод, что данное направление весьма
перспективно и требует дополнительного изучения и проведения новых
исследований. Основными преимуществами использования электрического
воздействия являются, во-первых, комплексное изменение характеристик
коллектора
и
насыщающих
флюидов,
во-вторых,
электромагнитная
обработка не оказывает прямого разрушающего действия на породу[5,6].
2.1 Описание лабораторной установки, генерирующей
высокочастотное электромагнитное поле
2.1.1 Расчет параметров лабораторной установки
Электромагнитные волны оказывают влияние на нефтесодержащий
пласт для определения конкретных показателей необходимо проведение
экспериментов, которые смогут выявить качественные и количественные
зависимости:
повышение
подвижности,
снижение
коэффициента
критического
вытеснения,
градиента
коэффициента
давления
начала
фильтрации.
С данной целью была собрана лабораторная установка, состоящая из
электротехнической и гидродинамической части. Установка позволяет
проводить эксперименты по электромагнитному воздействию на физическую
модель керна. В основе установки лежит резонансный трансформатор
переменного электрического тока [52]. От обычных трансформаторов он
отличается тем, что в конструкции отсутствует ферромагнитный сердечник.
44
Это позволяет многократно снижать взаимоиндукцию между двумя
катушками.
Установка состоит
из
первичной
катушки,
которая
вместе с
конденсатором, образует первичный колебательный контур, и вторичной
катушки, имеющей на выходе напряжение в сотни тысяч вольт. Благодаря
включенному в цепь элементу, так называемому, разряднику, замыкается
колебательный контур, состоящий из первичной катушки
и блока
конденсаторов, тем самым, блок питания, состоящий из повышающих
трансформаторов, становится отключенным от контура, в котором в это
время происходят высокочастотные колебания.
Система работает в импульсном режиме, состоящем из двух фаз. В
первую очередь происходит заряд конденсатора (в данном случае батареи
конденсаторов) до определенного напряжения, необходимого на пробой
воздушного пространства между контактами разрядника, параллельно
включенного в цепь. Заряд конденсатора осуществляется при помощи
внешнего источника питания повышенного напряжения, собранного, в
данной установке, из повышающих трансформаторов.
После исключения из контура источника питания, в нем (первичном
контуре) инициируются затухающие высокочастотные колебания. При
подборе всех параметров эти колебания должны совпасть с колебаниями во
вторичном контуре, образуемом вторичной катушкой (и ее собственной
емкостью), в которой также начинаются электромагнитные колебания
вследствие индукции напряжения. Когда контуры входят в резонанс,
амплитуда во вторичной катушке многократно умножается, и трансформатор
генерирует высокое напряжение на выходе. Данный процесс можно
рассматривать в качестве второй фазы работы системы.
Рассчитываем индуктивность катушки первичного колебательного
контура [100] по формуле
45
,
(2.1)
где di – диаметр катушки (см); n – число витков; li – длина катушки (см);
L=[мкГн]; как видно из формулы, изменяя количество подключаемых витков,
можно менять индуктивность катушки.
Необходимая
емкость
конденсатора
первичного
колебательного
контура находится по формуле
.
(2.2)
Для подсчета собственной емкости вторичной катушки воспользуемся
формулой
,
(2.3)
где d – диаметр катушки (см); l – длина намотки (см).
Расчетная резонансная частота колебаний
,
(2.4)
где L – индуктивность катушки (мкГн), C – емкость катушки (пФ).
Расчет установки производился согласно равенству
,
где
и
(2.5)
– частоты первичного и вторичного колебательных контуров
соответственно (кГц). Добиться высокого напряжения возможно только при
максимально возможном совпадении резонансных частот первичной и
вторичной катушек [78].
Для первичной катушки использована медная трубка диаметром 10 мм,
полая внутри. Расстояние между витками 2,19 см, общая высота обмотки 26,5
см, диаметр – 13 см.
По формуле 2.1 находим индуктивности катушек
46
Для расчета собственной емкости вторичной катушки воспользуемся
формулой (2.3)
Теперь
можно
рассчитать
необходимую
емкость
батареи
конденсаторов С1 для первичного колебательного контура по формуле (2.3)
Расчет частоты катушки производим по формуле (2.4)
Таблица 2.1 – Параметры колебательных контуров резонансного
трансформатора.
Параметр n, см
d, см
l, см
L, мкГн
C, пФ
1 Контур
10
13
26
5.31
3987
2 Контур
803
5
48
3208
6.60
f, кГц
1094
2.1.2. Описание принципов работы электротехнической части
установки
Для создания данной установки были использованы следующие элементы:
1.Повышающие трансформаторы GAL-700E/4 – 4 шт. Особенностью
данного трансформатора является сердечник, который работает в режиме,
близком к насыщению (рис. 2.1). Напряжение входное – 220 В, напряжение
на выходе – 2000 В, мощность 2200 Вт, рабочая частота 50 Гц, сила тока 850
47
мА. Габаритные размеры 105х67х88 мм. Трансформаторы служат основным
источником повышенного напряжения, без которого невозможно добиться
высоких показателей работы всей системы. При последовательном,
синфазном подключении вторичных обмоток, напряжение находится как
сумма напряжений каждой обмотки
;
(2.6)
Таким образом, вторичные обмотки, подключенные последовательно,
позволяют генерировать напряжение в 8000 В. Мощность определяется
таким же образом
;
(2.7)
Отсюда, мощность равняется 8800 Вт.
Для того чтобы избежать перегрева трансформаторов и исключить
электрические пробои между обмотками, они были помещены в пластиковый
контейнер, заполненный моторным маслом.
Рисунок 2.1 – Повышающий микроволновый трансформатор GAL700E/4
2. Высоковольтные конденсаторы (4 шт) марки H.V.CAPACITOR
(рисунок 2.2), модель CH-85\21095, номинальное напряжение 2100 В,
емкость 0,95 мкФ. Размеры одного конденсатора 75х53х33 мм. Данные
конденсаторы служат в роли балласта. Когда замыкается первичный
колебательный контур (в момент пробоя на разряднике), конденсаторы,
подключенные последовательно, ограничивают ток трансформаторов.
48
Рисунок 2.2 – Высоковольтный конденсатор H.V.Capacitor
3. Высоковольтные конденсаторы К-75-25, емкостью 10 000 пФ ± 5%,
номинальное напряжение 10 кВ (рисунок 2.3), Сопротивление изоляции
между выводами – 50 000 МОм. Габаритные размеры 65х45х54 мм, вес – 0,8
кг. В установке использована батарея из 2-ух конденсаторов, соединенных
последовательно на общую емкость – 5 000 пФ, напряжение – 20 кВ.
Рисунок 2.3 – Высоковольтный конденсатор К-75-25
4. Фильтры высоких частот (рисунок 2.4). Представляют собой две
катушки медного провода диаметром 0,75 мм, намотанного на трубу из
полипропилена. Габаритные размеры каждой трубки: длина 37 см, диаметр 5
см. Число витков – 300.
49
Рисунок 2.4 – Фильтры высоких частот
Фильтры
необходимы
для
ограничения
попадания
в
сеть
высокочастотных выбросов во время замыкания первичного колебательного
контура.
5. Динамический разрядник (искровик, рисунок 2.5) состоит из
металлической пластины круглой формы диаметром 90 мм, с 4-мя
равноудаленными от центра и друг от друга болтами, вмонтированными
перпендикулярно ее плоскости. Расстояние от центра до болта 80 мм.
Пластина подключена к приводу системы охлаждения блока питания
персонального компьютера (FSP Group ATX-400PNF, мощностью 400 Вт,
(рисунок 2.6). Размеры блока 140х144х80 мм. Блок питания включается в
электрическую сеть отдельно от силовой части установки.
Рисунок 2.5 – Динамический разрядник
50
Рисунок 2.6 – FSP Group ATX-400PNF
6. Первичная и вторичная катушки резонансного трансформатора
(рисунок 2.7). Первичная катушка: диаметр – 13 см, высота – 26 см,
количество витков – 10, полая медная трубка диаметром 10 мм.
Вторичная катушка: 803 витка медной проволоки (диаметр 0,6 мм),
намотанной на трубку ПВХ длиной 48 см, диаметром 5 см. Витки плотно
прижаты друг к другу и изолированы эпоксидной смолой, для исключения
электрического пробоя.
Путем переключения количества витков первичной катушки можно
изменять ее индуктивность, и, следовательно, параметры электромагнитного
воздействия.
Рисунок 2.7 – Катушки резонансного трансформатора
51
7. Однофазный счетчик электрической энергии СО-505 (рисунок 2.8).
Служит для оценки количества потребляемой электроэнергии на обработку
образца коллектора. Класс точности – 2.0, номинальное напряжение – 220 В,
номинальная частота питающей сети – 50 Гц, номинальный ток – 10 А,
максимальный ток – 40 А, ток перегрузки – 48 А, размеры 208х135х114 мм.
Рисунок 2.8 – Счетчик СО-505
8. Модульные автоматические выключатели Sentai C-65 – 2 шт. Частота
50 – 60 Гц, максимальное напряжение 415 В, номинальный ток 25 А,
отключающая способность 4,5 кА (рисунок 2.9).
Рисунок 2.9 – Автоматический выключатель Sentai
9. Цифровой амперметр Digitop АМ-2 DIN (рисунок 2.10). Рабочая
частота 50 – 60 Гц, диапазон измеряемой силы тока 0 – 50 А, максимальный
ток перегрузки 80 А, питание 120 – 300 В. Позволяет регистрировать силу,
потребляемого из электросети тока.
52
Рис. 2.10 – Цифровой амперметр Digitop АМ-2 DIN
10. Провода. В конструкции установки были использованы медные
провода диаметром 2,5 мм.
На рисунке 2.11 изображена схема собранной установки, а на рисунке
2.12 показан принцип ее работы. Цепь последовательно соединенных
повышающих трансформаторов (2) используется для зарядки конденсаторов.
Несмотря на малые размеры используемые трансформаторы имеют
мощность до 1,5 кВт. Но к недостаткам относятся высокие показатели силы
тока холостого хода (2 – 4 А) и сильный нагрев при работе.
Для предотвращения перегрева, а также для устранения возможных
пробоев между обмотками трансформаторов они помещены в пластиковую
емкость и залиты техническим маслом. После них в цепь последовательно
подключены высоковольтные конденсаторы (3), которые являются дросселем
и мешают течь току от трансформаторов в период, когда замыкается
первичный колебательный контур.
53
Рисунок 2.11 – Схема подключения элементов установки:
1 – источник переменного тока, 2 – повышающий трансформатор GAL700E/4, 3 – высоковольтные конденсаторы, 4 – фильтры высоких
частот, 5 – динамический разрядник, 6 – батарея конденсаторов
колебательного контура, 7 – первичная катушка, 8 – вторичная
катушка, 9 – выходы для подключения к объекту ЭМ воздействия.
Рисунок 2.12 – Принцип работы установки. Красным выделен контур
движения тока во время разряда на «искровике»
Следом за ними в цепь подключены фильтры высоких частот (4),
необходимые
для
ограничения
попадания
в
общую
электросеть
высокочастотных токов при работе установки. Фильтры представляют собой
две катушки диаметром 50 мм, по 300 витков медного провода сечением 0,25
мм. Параллельно в цепь подключается разрядник (5), который необходим для
питания и инициации колебаний в первичном контуре. Когда замыкается
первичный контур, начинаются колебания, а дроссель мешает течь току от
трансформаторов, заряжаясь сам. Питанием первичного колебательного
контура служит батарея из высоковольтных конденсаторов К-75-25,
соединенных последовательно для получения необходимых напряжения и
емкости (6). Батарея конденсаторов и катушка (7) создают первичный
колебательный контур. Вступая в резонанс с первичной катушкой, вторичная
(которая находится внутри первичной) катушка (8) дает на выходе высокое
54
напряжение (до нескольких мегавольт), повышенной частоты (от сотен
килогерц до нескольких мегагерц). Электроды (9) создают искомое
электромагнитное поле. Фото электротехнической части лабораторной
установки на рисунке 2.13.
Рисунок 2.13 – Фото собранной установки:
1 – ванна с трансформаторами в моторном масле, 2 – счетчик
электрической энергии, 3 – высоковольтные конденсаторы (балласт), 4
– фильтры высоких частот, 5 – динамический разрядник, 6 – блок
питания разрядника, 7 – батарея высоковольтных конденсаторов
первичного колебательного контура, 8 – первичная катушка, 9 –
вторичная катушка.
Для более детального понимания работы установки исследуются
графики, отображающие процесс возникновения колебаний и переход
энергии во вторичный колебательный контур. На рисунках 2.14 и 2.15
показаны графики напряжения в электрической сети и на батареи
конденсаторов первичного колебательного контура.
55
Рисунок 2.14 – Колебания напряжения в электрической сети
Рисунок 2.15 – Колебания напряжения на батарее конденсаторов
Серым фоном выделены периоды, когда происходит разряд на
искровом промежутке и замыкается первичный колебательный контур. На
рисунке 2.16 ниже представлен график напряжения на первичной катушке.
56
Рисунок 2.16 – Напряжение на катушке первичного колебательного
контура
Более детально напряжение показано на графиках ниже (рисунок 2.17).
Рисунок 2.17 – Напряжение на батарее конденсаторов и катушке
первичного колебательного контура соответственно
После начала колебаний в первичном контуре начинается передача
электромагнитной энергии во вторичную катушку. Этот процесс отражен на
следующем графике изменения напряжения (рисунок 2.18)
57
Рисунок 2.18 – Процесс наращивания напряжения на вторичной
катушке. График сверху – напряжение на первичной
катушке, график снизу – напряжение на вторичной
катушке
По
графикам
видно,
что
напряжение
на
вторичной
катушке
трансформатора достигает максимальных значений практически сразу же
после начала колебаний в первичном контуре.
Напряжение на выходе вторичной катушке возникает кратковременно,
в период, когда пробивается искровой промежуток и замыкается первичный
колебательный контур. В остальное время, когда энергия, запасенная в
батарее конденсаторов, израсходована, напряжение во вторичном контуре
отсутствует. Что бы повысить эффективность работы установки, необходимо
увеличить количество пробоев на разряднике. Для этого в установке
используется динамический разрядник, который позволяет увеличить
количество пробоев в секунду до 400 раз. Тогда график напряжения на
вторичной катушке будет выглядеть следующим образом (рисунок 2.19).
Рисунок 2.19 – График напряжения на вторичной катушке при
количестве пробоев разрядника – 400 раз в секунду
По графику видно, что максимальное напряжение при этом не
возрастает.
Однако,
вращающийся
разрядник
позволяет
увеличить
58
количество моментов передачи энергии во вторичный контур. Это приводит
к увеличению средней выходной мощности установки.
2.1.3 Описание гидродинамической части установки
Гидродинамическая часть включает в себя емкость, нижняя часть
которой представляет собой искусственную модель насыпного керна. Для
создания
модели
использовался
среднезернистый
кварцевый
песок.
Пористость модели была рассчитана по формуле Слихтера [97] для
фиктивных грунтов
,
где
0
(2.8)
0
– угол упаковки (60 ≤ ≤90 ).
Угол упаковки составил 670. Таким образом, пористость насыпного
керна
д.ед.
Абсолютная проницаемость искусственного керна составила 0,5 Д.
Верхняя часть емкости служит для добавления вытесняющего флюида
и создания гидростатического напора. Для проведения исследований
использовалось два варианта емкости:
 пластиковая бутылка объемом 2000 см3 (рисунок 2.20);
3
 стеклянная колба объемом 523 см (рисунок 2.21).
59
Рисунок 2.20 – 1-ый вариант гидродинамической части установки
Рисунок 2.21 – 2-ой вариант гидродинамической части установки
Емкость (1) подключена к электрической части установки при помощи
электродов, представляющих в первом варианте – два стальных болта (3)
диаметром 9 мм, длиной 15 мм, расположенных в насыпной части на
расстоянии 110 мм друг от друга в вертикальной плоскости. Во втором
варианте один электрод (2) погружен в насыпную часть колбы сверху, второй
(3) представляет собой медную пластину (25 см2), расположенную снаружи
под колбой. Данный тип подключения позволяет обосновать эффект именно
электромагнитного воздействия на насыщенный коллектор.
Полная схема собранной лабораторной установки представлена на
рисунке 2.22. Здесь гидродинамическая часть представлена стеклянной
колбой, которая была описана выше.
60
Рисунок 2.22 – Схема лабораторной установки:
1 – источник переменного тока (50 Гц, 220 В), 2 –
счетчик
электрической
энергии,
3
–
емкость
с
повышающими микроволновыми трансформаторами,
погруженными в моторное масло, 4 – амперметр, 5 –
высоковольтные конденсаторы Capacitor, 6 – катушки
фильтров ВЧ, 7 – динамический разрядник, 8 – батарея
конденсаторов
К-75-25
первичного
контура,
9
–
первичная катушка, 10 – вторичная катушка, 11 –
электрод, погруженный в модель керна, 12 – медная
пластинная, 13 – стеклянная колба, 14 – мерная колба.
2.2 Гидродинамические эксперименты по исследованию
электромагнитного воздействия
На описанной выше установке был проведен ряд экспериментов,
направленных
на
обнаружение
влияния
электромагнитных
волн
на
нефтесодержащий коллектор.
Объектом экспериментов является искусственная модель песчаного
насыпного керна. Для насыщения модели использовалась нефть пласта Ю1
Вынгапуровского месторождения, плотностью 852 кг/м3, динамической
вязкостью 2,8 мПа с, а также техническое масло в одном из опытов.
61
В качестве насыпного вещества использовался кварцевый песок.
Насыщенность модели флюидом во всех случаях составила 0,8 д.ед.
Воздействие производилось продолжительностью 5 секунд и с
интервалами отключения установки – 5 секунд. Общее время обработки
модели – 10 минут. В ходе экспериментов были сделаны замеры
потребляемого электричества при помощи счетчика электроэнергии, а также
силы
потребляемого
тока.
Эти
данные
необходимы
для
оценки
рентабельности применения технологии на промысле. Графически работа
установки показана на рисунке 2.23, отражающем изменение силы тока во
времени. Время импульса – 5 секунд, скважность – 2.
Рисунок
2.23
–
График
силы
тока
воздействия
на
модель
искусственного керна
Колебания силы тока регистрировались при помощи цифрового
амперметра, включенного в схему последовательно элементам установки,
после повышающих трансформаторов. Изменения показаний амперметра
фиксировались цифровой видеокамерой. В дальнейшем это позволило точнее
представить картину работы лабораторной установки.
Проведенные эксперименты по исследованию и оценке эффективности
применения электромагнитного воздействия для повышения нефтеотдачи
коллекторов можно разделить на 3 группы:
A. Эксперименты, направленные на нахождение критического
градиента давления, при котором начинается фильтрация нефти.
62
B. Эксперименты, направленный на выявление степени воздействия
электромагнитной обработки на характеристики вытеснения
(коэффициент вытеснения).
C. Эксперименты,
направленные
на
выявление
изменений
подвижности нефти при электромагнитном воздействии.
2.2.1 Эксперимент № A-1. Определение критического градиента
давления начала фильтрации
Цель
эксперимента.
Определение
гидростатического
градиента
давления, при котором начинается фильтрация нефти [34]. Наблюдение за
влиянием электромагнитного воздействия на преодоление критического
градиента давления.
Объект эксперимента. Объект эксперимента – пластиковая емкость
общим объемом 2000 см3 (1), представляющая собой бутылку, заполненную
песком в объеме – 1500 см3. Объект является искусственной насыпной
моделью керна. Пористость модели – 35 %, абсолютная проницаемость – 0,5
Д. Для проведения эксперимента была использована нефть объемом 420 см 3,
плотностью 852 кг/м3, динамической вязкостью 2,8 мПа·с. В емкость, в
одной вертикальной плоскости на глубину 60 мм были вмонтированы два
электрода (3) на расстоянии 110 мм друг от друга (рисунок 2.24). Диаметр
электродов – 9 мм, длина – 150 мм. Электроды представляют собой два
стальных болта, подключенных к лабораторной установке (4). Сверху и
снизу емкость имеет входное и выходное отверстия соответственно.
Вытесненная из модели нефть попадает в мерную колбу (2).
63
Рисунок 2.24 – Эксперимент № А-1. Схема подключения установки к
модели искусственного керна:
1 – емкость, содержащая кварцевый песок, 2 – мерная
колба, 3 – электроды, 4 – электротехническая часть
установки.
Основная задача. Основной задачей проведения эксперимента является
нахождение gradPкр – критического градиента давления начала фильтрации.
Оценка влияния электромагнитного воздействия на градиент начала
фильтрации нефти.
План проведения эксперимента.
1. Искусственная модель керна насыщается нефтью в объеме 420 см3,
нефтенасыщенность составляет 0,8 д.ед.
2. Сверху в емкость поэтапно добавляется вода (плотность 1000 кг/м 3).
Вода добавляется объемами по 5 см3, с временными интервалами – 5 секунд
для перераспределения давления.
3. Фиксируется высота напора воды – давление, при котором начинает
капать нефть.
4. Отливаем из верхней части емкости добавленную воду до
прекращения фильтрации нефти.
5.
Производим
интервалами
5
обработку
секундного
модели
включения
электромагнитным
и
отключения
полем
с
лабораторной
установки. Воздействие осуществляется до появления капель нефти.
64
Результаты эксперимента № А-1.Общий объем добавленной в модель
воды составил 200 см3, после чего наблюдалось начало вытеснения нефти из
нижней части модели. Сразу после этого из емкости было откачано 100 см3
воды через верхнее отверстие. В течение 10 секунд после этого фильтрация
полностью прекратилась. За время ожидания из образца выделилось 2,7 см3
нефти. Зная площадь поперечного сечения емкости можно рассчитать
высоты столбов нефти и воды и, следовательно, найти гидростатический
перепад давления насыпной модели
,
где
(2.9)
– гидростатический перепад давления начала фильтрации
(критический градиент, Па), g – ускорение свободного падения (м/с2), ρв,н –
плотности нефти и воды соответственно (кг/м3), Vв,н – объемы воды и нефти
соответственно (см3), F – площадь поперечного сечения емкости (см2). По
формуле 2.8 найдем критический перепад давления
Для определения критического градиента начала фильтрации
полученный результат поделим на длину искусственной насыпной модели
керна L (м)
gradPкр=
9656,61 (Па/м).
После того, как расход снизился до нуля, производилось включение
лабораторной
установки.
На
четвертой
секунде
электромагнитного
воздействия фильтрация нефти возобновилась, со средним дебитом 0,085
см3/с.
На рисунке 2.25 представлено схематическое изображение объекта
эксперимента № A-1.
65
Рисунок 2.25 – Схематическое изображение объекта эксперимента
№ А-1:
Нв – критическая высота водяного столба, Нн – высота
нефтяного столба, gradPкр – критический градиент
начала фильтрации. Площадь поперечного сечения
объекта эксперимента F составляет 50,3 см2, длина
искусственного керна L – 29,8 см.
Результаты проведения эксперимента представлены в таблице 2.2.
Таблица 2.2 – Результаты эксперимента № A-1
№,
п/п
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Показатель
Объем насыпной модели
Коэффициент пористости, Кп
Проницаемость, Кпр
Поровый объем, Vп
Объем нефти, Vн
Объем добавленной воды, Vв
Критический градиент давления начала
фильтрации, gradPкр
Градиент давления на момент
включения установки
Время появления капель нефти
Ед.
измерения
Значение
см3
д.ед.
Д
см3
см3
см3
1500
0,35
0,5
525
420
200
Па/м
9656,61
Па/м
8988,23
с
4
В результате проведения эксперимента № A-1 рассчитан критический
градиент начала фильтрации, который составил 9656,61 Па/м. Расход по
66
нефти, при этом, составил 0,09 см3/с. После уменьшения объема воды до 100
см3 расход прекратился в связи с тем, что гидростатический градиент упал до
8988,23 Па/м. Однако, при обработке электромагнитным полем расход по
нефти возобновился при конечном градиенте давления, что свидетельствует
о снижении необходимого для вытеснения нефти гидростатического
перепада.
Можно
сделать
вывод
об
эффективности
применения
электромагнитного воздействия для повышения характеристик вытеснения
нефти.
2.2.2 Эксперимент № B-1. Выявление степени воздействия
электромагнитной обработки на эффективность вытеснения нефти водой
Цель эксперимента. Определение коэффициента вытеснения нефти
водой.
Оценка
нефтенасыщенного
эффективности
коллектора
с
электромагнитной
целью
повышения
обработки
коэффициента
вытеснения.
Объект эксперимента. Объектом эксперимента является насыпная
модель песчаного керна, представляющая собой пластиковую емкость
объемом 2000 см3 (насыпная часть – 1500 см3) – аналогичная объекту
эксперимента № A-1 (пористость 35 %, проницаемость 0,5 Д). В емкость, в
одной вертикальной плоскости на глубину 60 мм были вмонтированы два
электрода на расстоянии 110 мм друг от друга. Диаметр электродов – 9 мм,
длина – 150 мм. Электроды представляют собой два стальных болта,
подключенных к лабораторной установке. Сверху и снизу емкость имеет
входное и выходное отверстия соответственно.
Вытесненная из модели
нефть попадает в мерную колбу.
Основная задача. Основная задача заключается в сопоставлении
начального коэффициента вытеснения нефти водой с коэффициентом
вытеснения после проведения электромагнитной обработки насыпной
модели.
67
План проведения эксперимента.
1.
Искусственная модель насыпного песчаного керна насыщается
нефтью (плотность 852 кг/м3, динамическая вязкость 2,8 мПа·с) в объеме 420
см3, коэффициент нефтенасыщенности составляет 0,8 д.ед.
2.
Производится промывка искусственной модели водой (вязкость
1,052 мПа·с, плотность 1000 кг/м3) в объеме 3000 см3.
3.
Производится расчет остаточной нефтенасыщенности (Sост) и
коэффициента вытеснения (Квыт).
4.
Включение
лабораторной
установки
и
обработка
модели
электромагнитным воздействием в течение 10 минут.
5.
Оценка конечного коэффициента вытеснения и сопоставление с
предыдущим значением.
Результаты
эксперимента
№
B-1.
Первый
этап
проведения
эксперимента заключается в нахождении коэффициента вытеснения нефти из
модели искусственного насыпного керна. Для этого в емкость с насыщенным
нефтью песком добавлялась вода, общий объем которой составил 3000 см3.
Количество нефти, вытесненной при этом составило 265 см3. Коэффициент
вытеснения Квыт1 составил 0,631 д.ед. Остаточная нефтенасыщенность
модели – 0,295 д.ед.
В ходе второго этапа проводилась электромагнитная обработка
насыпного керна общей продолжительностью 10 минут. В результате ЭМ
воздействия из модели дополнительно получено 110 см3 нефти. Суммарно из
модели извлечено 375 см3 нефти. Суммарный коэффициент нефтевытеснения
после обработки составил 0,893 д.ед. Остаточная нефтенасыщенность
снизилась до 8,6 %. Результаты эксперимента в таблице 2.3.
Таблица 2.3. Результаты эксперимента № B-2.
№,
Показатель
п/п
1
2
1 Объем насыпной модели
2 Объем добавленной нефти
Обозначение
3
Vмод
Vн
Ед.
Значение
измерения
4
5
см3
1500
см3
420
68
Продолжение таблицы 2.3
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
Начальная нефтенасыщенность
Динамическая вязкость добавленной
нефти
Плотность нефти
Объем использованной воды
Объем вытесненной нефти
Остаточная нефтенасыщенность до
обработки Э/М воздействием
Коэффициент вытеснения до
обработки Э/М воздействием
Время Э/М воздействия
Объем дополнительной нефти
Остаточная нефтенасыщенность после
обработки Э/М воздействием
Коэффициент вытеснения после
обработки Э/М воздействием
Проведенный
эксперимент
электромагнитной
обработки
Sнач
д.ед.
0,8
μн1
ρн
мПа·с
2,8
Vв
Vвыт.н
кг/м3
см3
см3
852
3000
265
Sост1
д.ед.
0,295
Квыт1
д.ед.
0,631
tэ/м
Vдоп.н
мин
см3
10
110
Sост2
д.ед.
0,086
Квыт2
д.ед.
0,893
доказывает
насыщенного
положительное
нефтью
влияние
коллектора
на
повышение коэффициента вытеснения. Конечный Квыт повысился с 0,631
д.ед. до 0,893 д.ед. (на 26,2 %). Остаточная нефтенасыщенность снизилась с
29,5 % (при поршневом вытеснении) до 8,6 % (после ЭМ воздействия).
Измерения вязкости извлеченной при помощи электромагнитной
обработки нефти показали ее снижение на 28,6 %. Этот эффект должен
отразиться на характеристике подвижности углеводородов в пористой среде.
Для
оценки
этого
параметра
была
проведена
группа
опытов
по
электромагнитному воздействию на модель насыпного керна, насыщенную
различными флюидами.
2.2.3 Эксперимент № С-1. Выявление изменения подвижности нефти
при электромагнитном воздействии
Цель эксперимента. Оценить влияние электромагнитного воздействия
на подвижность нефти, фильтрующейся сквозь искусственную модель
насыпного керна.
69
Объект эксперимента. В данном эксперименте объектом воздействия
является
модель
нефтенасыщенного
керна
(пористость
–
35
%,
проницаемость 0,5 Д), представляющая собой лабораторную стеклянную
колбу (1) общим объемом 523 см3 (рисунок 2.26). Объем порового
пространства – 91,525 см3. Колба имеет два отверстия (входное и выходное) в
верхней и нижней части. Емкость наполнена песком на ½ объема. В отличие
от предыдущих экспериментов, в насыпную модель погружен один электрод
вертикально сверху колбы, второй представляет собой медную пластину,
находящуюся под колбой с внешней стороны. Первый электрод углублен в
насыщенный песок на 60 мм, его диаметр составляет 6 мм.
Рисунок 2.26 – Эксперимент № С-1. Схема подключения установки к
модели искусственного керна:
1 – стеклянная колба, содержащая насыщенный песок,
2 – стальной болт, 3 – медная пластина, 4 – мерная
емкость, 5 – электротехническая часть лабораторной
установки.
Основная задача. Пронаблюдать и оценить изменение подвижности
нефти
в
условиях
электромагнитной
обработки
насыпной
модели.
Сопоставить изменение начального и конечного коэффициента вытеснения
нефти водой.
План проведения эксперимента.
1. Насыщаем искусственную модель насыпного керна нефтью в объеме
73 см3 (плотность 852 кг/м3, динамическая вязкость 2,8 мПа·с).
70
2. Добавляем в сосуд 100 см3 воды. Начинается процесс поршневого
вытеснения нефти через нижнее отверстие. Замеряем объемный расход
нефти.
3. После прекращения фильтрации нефти включаем лабораторную
установку. Электромагнитное воздействие осуществляется в течение 10
минут с интервалами включения-выключения, составляющими 5 секунд.
4. Производим замеры объемного расхода до его полного прекращения.
5. Рассчитываем коэффициенты вытеснения, изменение подвижности в
зависимости от нефтенасыщенности насыпной модели искусственного керна.
Результаты эксперимента № С-1. В ходе поршневого вытеснения из
насыпной модели получено 31,98 см3 нефти, после чего фильтрация
прекратилась. После этого, производилась электромагнитная обработка
модели с интервалами включения/отключения лабораторной установки по 5
секунд. По окончании воздействия фильтрация продолжалась еще в течение
5 минут, что свидетельствует о сохранении положительного эффекта от
воздействия. В результате воздействия коэффициент вытеснения возрос на
0,27 д.ед., остаточная нефтенасыщенность снизилась до 0,229 д.ед. (вместо
0,448
д.ед.
при
поршневом
вытеснении).
Результаты
проведения
эксперимента № C-1 приведены в таблице 2.4.
Таблице 2.4. Результаты проведения эксперимента № C-1
№,
Показатель
п/п
1
2
1 Объем насыпной модели
2 Объем добавленной нефти
3 Начальная нефтенасыщенность
Динамическая вязкость добавленной
4
нефти до обработки
5 Плотность нефти
6 Объем добавленной воды
7 Объем вытесненной нефти
Остаточная нефтенасыщенность до
8
обработки Э/М воздействием
Коэффициент вытеснения до обработки
9
Э/М воздействием
10 Время Э/М воздействия
3
Vмод
Vн
Sнач
Ед.
измерения
4
см3
см3
д.ед.
μ н1
мПа·с
2,8
ρн
Vв
Vвыт.н
кг/м3
см3
см3
852
100
30,48
Sост1
д.ед.
0,465
Квыт1
д.ед.
0,42
tэ/м
мин
10
Обозначение
Значение
5
261,5
73
0,8
71
Продолжение таблицы 2.4
11
12
13
14
15
Объем дополнительной нефти
Остаточная нефтенасыщенность после
обработки Э/М воздействием
Коэффициент вытеснения после
обработки Э/М воздействием
Коэффициент подвижности на момент
окончания фильтрации до обработки
Коэффициент подвижности на момент
начала обработки Э/М воздействием
Vдоп.н
см3
20,04
Sост2
д.ед.
0,246
Квыт2
д.ед.
0,69
Ќ1
мкм2/Па·с
213,450
Ќ2
мкм2/Па·с
1285,92
На рисунках 2.27 и 2.28 представлены графики объемных расходов по
нефти до и после начала проведения обработки электромагнитным
воздействием.
Рисунок 2.27 – График объемного расхода по нефти до начала ЭМ
обработки
Рисунок 2.28 – График объемного расхода по нефти после начала ЭМ
воздействия
72
В ходе проведения эксперимента C-1 были построены зависимости
подвижности
нефти
от
остаточной
нефтенасыщенности
модели
искусственного насыпного керна (рисунки 2.29, 2.30).
Рисунок 2.29 – Эксперимент № С-1. График зависимости подвижности
нефти от нефтенасыщенности до проведения ЭМ
воздействия
Рисунок 2.30 – Эксперимент № C-1. График зависимости подвижности
нефти от нефтенасыщенности после проведения ЭМ
воздействия
Из графиков видно, что подвижность нефти после включения
установки возрастает. Появление электромагнитного воздействия приводит к
73
возобновлению
фильтрации
нефти
и
уменьшению
остаточной
нефтенасыщенности с 46,5 % до 24,6 %.
Выводы. В результате проведения эксперимента № С-1 обнаружено
повышение подвижности фильтруемого флюида (нефти) с 213,45 мкм 2/Па·с
(на момент остановки расхода до включения установки) до 1285,92 мкм2/Па·с
(после
начала
обработки
модели
ЭМ
воздействием).
Коэффициент
вытеснения нефти повысился с 42 % до 69 %. Помимо этого, обнаружено
сохранение эффекта в течение 5 минут после прекращения воздействия
электромагнитным полем. Фильтрация нефти прекратилась к концу 15-ой
минуты.
Эксперимент
подтвердил
положительное
влияние
электромагнитного воздействия на повышение подвижности нефти в
пористой среде.
2.2.4 Эксперимент № C-2. Вытеснение технического масла под
воздействием электромагнитного поля
Цель
технического
эксперимента.
масла
из
Добиться
модели
дополнительного
искусственного
керна
извлечения
с
помощью
электромагнитного воздействия. Оценить изменение подвижности масла в
ходе электромагнитной обработки модели насыпного керна.
Объект эксперимента. Объектом эксперимента является лабораторная
колба с песком (пористость – 35 %, проницаемость 0,5 Д), который насыщен
техническим маслом (вязкость – 6 мПа·с, плотность 900 кг/м3). Объем
добавленного масла – 73 см3. Как и в предыдущем опыте, в песок на 60 мм по
центру углублен один стальной электрод диаметром 6 мм, второй - медная
пластина, расположенная под колбой. Таким образом, расстояние по
вертикали между концом электрода, опущенного в насыщенный песок, и
пластиной составляет 40 мм. Электрод и пластина подключены к
лабораторной установке.
74
Основная задача. Измерить дополнительно извлеченное из модели
техническое
масло.
Рассчитать
подвижность
масла
до
и
после
электромагнитного воздействия. Оценить изменение динамической вязкости
масла, прошедшего электромагнитную обработку.
План проведения эксперимента. Эксперимент проводится по схеме,
использованной в предыдущем опыте. Единственным отличием является
насыщающий модель керна флюид – техническое масло (вязкость 6 мПа·с).
Результаты эксперимента № С-2. Вытеснение водой прекратилось на
26 минуте гидравлического вытеснения. В результате этого из модели
насыпного керна получено 25,98 см3 технического масла. Результаты
эксперимента приведены в таблице 2.5.
Таблица 2.5 – Результаты эксперимента № C-2
№,
п/п
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
Показатель
Обозначение
Объем насыпной модели
Объем добавленной нефти
Начальная нефтенасыщенность
Динамическая вязкость добавленной
нефти до обработки
Плотность нефти
Объем добавленной воды
Объем вытесненной нефти
Остаточная нефтенасыщенность до
обработки Э/М воздействием
Коэффициент вытеснения до обработки
Э/М воздействием
Время Э/М воздействия
Объем дополнительной нефти
Остаточная нефтенасыщенность после
обработки Э/М воздействием
Коэффициент вытеснения после
обработки Э/М воздействием
Коэффициент подвижности на момент
окончания фильтрации до обработки
Коэффициент подвижности на момент
начала обработки Э/М воздействием
Vмод
Vн
Sнач
μн1
ρн
Ед.
измерения
см3
см3
д.ед.
мПа·с
Значение
261,5
73
0,800
6
Vв
Vвыт.н
кг/м3
см3
см3
852
100
25,98
Sост1
д.ед.
0,514
Квыт1
д.ед.
0,36
tэ/м
Vдоп.н
мин
см3
10
9,30
Sост2
д.ед.
0,412
Квыт2
д.ед.
0,48
Ќ
мкм2/Па·с
210,64
Ќ
мкм2/Па·с
986,72
Результаты проведения эксперимента С-2 говорят о слабом влиянии
электромагнитного воздействия на подвижность технического масла. К
75
концу 8-ой минуты проведения ЭМ воздействия фильтрация полностью
прекратилась и не возобновлялась до конца проведения эксперимента.
Коэффициент вытеснения на момент прекращения электромагнитного
воздействия составил всего 0,48 д.ед., а подвижность масла возросла до
986,72 мкм2/Па·с.
На рисунках 2.31, 2.32 показаны графики объемного расхода по маслу
до и после начала электромагнитного воздействия.
Рисунок 2.31 – График объемного расхода технического масла до
начала электромагнитного воздействия
Рисунок 2.32 – График объемного расхода технического масла после
начала электромагнитного воздействия
76
На рисунках 2.33, 2.34 представлены графики подвижности масла до и
после
начала
ЭМ
воздействия
в
зависимости
от
насыщенности
искусственной модели насыпного керна этим флюидом.
На конец
поршневого вытеснения подвижность масла снизилась до 210,64 мкм2/Па·с.
При включении лабораторной установки подвижность масла возросла до
986,72 мкм2/Па·с и фильтрация возобновилась.
Рисунок 2.33 – Эксперимент № С-2. График подвижности до э/м
воздействия
Рисунок 2.34 – Эксперимент № С-2. График подвижности после начала
ЭМ воздействия
77
Выводы. При поршневом вытеснении из модели было получено 25,98
см3 технического масла. Коэффициент вытеснения при этом достиг 0,36 д.ед.
После
начала
обработки
модели
искусственного
насыпного
керна
электромагнитным воздействием подвижность масла возросла с 210,64
мкм2/Па·с до 986,72 мкм2/Па·с. Эффект увеличения подвижности пропал к
концу 8-ой минуты, объемный расход полностью прекратился и не
возобновлялся до конца электромагнитного воздействия. Эти результаты
свидетельствуют о низком влиянии электромагнитных волн рассматриваемой
частоты на реологические свойства технического масла.
2.2.5 Эксперимент № С-3. Вытеснение нефти при помощи магнитной
жидкости в электромагнитном поле
Цель эксперимента. Оценить влияние электромагнитного воздействия
на
вытеснение
нефти
и
изменение
ее
подвижности
при
помощи
вспомогательного агента – магнитной жидкости.
Объект эксперимента. Объект эксперимента – модель искусственного
насыпного песчаного керна (пористость – 35 %, проницаемость 0,5 Д),
насыщенного нефтью (плотность 852 кг/м3, динамическая вязкость 2,8 мПа·с)
и магнитной жидкостью на основе нефти. Первый электрод погружен в
песок, второй – медная пластина, размещенная под колбой. Объем
добавленной нефти – 73 см3, магнитной жидкости – 15 см3.
Магнитная жидкость – коллоидный раствор магнитных частиц (5 – 10
нм), сильно поляризующийся в магнитном поле (рисунок 2.35).
78
Рисунок 2.35 – Частицы магнитной жидкости под микроскопом
Технология приготовления магнитной жидкости. Для проведения
эксперимента была использована магнитная жидкость на основе нефти,
созданная автором (Патент №2499018). В состав магнитной жидкости вошли
соль двухвалентного железа и соль трехвалентного железа (рисунки 2.36 и
2.37).
Рисунок 2.36 – Соль 2-валентного железа (сернокислое)
Рисунок 2.37 – Соль 3-валентного железа (хлористое)
79
Эти вещества являются основной магнитной составляющей. Вначале
они растворяются в дистиллированной воде, затем полученный раствор
проходит фильтрацию (рисунок 2.38).
Рисунок 2.38 – Фильтрация раствора сернокислого и хлористого железа
с дистиллированной водой
В отфильтрованный раствор добавляется аммиак водный (NH4OH).
После
этого
отфильтрованный
раствор
приводится
к
показателям
кислотности рН=7 – 8, с помощью воздействия магнитным полем для
осаждения частиц в нижней части раствора и добавлением воды. Затем
полученная жидкость должна пройти еще одну фильтрацию от водного
аммиака (рисунок 2.39).
Рисунок 2.39 – Осаждение магнитных частиц внизу мерной емкости
при помощи постоянного магнита
80
Заключительным этапом приготовления магнитной жидкости служит
смешивание отфильтрованного раствора с нефтью и прогрев на водяной бане
в течение 80 минут (рисунок 2.40).
Рисунок 2.40 – Прогрев раствора с ПАВ на водяной бане
Далее был проведен эксперимент по прокачке магнитной жидкости
через поровое пространство образца горной породы. Получен результат
вытеснения 95% магнитной жидкости из керна путем закачки воды.
Основная задача. Получить дополнительное вытеснение нефти из
насыпной модели искусственного керна. Сопоставить его с объемом,
вытесненным водой без применения электромагнитного воздействия.
Оценить изменение коэффициента вытеснения и подвижности нефти в
результате ЭМ воздействия.
План проведения эксперимента.
1. Насыщаем насыпную модель искусственного керна нефтью в объеме
73 см3 (плотность 852 кг/м3, динамическая вязкость 2,8 мПа·с) и магнитной
жидкостью в объеме 15 см3.
2. Добавляем в сосуд 100 см3 воды. Начинается процесс поршневого
вытеснения нефти через нижнее отверстие. Замеряем объемный расход
нефти.
3. После прекращения фильтрации нефти включаем лабораторную
установку. Электромагнитное воздействие осуществляется в течение 10
минут с интервалами включения-выключения, составляющими 5 секунд.
81
4. Производим замеры объемного расхода до его полного прекращения.
5. Производим расчет коэффициентов вытеснения и изменения
подвижности нефти от остаточной нефтенасыщенности.
Результаты эксперимента № С-3. Время поршневого вытеснения
составило 30 минут. За это время из модели получено 29,76 см3 нефти, Квыт –
41 %. Результаты эксперимента № С-3 приведены в таблице 2.6.
Таблица 2.6 – Результаты эксперимента № С-3
№,
п/п
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
Показатель
Обозначение
Объем насыпной части модели
Объем добавленной нефти
Начальная нефтенасыщенность
Динамическая вязкость добавленной
нефти до обработки
Плотность нефти
Объем добавленной воды
Объем вытесненной нефти
Остаточная нефтенасыщенность до
обработки Э/М воздействием
Коэффициент вытеснения до обработки
Э/М воздействием
Время Э/М воздействия
Объем дополнительной нефти
Остаточная нефтенасыщенность после
обработки Э/М воздействием
Коэффициент вытеснения после
обработки Э/М воздействием
Коэффициент подвижности на момент
окончания фильтрации до обработки
Коэффициент подвижности на момент
начала обработки Э/М воздействием
Vмод
Vн
Sнач
Ед.
измерения
см3
см3
д.ед.
μ н1
мПа·с
ρн
Vв
Vвыт.н
кг/м3
см3
см3
852,00
100,00
29,76
Sост1
д.ед.
0,472
Квыт1
д.ед.
0,41
tэ/м
Vдоп.н
мин
см3
10
28,02
Sост2
д.ед.
0,166
Квыт2
д.ед.
0,79
Ќ1
мкм2/Па·с
213,00
Ќ2
мкм2/Па·с
1989,84
Значение
261,5
73,00
0,80
2,8
На рисунках 2.41 и 2.42 изображены графики объемного расхода нефти
до и после начла электромагнитного воздействия соответственно.
82
Рисунок 2.41 – График объемного расхода нефти до включения
лабораторной установки
Рисунок 2.42 – График объемного расхода нефти после начала
электромагнитной обработки
Графики изменения подвижности до и после начала электромагнитного
воздействия представлены на рисунках 2.43 и 2.44 соответственно.
83
Рисунок 2.43 – График подвижности нефти в зависимости от
нефтенасыщенности до начала ЭМ воздействия
Рисунок 2.44 – График подвижности нефти от нефтенасыщенности
после начала ЭМ воздействия
По графикам видно, что после начала проведения электромагнитного
воздействия на насыпную модель искусственного керна подвижность нефти
увеличилась до 1989,84 мкм2/Па·с. Фильтрация нефти возобновилась с
начальным средним объемным расходом 0,1 см3/с.
Выводы. В ходе эксперимента № С-3 получен самый высокий
конечный коэффициент вытеснения – 0,79 д.ед. Такой результат является
особенностью свойств магнитной жидкости. Исходя из этого, можно сделать
84
вывод, что использование магнитной жидкости в качестве вспомогательного
агента при электромагнитной обработке, позволяет существенно повысить
нефтеотдачу при тех же энергозатратах.
2.2.6 Итоги проведения экспериментов по электромагнитному
воздействию
В результате проведения экспериментов по электромагнитному
воздействию на насыпную песчаную модель искусственного керна было
зарегистрировано снижение критического градиента давления начала
фильтрации нефти, повышение коэффициента вытеснения нефти водой в
среднем на 37,9 %. Построены зависимости коэффициента подвижности
нефти и технического масла от насыщенности керна флюидом при
гидравлическом
вытеснении
и
при
электромагнитном
воздействии.
Результаты проведения экспериментов по трем направлениям отражены в
таблице 2.7.
Таблица 2.7 – Сводная таблица по экспериментам
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Показатель
Объем насыпной
части модели
Объем добавленной
нефти
Начальная
нефтенасыщенность
Динамическая
вязкость
насыщающего
флюида
Плотность нефти
(масла)
Объем добавленной
воды
Объем вытесненной
нефти
Остаточная нефтенасыщенность до
обработки ЭМ
воздействием
Коэффициент
вытеснения до
обработки ЭМ
воздействием
Время ЭМ
воздействия
Значение
Обозначение
Ед.
измерения
A-1
B-2
С-1
С-2
С-3
Vмод
см
1500
1500
261,50
261,50
261,50
Vн
см3
420
420
73,00
73,00
73,00
Sнач
д.ед.
0,8
0,8
0,800
0,800
0,800
μф
мПа·с
2,8
2,8
2,80
6,00
2,80
ρн
кг/м3
852
852
852,00
900,00
852,00
Vв
см3
200
3000
100,00
100,00
100,00
3
Элек
тром
агни
тное
возде
йств
ие
позв
олил
о
прео
доле
ть
крит
ичес
кий
град
иент
нача
ла
филь
трац
ии,
соста
вляю
щий
9656,
61
Па/м.
№,
п/п
Vвыт.н
см3
265
30,48
25,98
29,76
Sост1
д.ед.
0,295
0,465
0,514
0,472
Квыт1
д.ед.
0,631
0,418
0,356
0,408
tэ/м
мин
10
10
10
10
85
Продолжение таблицы 2.7
12
13
14
15
Объем
дополнительной
нефти
Остаточная нефтенасыщенность
после обработки
ЭМ воздействием
Коэффициент
вытеснения после
обработки ЭМ
воздействием
Коэффициент
подвижности на
момент окончания
фильтрации до
обработки
Коэффициент
подвижности после
начала обработки
ЭМ воздействием
Vдоп.н
см3
110
20,04
9,30
28,02
Sост2
д.ед.
0,086
0,246
0,412
0,166
Квыт2
д.ед.
0,893
0,692
0,483
0,792
Ќ1
мкм2/Па·с
213,45
210,64
213,00
Ќ2
мкм2/Па·с
1285,92
986,72
1989,84
65,75
35,80
94,15
В 6 раз
В 4,7 раз
В 9,3 раз
16
Увеличение
коэффициента
вытеснения
((Квыт2Квыт1)/Квыт1)*100
%
17
Увеличение
подвижности
Ќ2/Ќ1
-
Увеличение коэффициента вытеснения в
среднем на 37,9%
11
Наилучших показателей вытеснения и увеличения подвижности нефти
удалось получить при использовании магнитной жидкости в качестве
вспомогательного
насыщающего
агента.
Наблюдалось
увеличение
коэффициента подвижности нефти в 9,3 раз, повышение коэффициента
вытеснения на 94,15 % относительно Квыт1, полученного при поршневом
вытеснении. Гистограммы коэффициентов вытеснения по направлению
исследований «С» приведены на рисунке 2.45.
86
Рисунок 2.45 – Коэффициент вытеснения, установленный в третьей
группе экспериментов.
На
верхней
гистограмме
отражен
коэффициент
вытеснения,
полученный по окончании гидравлического вытеснения, на нижней –
коэффициент, полученный после электромагнитного воздействия.
Также в ходе проведения экспериментов установлена зависимость
объемного расхода от силы электрического тока в электротехнической части
установки (рисунок 2.46).
Рисунок 2.46 – Зависимость объемного расхода нефти от силы тока в
электротехнической части лабораторной установки
2.3 Расчет глубины проникновения электромагнитного излучения
в породу коллектора
87
Глубина проникновения электромагнитных волн в пласт зависит от
частоты поля и характеристик среды [44,100,101]. Глубина выражается
следующей формулой
,
где L
(2.10)
– глубина проникновения электромагнитных волн в породу (м);
циклическая частота электромагнитных колебаний (Гц);
проницаемость среды (Гн/м);
–
–
– здесь магнитная
удельная электропроводность среды
[(ом·м)-1]. Циклическая частота равняется
,
(2.11)
где f – частота электромагнитных колебаний (Гц).
Таким образом, видно, что чем большей электропроводностью
обладает
пласт,
тем
меньше
будет
глубина
проникновения
электромагнитного поля [38]. Величина, обратная электропроводности,
называется удельным электрическим сопротивлением:
,
(2.12)
измеряется эта величина в Ом·м. Удельное электрическое сопротивление
горной породы варьируется в зависимости от пористости, влажности,
процентного содержания и свойств минералов[74]. Сильнопористые породы
подвержены влиянию минерализованных растворов, так как их удельная
электропроводность намного выше, чем у воды. Кроме того, следует
отметить, что с ростом температуры удельная электропроводность воды, а
следовательно и водонасыщенных пород, возрастает [87].
Нефть же, в отличие от воды, обладает высокими показателями
электрического сопротивления. Поэтому нефтенасыщенная порода обладает
низкими значениями удельной электрической проводимости. Таким образом,
88
проникновение электромагнитных волн в нефтенасыщенный коллектор будет
происходить на расстояния, глубже, чем в другие коллектора [27].
Когда на пути электромагнитной волны встречается среда с высокой
электропроводностью и высокой магнитной проницаемостью, в ней
появляются
вихревые
токи,
вызванные
изменяющимся
во
времени
электромагнитным полем. Свойства этого вихревого тока зависят от
удельной электропроводности породы и частоты колебаний поля. Вихревой
ток же, в свою очередь, вызывает появление магнитного поля, которое
распространяется
в
направлении,
противоположном
движению
генерируемого первичного поля[83]. Таким образом, эти вихревые токи
препятствуют продвижению электромагнитных волн в пласт, переводя их
энергию во встречно-направленную электромагнитную волну. Первичная же
волна постепенно затухает. С проникновением в пласт и постепенным
ослабеванием электромагнитной волны, ослабевают и вихревые токи.
Следовательно, ослабевает и вторичная электромагнитная волна[18]. Этот
процесс
называется
скин-эффектом,
а
глубина
проникновения
электромагнитного поля в породу – скин-слоем. Эта глубина, на которой
амплитуда электромагнитного поля составляет 1/е от ее первоначальной
величины.
Относительная магнитная проницаемость насыщенных песчаников
составляет приблизительно 1 Гн/м. Большинство горных пород, за
исключением ферромагнетиков, имеют такую магнитную проницаемость.
Магнитная постоянная
магнитного поля в коллектор будет
Гн/м. Тогда глубина проникновения
89
Выводы по разделу 2
1. Для экспериментального выявления влияния электромагнитного
воздействия на нефтенасыщенный коллектор разработана лабораторная
установка, которая позволяет создавать электромагнитное поле, частота
которого составляет 1094 кГц, напряжение на выходе достигает 1000 кВ. В
основе
установки
лежит
принцип
резонансного
трансформатора
на
воздушном сердечнике. Конструкция установки позволяет изменять частоту
электромагнитных волн.
2. Для проведения экспериментов были изготовлены 2 насыпных
модели искусственного песчаного керна. Пористость моделей – 35 %,
абсолютная проницаемость 0,5 Д. Первая модель имеет объем 1500 см3,
вторая – 261,5 см3.
3. Эксперименты проводились по трем направлениям:
A.
Поиск критического градиента давления начала фильтрации и
оценка влияния электромагнитного воздействия на его преодоление
B.
Влияние
электромагнитного
воздействия
на
увеличение
коэффициента вытеснения
C.
Влияние
электромагнитного
воздействия
на
подвижность
насыщающего флюида
4. В результате проведения экспериментов найден критический
градиент давления начала фильтрации нефти для первой модели насыпного
керна, который составил 9656,61 Па/м, и был преодолен при обработке
искусственного керна электромагнитным воздействием.
При
ЭМ
воздействии
наблюдалось
увеличение
коэффициента
вытеснения нефти в среднем на 41,5 %, относительно поршневого
вытеснения водой.
Подвижность насыщающего флюида возрастала при обработке ЭМ
воздействием: в 6 раз без использования вспомогательных агентов
вытеснения и в 9,3 раза с использованием магнитной жидкости. При
90
использовании технического масла в качестве насыщающего флюида
получены самые низкие показатели вытеснения, подвижность возросла в 4,7
раз.
5. Эффект повышения подвижности нефти связан со снижением Вандер-ваальсовых сил, что выражается в уменьшении поверхностного
натяжения на границах раздела фаз. Электромагнитное поле, взаимодействуя
с пластовыми жидкостями, приводит к появлению дополнительных
градиентов давления. Эти явления возникают из-за появления колебаний
молекул углеводорода в области электромагнитного поля высокой частоты.
Это способствует дополнительному извлечению пленочной и капиллярносвязанной нефти, что ведет к повышению коэффициента вытеснения.
6. Выявлено, что глубина воздействия электромагнитных волн
рассматриваемой частоты на продуктивный пласт составляет не менее 480 м.
7. Положительные результаты проведения экспериментов позволяют
сделать вывод об эффективности электромагнитного воздействия на
нефтенасыщенный
коллектор
с
целью
извлечения
дополнительных
углеводородов. Для оценки практической эффективности исследований были
смоделированы процессы разработки месторождения с применением ЭМ
воздействия. Расчеты и модели описаны в третьей части данной работы.
91
3 МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ ДОБЫЧИ НЕФТИ С
ПРИМЕНЕНИЕМ ЭЛЕКТРОМАГНИТНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ
В ходе проведения экспериментов по повышению извлечения нефти из
модели насыпного искусственного керна с применением электромагнитного
воздействия были получены положительные результаты. Наибольших
показателей удалось добиться, используя в качестве вспомогательного агента
вытеснения – магнитную жидкость. Являясь токопроводящей и сильно
поляризующейся в магнитном поле средой, магнитная жидкость может
обеспечить максимальный эффект от электромагнитного воздействия
высокой частоты и напряжения на коллектор углеводородов. Положительные
результаты свидетельствуют о целесообразности проведения промышленных
испытаний и дальнейшем применении метода для добычи нефти и
повышения нефтеотдачи пластов.
Для
оценки
эффективности
проведения
мероприятий
по
электромагнитному воздействию на продуктивные пласты были проведены
расчеты разработки реальных месторождений с различными геологофизическими характеристиками коллекторов и насыщающих флюидов.
3.1 Моделирование разработки Андреевского месторождения с
применением электромагнитного воздействия
3.1.1 Краткая характеристика Андреевского месторождения
Моделирование осуществлялось в программном комплексе “Tempest”.
Целью моделирования является сравнение прогнозов добычи нефти к 2061
году с применением и без применения электромагнитного воздействия на
коллектор в области одной нагнетательной и добывающей скважины.
На
сегодняшний
день
на
территории
лицензионного
участка
эксплуатируется 8 скважин, 5 из которых – в пределах контура
нефтеносности.
92
Пласт П3.
Отложения пласта П3, по материалам сейсморазведочных работ,
картируются практически по всей площади месторождения (рисунок 3.1). В
отложениях пласта выявлена одна нефтяная залежь, в коллекторах которой
сосредоточены основные запасы нефти месторождения (86 %).
Рисунок 3.1. – Андреевское месторождение. Карта нефтенасыщенных
толщин пласта П3
Залежь
ограничена
изогипсой
условного
ВНК,
принятого
на
абсолютной отметке - 1631.0 м. Залежь по типу пластово-сводовая, размеры:
3.9÷4.8×4.3 км, высота залежи - 51 м.
На Андреевском месторождении образования Коры Выветривания (КВ)
(рисунок 3.2) развиты не повсеместно. Нефтенасыщенные породы коры
выветривания приурочены к верхней части разреза, представленной
выветрелыми и разуплотненными породами палеозойского фундамента,
коллекторы пласта порово-трещинно-кавернозного типа.
Залежь ограничена изогипсой условного ВНК и частично с запада и
востока - зоной отсутствия коллекторов.
93
ВНК принят на абсолютной отметке -1634.2 м. Залежь по типу
пластовая стратиграфически экранированная, размеры: 3.4×0.6÷3.6 км,
высота залежи около 34 м.
Рисунок 3.2 – Структурная карта по продуктивной кровле КВ
Андреевского месторождения
Характеристика толщин и неоднородности продуктивных пластов
Андреевского месторождения приведена ниже в таблицах 3.1, 3.2.
Ниже
приведены
результаты
исследований
морфологической
сложности и неоднородности разреза продуктивных пластов Андреевского
месторождения.
Таблица 3.1 – Литолого-физическая характеристика пласта П3
Андреевского месторождения
Параметр
Наименование
1
2
Пласт в
целом
3
Среднее значение
Общая толщина, м
6.4
Коэффициент вариации, д. ед.
Интервал изменения, м
0.433
от
6
до
7
94
Продолжение Таблицы 3.1.
1
2
3
Среднее значение
1.4
Коэффициент вариации, д. ед.
Эффективная
толщина, м
Интервал изменения, м
от
0.6
до
2.0
Среднее значение
Эффективная
нефтенасыщен
ная толщина, м
Коэффициент
песчанистости,
доли ед.
1.4
Коэффициент вариации, д. ед.
Интервал изменения, м
0.433
от
0.6
до
2.0
Среднее значение
0.27
Коэффициент вариации, д. ед.
0.506
от
0.15
до
0.40
Интервал изменения, м
Среднее значение
Расчлененность, ед.
0.433
3.0
Коэффициент вариации, д. ед.
Интервал изменения, м
0.487
от
1
до
5
Все песчаные пропластки, слагающие разрез пласта, имеют толщину
не превышающую 1 м, что указывает на тонкослоистый тип разреза.
Таблица 3.2 – Литолого-физическая характеристика пласта КВ
Андреевского месторождения
Параметр
Наименование
1
2
Пласт в
целом
3
Среднее значение
Общая толщина, м
8.0
Коэффициент вариации, д. ед.
Интервал изменения, м
0.138
от
6.0
до
10.0
95
Продолжение Таблицы 3.2.
1
2
3
Среднее значение
2.4
Коэффициент вариации, д. ед.
Эффективная
толщина, м
Интервал изменения, м
от
1.6
до
3.2
Среднее значение
Эффективная
нефтенасыщен
ная толщина, м
Коэффициент
песчанистости,
доли ед.
0.9
Коэффициент вариации, д. ед.
Интервал изменения, м
0.326
от
0.8
до
1.0
Среднее значение
0.61
Коэффициент вариации, д. ед.
0.365
от
0.32
до
0.89
Интервал изменения, м
Среднее значение
3.0
Коэффициент вариации, д. ед.
Расчлененность, ед.
0.317
Интервал изменения, м
0.573
от
2.0
до
4.0
Общая толщина пласта КВ изменяется в пределах от 3 м до 10 м, в
среднем – 6,3 м. Нефтенасыщенная толщина в среднем составляет 0,9 м,
песчанистость 0,89 д.ед. Среднее значение коэффициента расчлененности –
3. Все песчаные пропластки, слагающие продуктивный разрез образований
КВ, имеют толщину не превышающую 1 м.
В
разрезе
литологически
и
месторождения
выделяются
тектонически
экранированные
пластово-сводовые,
залежи
нефти,
установленные в пластах П3 и КВ.
На 1.01.2011 года на Государственном балансе РФ по Андреевскому
месторождению числятся начальные геологические - 2 050 тыс.т по пластам:
 П3 :
– геологические
–
1 769 тыс.т (86 %);
 КВ:
– геологические
–
281 тыс.т (14 %);
96
Свойства флюидов Андреевского месторождения в пластовых и
поверхностных условиях представлены в следующей таблице 3.3.
Таблица
3.3
–
Свойства
пластовых
флюидов
Андреевского
месторождения
Параметр
П3
КВ
2. Давление пластовое, МПа
17.3
17.4
3. Температура пластовая, °С
76
-
6.45
8.2
862
830
1. Свойства пластовой нефти
4. Вязкость нефти в условиях пласта, мПа∙с
5. Плотность дегазированной нефти по поверхностным
пробам, кг/м3
6. Вязкость дегазированной нефти по поверхностным
пробам, мПа∙с:
 при 20 °С
26.3
 при 40 °С
7. Температура застывания дегазированной нефти, °С
6.33
7
-
 серы
0.58
0.52
 смол + асфальтенов
8.06
9.5
11.4
-
8. Массовое содержание, %
 парафинов
9. Температура начала кипения, °С
10.
Фракционный
состав
69
(объемное
содержание
выкипающих), %
11.
 до 100 °С
4
5
 до 150 °С
12
14
 до 200 °С
21
24
 до 250 °С
22
36
23
47
1
4
 до 300 °С
Количество исследованных
(скважин)
поверхностных
проб
Из данных таблицы следует, что нефть пласта П3 и образований КВ
можно отнести к нефтям с повышенной вязкостью. При температуре пласта
97
равной 76 0С динамическая вязкость нефти пласта П3 составляет 6,45 мПа·с, а
по образованиям КВ – 8,2 мПа·с. Эффект повышения подвижности от
электромагнитного
воздействия
может
положительно
отразиться
на
результатах моделирования разработки месторождения.
Модель Андреевского месторождения содержит ячейки, имеющие
размеры в плоскости X-Y равные 100 метрам. Средняя толщина слоев – 0,2
метра, так как коллектора месторождения характеризуются малыми
толщинами (≈ 0,4 м). Структурный каркас модели и карты по кровле
продуктивных пластов представлены на рисунках 3.3, 3.4. Размеры и
количество ячеек модели представлены в таблице 3.4.
Таблица 3.4 – Параметры геологической и гидродинамической модели
Андреевского месторождения
Размерность
Пласт
П3
КВ
Модель
Размер
по Общее число
X×Y×Z
узлов модели
Число активных
ячеек модели
ГДМ
72x61x85
373320
50008
ГМ
72x61x85
373320
-
ГДМ
72x61x43
188856
18494
ГМ
72x61x43
188856
-
Рисунок 3.3 – Структурные каркасы пластов П3, КВ
98
Рисунок 3.4 – Структурные каркасы по кровле пластов П3, КВ
Для построения куба нефтенасыщенности была использована карта
ВНК. При моделировании учитывались только те участки пласта, в которых
Кн принимает значение выше граничного 0,25 д.е. Кубы по пластам П3 и КВ
строились по зависимости “нефтенасыщенность” от высоты над ВНК.
Среднее значение нефтенасыщенности по кубу для пласта П3 составляет 0.65
доли ед.; КВ – 0.50 доли ед. Уровни ВНК приняты по пласту П3 на отметке 1631 м, по пласту КВ на отметке -1634.2 м
Кубы начальной нефтенасыщенности приведены на рисунке 3.5.
Рисунок 3.5 – Куб начальной нефтенасыщенности по пласту П3 и
образованиям КВ Андреевского месторождения
На Андреевском месторождение отсутствуют газовые шапки, поэтому
расчет производился по варианту двухфазной фильтрационной модели
нелетучей нефти.
99
Параметры пластовых флюидов и горной породы, использованные при
гидродинамическом моделировании отражены в таблице 3.5.
Таблица
3.5
–
Параметры
Андреевского
месторождения
для
фильтрационного моделирования
Пласт
П3
Начальное пластовое давление, МПа
КВ
1
7.3
1
7.4
3
Плотность, кг/м (стандартные условия):
нефтяного газа
дегазированной нефти
воды
0,744 0,744
862
830
1010 1010
Вязкость, мПа*с (пластовые условия):
нефти
воды
Газосодержание, м3/м3
Коэффициент сжимаемости, 1/МПа*10-4
нефти,
воды
породы
Объемный коэффициент нефти, м3/м3
6.45
0.38
37.9
8.2
0.38
95.5
10.14 10.14
4.7
4.7
4.0
4.0
1.136 1.351
На Андреевском месторождении пласты П3 и КВ объединены в один
эксплуатационный объект П3+КВ.
В целях данной работы было рассмотрен базовый вариант разработки, а
также моделирование с учетом изменения таких свойств, как динамическая
вязкость в условиях пласта и фазовая проницаемость нефти.
Базовый вариант предполагает:
расконсервацию
разведочных
скважин
№№
10373П,
10375Р,
10655Р,10380Р;
 плотность сетки скважин – 31.2 га/СКВ;
 разбуривание по треугольной сетке с расстоянием между
скважинами ≈ 600 м (рисунок 3.6);
Таким образом, предполагаемый проектный фонд составляет 20
скважин, из них фонд для бурения - 16 скважин:
100
 добывающих – 10;
 нагнетательных – 6.
Расчет модели по базовому варианту производился начиная с
1.01.2011г по 1.01.2061г (50 лет). Начало добычи – 2012 год.
Рисунок 3.6 – Схема размещения проектных скважин Андреевского
месторождения
3.1.2 Описание базового расчета модели
Начальные объемы нефти в поверхностных условиях составляют
2550,159 тыс.м3. Площадь нефтеносности по модели составляет 14823 тыс.м2
по пласту П3, 7415 тыс.м2 – по пласту КВ.
Фонд скважин составил – 20 штук (нагнетательные – 4, добывающие –
16) – таблица 3.6.
101
Таблица 3.6 – Фонд скважин по гидродинамической модели
Андреевского месторождения
п/п
Скважина
Кол-во
Состояние
1
Добывающая
12
К бурению
2
Нагнетательная
4
К бурению
3
Разведочная
3
Перевод под добычу
4
Поисковая
1
Перевод под добычу
Общее кол-во
20
Накопленная добыча нефти по базовому варианту расчета за 2012 –
2061гг составила 612 065 т. График накопленной добычи по всем скважинам
фонда представлен на рисунке 3.7. Количество нефти по пластам П3 и КВ в
поверхностных условиях отражено на графике 3.9. Дополнительные
мероприятия по повышению нефтеотдачи пласта, интенсификации притока в
расчете не учитывались.
Рисунок 3.7 – Накопленная добыча по скважинам Андреевского
месторождения на 1.01.2061г по базовому варианту
Таким образом, коэффициент нефтеотдачи на 1 января 2061 года
составит приблизительно 29,9 %.
102
Рисунок 3.8 – График отбора нефти из пластов П3 и КВ Андреевского
месторождения (м3) по базовому варианту
Карты нефтенасыщенности на 1.01.2014г и 1.01.2061г представлены на
рисунках 3.9 и 3.10 соответственно.
Рисунок 3.9 – Карта нефтенасыщенности Андреевского месторождения
на 1.01.2014г по базовому варианту
103
Рисунок
3.10
–
Карта
нефтенасыщенности
Андреевского
месторождения на 1.01.2061г по базовому
варианту
По
карте
видно,
что
основная
часть
запасов
на
2061
год
сконцентрирована в центральной области эксплуатационного объекта.
Нефтенасыщенность изменяется от 0 до 0,751 д.ед..
Базовый вариант предполагает достижения следующих максимальных
показателей разработки Андреевского месторождения:
-
добыча нефти – 45.2 тыс.т (2017 г.);
-
добыча жидкости – 106.7 тыс.т (2024 г.);
-
закачка воды – 127.1 тыс.м3 (2022 г.);
-
темп отбора от НИЗ – 7.4 % (2017 г.).
Накопленная добыча нефти за 2012-2061гг. составит 612,065 тыс.т,
жидкости – 3301 тыс.т, КИН – 0.299.
3.1.3 Описание расчета гидродинамической модели с применением
электромагнитного воздействия
Для оценки эффективности разработки месторождения с применением
электромагнитной (ЭМ) обработки нефтенасыщенного пласта была выбрана
добывающая скважина № 11 и нагнетательная скважина № 10, на расстоянии
400м. Условное время появления эффекта от проведения обработки выявится
104
1.01.2014г. Вследствие проведения мероприятий по электромагнитному
воздействию предположительно должно произойти повышение подвижности
углеводородов (на 30 %) в области распространения ЭМ поля. Так как
область распространения электромагнитных волн не может охватить всю
нефтенасыщенную площадь залежи, то обработку в области скважин
необходимо проводить регулярно, для того чтобы поступающие в область
воздействия флюиды также подвергались действию ЭМ волн. Говорить о
появлении этих эффектов можно на основании проведенных лабораторных
экспериментов по электромагнитному воздействию на насыщенную модель
искусственного керна, описанных во второй части данной работы.
Расчет показателей разработки Андреевского месторождения с учетом
эффекта, полученного от применения электромагнитного воздействия на
нефтяной пласт позволил определить количество добытой нефти по всем
скважинам месторождения на 1.01.2061г. (рисунок 3.11).
Рисунок 3.11 – Графики накопленной добычи нефти по Андреевскому
месторождению с 1.01.2011г по 1.01.2061г с учетом
проведения ЭМ обработки
Очевидно, что выявлен положительный эффект от электромагнитной
обработки. Это согласуется с результатами добычи нефти по скважине № 11
(рисунок 3.12).
105
Рисунок 3.12 – График добычи нефти скважиной № 11(м3/сут) с учетом
проведения ЭМ обработки
Видно, что в результате электромагнитной обработки дебит скважины
возрастает приблизительно в 2 раза. Это соотношение сохраняется на
протяжении всего расчета показателей разработки. (рисунок 3.13).
Рисунок 3.13 – Суммарная добыча нефти за 2012 – 2061 гг по скважине
№ 11 с учетом проведения ЭМ обработки
Накопленная добыча нефти по скважине № 11 на 2061 год составила по
расчету 115,5 тыс.т. По расчету базового варианта разработки суммарная
106
добыча по этой же скважине составила 62,3 тыс.т. Дополнительная нефть –
53,2 тыс.т, что на 85 % больше, чем в базовом расчете.
Карты, отражающие нефтенасыщенность модели по варианту с
преминением электромагнитного воздействия представлены ниже на рисунке
3.14.
При сравнении с результатами моделирования по базовому варианту
разработки четко прослеживается разница в нефтенасыщенности области,
расположенной между скважинами № 10 и № 11. Это явление наблюдается
по всем слоям модели.
Рисунок 3.14 – Карта нефтенасыщенности на 1.01.2061г с учетом
проведения ЭМ обработки
Таким образом, накопленная добыча нефти за 2012 – 2061гг составит
651.423 тыс.т, жидкости – 4250 тыс.т, КИН – 0.318, что на 1,9 % выше чем в
базовом расчете.
Сравнение результатов разработки Андреевского месторождения
моделирования отражено в таблице 3.7.
107
Таблица
3.7
–
Результаты
расчетов
разработки
Андреевского
месторождения
п/п
Показатели
Единицы
измерения
1 вариант
1
2
3
4
5
6
2 вариант
Изменение, %
1
Период добычи
лет
47
47
-
2
Начальные
геологические
запасы
тыс.т
2050
2050
-
3
Накопленная
добыча
тыс.т
612,065
651,423
+ 6,43
4
Дебит скважины
№11 (1.01.2016г)
т/сут
9,45
20,19
+ 113,65
5
Дебит скважины
№11 (1.01.2061г)
т/сут
1,35
2,22
+ 64,44
6
Накопленная
добыча скв. № 11
(1.01.2061г)
тыс.т
62,3
115,5
+ 85,39
7
КИН
д.ед
0,299
0,318
+ 6,35 (на 1,9%
больше)
По результатам моделирования дополнительная добыча нефти при
использовании электромагнитной обработки коллекторов составила 39 358
тонн. В денежном эквиваленте на момент расчета это составляет
приблизительно 31,795 млн. долларов, при цене за баррель – $108.
Для достижения рассчитанного выше эффекта от электромагнитной
обработки, потребуется создание промысловой установки, генерирующей
необходимое излучение, с возможностью его передачи в зону насыщенного
нефтью коллектора. Промысловая установка должна обладать мощностью не
менее 40 кВт. Исходя из результатов проведенных опытов, эффект от
результатов электромагнитного воздействия сохраняется в течении половины
времени от периода обработки. Таким образом, если добиться постоянной
возможности подачи электромагнитной энергии в продуктивный пласт, то на
достижение
искомого
эффекта
и
получение
дополнительной
потребуется 2/3 времени воздействия от периода скважиной добычи
нефти
108
,
где
(3.1)
– время воздействия на коллектор электромагнитным излучением
(сут);
T – предполагаемый период добычи нефти из обрабатываемой области
нефтяного коллектора (сут).
Что бы посчитать расходы на электроэнергию, необходимую для
работы промысловой установки, необходимо перевести временные периоды
в часы и умножить на стоимость электрической энергии
,
(3.2)
где N – стоимость электромагнитной обработки (тыс.руб.);T – время добычи
нефти скважиной, в которой проводится обработка (лет); S – стоимость 1
кВт·час (руб.);P – мощность промышленной установки (кВт).
Если мощность установки – 40 кВт, а стоимость 1 кВт·часа
электроэнергии – 4,6 руб., тогда затраты на проведение мероприятий по
электромагнитной обработке составят
Сопоставляя эти затраты с выгодой от дополнительной нефти, можно
сделать вывод о рентабельности применения электромагнитной обработки
для повышения нефтеотдачи пластов.
3.2 Моделирование процессов добычи нефти по объектам
Ачимовской толщи
Объекты разработки, приуроченные к Ачимовской свите, представляют
на сегодняшний день наибольший интерес для оценки эффективности
применения электромагнитного воздействия для повышения нефтеотдачи
пластов.
Для
проведения
расчетов
было
создано
несколько
109
гидродинамических моделей, обладающих характеристиками объектов
разработки пластов.
Данные для расчетов были взяты по следующим объектам: пласт Ач11
(Выинтойское
месторождение),
БС18-20
(Быстринское
месторождение),
АчБВ18 (Верхне-Колиг-Еганское месторождение).
Гидродинамическое моделирование осуществлялось в программе
HydraSym. Было создано по 3 модели, обладающих фильтрационноемкостными свойствами перечисленных выше объектов. Каждая модель
содержит 1 нагнетательную и 1 добывающую скважину, расположенных на
расстоянии 300 метров друг от друга.
Первый, базовый вариант подразумевает расчет без изменений
характеристик подвижности флюидов и градиента начала фильтрации.
Второй вариант предполагает снижение критического градиента давления
начала фильтрации до 0. В третьем варианте также увеличивается
подвижность углеводородов в области действия электромагнитного поля.
3.2.1 Результаты моделирования по Выинтойскому месторождению
В разрезе Выинтойского месторождения продуктивными являются
верхнеюрский, ачимовский и неокомский нефтегазоносные комплексы
(НГК), в которых выявлено 11 продуктивных пластов: БВ41, БВ51, БВ52, Ач11,
Ач12, Ач21, Ач22, Ач32-1, Ач32-2, ЮВ11-1, ЮВ11-2, содержащих 25 залежей нефти.
Для моделирования процесса вытеснения нефти был выбран пласт Ач 11,
который относится к Ачимовской толще [55]. Пласт находится в северовосточной части лицензионного участка, вскрыт разведочной скважиной №
183Р, по данным ГИС выделен нефтенасыщенный коллектор толщиной 1,1 м.
Размеры залежи составляют 3200 х 3000 м, высота – 15 м. Залежь пластовая,
литологически экранированная (рисунок 3.15).
110
Рисунок 3.15 – Структурная карта кровли коллекторов пласта АЧ11
Фильтрационно-емкостные свойства и свойства пластовых флюидов
отражены в таблице 3.8.
Таблица 3.8 – Характеристики пласта Ач11 для гидродинамического
моделирования
Параметр
Ед.
измерения
Значение
1
Нефтенасыщенная толщина
2
м
3
1,1
Песчанистость
Пористость, m
Проницаемость, k
д.ед.
%
мД
0,117
17,1
1,8
Плотность пластовой нефти,
ρпл.н
кг/м3
715
Плотность пластовой воды,
ρпл.в
кг/м3
1020
Плотность нефти, ρн
кг/м3
819
Плотность воды, ρв
кг/м3
1023
Вязкость нефти, μпл.н
мПа·с
0,461
Вязкость воды, μпл.в
Сжимаемость нефти
Сжимаемость воды
Сжимаемость породы
Начальное Р пласта
Средняя
нефтенасыщенность
мПа·с
МПа
0,5
1,855
0,5
0,25
29,6
д.ед.
0,61
111
Из таблицы видно, что проницаемость коллектора очень низкая,
вязкость пластовой нефти тоже невысокая.
Далее следует описание влияния ЭМ воздействия на критический
градиент давления начала фильтрации.
Для расчета была создана модель с представленными в таблице
характеристиками. Размеры модели 500х500 м. Количество активных ячеек
модели составляет 10 000. Расчет гидродинамической модели подразумевает
наличие 1 нагнетательной скважины и 1 добывающей, расположенных на
расстоянии 300 м друг от друга. Время расчета составляет 3650 суток
(примерно 10 лет). Коэффициент нефтенасыщенности составляет 0,61 д.ед.,
начальные запасы – 373 тыс.т.
Цель – пронаблюдать за дебитом скважины, изменением картины
нефтенасыщенности,
накопленной
добычей
нефти,
коэффициентом
нефтеизвлечения по моделям. Первая модель – является базовым расчетом
(градиент начала фильтрации составляет 0,015 МПа/м), вторая модель
моделирует процесс добычи при снижении критического градиента начала
фильтрации до 0.
Результаты сравнительного моделирования относительно изменения
градиента давления начала фильтрации отражены в таблице 3.9.
Таблица 3.9 – Результаты сравнительного моделирования относительно
снижения критического градиента давления начала
фильтрации
Показатель
Базовый
0 градиент
Градиент начала фильтрации, МПа/м
0,015
0,000
Время расчета, сут
3 650
3 650
373,000
373,000
76,500
78,000
Начальные запасы, тыс.т
Добыто нефти, тыс.т
КИН, д.ед.
Увеличение КИН, %
0,205
1,96
0,209
112
По базовому расчету гидродинамической модели за 10 лет добыто 76,5
тыс.т нефти, КИН составил 0,205 д.ед. График добычи нефти представлен на
рисунке 3.16.
Рисунок 3.16 – Графики дебита нефти по двум вариантам расчета
По варианту расчета, подразумевающему снижение критического
градиента давления начала фильтрации, количество добытой нефти
составило 78 000 т, КИН составил 0,209 д.ед.
Картина нефтенасыщенности на момент окончания расчета показана на
рисунке 3.17.
Таким образом, за счет влияния электромагнитного воздействия только
на градиент начала фильтрации, коэффициент нефтеизвлечения увеличился
только на 1,96 % относительно базового расчета.
113
а)
б)
Рисунок 3.17 – Карты нефтенасыщенности: а) Расчет Базовый 1; б)
расчет со сниженным градиентом давления.
Далее следует описание влияния ЭМ воздействия на коэффициент
подвижности.
Сравнительный анализ проводился по результатам расчета модели,
учитывающей
повышение
коэффициента
подвижности
относительно
базового расчета. Размеры модели такие же, как в предыдущем расчете.
Начальное содержание нефти – 373 тыс.т, коэффициент нефтенасыщенности
0,61 д.ед..
114
Средний
коэффициент
подвижности
по
модели,
учитывающей
электромагнитное воздействие, составляет 0,0054 мкм2/мПа·с, что на 28 %
выше базовой модели. Повышение коэффициента подвижности выражено
сильнее в области скважин, служащих источниками ЭМ поля (рисунок 3.18).
Эффект ослабевает с увеличением расстояния до скважины.
Рисунок 3.18 – Карта подвижности в изолиниях, мкм2/мПа·с
За расчет Базовый 2 принята модель с нулевым градиентом давления
начала фильтрации.
Результаты сравнительного моделирования отражены в таблице 3.10.
Таблица
3.10
–
Результаты
относительно
сравнительного
увеличения
моделирования
коэффициента
подвижности
Показатель
Базовый 2
1
2
2
Коэффициент подвижности, мкм /мПа·с
Время расчета, сут
Начальные запасы, тыс.т
Добыто нефти, тыс.т
КИН, д.ед.
Увеличение КИН, %
Увеличение
коэффициента
подвижности
3
0,0039
0,0054
3 650
3 650
373,000
373,000
78,000
105,19
0,209
35
0,282
115
Графики дебита нефти представлены на рисунке 3.19.
Рисунок 3.19 – Графики дебита нефти по двум вариантам расчета
По графикам видно существенное повышение дебита нефти при
повышении коэффициента подвижности относительно расчета Базовый 2.
Разница расчета моделей ярко выражена на картах нефтенасыщенности
конечного момента времени (рисунок 3.20, 3.21).
Рисунок 3.20 – Карты нефтенасыщенности: а) модель Базовый 2;
б) повышенный коэффициент подвижности;
116
а)
б)
Рисунок 3.21 – Карты нефтенасыщенности в изолиниях: а) модель
Базовый 2; б) повышенный коэффициент подвижности;
Таким образом, накопленная добыча составила 105,19 тыс.т, КИН
увеличился на 35 % относительно варианта Базовый 2.
3.2.2 Результаты моделирования по Быстринскому месторождению
Нефтегазоносность
Быстринского
месторождения
установлена
в
отложениях нижнего мела сангопайской свиты - пласты АС7, АС8 и АС9,
усть-балыкской свиты – пласты БС1 и БС2, сортымской свиты – пласты
ачимовской толщи БС160, БС16-17, БС180, БС18-20 и в среднеюрских отложениях
– пласт ЮС2.
Для моделирования были взяты данные по продуктивному плату
Ачимовской толщи – БС18-20 Быстринского месторождения.
Пласт БС18-20 характеризуется резким изменением толщин. По всей
площади месторождения отмечаются локальные изменения общей толщины
до полного отсутствия пласта на участках развития зон аномальных разрезов
баженовской свиты. Эффективная нефтенасыщенная толщина по пласту
117
изменяется от 0.3 м до 27.6 м. Коэффициент песчанистости по пласту в целом
изменяется от 0.1 до 1.0, в среднем равен 0.5, расчлененность - от 1 до 21 при
среднем значении 9.2.
Пористость изменяется от 15.8 % до 26.6 % и в среднем составляет
20.7 %, что на 2 % меньше, чем по пласту БС16-17. В пласте преобладают
породы с пористостью 18-24 %. Проницаемость изменяется в широком
диапазоне от 1.1 до 471*10-3мкм2. Среднее значение Кпр существенно ниже,
чем по пласту БС16-17 и равно 27*10-3мкм2. В разрезе пласта преобладают
коллекторы с проницаемостью 10-30*10-3мкм2. По нефтенасыщенной части
разреза проницаемость выше, чем по водонасыщенной, средние значения Кпр
составляют соответственно 27*10-3мкм2 и 21*10-3мкм2.
Средние значения проницаемости по скважинам изменяются от
3,2·10-3мкм2 до 58·10-3мкм2, но по большинству скважин они составляют
10 – 27·10-3мкм2.
Водоудерживающая способность пласта в среднем составляет 41 % при
изменении от 23 до 64 %.
Как следует из материалов исследований, газовый фактор нефти при
дифференциальном
разгазировании
глубинных
проб,
признанных
качественными, изменяется от 28 до 47 м3/т при среднем значении 40 м3/т.
Соответствующее этой величине газового фактора значение объемного
коэффициента составляет 1.100 (пересчетный коэффициент – 0.909). В
условиях пласта нефть средней плотности (827 кг/м3), средней вязкости (4.49
мПа.с). Растворенный газ средней сухости, с содержанием метана около 78 %
объемных (табл. 3.3.2). Концентрация неуглеводородных компонентов
(углекислый газ, азот) около 2 % объемных. Выявленное содержание гелия
не
превышает
0.004 %
объемных
(преимущественно
–
следовые
концентрации). Присутствие сероводорода и других серосодержащих
соединений не обнаружено.
По результатам исследований поверхностных проб плотность нефти
при 200С изменяется от 870 кг/м3 до 906 кг/м3, в среднем по исследованным
118
скважинам – 888 кг/м3 (табл. 3.3.3). Нефть сернистая и высокосернистая
(массовое содержание серы изменяется от 1.78 % до 2.75 %, в среднем –
2.41 %), парафинистая (от 2.29 % до 3.99 %, в среднем – 3.04 %),
преимущественно смолистая (в среднем содержание смол составляет 9.91 %
при колебаниях от 4.16 до 14.47 %).
Вязкость нефти в поверхностных
условиях изменяется от 19,6 мПа.с до 58,3 мПа.с при среднем значении 34
мПа.с. Сводные данные для моделирования приведены в таблице 3.9.
Таблица 3.11 – Данные пласта БС18-20 Быстринского месторождения для
гидродинамического моделирования
Параметр
1
Пористость, m
Проницаемость, k
Ед.
измерения
2
%
мД
Значение
3
20,7
27
Плотность пластовой нефти,
ρпл.н
кг/м3
827
Плотность пластовой воды,
ρпл.в
кг/м3
1020
Вязкость нефти, μпл.н
мПа·с
4,49
Вязкость воды, μпл.в
Сжимаемость нефти
Сжимаемость воды
Сжимаемость породы
Средняя
нефтенасыщенность
мПа·с
1/ГПа
0,5
1,855
0,5
0,35
д.ед.
0,644
Влияние ЭМ воздействия на критический градиент давления начала
фильтрации.
Цель моделирования – сделать оценку изменения дебита скважины,
изменение нефтенасыщенности, накопленной добычей нефти, коэффициента
нефтеизвлечения. Сравнительный анализ производился между моделью
Базовый 1 и моделью, учитывающей снижение критического градиента
давления начала фильтрации.
Размеры модели 500х500 м. Время расчета – 3650 суток. Количество
активных ячеек модели составляет 10 000. Нефтенасыщенность составляет
0,644 д.ед., начальные запасы нефти – 551 тыс.т.
119
Таблица 3.12 – Результаты моделирования с учетом влияния
электромагнитного воздействия на критический
градиент
давления
начала
фильтрации
по
Быстринскому месторождению
Показатель
1
Градиент начала фильтрации, МПа/м
Время расчета, сут
Начальные запасы, тыс.т
Добыто нефти, тыс.т
КИН, д.ед.
Увеличение КИН, %
Базовый 1
0 градиент
2
3
0,015
0,000
3 650
3 650
551,000
551,000
177,000
187,400
0,321
0,340
5,88
Графики дебита добывающей скважины отражены на рисунке 3.22.
Рисунок 3.22 – Графики дебита нефти по двум вариантам расчета
Видимые на графике флуктуации вызваны периодическим прорывом
воды и его остановкой.
Рисунок 3.23 отражает изменение картины нефтенасыщенности на
конечный момент расчета по базовому варианту расчета и при снижении
критического градиента начала фильтрации до 0.
120
а)
б)
Рисунок 3.23 – Карты нефтенасыщенности: а) Базовый 1; б) модель,
учитывающая снижение градиента давления;
В результате расчета со снижением критического градиента давления
начала фильтрации коэффициент нефтеизвлечения повысился на 5,88 %
относительно КИНа, полученного по расчету Базовый 1. Дополнительная
добыча нефти составила 10,4 тыс.т.
Далее следует описание влияния ЭМ воздействия на коэффициент
подвижности.
121
В
данном
расчете
проводился
анализ
влияния
повышения
коэффициента подвижности относительно модели с нулевым градиентом
(Базовый 2) на прирост коэффициента нефтеизвлечения. Размеры модели
такие же, как в предыдущем расчете. Начальное содержание нефти – 551
тыс.т, коэффициент нефтенасыщенности 0,644 д.ед.. Время расчета 3650
суток. Ниже приведена сравнительная таблица (3.13) расчета Базовый 2 и
модели, учитывающей повышение коэффициента подвижности.
Таблица
3.13
–
Результаты
сравнительного
относительно
увеличения
моделирования
коэффициента
подвижности
Показатель
Коэффициент подвижности, мкм2/мПа·с
Время расчета, сут
Начальные запасы, тыс.т
Добыто нефти, тыс.т
КИН, д.ед.
Увеличение КИН, %
Увеличение
коэффициента
подвижности
0,006
0,0072
3 650
3 650
551,000
551,000
187,400
198,200
0,340
0,360
5,76
Базовый 2
Графики дебита нефти отражены на рисунке 3.24.
Рисунок 3.24 – Графики дебита нефти по двум вариантам расчета
122
Подъем дебита нефти во втором случае связан с поддержанием
пластового давления, увеличения скорости продвижения фронта вытеснения
нефти водой.
Карты нефтенасыщенности по обоим вариантам расчета представлены
на рисунке 3.25.
а)
б)
Рисунок 3.25 – Карты нефтенасыщенности: а) расчет Базовый 2;
б) расчет, учитывающий влияние ЭМ воздействия на
коэффициент подвижности;
123
Анализ
результатов
сравнительного
расчета,
учитывающего
повышение коэффициента подвижности, показал увеличение коэффициента
извлечения нефти на 5,76 % относительно КИНа, полученного в расчете
Базовый 2.
3.2.3 Результаты моделирования по Верхне-Колик-Еганскому
месторождению
Ачимовская толща представлена мелко- и среднезернистыми, с
включениями аргиллитоподобных глин. Продуктивные пласты АчБВ16 –
АчБВ19 приурочены к нижней части, где песчаники образуют песчаные
пачки. Разделом между ними служат алевролиты и аргиллитоподобные
глины, толщина которых по разрезу заметно меняется. Внизу эти разделы
незначительны и песчаные пачки оказываются сближенными. Выше по
разрезу толщина глинистых разделов увеличивается. К верхней части
приурочены продуктивные пласты АчБВ14 - АчБВ152, которые постепенно
сближаясь с пластом АчБВ16 в западном направлении, переходят от
шельфового залегания к клиноформному.
Для расчета были взяты фильтрационно-емкостные характеристики
пласта АчБВ18. Продуктивный пласт АчБВ18 залегает в средней части разреза
ачимовской фондаформы. В продуктивном пласте АчБВ18 выявлены две
нефтяные залежи пластового сводового типа.
Основная залежь, самая крупная по площади и запасам углеводородов,
приурочена к присводовой части восточного купола. Залежь по типу
пластово-сводовая, частично литологически ограниченная, она вытянута с
юго-запада на северо-восток, длина ее составляет 10,3 км, ширина - до 4,5 км,
высота 59 м.
Средняя
пористость
по
коллектору
составляет
0,21
д.ед.,
нефтенасыщенность 0,6 д.ед., средняя проницаемость 5,2 мД. Плотность
пластовой нефти 583 кг/м3, пластовой воды – 1020 кг/м3. Вязкость пластовой
нефти 0,46 мПа·с (таблица 3.14).
124
Таблица 3.14 – Физико-гидродинамические характеристики пласта
АчБВ18 Верхне-Колик-Еганского месторождения для
расчета гидродинамической модели
Параметр
1
Нефтенасыщенная толщина
Пористость, m
Проницаемость, k
Плотность пластовой нефти,
ρпл.н
Плотность пластовой воды,
ρпл.в
Вязкость нефти, μпл.н
Вязкость воды, μпл.в
Сжимаемость нефти
Сжимаемость воды
Сжимаемость породы
Начальное Р пласта
Средняя
нефтенасыщенность
Ед.
Измерения
2
м
%
мД
Верхне-КоликЕганское
3
4
21
5,2
кг/м3
583
кг/м3
1020
мПа·с
мПа·с
1/ГПа
МПа
0,46
0,5
1,855
0,5
0,35
28
д.ед.
0,6
Размеры гидродинамической модели такие же, как и в предыдущих
расчетах (500х500 м), общее количество ячеек модели составило 10 000.
Начальные
запасы
составили
367
тыс.т,
коэффициент
нефтенасыщенности – 0,41 д.ед.. Время расчета 10 лет.
Далее следует описание влияния ЭМ воздействия на критический
градиент давления начала фильтрации.
Для оценки влияния снижения критического градиента давления
начала фильтрации за счет электромагнитного воздействия на коллектор с
характеристиками объекта АчБВ18 Верхне-Колик-Еганского месторождения
были созданы две гидродинамические модели. Результаты расчетов
приведены в таблице 3.15.
125
Таблица 3.15 – Результаты моделирования с учетом влияния
электромагнитного воздействия на критический
градиент давления начала фильтрации по ВерхнеКолик-Еганскому месторождению.
Показатель
Базовый 1
0 градиент
Градиент начала фильтрации, МПа/м
0,015
0,000
Время расчета, сут
3 650
3 650
Начальные запасы, тыс.т
367,000
367,000
Добыто нефти, тыс.т
147,000
161,200
КИН, д.ед.
0,394
0,432
Увеличение КИН, %
9,66
Графики дебита нефти по двум вариантам расчета представлены на
рисунке 3.26.
Рисунок 3.26 – Графики дебита нефти по двум вариантам расчета
На рисунке 3.27 представлены карты нефтенасыщенности на конечный
момент расчета.
126
а)
б)
Рисунок 3.27 – Карты нефтенасыщенности: а) расчет Базовый 1; б)
расчет,
учитывающий
снижение
критического
градиента давления;
Результат анализа расчетов влияния ЭМ воздействия на снижение
критического градиента давления начала фильтрации и коэффициент
извлечения нефти показал увеличение КИНа на 9,66 % относительно КИНа
расчета Базовый 1. Дополнительная добыча нефти составила 14,2 тыс.т.
Далее следует описание влияния ЭМ воздействия на коэффициент
подвижности.
127
Для оценки влияния повышения коэффициента подвижности флюидов
на коэффициент извлечения нефти был проведен сравнительный анализ
расчетов двух моделей: 1) вариант Базовый 2 (модель с нулевым градиентом
начала
фильтрации);
2)
расчет,
учитывающий
повышение
среднего
коэффициента подвижности на 25 %.
Результаты расчетов приведены в таблице 3.16.
Таблица
3.16
–
Результаты
относительно
сравнительного
увеличения
моделирования
коэффициента
подвижности
Показатель
Коэффициент подвижности, мкм2/мПа·с
Время расчета, сут
Начальные запасы, тыс.т
Добыто нефти, тыс.т
КИН, д.ед.
Увеличение КИН, %
Увеличение
коэффициента
подвижности
0,011
0,014
3 650
3 650
367,000
367,000
161,200
195,000
0,439
0,531
20,97
Базовый 2
Графики дебита нефти представлены на рисунке 3.28.
Рисунок 3.28 – Графики дебита нефти по двум вариантам расчета
На рисунке 3.29 представлены карты нефтенасыщенности на конечный
момент времени расчета моделей.
128
а)
б)
Рисунок 3.29 – Карта нефтенасыщенностей: а) расчет Базовый 2;
б) расчет, учитывающий повышение коэффициента
подвижности;
Анализ
результатов
сравнительного
расчета,
учитывающего
повышение коэффициента подвижности, показал увеличение коэффициента
извлечения нефти на 20,97 % относительно КИНа, полученного в расчете
Базовый 2.
Анализ результатов гидродинамического моделирования моделей с
характеристиками объектов разработки Ачимовской толщи Западной-Сибири
показал эффективность применения электромагнитного воздействия с целью
повышения коэффициента нефтеизвлечения. Результаты расчетов приведены
в сводной таблице 3.17.
129
Согласно результатам моделирования наибольшее повышение КИНа
(35 %) при повышении подвижности относительно модели, учитывающей
только
снижение
критического
градиента,
наблюдается
в
расчете
гидродинамической модели с характеристиками объекта Ач11 Выинтойского
месторождения, характеризующегося наименьшей проницаемостью.
Это свидетельствует о наибольшей эффективности применения метода
электромагнитного воздействия на коллекторы с низкой проницаемостью.
Таблица 3.17 – Результаты расчета показателей добычи нефти по
моделям с характеристиками объектов Ачимовской
толщи
№,
п/п
1
2
3
4
5
Выинтойское
Показатель
Критический
градиент
давления
начала
фильтрации,
МПа/м
Средняя
подвижность,
мкм2/Па·с
Время
расчета, сут
Начальные
запасы,
тыс.т
Конечные
запасы,
тыс.т
Быстринское
1*
2*
3*
1*
2*
3*
0,015
0
0
0,015
0
0
Верхне-КоликЕганское
1*
2*
3*
0,015
0
0
0,0039 0,0039 0,0054 0,006 0,006 0,0072 0,011 0,011 0,014
3650
3650
3650
3650
3650
3650
3650
3650
3650
373
373
373
551
551
551
367
367
367
296,5
295,0
267,81
374
363,6
352,8
220
205,8
172
6
Добыто нефти,
тыс.т
76,5
78,0
105,19 177,0 187,4
198,2
147,0 161,2 195,0
8
КИН,
д.ед.
0,205
0,209
0,282
0,360
0,401 0,439 0,531
0,321 0,340
Примечание:
* 1 – Расчет Базовый 1;
2 – Расчет с нулевым градиентом;
3 – Расчет с повышением подвижности;
130
Влияние ЭМ воздействия только на критический градиент давления
способствует
повышению
коэффициента
извлечения
нефти,
однако,
наибольший прирост дает эффект повышения подвижности запасов.
Выводы по разделу 3
1. Преодоление критического градиента давления начала фильтрации и
повышение подвижности углеводородных запасов за счет электромагнитного
воздействия обеспечивает дополнительную добычу нефти в количестве
39 358 тонн (по результатам моделирования разработки Андреевского
месторождения).
2. Расчет энергозатрат на проведение электромагнитного воздействия
на продуктивный пласт через 2 скважины показал экономическую
эффективность рассматриваемого метода.
3. Для оценки эффективности электромагнитного воздействия созданы
гидродинамические модели с характеристиками объектов Ач11 (Выинтойское
месторождение), БС18-20 (Быстринское месторождение), АчБВ18 (ВерхнеКолик-Еганское месторождение). Сравнение проводилось между моделью с
базовыми показателями и моделью, учитывающей только снижение
градиента давления начала фильтрации, а также расчетом, учитывающим
повышение подвижности флюидов, и расчетом со сниженным градиентом
давления. Наибольшее повышение КИНа (на 35 %) наблюдается по модели с
характеристиками объекта АЧ11 (проницаемость 1,8 мД, вязкость нефти 0,461
мПа·с) Выинтойского месторождения.
131
4 ПРОГНОЗ ДОБЫЧИ НЕФТИ ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ С ПРИМЕНЕНИЕМ
ЭЛЕКТРОМАГНИТНОЙ ОБРАБОТКИ ПЛАСТА
Проанализировав ситуацию относительно извлечения остаточных
запасов ХМАО-Югры можно сделать выводы о том, что в дальнейшем
необходимо вовлечение в разработку трудноизвлекаемых запасов нефти,
таких как ачимовская толща, отложения баженовской свиты, объекты с
высоковязкой нефтью, небольшие залежи, пласты с высоким газовым
фактором.
Особенные условия, а именно геолого-физические свойства пластов и
свойства
добываемой
инновационных
нефти
технологий,
создают
таких
как
необходимость
применения
физико-химические
методы
увеличения нефтеотдачи, газовые и термогазовые методы, дилатансионные
технологии, волновые методы воздействия [79, 80].
4.1 Классификация трудноизвлекаемых запасов углеводородов
Рассматривая трудноизвлекаемые запасы нефти, можно убедиться в
том, что содержатся они в залежах, отличающихся неблагоприятными
геологическими
физическими
условиями
свойствами
залегания
нефти.
нефти
и
нетрадиционными
Трудноизвлекаемые
запасы
очень
проблематично подвергаются процессу вытеснения нефти из пластов, за счет
одновременного влияния множества факторов, таких, как фазовые переходы
в сочетании со слоистой неоднородностью, вязкостные силы, капиллярные
явления. Оказывается влияние на технико-экономические показатели при
разработке таких объектов, так как необходимо применение нетрадиционных
новых технологий, а также специального оборудования.
В «Классификации трудноизвлекаемых запасов» (Халимов Э.М.,
Лисовский
Н.Н.,
2005г.)
все
критерии
запасов
отнесенные
к
132
трудноизвлекаемым
можно интегрировать в пять групп по признакам
аномальности свойств газов и нефтей (вязкость), неблагоприятности
характеристик
коллекторов
(низкие
значения
коэффициентов,
нефтенасыщенности пористости, проницаемости, вертикальная и латеральная
неоднородность пластов), типам контактных зон (нефть-пластовая вода,
нефть-газовая шапка), технологическим причинам и горногеологическим
факторам, ухадшающими (удорожающими) бурение скважин и добычу нефти
[96].
Причины трудноизвлекаемости запасов нефти можно разделить на две
составляющие: естественные и техногенные, в соответствии с которыми при
определении принадлежности залежей к группе ТрИЗ используются
геологические, технологические и экономические критерии. По данным
Государственного баланса запасов в достаточной степени достоверно судить
о доле и характеристике ТрИЗ можно, используя только геологические
критерии их определения.
В
классификации
достаточно
формализованы
признаки
трудноизвлекаемости по свойствам нефтей, к которым можно отнести
вязкость (>30 мПа*с), битуминозность (плотность при 20оС > 0,895 г/см3)
нефти, содержание в ней парафина (>6 %) и серы (>3.5 %). Эти параметры и
их граничные значения учитывают технологию добычи, транспортировки,
переработки сырья, обеспечивают его комплексное использование и
содержатся
в
характеристиках
залежей
данных
Госбаланса
РФ.
Дополнительно при отнесении залежей очень сложного геологического
строения к группе ТрИЗ используется предельная величина КИН, равная по
экспертной оценке 0.230.
По геологическим критериям в категорию ТрИЗ отнесены 1150
залежей, которые характеризуются аномальными физико-химическими
свойствами нефти, являются подгазовыми зонами нефтегазоконденсатных
залежей (нефтяные оторочки небольшой мощности) или приурочены:
-к продуктивным отложениям текстурного строения типа «рябчик»;
133
-к породам доюрского комплекса с вертикльной и латеральной
неоднородностью
фильтрационно-емкостных
свойств
резервуара,
преобладающим кавернозно-порово-трещинным типом коллектора;
-к макро- и микроанизотропным коллекторам отложений тюменской
свиты «мозаичного» строения с высокой степенью неоднородности разреза;
-к отложениям ачимовской толщи с ловушками клиноформного
строения и неоднородным характером строения резервуара;
-к отложениям баженовской свиты, характеризующимся сложным
типом коллектора и резервуара.
Залежи содержат начальные геологические (т.е. извлекаемые) запасы
(НГЗ/НИЗ) нефти промышленных категорий АВС1 в количестве 7994/1926
млн.т и 6583/1294 млн.т по категории С2.
4.2 Особенности продуктивных пластов Ачимовской толщи
Залежи ачимовской толщи приурочены к отложениям нижней части
осложненного подкомплекса неокома, разрез которого представляет собой
неравномерное, часто линзовидное переслаивание алевролитов, песчаников и
аргиллитоподобных глин. Из особенностей строения продуктивных пластов
ачимовской
толщи,
осложняющих
продуктивный
резервуар,
следует
отметить высокую степень неоднородности как по разрезу, так и по латерали,
а также преимущественно невысокие фильтрационно-емкостные свойства
коллекторов - доминируют коллекторы 4-5 класса по А.А. Ханину со
средними значениями пористости 17 % и нефтенасыщенности 51 %. Среди
коллекторов преобладают алевролиты, реже аркозовые песчаники средней
сортировки с многочисленными включениями сидерита.
Продуктивные
пласты
индексируются
по-разному,
поэтому
на
Государственном балансе РФ запасы нефти ачимовских отложений учтены в
объектах стратиграфических индексов: как БС16-БС22 и БС18-БС22 (до 1985
года), Ач, Ач2...Ач6 (после 1985-1991 г.г.). В последние годы при постановке
134
на учёт Госбаланса подсчётным объектам ачимовской толщи присваивается
двойной индекс – к примеру Ач(БС10), в скобках указывается синхронный
ачимовскому пласт покровного залегания на шельфе. На Государственном
балансе РФ по ТрИЗ отложений ачимовской толщи числится 378 залежей 90
месторождений ХМАО-Югры с НГЗ/НИЗ промышленных категорий АВС1 в
количестве 568/113 млн.т и 771/147 млн.т по категории С2. Наибольшая
часть запасов всех категорий (75 %) содержится на 34 месторождениях с НИЗ
1 – 14 млн.т, расположенных в восточной и центральной частях округа.
Накопленная добыча нефти составляет 15,8 млн.т – 14,0 % от НИЗ категорий
АВС1.
Залежи ачимовской толщи приурочены к отложениям нижней части
осложненного подкомплекса неокома, разрез которого представляет собой
неравномерное, часто линзовидное переслаивание алевролитов, песчаников и
аргиллитоподобных глин. Толща имеет «скользящий» возраст от берриаса до
валанжина как кровли, так и подошвы (более древний на востоке, более
молодой — на западе), прослеживается в зоне подножия и склона каждого
клиноформного циклита (резервуара), рассматривается как продолжение
проницаемых пластов неокома, имеющих покровное залегание.
В соответствии с моделью бокового заполнения бассейна ачимовские
продуктивные пласты представляют собой группу конусов выноса к
основанию склона песчано-глинистых осадков шельфовых пластов, в
дистальной части клиноциклитов песчаные слои постепенно выклиниваются
и одновременно замещаются глинистыми отложениями.
Из особенностей строения продуктивных пластов ачимовской толщи,
осложняющих продуктивный резервуар, следует отметить высокую степень
неоднородности как по латерали, так и по разрезу, а также преимущественно
невысокие фильтрационно-емкостные свойства коллекторов - доминируют
коллекторы 4 – 5 класса по А.А. Ханину со средними значениями пористости
17 % и нефтенасыщенности 51 % [97]. Среди коллекторов преобладают
135
алевролиты,
реже
аркозовые
песчаники
средней
сортировки
с
многочисленными включениями сидерита.
Основной проблемой при разработке залежей нефти, приуроченных к
низкопроницаемым
добывающих
коллекторам,
скважин
низкопроницаемых
по
является
жидкости.
коллекторах,
где
низкая
Кроме
продуктивность
того,
именно
технологическими
на
решениями
предусматривается проведение ГРП и высокое давление закачки в пласт
воды,
в
наибольшей
степени
проявляется
влияние
напряженно-
деформационного состояния горной породы.
В первую очередь это касается выбора системы воздействия. В рядных
блочно-замкнутых системах, а также площадных возможно расположение
добывающих и соседних нагнетательных скважинах на линиях деструкции.
Увеличение пластового давления в зоне нагнетания и его снижение в зоне
отбора приведет к раскрытию трещин в первую очередь на этих линиях, что
превратит их в каналы бесполезной циркуляции воды. Отрицательный
эффект в таких системах усиливается большим количеством добывающих
скважин на 1 нагнетательную, вследствие чего возникает необходимость
увеличения давлений закачки для обеспечения компенсации отборов
жидкости закачкой воды.
Ориентация рядных систем вдоль линий напряженного состояния
пласта
позволяет
трещинообразования
не
только
на
выработку
снизить
запасов
отрицательное
нефти,
но
и
влияние
повысить
эффективность процесса путем повышения связанности межскважинного
пространства в рядах добывающих или нагнетательных скважин, что
уподобит их галереям, между которыми возможно фронтальное вытеснение.
Обоснование вероятностного направления деструкции рекомендуется
проводить по следующим критериям:
-направлению разломов на структурных региональных картах;
-гравитационным аномалиям;
-аналитически.
136
-посредством анализа кернового материала.
Альтернативой закачке воды (со всеми эффектами, сопутствующими ей
в условиях низкой проницаемости и трещиноватости коллектора) может
послужить использование в качестве вытесняющего агента углекислого газа.
Углекислый газ, в жидком виде закачивается в пласт, смешиваясь в нефтью,
увеличивает подвижность, уменьшает ее вязкость, снижает поверхностное
натяжение на границе «нефть-порода» Жидкая углекислота выделяет из
нефти легкие фракции, создавая активнодействующий на породу вал из
смеси углеводородов, и СО2, и способствующий лучшему отмыванию нефти
из пласта. Установлено и химическое взаимодействие СО2 с породой,
ведущее к повышению ее проницаемости.
Проведены серии экспериментов с образцами керна кремнистого
пласта низкой проницаемости (0,02-1,3 мДа) и средней пористости (30 – 40
%), изначально насыщенными подвижной нефтью (под давлением 1,379 –
2,068 МПа) или дегазированной нефтью при условиях, близких к
смешиваемости; в которые нагнетали СО2 под давлением с созданием
условий, близких к смешиванию. Использовалось 2 модели закачки газа: СО2
закачивался поперек образца керна (противоток) для выяснения механизм
диффузионного перемещения, а также вдоль по длине керна (параллельный
ток). Мониторинг процесса проводили с использованием рентгеновской
компьютерной томографии, которая помогала визуализировать фазовый
поток и распределение фаз в течение нагнетания.
Начальная нефтеотдача при закачке СО2 при несмешивающихся
условиях варьируется от 0 – 10% для противотока и 18 – 25% для
параллельного тока СО2, в то время как при условиях, близких к
смешиванию, нефтеотдача составляет 25% для противотока и 10% для
параллельного потока СО2. Нефтеизвлечение при противотоке очень зависит
от распределения газовой фазы в околотрещинном пространстве в породе.
Нефтеизвлечение при нагнетании СО2 в кремнистую глинистую породу
осложнено
низкой
проницаемостью,
неоднородностью
породы,
137
распределением нефти внутри матрицы породы, но способствует ему
наличие в породе проводящих каналов, по которым газ СО2 проникает в
матрицу породы. При условиях, близких к смешиваемости, получают четкое
отображение
множественной
контактной
смешиваемости;
также
при
противотоке большая нефтеотдача наблюдается при условиях, близких к
смешиваемости, чем при несмешивающихся условиях.
Наконец, продуктивность скважин может быть повышена за счет
разуплотнения пород коллекторов и взаимного разворота зерен, что
способствует увеличению ее проницаемости. Разуплотнение горной породы
осуществляется энергией взрыва жидких или газообразных горючеокислительных составов (ГОС).
4.3 Прогноз добычи углеводородов по ачимовской толще с учетом
применения технологии электромагнитного воздействия на
продуктивные пласты
Снижение добычи нефти по округу связано с ухудшением структуры
остаточных извлекаемых запасов. По мере выработки высокопроницаемых
неокомских отложений, все больший вклад в добычу дают продуктивные
пласты с неблагоприятными геолого-физическими условиями – низкими
коллекторскими свойствами, высокой вязкостью нефти и т.п. Как следствие,
наблюдается
снижение
эффективности
традиционных
технологий,
основанных на механическом воздействии.
Эффективная выработка остаточного добычного потенциала округа
требует внедрения инновационных технологий, расширяющих возможности
воздействия на продуктивный пласт и пластовые флюиды. Одной из таких
технологий
является
электромагнитное
воздействие
с
применением
магнитной жидкости [1,2,21].
При воздействии высокочастотным электромагнитным полем на
продуктивный
пласт
и
содержащиеся
в
нем
флюиды
увеличение
подвижности нефти относительно исходной величины составляет до 32%,
138
коэффициент вытеснения нефти - до 38%; формируется дополнительный
градиент давления [101,102]. Таким образом, эффект выражается как в
интенсификации отборов, так и в повышении конечной нефтеотдачи [6,7].
Причем увеличение КИН достигается не только за счет роста коэффициента
охвата (как при традиционных видах ГТМ), но и с приростом количества
подвижной нефти в пласте.
Условия применения технологии представлены в таблице 4.1.
Таблица 4.1 – Условия эффективного применения технологии
электромагнитного воздействия на продуктивные
пласты
Параметр
Ед. измерения Значение
Вязкость
мПа·с
≤ 130
Проницаемость
мД
1-60
Пористость
%
10-30
Расстояние между скважинами
м
≤ 500
Соответственно,
максимальный
эффект
от
электромагнитного
воздействия может быть достигнут на низкопродуктивных, недонасыщенных
и прерывистых коллекторах. В наибольшей степени данный комплекс
свойств характерен для отложений ачимовской толщи (проницаемость 0.6-60
мД, в среднем – 20 мД при вязкости нефти 1-2 сП и коэффициенте
вытеснения 0,3-0,5 д.ед.).
В пределах округа ачимовский НГК содержит 5 млрд. т начальных
геологических и 1.2 млрд. начальных извлекаемых запасов нефти. Из них к
промышленным категориям отнесено 2.3 млрд. начальных геологических и
0.6 млрд. начальных извлекаемых запасов, в т.ч. разрабатывается 1.55 млрд. т
и 0.43 млрд. т.
Вовлечение в разработку ачимовского НГК начато в 1976 году (с
объекта БВ20-21 Аганского месторождения). Однако в силу неблагоприятных
139
геолого-физических условий активное разбуривание ачимовских объектов
началось после 2000 года. На 1.01.2013 ачимовской толщи добыто 189 млн. т
нефти, что равносильно отбору 31% от НИЗ промышленных категорий НГК
или 44% от НИЗ введенных в разработку ачимовских залежей. В т.ч. в 2012
году добыто 20.6 млн. т, 48.5 млн. т жидкости (обводненность - 57.5%);
суммарный действующий фонд скважин насчитывал 5575 ед. (4093
добывающих и 1482 нагнетательных). Годовая добыча нефти имеет
тенденцию к росту, однако состояние выработки запасов по уже введенным
залежам не позволяет его поддерживать.
Прогноз
добычи
нефти
за
счет
внедрения
электромагнитного
воздействия на объектах ачимовского НГК выполнен на период до 2030 года
по
двум
сценариям.
Первым
сценарием
предусмотрена
разработка
ачимовских пластов фактическим фондом по уже введенным залежам.
Доразведка и дополнительное эксплуатационное бурение вынесены за рамки
прогнозного периода. Охват технологией предусматривается на уровне 33%
от
действующего
добывающего
фонда,
поскольку
при
проведении
воздействия, в силу высокого радиуса действия электромагнитного поля
(около 500 м), его влиянию подвергаются и 2-3 соседних скважины.
Внедрение электромагнитного воздействия предполагается начать с 2014
года в течение 5 лет. Относительное увеличение потенциально извлекаемых
запасов
оценивалось
пропорционально
максимальному
приросту
коэффициента вытеснения и охвату добывающего фонда, а также с учетом на
порядок меньшего, но возможного увеличения коэффициента охвата (за счет
дополнительного
градиента
давления).
Результирующий
прирост
оценивается в 15% от исходной величины.
Динамика прогнозной добычи нефти по ачимовской толще по первому
сценарию и ее сравнение с фактической добычей представлены ниже
(рисунок 4.1, таблица 4.2).
140
Рисунок 4.1 – Прогноз добычи нефти из пластов ачимовской толщи и
ее прирост за счет электромагнитного воздействия по
первому сценарию
Таблица 4.2 – Прогнозируемая добыча нефти по первому сценарию
Годы
1
Добыча нефти, млн. т
фактическая
2
1996
2,2
1997
2,7
1998
3,3
1999
3,5
2000
4,5
2001
6,1
2002
7,2
2003
8,4
2004
9,8
2005
11,0
2006
12,6
2007
13,4
2008
14,2
2009
15,6
базовая
прирост
3
4
141
Продолжение Таблицы 4.2.
1
2
3
2010
18,4
2011
19,6
2012
20,6
4
2013
18,2
2014
16,3
0,9
2015
14,6
2,4
2016
13,1
3,7
2017
11,8
3,7
2018
10,6
3,7
2019
9,5
3,7
2020
8,5
3,7
2021
7,6
3,7
2022
6,9
3,7
2023
6,1
3,4
2024
5,5
3,0
2025
5,0
2,6
2026
4,4
2,3
2027
4,0
2,0
2028
3,6
1,7
2029
3,2
1,5
2030
2,9
1,3
Согласно приведенным результатам, за счет электромагнитного
воздействия предполагается дополнительно добыть 46.8 млн.т на период до
2030 года. По большинству прогнозных лет дополнительная годовая добыча
нефти оценивается в 3-3.7 млн. т или 2-2.5 тыс. т в среднем на 1 скважину,
охваченную воздействием. Относительный прирост текущих отборов нефти
за счет электромагнитного воздействия с 2022 года превысит 50%.
При этом следует отметить, что электромагнитное воздействие не
окажет существенного влияния на предполагаемую тенденцию снижения
добычи
нефти
из
ачимовской
толщи
вследствие
выработки
НИЗ,
142
вовлеченных в разработку. За счет предлагаемой технологии будет
достигнута относительная стабилизация в период 2014 – 2016 гг.
Второй сценарий предусматривает непрерывное освоение ачимовского
НГК – с бурением новых эксплуатационных скважин, вводом фактически
неразрабатываемых залежей и доразведкой запасов, отнесенных к категории
C2. По последней предполагается перевод в промышленные категории с
коэффициентом 0.4. Полное решение всех перечисленных задач, согласно
проведенным оценкам, предусматривается в 20-летний срок, т.е. выходит за
рамки прогнозного периода.
Как и по первому сценарию, охват добывающего фонда предусмотрен
на уровне 33%. Сроки внедрения электромагнитного воздействия на
фактическом фонде – 5 лет (аналогично первому сценарию). На новых
скважинах электромагнитное воздействие осуществляется по мере их ввода.
Прогноз динамики добычи нефти по второму сценарию представлен
ниже (рисунок 4.2, таблица 4.3).
Рисунок 4.2 – Прогноз добычи нефти из пластов ачимовской толщи и
ее прирост за счет электромагнитного воздействия по
второму сценарию
143
Таблица 4.3 – Прогноз добычи нефти из пластов ачимовской толщи и
ее прирост за счет электромагнитного воздействия по
второму сценарию
Добыча нефти, млн. т
Годы
фактическая базовая
1
2
1996
2,2
1997
2,7
1998
3,3
1999
3,5
2000
4,5
2001
6,1
2002
7,2
2003
8,4
2004
9,8
2005
11,0
2006
12,6
2007
13,4
2008
14,2
2009
15,6
2010
18,4
2011
19,6
2012
20,6
новые
скважины
3
прирост по
прирост по
фактическим
новым
скважинам
скважинам
4
5
6
2013
18,2
0,8
2014
16,3
2,3
0,9
0,4
2015
14,6
3,5
2,4
1,2
2016
13,1
5,4
3,7
2,1
144
Продолжение Таблицы 4.3
1
2
3
4
5
6
2017
11,8
7,7
3,7
3,1
2018
10,6
9,5
3,7
4,2
2019
9,5
11,8
3,7
4,6
2020
8,5
14,2
3,7
4,6
2021
7,6
16,2
3,7
4,6
2022
6,9
18,8
3,7
4,6
2023
6,1
20,8
3,4
4,6
2024
5,5
22,3
3,0
4,6
2025
5,0
23,3
2,6
4,3
2026
4,4
24,0
2,3
3,8
2027
4,0
24,3
2,0
3,3
2028
3,6
24,3
1,7
2,9
2029
3,2
24,2
1,5
2,5
2030
2,9
23,9
1,3
2,2
За счет дополнительного эксплуатационного бурения с 2014 года
предполагается
возобновление
тенденции
роста,
а
с
2015
года
прогнозируется превышение максимального фактического уровня (20.6 млн.
т).
Дополнительная добыча нефти за счет электромагнитного воздействия
оценивается в 104.1 млн. т, в т.ч. 57.3 млн. т – по новым скважинам.
Среднегодовая дополнительная добыча нефти прогнозируется на уровне 6
млн. т или 2.5 тыс. т в среднем на 1 скважину. Относительный прирост
текущей добычи нефти оценивается на уровне до 39% (в среднем – 24%).
145
Выводы по разделу 4
1.
Воздействие
высокочастотным
электромагнитным
полем
на
продуктивный пласт и содержащиеся в нем флюиды сопровождается
повышением подвижности нефти на 32%, приростом коэффициента
вытеснения на 37.9% относительно исходного значения, формированием
дополнительного градиента давления. Таким образом, эффект выражается
как в интенсификации отборов, так и в улучшении условий выработки
запасов.
2. Дополнительная добыча нефти за счет внедрения электромагнитного
воздействия на фактическом фонде разрабатываемых объектах ачимовского
НГК на период до 2030 года оценивается в 46.8 млн. т. Еще 57.3 млн. т
предполагается
добыть
за
счет
распространения
электромагнитного
воздействия на еще не введенные, но перспективные для разработки залежи и
участки.
3. Среднегодовая дополнительная добыча нефти прогнозируется на
уровне 6 млн. т, в т.ч. 3-3.7 млн. т – по фактическому фонду. Относительный
прирост текущей добычи нефти оценивается на уровне до 39% (в среднем –
24%). Прирост КИН оценивается в 0.035 д.ед. (в т.ч. 0.03 д.ед. на период до
2030 года) относительно начальных геологических запасов, охваченных
разработкой.
146
ЗАКЛЮЧЕНИЕ, ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ
1. В результате исследования различных источников информации об
электрическом и электромагнитном воздействии на продуктивный пласт с
целью увеличения нефтеотдачи показано, что наиболее эффективным и
неразрушающим
является
метод
высоковольтного
высокочастотного
электромагнитного воздействия на нефтеводосодержащие коллектора.
2. Ввиду необходимости проведения испытаний электромагнитного
воздействия
на
нефтесодержащий
пласт
была
разработана
собрана
лабораторная исследовательская установка, работающая в различных
диапазонах высоких частот, сил тока и напряжений.
3. Проведенные
испытания
показали,
что
без
использования
вспомогательных агентов электромагнитное воздействие ослабевает и дает
более низкий результат, чем при использовании магнитной жидкости
(токопроводящая поляризующаяся в магнитном поле среда), которые
усиливают
глубину
распространения
электромагнитного
поля
на
нефтесодержащий пласт и способствуют увеличению нефтеотдачи (до 37,9 %
по отношению к просто заводнению).
4.
При
использовании
магнитной
жидкости
в
качестве
вспомогательного агента вытеснения коэффициент подвижности нефти
увеличился в 9,3 раза.
5. Сравнительный анализ вариантов разработки объекта П3+КВ
Андреевского
месторождения
выявил
увеличение
коэффициента
нефтеотдачи на 1,9 % (в целом по месторождению), а также повышение
накопленной добычи нефти по обрабатываемым скважинам на 85 %.
6. Произведена
оценка
энергоэффективности
метода
электромагнитного воздействия на продуктивный пласт с целью повышения
нефтеотдачи в масштабах реального месторождения. Выведена формула,
позволяющая
рассчитать
затраты
на
проведение
мероприятий
по
электромагнитной обработке коллектора нефти.
7. Моделирование процессов добычи нефти с использованием ЭМ
воздействия на коллектора с характеристиками объектов ачимовской толщи
147
показало максимальное увеличение коэффициента нефтеизвлечения (на 35
%) по пласту Ач11 Выинтойского месторождения.
8.
Предложена
схема
осуществления
мероприятий
по
электромагнитному воздействию в условиях месторождения. Для создания в
коллекторе электромагнитных волн предлагается подключение установки к
парам скважин – нагнетательная-добывающая. Эта схема позволит увеличить
эффект от ЭМ воздействия на пути вытеснения нефти к добывающей
скважине.
9. Рекомендуется провести лабораторные эксперименты на реальном
керне в условиях горного давления и температуры.
10. Рекомендуется продолжать исследования в данной области и
провести испытания на реальном месторождении с использованием опытного
образца промышленной установки.
148
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
1.
Айрапетян М.А. Исследования в области высокочастотного
нагрева нефтяного пласта / М.А. Айрапетян , В.С. Великанов, Е.Я. Мажников
// Труды Инта Нефти АН Каз.ССР.- Алма-Ата, 1959. Т.З. - С.113-124.
2.
Айрапетян
М.А.
О
перспективах
разработки
нефтяных
горизонтов электрическими полями токов высокой частоты / М.А. Айрапетян
// Труды Ин-та нефти АН КазССР. Алма-Ата. 1958. Т. 2. С.38 - 52.
3.
Алексеева Л.И. Моделирование электрического поля / Л.И.
Алексеева, С.А. Сверчинская // Методические рекомендации – Иркутск,
2001, C.10-12
4.
Багиров
М.А.
Электротермические
способы
увеличения
нефтеотдачи пластов / М.А. Багиров, Г.В. Вечхайзер, Ч.М. Джуварлы.-Баку //
1962, C.176-178
5.
Барышников А.А. Методы электрического воздействия на пласт с
целью увеличения нефтеотдачи / А.А. Барышников, А.В.Стрекалов, А.М.
Ведменский, Д.А. Кустышев, В.А. Долгушин // Нефтепромысловое дело
№7.2013, С.31-35
6.
Барышников А.А. Применение электромагнитного и плазменно-
импульсного воздействия для повышения нефтеотдачи / А.А. Барышников,
А.В. Стрекалов, А.М. Ведменский, Д.А. Кустышев, В.А. Долгушин //
Нефтепромысловое дело №6.2013, C.32-33
7.
Барышников А.А. Повышения нефтеотдачи пластов за счет
воздействия электромагнитным полем / А.А. Барышников, А.В. Стрекалов,
С.И. Грачев // Научное обозрение №4. 2013, C.90-92
8.
Барышников А.А. Повышение нефтеотдачи пластов за счет
воздействия электромагнитным полем, Проблемы геологии и освоения недр:
материалы XVII Международный научный симпозиум имени академика
М.А.Усова студентов и молодых ученых / Барышников А.А. // Томск: ТПУ,
2013, C.700-701
149
9.
Барышников А.А. Метод повышения нефтеотдачи пластов
посредством нагнетания магнитной жидкости / А.А. Барышников, А.В.
Стрекалов // Нефть и газ №5.2012, C.45-46
10.
Барышников А.А. Новый метод интенсификации притока нефти
из пласта путем закачки магнитной жидкости, Нефть и газ 2012: материалы
66-й международной молодежной конференции / А.А. Барышников, А.В.
Стрекалов // 2012, C.106-107
11.
Барышников А.А. Применение магнитной жидкости в качестве
вытесняющего агента с целью повышения нефтеотдачи пластов, 2
Конференция молодых ученых и специалистов ООО «Лукойл-Инжиниринг» /
А.А. Барышников, А.В. Стрекалов // 2012, C.26-27
12.
Барышников А.А. Новый метод увеличения нефтеотдачи пласта
путем закачки магнитной жидкости, Проблемы геологии и освоения недр:
материалы XV Международный научный симпозиум имени академика
М.А.Усова студентов и молодых ученых / А.А. Барышников, М.С. Королев //
Томск: ТПУ, 2012, C.84-85
13.
Барышников А.А. Новая технология вытеснения нефти из пласта
путем закачки магнитной жидкости, Геология и нефтегазоносность ЗСМБ:
материалы седьмой Всероссийской конференции / А.А. Барышников //2011,
C.45-46
14.
Болдырев М. Патент РФ: Устройство для интенсификации
добычи углеводородов / М. Болдырев, А.В. Касьяненко, Т. Лючевская, О.
Гуркин, А. Золин, ООО «НПО «Волгахимэкспорт» - № 36856 от 29.12.2003
15.
Болдырев М. Патент РФ: Устройство для интенсификации
добычи углеводородов / М. Болдырев, А.В. Касьяненко, Т. Лючевская, О.
Гуркин, А. Золин, ООО «НПО «Волгахимэкспорт» - № 36857 от 29.12.2003
16.
Болдырев М. Повышение нефтеотдачи методом воздействия
импульсами электрического тока на продуктивный пласт / М. Болдырев, Т.
Лючевская, О. Гуркин, А. Золин // 1995, C.22-23
150
17.
Браганчук А. М. Патент РФ: Способ импульсного и ионного –
плазменного воздействия на нефтяной пласт / А. М. Браганчук, М.К. Исаев,
И.А. Исхаков, Р.Г. Касимов - № 2213860 от 22.10.2001
18.
Вайнштейн JI.A. Электромагнитные волны / JI.A. Вайнштейн //
М.: Советское радио, 1957, C.21-22
19.
Вахитов Г.Г. Использование физических полей для извлечения
нефти из пластов / Г.Г. Вахитов, Э.М. Симкин. // М.: Недра, 1985, C.231-233
20.
Вахитов Г.Г. Термодинамика призабойной зоны нефтяного
пласта / Г.Г. Вахитов, О.Л. Кузнецов, Э.М. Симкин. // - М.: Недра, 1978,
C.216-222
21.
Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта / Ш.К.
Гиматудинов // М: Недра, 1971, C.309-312
22.
Годунина
Н.Б.
Использование
данных
магнитного
моделирования в расчетах фронта вытеснения нефти водой / Н.Б. Годунина //
Тезисы доклада на Всесоюзной научно-технической конференции «Нефть и
газ Запад6ной Сибири. Проблемы добычи и транспортировки». Тюмень,
1985, C.32-33.
23.
Губин
В.Б.
Некоторые
электрофизические
свойства
Мангышлакской нефти / В.Б. Губин, П.М. Бондаренко // РНТС: Транспорт и
хранение нефти и нефтепродуктов, 1967, С. 10-13.
24.
Дебай П. Теория электрических свойств молекул / П. Дебай, Г.
Закк // M.; Л.: ОНТИ, 1935, C.45-47
25.
Дебай П. Полярные молекулы. / П. Дебай // M.; JI.: ОНТИ, 1931,
C.18-23
26.
Демьянов А.А. Исследования диэлектрических параметров нефти
и ее фракций в диапазонах сантиметровых и миллиметровых волн с целью
создания влагомеров / А.А. Демьянов // Автореф. дисс. на соиск. уч.ст. к.т.н.
М., МИНХиГП, 1969, C.27-30
151
27.
Денисов С.Б.
Высокочастотные
электромагнитные
методы
исследования нефтяных и газовых скважин / С.Б. Денисов // М.: Недра.
1986, C.142-145
28.
Дыбленко В.П. Волновые методы воздействия на нефтяные
пласты с трудноизвлекаемыми запасами. Обзор и классификация. / В.П.
Дыбленко // 2008, C.22-26
29.
Дж. Кеннет УИТТЛ. Патент РФ: Электрохимический способ
вторичной добычи нефти путем инициирования в ней окислительновосстановительных реакций / Дж. Кеннет УИТТЛ (US), Кристи У. БЕЛЛ
(US). - № 2303692 от 24.10.2002
30.
Ентов В.М. Гидродинамика процессов повышения нефтеотдачи /
В.М. Ентов, А.Ф. Зазовский // М.: Недра, 1989, C.232-235
31.
Зайдельсон И.И. Использование электрогидравлического эффекта
в сейсморазведке / И.И. Зайдельсон, В.А. Редколис, В.И. Рихтер // Физика
земли.1965, №7, с.106-114.
32.
Закирьянова Г.Т. О влиянии высокочастотного и низкочастотного
электрических полей на кинетику отстоя эмульсии / Г.Т. Закирьянова , Л.А.
Ковалева, А.А. Мусин , Н.М. Насыров // Физика волновых процессов и
радиотехнические системы. 2010. - Т. 13, № 2. - С. 83-89.
33.
Идрисов Р.И. Исследование процессов тепло- и массопереноса
при электромагнитном воздействии с учетом дегазации нефти. / Р.И.
Идрисов // Дисс. канд. физ.-мат. наук-Уфа: 2007.-С.120-125
34.
Квеско Б.Б. Подземная гидромеханика / Б.Б. Квеско // Томск:
Издательство ТПУ, 2010. С.105-114
35.
Кислицын А.А.
фильтрации
нефти
в
Численное
пласте
под
моделирование
действием
прогрева
и
высокочастотного
электромагнитного излучения / А.А. Кислицын // ПМТФ. 1993. № 3. С. 97106.
152
Кислицын A.A. Численное моделирование процесса нагрева
36.
нефтяного пласта высокочастотным электромагнитным излучением / A.A.
Кислицын , Р. И. Нигматулин // ПМТФ. 1990. № 4. С. 59-65.
Кицис С.И. Перспективы применения метода электровоздействия
37.
на продуктивный нефтегазосодержащий пласт для интенсификации притоков
нефти к скважинам / С.И. Кицис, П.Л. Белоусов // Проблемы освоения
энергетических ресурсов западно-сибирского нефтяного комплека 1988.
С.100-104.
Ковалева Л.А. Электромагнитные технологии в нефтедобыче и
38.
нефтяной экологии / Л.А. Ковалева, Н.М. Насыров, И.В. Халилов, А.Я.
Давлетбаев
//
Сборник
трудов
международной
научно-технической
конференции «Geopetrol-2006». Польша, г. Закопане. 2006 г. С. 845-850.
Копейкина Э.К. Влияние электрического поля на поверхностное
39.
натяжение неполярных жидкостей / Э.К. Копейкина //Электронная обработка
материалов. 1970. №4. С. 57-59.
Кошторев Н.И. Патент РФ: Способ разработки нефтяной залежи /
40.
Н.И. Кошторев, Ф.И. Алеев - №2057911 от 10.04.1996
Крупинов
41.
А.Г.
Температурные
поля,
инициированные
химическими реакциями в пористой среде: дис. канд. физ.-мат. Н.: 01.04.14 /
А.Г. Крупинов // Уфа, 2006.- С.145-147.
Кузнецов О.Л. Патент РФ: Способ добычи нефти, природного
42.
газа и газового конденсата
путем
электромагнитного резонансного
вытеснения их из продуктивного пласта / О.Л. Кузнецов, А.М. Воловик, В.Г.
Гузь - №2425962 от 18.02.2010
Кузнецов О.Л. Патент РФ: Способ интенсификации добычи
43.
нефти
и
реанимации
простаивающих
нефтяных
скважин
путем
электромагнитного резонансного воздействия на продуктивный пласт / О.Л.
Кузнецов, В.Г. Гузь - № 2379489 от 11.07.2008
44.
Ландау Л.Д. Электродинамика сплошных сред / Л.Д. Ландау,
Е.М.Лифшиц // М: Наука, 1982. С.102-134.
153
45.
Лукьянов Е.П.
Экспериментальное
диэлектрической проницаемости
жидкостей
и
исследование
водонефтяных
смесей.
Автореф. дисс. науч.ст. соиск. к.т.н. / Е.П. Лукьянов // Бугульма, 1966.С.107-123.
46.
Лунев В.И. Патент РФ: Электрогидроударное устройство для
активации нефтегазоносного пласта и способ питания его электричеством /
В.И. Лунев, М.С. Паровинчак, В.М. Зыков - № 2208142, С2 от 10.05.2000
47.
Максимов В.П.
Влияние
электромагнитного
поля
на
термогидродинамические процессы в пластах / В.П. Максимов , Ф.Л.
Саяхов, Э.М. Симкин
// Сб.науч.тр.: ВНИИнефтъ. 1974. - Вып.70 /
Интенсификация добычи нефти. - С.88-96.
48.
Митюшин А.И. Патент РФ: Способ интенсификации добычи
углеводородов и устройство для его осуществления / А.И. Митюшин, В.В.
Кадет, М.Д. Батырбаев - №2256072 от 17.03.2004
49.
Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для
вузов. - 2-е изд., испр./ И.Т. Мищенко // М.: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти
и газа им. И.М.Губкина, 2003, С.10-98.
50.
Мусин A.A.
Численный
расчет
теплового
поля
при
индукционном нагреве углеводородной жидкости / A.A. Мусин // Студенты
и наука: Материалы студенческих научных конференций. Уфа: РИЦ БашГУ,
2006. - С. 13-18
51.
Насыров H. М. Некоторые задачи тепло- и массопереноса с
фазовыми переходами при
воздействии
электромагнитного
поля на
нетрадиционные углеводороды: Дис. канд. физ.-мат. наук : 01.04.14 / H.М.
Насыров // Уфа, 1992.- С.12-18
52.
Никола Тесла. Патенты. Агни, 2009. ISBN 978-5-89850-12-6.
53.
Олав Еллингсен, Способ увеличения степени извлечения нефти
или других испаряемых жидкостей из нефтяных пластов в земле или на море
Патент SU № 1838594, А3
154
54.
Оськин И.А. О роли асфальтенов в процессе кристаллизации
парафина/ И.А. Оськин // Нефтяное хоз-во, 1967. - № 10. - С.46 - 47.
55.
Печеркин М.Ф. Дополнение к технологической схеме разработки
Выинтойского месторождения: Отчет о научно-исследовательской работе /
М.Ф. Печеркин, В.И. Шаламова // Тюмень, 2011.- С.112-118.
56.
Ревизский
Ю.В.
Исследования
и
обоснования
механизма
нефтеотдачи пластов с применением физических методов / Ю.В. Ревизский,
В.П. Дыбленко // М.: Недра, 2002.- С.102-105.
57.
Саяхов Ф.Л. Расчет прогрева призабойной зоны нефтяных
скважин высокочастотными электромагнитными полями / Ф.Л. Саяхов, С.И.
Чистяков, Г.А. Бабалян, Б.Н. Федоров // Изв. ВУЗов: Нефть и газ. - 1972.№2.- С.47-48.
58.
Саяхов
Ф.Л.
Расчет
основных
показателей
процесса
высокочастотного нагрева призабойной зоны нефтяных скважин / Ф.Л.
Саяхов, М.А. Фатыхов, В.П. Дыбленко // Изв. Вузов. Нефть и газ.- 1977.№6.- С. 23-25.
59.
Саяхов Ф.Л. О высокочастотном нагреве битумных пластов /
Ф.Л. Саяхов, Р.Т. Булгаков, В.П. Дыбленко и др.// Нефтепромысловое дело,
1980, №1.-С.5-8
60.
Саяхов Ф.Л. Расчет прогрева призабойной зоны нефтяных
скважин высокочастотными электромагнитными полями / Ф.Л. Саяхов, С.И.
Чистяков, Г.А. Бабалян, Б.Н. Федоров // изв. вузов: Нефть и газ.-1972.-№ 2.С.47-52
61.
Саяхов Ф.Л. Физико-технические основы электромагнитной
технологии извлечение нетрадиционных углеводородов / Ф.Л. Саяхов, Н.Я.
Багаутдинов, Ю.Б. Салихов // Вестник БГУ, 2000, № 1.-С. 19-26
62.
Саяхов Ф.Л. Воздействие и обработка ВЧ электромагнитным
полем продуктивных пластов с обсаженным забоем / Ф.Л. Саяхов, М.А.
Фатыхов, Н.Ш. Имашев // Проблемы геотехнологии. Доклады 3-ей
155
всесоюзной конференции по геотехнологическим методам добычи полезных
ископаемых.: М.-1983.-С.44-45
Саяхов Ф.Л. Высокочастотная электромагнитная гидродинамика
63.
/ Ф.Л. Саяхов, М.А. Фатыхов // Уфа, 1989.- С.75-80.
Саяхов
64.
Ф.Л.
Инструкция
по
применению
технологии
повышения продуктивности битумных скважин путем воздействия на пласт
электромагнитным полем с закачкой окислителя: РД 39-23-1288-25. / Ф.Л.
Саяхов, Р.Н. Дияшев, М.А. Фатыхов и др. // Уфа, 1985.- С.32-37.
65.
Саяхов Ф.Л.
Исследование
термо-
и
гидродинамических
процессов в многофазных средах в высокочастотном электромагнитном поле
применительно к нефтедобыче / Ф.Л. Саяхов // Дисс. на соиск. уч. ст. д.ф.м.н. М., 1984.-С.41-47.
66.
Саяхов Ф.Л. Особенности фильтрации и течения жидкости при
воздействии ВЧ электромагнитного поля / Ф.Л. Саяхов
// Физико-
химическая гидродикамика: Межвузовский сб.- Уфа, 1981,- С. 108-120
67.
Саяхов Ф.Л.
Фильтрация
диэлектрической
жидкости
при
воздействии высокочастотного электромагнитного поля / Ф.Л. Саяхов //
Физико-химическая гидродинамика: Межвузовский сб,.- Уфа, 1983.- С. 161170.
68.
Саяхов Ф.Л. Создание внутрипластового фронта горения в
битумных
воздействия
пластах
с
/
Ф.Л.
помощью
Саяхов,
высокочастотного
В.П.
электромагнитного
Дыбленко, Р.Н.
Дияшев //
Нефтепромысловое дело и транспорт нефти.- 1984.- № 9,- С.7-9.
69.
Саяхов Ф.Л.
Использование
энергии
высокочастотного
электромагнитного поля для переработки нефтяных шламов / Ф.Л. Саяхов,
Р.Р. Суфьянов // Сборник статей научной конференции по научно
техническим программам Минобразования России. Уфа, 1999. -С. 127-130.
70.
Саяхов Ф.Л.
Исследования
воздействия
высокочастотного
электромагнитного поля на трудноизвлекаемые углеводороды / Ф.Л. Саяхов,
156
М.А. Фатыхов, Н.М. Насыров
// Сб. научных трудов: Межвуз. НТП :
Нефтегазовые ресурсы. М.: ГАНГ, 1994. С.84-88.
71.
Саяхов Ф. Л. Высокочастотная электромагнитная гидродинамика
/ Ф.Л. Саяхов , М.А. Фатыхов // Уфа, 1989. С.75-80.
72.
Саяхов Ф.Л.
Расчет
основных
показателей
процесса
высокочастотного нагрева призабойной зоны нефтяных скважин / Ф.Л.
Саяхов, М.А. Фатыхов, В.П. Дыбленко, Э.М. Симкин // Изв. вузов. Нефть и
газ. 1977. № 6. С. 23-29.
73.
Саяхов Ф.Л.
Фундаментальные
и
прикладные
проблемы
электромагнитных процессов в дисперсных системах / Ф.Л. Саяхов, И.Л.
Хабибуллин, Л.А. Ковалева
// Физика в Башкортостане: сб. статей. Уфа:
Гилем, 1996. -С. 283-295.
74.
Саяхов Ф.Л.
Диэлектрические
свойства
и
агрегатная
устойчивость водонефтяных эмульсий / Ф.Л. Саяхов, В. С. Хакимов, Н. М.
Байков и др. // Нефтяное хозяйство, 1979. №1. -С.36-39.
75.
Саяхов Ф.Л. Расчет прогрева призабойной зоны нефтяных
скважин высокочастотными электромагнитными полями / Ф.Л. Саяхов, С.И.
Чистяков, Г.А. Бабалян , Б.Н. Федоров // Изв. вузов. Нефть и газ. 1972. № 2.
С. 47 52.
76.
Саяхов Ф.Л. Исследование устойчивости водонефтяной эмульсии
в ВЧ электромагнитном поле / Ф.Л. Саяхов , В.С. Хакимов // Электронная
обработка материалов, 1983. №6. -С.15-18.
77.
Слухоцкий А.Е. Индукторы для индукционного нагрева / А.Е.
Слухоцкий, С.Е. Рыскин //Л.: Энергия, 1974. С.34-42.
78.
Стрэттон Дж. А. Теория электромагнетизма / Стрэттон Дж. А. //
М., Л.: ОГИЗ, 1948. – С.18-26.
79.
Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения
нефтеотдачи пластов / М.Л. Сургучев // М: Недра, 1985, С.21-48.
157
80.
Сургучев М.Л. Гидродинамическое, акустическое, тепловое
циклическое воздействие на нефтяные пласты / М.Л. Сургучев, О.Л.
Кузнецов, Э.М. Симкин // М.: Недра, 1975,-С.23-28.
81.
Суфьянов Р.Р.
Исследование
воздействия
высокочастотного
электромагнитного поля на нефтяные шламы / Р.Р. Суфьянов // Дисс. на
соиск. уч. ст. к.ф.-м.н Уфа., 2005.- С.34-65.
82.
Сучков Б.М. Добыча нефти из карбонатных коллекторов / Б.М.
Сучков // Москва-Ижевск: НИЦ «регулярная и хаотическая динамика», 2005.
– С.123-134.
83.
Табаровский
JI.A.
Оценка
разрешающей
способности
электромагнитных методов / JI.A. Табаровский, М.И. Эпов // Геология и
геофизика. 2006. - Т. 47. - №5. -С. 568-578.
84.
Фатыхов
пристационарной
М.А.
Определение
фильтрации
радиуса
битумной
нефти
теплового
в
влияния
высокочастотном
электромагнитном поле / М.А. Фатыхов, Ф.Л. Саяхов //Физико-химическая
гидродинамика: Межвуз. сб.. – Уфа: Башгосуниверситет, 1989. – С.25-28
85.
Фатыхов М.А. Математическое моделирование процесса нагрева
карбонатосодержащего нефтяного пласта при совместном воздействии
соляной кислоты и высокочастотного электромагнитного поля
/ М.А.
Фатыхов, А.И. Худайбердина // Башкирский химический журнал, 2008. –
Т.15. -№ 3. – С. 29-32.
86.
Фатыхов М.А. Влияние дегазации на конвекцию жидкости в
низкочастотном электрическом поле / М.А. Фатыхов, Р.И. Идрисов
//
Инженерная физика. 2009. № 1. С. 6-9
87.
Фатыхов М.
высокочастотном
А.
нагреве
К
расчету
/
М.А.
температурного
Фатыхов,
Ф.Л.
поля
при
Саяхов
//
воздействия
на
Деп. ВИНИТИ 24.06.80, №2551-80. М.: 1980. – С.8-11.
88.
Фатыхов
М.А.
Комбинированные методы
нефтяные пласты на основе электромагнитных эффектов / М.А. Фатыхов,
А.И. Худабердина // БГПУ - 2010. – С.33-43.
158
89.
Федоров
Б.Е.
Кристаллизация
парафина
электрическом поле / Б.Е. Федоров, М.Г. Федорова
в
неоднородном
// Известия ВУЗов:
Нефть и газ, 1975. - № 9. - С.112–116.
90.
Федоров Б.Е. Влияние постоянного электрического поля на
процесс кристаллизации парафина / Б.Е. Федоров //Известия ВУЗов: Нефть и
газ, 1975. - № 2. - С. 75-77.
91.
Хабибуллин И.Л. Динамика температурного поля при нагреве
движущихся сред электромагнитным излучением / И.Л. Хабибуллин // Сб.
докл. науч. конфер. по научно-технич. программам Минобразования России.
Т.1. Уфа, 1999. С. 157- 164.
92.
Хабибуллин И.Л.
Нелинейные
эффекты
при
нагреве сред
электромагнитным излучением / И.Л. Хабибуллин // ИФЖ. 2000. Т. 73. № 4.
С. 832 840.
93.
Хабибуллин И.Л.
поляризующихся
сред
/
Электромагнитная
И.Л.
Хабибуллин
термогидромеханика
//
Уфа:
Изд-во
Башгосуниверситета, 2000.- С.112-118.
94.
Хабибуллин И.Л.
Особенности
фильтрации
высоковязкой
жидкости при нагреве электромагнитным излучением / И.Л. Хабибуллин,
А.Ю. Галимов // Изв. РАН. Механика жидкости и газа. 2000. № 5. С. 114-115.
95.
Хабибуллин И.Л. Особенности динамики нагрева движущихся
сред электромагнитным излучением / И.Л. Хабибуллин, Ф.Ф. Назмутдинов //
ИФЖ. 2000. Т.73.№ 5. С. 938 -945.
96.
Халимов Э.М. Классификация трудноизвлекаемых запасов / Э.М.
Халимов, Н.Н. Лисовский // «Вестник ЦКР Роснедра», 2009г., №6, С. 33 –
55.
97.
Ханин А.А. Породы-коллекторы нефти и газа и их изучение /
А.А. Ханин // М: Недра, 1969, С. 368-370.
98.
Юткин Л.А. Электрогидравлический эффект и его применение в
промышленности / Л.А. Юткин //Л: Машиностроение, 1986. – С.98-112.
159
99.
Юткин Л.А. ЭГЭ и его применение в горном деле / Л.А. Юткин //
Строительные материалы, изделия и конструкции. 1955, №9,-С.13-15.
100. Яманов Д.Н. Электродинамика распространения радиоволн.
Основы электродинамики. Часть 2./ Д.Н. Яманов // 2011, С.10-11.
101. Ярославов Б.Р. Сопоставление основных характеристик полей
различной физической природы / Б.Р. Ярославов, Н.Б. Годунина // ТюмИИ –
В сб. Вопросы разработки нефтяных месторождений. Под. Ред. Ю.П.
Желтова. Тюмень, из-во ТГУ, 1982, С.30-36.
102. Abernethy E.R. Production increase of heavy oils by electromagnetic
heating / E.R. Abernethy //J.Can. Petr. Tech. 1976. - №. 3. - Р. 91-92.
103. Fatykhov M.A. Degassing of a hydrocarbon fluid in a high-frequency
electromagnetic field / M.A. Fatykhov, R.I. Idrisov // Journal of Engineering
Physics and Thermophysics. 2007. T. 80. № 3. Р. 630-633.