Устройство для повышения нефтегазоотдачи пласта

Полезная модель относится к нефтегазовой промышленности и предназначена для обработки скважин с целью повышения их продуктивности. В односекционном корпусе устройства для повышения нефтегазоотдачи пласта последовательно расположены локатор муфт, средство сбора и передачи информации о состоянии призабойной зоны пласта, генератор, акустический излучатель и датчик приемник акустической эмиссии -акселерометр, подключенный к усилителю сигнала, и расположенный между генератором и акустическим излучателем. Средство сбора и передачи информации о состоянии призабойной зоны пласта представляет собой ряд датчиков, определяющих параметры скважины и/или пласта, выходы которых подключены к микроконтроллерному блоку управления через блок регистрации геофизических параметров, при этом устройство дополнительно содержит средство регистрации естественного фона гамма излучения горных пород. Обеспечивается повышение надежности получения информации о текущей насыщенности и нефтегазоотдачи продуктивности пласта, расширение функциональных возможностей и обеспечение надежности работы устройства, а также снижение металлоемкости. 2 ил.

Полезная модель относится к нефтегазовой промышленности и предназначена для обработки скважин с целью повышения их продуктивности.

Известно устройство для акустического воздействия на призабойную зоны продуктивных пластов (RU 2026970 C1, МПК E21B 43/25, опубл. 20.01.1995), содержащее наземный блок, соединенный посредством кабеля со скважинным прибором, выполненным трехсекционным с локатором муфт, при этом в нижней секции размещен акустический излучатель, в средней секции - генератор, в верхней секции - локатор муфт и датчик сбора и передачи информации о состоянии призабойной зоны пласта.

Недостатком данного устройства является то, что скважинный прибор, производя обработку пласта, не обеспечивает точную привязку к обрабатываемому интервалу продуктивного пласта, а также получение геофизической информации о характере текущей насыщенности продуктивного пласта и продуктивности скважины в процессе акустического воздействия. Недостатком скважинного прибора является также то, что приведенные элементы и их связи показывают получение информации только от одного датчика в виде аналогового сигнала и передачи их к наземному блоку управления и микропроцессору для обработки и визуализации данных измерения. Такая схема построения измерения имеет ряд недостатков: используется только один датчик, со своим преобразователем сигнала, при этом смена датчика или установка дополнительных датчиков потребует изменения конструкции скважинного прибора. Для принятия адекватного решения по оценке эффективности акустического воздействия, нужен одновременный анализ информации от комплекса измерительных датчиков, например, которые применяется при промыслово-геофизическом контроле за разработкой месторождений. В скважинном приборе используется локатор муфт для привязки к зоне перфорации скважины, однако это не обеспечивает необходимой точности привязки к геологическому строению продуктивного пласта, которая особенно нужна при большой зоне перфорации или, если она разбита на несколько фрагментов, которые в совокупности превышают длину прибора и зону охвата полем акустического излучения. Для обеспечения высокой эффективности проведения работ по акустическому воздействию с целью повышения нефтеотдачи требуются предварительные знания о характере текущей насыщенности интервала продуктивного пласта, который будет подвергнут обработке. В противном случае акустическое воздействие может быть осуществлено на водонасыщенный интервал продуктивного пласта и вместо нефти может быть получено увеличение притока воды.

Задачей, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, является устранение отмеченных недостатков.

При осуществлении технического решения поставленная задача решается за счет достижения технического результата, который заключается в повышении надежности получения информации о текущей насыщенности и продуктивности пласта, расширении функциональных возможностей и обеспечения надежности работы устройства, а также снижение металлоемкости.

Указанный технический результат достигается тем, что в устройстве для повышения нефтегазоотдачи пласта, выполненным с возможностью спуска в скважину, в корпусе которого последовательно расположены локатор муфт, средство сбора и передачи информации о состоянии призабойной зоны пласта, генератор и акустический излучатель, новым является то, что устройство выполнено односекционным и дополнительно содержит датчик приемник акустической эмиссии - акселерометр, подключенный к усилителю сигнала, и расположенный между генератором и акустическим излучателем, а средство сбора и передачи информации о состоянии призабойной зоны пласта представляет собой ряд датчиков, определяющих параметры скважины и пласта, выходы которых подключены к микроконтроллерному блоку управления через блок регистрации геофизических параметров, при этом устройство дополнительно содержит средство регистрации естественного фона гамма излучения горных пород.

Заявляемое конструктивное выполнение устройства обеспечивает достижение технического результата.

Применение акселерометра и его заявляемое конструктивное расположение обеспечивает наиболее точное соответствие местоположения контакта измерителя ускорения - акселерометра и точки излучения акустического поля от акустического излучателя. Снабжение устройства средством регистрации естественного фона гамма излучения горных пород обеспечивает необходимую точность привязки к геологическому строению продуктивного пласта, которая особенно нужна при большой зоне перфорации или, если она разбита на несколько фрагментов, которые в совокупности превышают длину прибора и зону охвата полем акустического излучения. Использование ряда датчиков позволяет обеспечить одновременный анализ ряда параметров, диагностирующих состояние скважины и пласта, и не потребует изменения конструкции устройства для принятия адекватного решения по оценке эффективности акустического воздействия. Для снижения металлоемкости скважинный прибор выполнен не трехсекционным, а односекционным.

Приведенные графические материалы поясняют суть полезной модели, где на фиг. представлена структурная схема устройства, на фиг.2 - схема расположения конструктивных элементов в устройстве: микроконтроллерный блок управления 1 (МБУ), генератор 2 (Г), акустический излучатель 3 (АИ), датчик акселерометр 4 (ДА), усилитель сигнала 5 (УС), блок регистрации геофизических параметров 6 (Р), датчик температуры 7 (Т), датчик давления 8 (Д), датчик термокондуктивной дебитометрии 9 (ТД), датчик влагометрии 10 (В), гамма-канал 11 (ГК) и локатор муфт 12 (ЛМ).

Корпус 13 устройства выполнен односекционным с возможностью спуска в скважину. В корпусе 13 последовательно расположены (фиг. 2): локатор муфт 12 (ЛМ), средство регистрации естественного фона гамма излучения горных пород - гамма-канал (ГК), микроконтроллерный блок управления 1 (МБУ), блок регистрации геофизических параметров 6 (Р), средство 14 сбора и передачи информации о состоянии призабойной зоны пласта, генератор 2 (Г), датчик приемник акустической эмиссии - акселерометр 4 (ДА), подключенный к усилителю сигнала 5, и акустический излучатель 3 (АИ).

Средство 14 сбора и передачи информации о состоянии призабойной зоны пласта представляет собой ряд датчиков, определяющих параметры скважины и пласта: датчик температуры 7 (Т), датчик давления 8 (Д), датчик термокондуктивной дебитометрии 9 (ТД), датчик влагометрии 10 (В). Выходы датчиков 7-10 подключены к микроконтроллерному блоку управления 1 (МБУ) через блок регистрации 6 (Р) геофизических параметров.

Чувствительные элементы датчиков могут быть установлены как на внешней стороне корпуса 13 устройства, так и расположены внутри корпуса в специальном фонаре корпуса 13 устройства, который на фиг. 2 условно обозначен пунктирным контуром, с обеспечением доступа через окна, выполненные в корпусе 13.

Микроконтроллерный блок управления 1 (МБУ) с цифровым интерфейсом передачи данных выполнен с возможностью соединения с наземным блоком управления, например, серийная геофизическая станция с программным обеспечением «Регистратор 3», для передачи информации о состоянии призабойной зоны пласта и скважины.

Датчик приемник акустической эмиссии - акселерометр 4 (ДА), например, типа АР2037 с усилителем сигнала 5 (УС) серийного производства, расположен между генератором 2 (Г) и акустическим излучателем 3 (АИ) на металлической вставке в корпусе устройства, называемый «мост».

Устройство для повышения нефтегазоотдачи пласта работает следующим образом.

Устройство спускают в скважину через лубрикатор в зону продуктивного пласта и устанавливают напротив перфорационных отверстий призабойной зоны при помощи информации которую получают от локатора муфт (ЛМ) и гамма канала (ГК).

От наземного блока управления по геофизическому кабелю передается сигнал в микроконтроллерный блок управления 1. Далее, по заданной программе микроконтроллерный блок управления 1 выдает команды всем узлам устройства и задает требуемый алгоритм работы.

Основной алгоритм работы скважинного прибора состоит в реализации цикла последовательной работы двух составных частей устройства: акустического воздействия и измерительной части.

Первая часть устройства (акустическое воздействие) - это генератор 2 с акустическим излучателем 3. Генератор 2 получает питание по одной жиле геофизического кабеля от наземного блока питания и соединен своим выходом с акустическим излучателем 3. Генератор 2 включается в работу после получения управляющей команды по приборному интерфейсу от микроконтроллерного блока управления 1. После включения генератора 2 начинает работу акустический излучатель 3. Исполнение генератора 2 и акустического излучателя 3 может быть выполнено в соответствии с известной технологией, например по патенту РФ 2196217 от 17.04.2001 «Скважинный акустический излучатель».

Вторая часть прибора (измерительная) - это совокупность датчиков, которая содержит: локатор муфт 12, устройство регистрации естественного фона гамма излучения горных пород 11, блок регистрации геофизических параметров 6 с датчиками температуры 7, давления 8, термокондуктивной дебитометрии 9 и влагометрии 10. Практическое исполнение датчиков может быть выполнено по стандартной схеме построения геофизической аппаратуры промыслового контроля за разработкой, например: аппаратура серии КСАТ производства завода «Геотрон», г.Тюмень.

Использование датчика акселерометра 4 позволяет оценить характер насыщенности пласта в цикле: воздействие - каротаж, в соответствии с известной технологией, например по патенту РФ 2187636 от 21.02.2001.

Таким образом, конструктивное выполнение устройства позволяет обеспечить решение задачи по обеспечению разрешающей способности по геологическому разрезу скважины и обеспечению точности и надежности воздействия на пласт, что позволит избежать воздействия на водонасыщенные пласты и добиться наибольших результатов воздействия на нефтегазонасыщенные пласты.

Устройство для повышения нефтегазоотдачи пласта, выполненное с возможностью спуска в скважину, в корпусе которого последовательно расположены локатор муфт, средство сбора и передачи информации о состоянии призабойной зоны пласта, генератор и акустический излучатель, отличающееся тем, что устройство выполнено односекционным и дополнительно содержит датчик приемник акустической эмиссии - акселерометр, подключенный к усилителю сигнала и расположенный между генератором и акустическим излучателем, а средство сбора и передачи информации о состоянии призабойной зоны пласта представляет собой ряд датчиков, определяющих параметры скважины и пласта, выходы которых подключены к микроконтроллерному блоку управления через блок регистрации геофизических параметров, при этом устройство дополнительно содержит средство регистрации естественного фона гамма-излучения горных пород.