Способ разработки обводненного нефтяного месторождения и устройство для его осуществления

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки обводненных месторождений на поздней стадии и устройствам для его осуществления. Обеспечивает повышение конечной нефтеотдачи за счет восстановления подвижности защемленной нефти и увеличение области охвата вибросейсмическим воздействием при оптимизации его границ. Сущность изобретения: по способу пласт вскрывают скважинами и производят добычу пластовой жидкости добывающими скважинами. На участке углеводородной залежи производят монтаж комплекса технических средств вибросейсмического воздействия, включающего установку волноводного устройства в возбуждающей скважине из существующего фонда или специально пробуренной и сопряжение его с наземным источником колебаний вибрационного типа с регулируемой величиной частоты колебаний и амплитуды толкающего усилия. Осуществляют вибросейсмическое воздействие с одновременной регистрацией амплитудного спектра акустического шума в интервале продуктивного пласта, имеющего наибольшие остаточные запасы нефти. По результатам обработки амплитудного спектра акустического шума определяют границы области эффективного озвучивания залежи. Разбивают месторождение на участки эффективного озвучивания и монтируют на них дополнительные комплексы технических средств вибросейсмического воздействия. Производят вибросейсмическое воздействие с одновременными закачками газа в интервалы пласта на участках. Во время проведения вибросейсмического воздействия осуществляют виброволновые обработки призабойных зон скважин, улучшающие их фильтрационные свойства. Проводят повторные сеансы вибросейсмического воздействия на участках месторождения. Устройство включает наземный источник колебаний вибрационного типа, состоящий из систем питания и управления и возбудителя вибраций, помещенного в силовую раму, отцентрированную относительно устья скважины посредством демпфирующих устройств. Его излучающий элемент связан через присоединенную массу с упругим волноводом, связанным с согласующим узлом нижним торцом, установленным на излучателе. Он состоит из корпуса, излучающего днища, ограничивающей шайбы, внедряемых излучающих элементов и стягивающего упругого кольца. При включении источника колебаний система питания и управления управляет потоками жидкости, поступающими в возбудитель вибраций, и приводит в колебательное движение его излучающий элемент, который передает колебания присоединенной массе, что обеспечивает распространение волн по волноводу, согласующему узлу до излучателя, где внедряемыми излучающими элементами и излучающим днищем они излучаются в нефтяной пласт. 2 с. и 15 з.п. ф-лы, 9 ил., 3 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам доразработки частично или полностью истощенных нефтяных месторождений, первоначально эксплуатировавшихся в условиях заводнения, путем воздействия на них физическими полями, и может быть использовано для увеличения конечной нефтеотдачи пластов.

Известны способы разработки обводненных углеводородных залежей и устройства для их осуществления [1]. Способ основан на синхронном вибросейсмическом воздействии от группы равноудаленных наземных источников колебаний, расположенных вокруг одной из крайних к контуру месторождения добывающих скважин линейным частотно-модулированным сигналом. После повышения притока флюида вибросейсмическое воздействие проводят около другой добывающей скважины, двигаясь от контура нефтеносности к центру месторождения.

Основными недостатками указанного способа и устройства являются отсутствие выбора эффективной частоты воздействия на пласт (воздействие частотно-модулированным сигналом является по сути воздействием с перебором частот, осуществляемых блоком управления источником колебаний), отсутствие временного интервала воздействия при работе в пункте возбуждения, что влияет на эффективность и производительность.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ разработки обводненного нефтяного месторождения, основанный на вибросейсмическом воздействии на обводненный участок с неподвижной нефтяной фазой наземного источника колебаний, установленного на кусте добывающих скважин в пределах участка на доминантной частоте, определенной на основе анализа амплитудного спектра микросейсмического фона до и после воздействия, установке дополнительных источников на расстоянии друг от друга, равном диаметру эффективной зоны действия источника, и проведении вибросейсмического воздействия на доминантной частоте и устройство для его осуществления - источник сейсмических сигналов, содержащий транспортное средство, возбудитель вибраций, состоящий из нагруженного реактивной массой и связанного с опорной плитой через силовую раму плунжера, устройство виброизоляции и алектрогидравлическую следящую систему [2].

Способ по прототипу реализуется в следующей последовательности действий. На месторождении, вскрытом добывающими скважинами, находят обводненный участок с неподвижной нефтяной фазой; в пределах участка на кусте добывающих скважин устанавливают вибросейсмический источник; в одну из добывающих скважин на глубину коллектора помещают сейсмический приемник и измеряют микросейсмический фон в течение 2-3 суток с одновременным определением процентного содержания нефти в скважинной жидкости; проводят вибросейсмическое воздействие с перебором частот; после прекращения вибросейсмического воздействия измеряют амплитудный спектр микросейсмического фона, а по выявленным дополнительным частотам в спектре находят доминантную частоту; производят воздействие на этой частоте; поочередно перемещают источник на полдлины волны до прекращения увеличения содержания нефти в скважинной жидкости и определяют эффективный радиус зоны действия источника; устанавливают дополнительные источники на расстоянии друг от друга, равном диаметру эффективной зоны действия источника; производят вибросейсмическое воздействие на доминантной частоте.

Недостатком данного способа разработки является то, что превышение сигнала над уровнем микросейсмического фона еще не восстанавливает во многих практических случаях подвижность нефти, что не приводит к достижению цели; определение эффективной зоны действия источника как области пласта, в которой сейсмический сигнал выделяется над уровнем фона, с одной стороны, и определение ее через часть длины волны, на которую нужно переместить источник до прекращения увеличения содержания нефти в скважинной жидкости, с другой, однозначно не определяют эту зону; устанавливается непрерывное вибросейсмическое воздействие на доминантной частоте, что ведет к дополнительным затратам; использование в способе наземного вибрационного источника резко снижает промысловую эффективность способа в силу того, что большая часть энергии (68%) уносится поверхностными волнами и не достигает нефтяного пласта.

Указанные недостатки снижают эффективность восстановления подвижности защемленной нефти и приводят к снижению производительности работ.

Цель изобретения - повышение конечной нефтеотдачи за счет восстановления подвижности защемленной нефти и увеличения области охвата вибросейсмическим воздействием при оптимизации его границ и увеличение производительности источника колебаний за счет осуществления периодичности вибросейсмического воздействия.

Указанная цель достигается тем, что в способе разработки обводненного нефтяного месторождения, включающем вскрытие пласта скважинами, добычу пластовой жидкости добывающими скважинами, вибросейсмическое воздействие на доминантной частоте на пласт от наземных источников колебаний на участках обводненной углеводородной залежи в зоне эффективного действия источников, определение до и после воздействия состава и количества добываемой жидкости, фоновых значений уровня акустического шума, на участке углеводородной залежи выбирают возбуждающую скважину из существующего фонда или специально пробуренную и монтируют в ней элементы волноводного устройства, проводят его сопряжение с наземным источником колебаний, осуществляют вибросейсмическое воздействие с одновременной регистрацией амплитудного спектра акустического шума в интервале продуктивного пласта, имеющего наибольшие остаточные запасы нефти, по выявленным в спектре максимальному произведению квадрата частоты на амплитуду перемещения точек среды на этой частоте определяют уровни равных ускорении точек среды продуктивного пласта, охватывающих в плане возбуждающую скважину, определяют границы области эффективного озвучивания линией с ускорением, имеющим порядок величины, являющейся большей из двух величин: ускорения свободного падения и градиента давления вытеснения, деленного на разность плотностей вытесняющего и вытесняемого агентов в пластовых условиях, разбивают месторождение на области эффективного озвучивания, монтируют на участках месторождения в границах областей эффективного озвучивания дополнительные устройства вибросейсмического воздействия на углеводородную залежь, проводят вибросейсмическое воздействие, продолжительность T_в каждого из которых определяют из условия (νω^-3)^0,5/(M/ρ)^1/3< T_в< (νω^-3)^0,5/d_з, где ν, ρ - кинематическая вязкость, м²/с и плотность горной породы в интервале продуктивого пласта в границе области эффективного озвучивания, кг/м³; M, d₃ - масса наибольшего, кг и диаметр наименьшего образцов фракционного состава горной породы в интервале продуктивного пласта в границе области эффективного озвучивания, м; ω - доминантная частота, с^-1 определяемая из соотношения ω = (C/M)^0,5, где C - жесткость горной породы нефтяного пласта в областях ее ослабления, H/м; одновременно с вибросейсмическим воздействием на участках месторождения в границах областей эффективного озвучивания осуществляют закачку газа в нефтяные пласты и проводят виброволновые обработки призабойных зон скважин, улучшающие их фильтрационные свойства, проводят повторные сеансы вибросейсмического воздействия на участках месторождения; причем время начала повторного сеанса вибросейсмического воздействия на каждом из участков определяют на момент падения значений акустического шума на каждом из участков до уровня 20-25% от фоновых значений, повторные сеансы вибросейсмического воздействия проводят до полного прекращения разработки данного участка, при этом в возбуждающей скважине изолируют приток жидкости по стволу, излучатель устройства вибросейсмического воздействия на углеводородную залежь устанавливают в возбуждающей скважине в интервале пласта, имеющего наибольшие остаточные запасы, так чтобы расстояние от центра тяжести излучателя до подошвы пласта относилось к расстоянию от центра тяжести излучателя до кровли пласта, как (C₀C₂+C₁C₂-C₀C₁)/(C₁C₂+C₁C₀-C₀C₂), где C₀, C₁, C₂ - коэффициенты жесткости пород, слагающих пласт, покрывающую и подстилающую среды, H/м; осуществляют закачку свободного газа порциями, суммарный объем которых не превышает 0,1% объема перового пространства нефтяного пласта участка обводненной углеводородной залежи; виброволновые обработки призабойных зон скважин, улучшающие их фильтрационные свойства, осуществляют генераторами, реализующими частоту воздействия на призабойную зону пласта, равную частоте вибросейсмического воздействия на пласт; верхний конец присоединенной массы устройства вибросейсмического воздействия размещают над устьем возбуждающей скважины, а ее величину выбирают из условия реализации максимальной мощности наземного источника колебаний при вибросейсмическом воздействии; регистрацию уровня акустического шума осуществляют в диапазоне 100 Гц - 20 кГц.

Кроме того, указанная цель достигается тем, что в устройстве, включающем наземный источник колебаний, размещенный над скважиной, связанный с источником колебаний упругий волновод и излучатель, размещенные в обсаженной скважине, оно снабжено присоединенной массой, согласующим узлом, направляющим элементом, замками, центраторами, поршнем с ловильной головкой, излучателем, состоящим из корпуса, излучающего днища, ограничивающей шайбы, внедряемых излучающих элементов и стягивающего упругого кольца, причем в качестве наземного источника колебаний используется вибрационный источник с регулируемой величиной частоты колебаний и толкающего усилия, состоящий из систем питания и управления и возбудителя вибраций, помещенного в силовую раму, отцентрированную относительно устья скважины посредством демпфирующих устройств, излучающий элемент возбудителя вибраций связан через присоединенную массу с волноводом из колонны труб, связанным с согласующим узлом, нижним торцом установленным на излучателе с возможностью взаимодействия с ним, при этом на нижнем конце согласующего узла установлен направляющий элемент, центраторы и замки установлены в местах резьбовых соединений элементов, составляющих присоединенную массу, волновод и согласующий узел, исключая относительные перемещения соединяемых поверхностей элементов и проворачивание их в резьбах при вибросейсмическом воздействии, присоединенная масса выполнена в виде набора труб и болванок, согласующий узел выполнен в виде труб и стержней с увеличивающейся площадью поперечного сечения, направляющий элемент выполнен в виде косынок, корпус излучателя выполнен в виде трубы с окнами на боковой поверхности, нижний торец трубы установлен на излучающем днище с возможностью взаимодействия с ним, в окна трубы вставлены внедряемые излучающие элементы, в трубе размещен поршень с выступающей над верхним ее торцом ловильной головкой с возможностью взаимодействия с внедряемыми излучающими элементами, на верхнем торце трубы установлена ограничивающая шайба, охватывающая поршень выше расположения кольцевого выступа на боковой поверхности поршня и ограничивающая ход поршня вверх, внедряемые излучающие элементы выполнены с возможностью взаимодействия со стенками скважины, излучающее днище установлено на цементный мост, на боковой поверхности внедряемых излучающих элементов выполнена кольцевая канавка, в которой установлено стягивающее упругое кольцо; причем в качестве возбудителя вибраций используется гидравлический исполнительный механизм, состоящий из инерционной массы и размещенного в ней поршня, образующего с внутренними стенками инерционной массы полость/полости, заполненные маслом; в качестве возбудителя вибраций используется электромеханический привод, состоящий из вращающихся дебалансов, приводимых в движение электродвигателем; в качестве возбудителя вибраций используется электрогидропневматический привод, использующий энергию сжатого газа для возбуждения колебаний; в качестве возбудителя вибраций используется газодинамический источник, использующий энергию горения/детонации газовой смеси для возбуждения колебаний; внедряемые излучающие элементы взаимодействуют со стенками скважины через цементную прокладку; отношение величины присоединенной массы к инерционной массе гидравлического исполнительного механизма наземного источника колебаний выбирают из диапазона 0,286-0,833; наземный источник колебаний размещен на транспортном средстве.

Существенные признаки способа: 1. вскрытие пласта скважинами; 2. добыча пластовой жидкости добывающими скважинами; 3. вибросейсмическое воздействие на доминантной частоте на пласт от наземных источников колебаний на участках обводненной углеводородной залежи в зоне эффективного действия источников; 4. определение до и после воздействия состава и количества добываемой жидкости и фоновых значений уровня акустического шума горной породы; 5. выбор на участке углеводородной залежи возбуждающей скважины из существующего фонда или специально пробуренную; 6. монтаж в возбуждающей скважине элементов устройства вибросейсмического воздействия на углеводородную залежь; 7. сопряжение волноводного устройства с наземным источником колебаний;
8. осуществление вибросейсмического воздействия с одновременной регистрацией в окрестности возбуждающей скважины в интервале продуктивных пластов изменения во времени уровня акустического шума;
9. определение по выявленным в спектре максимальному произведению квадрата частоты на амплитуду перемещения точек среды на этой частоте уровней равных ускорений точек среды продуктивного пласта, охватывающих в плане возбуждающую скважину;
10. определение границы области эффективного озвучивания линией с ускорением имеющим порядок величины, являющейся большей из двух величин: ускорения свободного падения и градиента давления вытеснения, деленного на разность плотностей вытесняющего и вытесняемого агентов в пластовых условиях;
11. разделение месторождения на области эффективного озвучивания;
12. монтаж на участках месторождения в границах областей эффективного озвучивания дополнительных устройств вибросейсмического воздействия на углеводородную залежь;
13. проведение вибросейсмического воздействия, продолжительность каждого из которых определяют из условия:
(νω^-3)^0,5/(M/ρ)^1/3< T_в< (νω^-3)^0,5/d_з,
где где ν, ρ - кинематическая вязкость, м²/с и плотность горной породы в интервале продуктивного пласта в границе области эффективного озвучивания, кг/м³; M, d₃ - масса наибольшего, кг и диаметр наименьшего образцов фракционного состава горной породы в интервале продуктивного пласта в границе области эффективного озвучивания, м; ω - доминантная частота, с^-1 определяемая из соотношения ω = (C/M)^0,5, где C - жесткость горной породы нефтяного пласта в областях ее ослабления, H/м;
14. осуществление одновременно с вибросейсмическим воздействием на участках обводненной нефтяной залежи закачки газа в нефтяные пласты;
15. проведение виброволновых обработок призабойных зон скважин, улучшающих их фильтрационные свойства;
16. проведение повторных сеансов вибросейсмического воздействия на участках месторождения;
17. определение времени начала повторного сеанса вибросейсмического воздействия на каждом из участков на момент падения значений акустического шума на каждом из участков до уровня 20-25% от фоновых значений;
18. проведение повторных сеансов вибросейсмического воздействия до полного прекращения разработки данного участка;
19. изоляция в возбуждающей скважине притока жидкости по стволу;
20. установка излучателя устройства вибросейсмического воздействия на углеводородную залежь в возбуждающей скважине в интервале пласта, имеющего наибольшие остаточные запасы, так чтобы расстояние от центра тяжести излучателя до подошвы пласта относилось к расстоянию от центра тяжести излучателя до кровли пласта, как (C₀C₂+C₁C₂-C₀C₁)/(C₁C₂+C₁C₀-C₀C₂),
где C₀, C₁, C₂ - коэффициенты жесткости пород, слагающих пласт, покрывающую и подстилающую среды, H/м;
21. осуществление регистрации уровня акустического шума в диапазоне 100 Гц - 20 кГц.

22. осуществление закачки свободного газа порциями, суммарный объем которых не превышает 0,1% объема порового пространства нефтяного пласта участка обводненной углеводородной залежи;
23. осуществление виброволновых обработок призабойных зон скважин, улучшающих их фильтрационные свойства, генераторами, реализующими частоту воздействия на призабойную зону пласта, равную частоте вибросейсмического воздействия на пласт;
24. размещение верхнего конца присоединенной массы устройства вибросейсмического воздействия над устьем возбуждающей скважины;
25. выбор величины присоединенной массы из условия реализации максимальной мощности наземного источника колебаний при вибросейсмическом воздействии;
Признаки 1-4 - общие с прототипом;
5-16 - существенные признаки заявляемого способа;
17-25 - частные признаки заявляемого способа.

Существенные признаки устройства:
1. наземный источник колебаний;
2. волновод из колонны труб;
3. присоединенная масса;
4. согласующий узел;
5. направляющий элемент;
6. замки;
7. центраторы;
8. поршень с ловильной головкой;
9. излучатель, состоящий из корпуса, излучающего днища, ограничивающей шайбы, внедряемых в стенки обсадной колонны, излучаемых элементов, стягивающего кольца;
10. согласующий узел нижним торцом установлен на излучателе с возможностью взаимодействия с ним, а верхним связан через волновод из колонны труб с присоединенной массой, связанной с источником колебаний;
11. направляющий элемент установлен на нижнем конце согласующего узла;
12. центраторы и замки установлены в местах резьбовых соединений элементов, составляющих присоединенную массу, волновод и согласующий узел и исключающих относительные перемещения элементов и проворачивание их в резьбах при вибросейсмическом воздействии;
13. присоединенная масса выполнена в виде набора труб и стержней;
14. согласующий узел выполнен в виде труб и стержней;
15. направляющий элемент выполнен в виде косынок;
16. корпус излучателя выполнен в виде трубы с отверстиями на боковой поверхности;
17. нижний торец трубы корпуса излучателя установлен на излучающем днище с возможностью взаимодействия с ним;
18. внедряемые излучаемые элементы вставлены в отверстия на боковой поверхности трубы корпуса излучателя;
19. в трубе корпуса излучателя размещен поршень с выступающей над ее верхним торцом ловильной головкой с возможностью взаимодействия с внедряемыми излучающими элементами;
20. на верхнем торце трубы корпуса излучателя установлена ограничивающая ход поршня вверх шайба, охватывающая поршень выше расположения кольцевого выступа на боковой поверхности поршня;
21. внедряемые излучаемые элементы выполнены с возможностью взаимодействия со стенками скважины;
22. излучающее днище установлено на цементный мост;
23. на боковой поверхности внедряемых элементов выполнена кольцевая канавка, в которой установлено стягивающее упругое кольцо;
24. в качестве исполнительного механизма используется гидравлический исполнительный механизм, состоящий из гидроцилиндра, являющегося инерционной массой, и размещенного в нем поршня, образующего с внутренними стенками гидроцилиндра полость/полости, заполненные маслом;
25. в качестве исполнительного механизма используется электромеханический привод, состоящий из вращающихся дебалансов, приводимых в движение электродвигателем;
26. в качестве возбудителя вибраций используется электрогидропневматический привод, использующий энергию сжатого газа для возбуждения колебаний;
27. в качестве возбудителя вибраций используется газодинамический источник, использующий энергию горения/детонации газовой смеси для возбуждения колебаний;
28. внедряемые излучающие элементы взаимодействуют со стенками скважины через цементную прокладку;
29. отношение величины присоединенной массы к реактивной массе гидравлического исполнительного механизма наземного источника колебаний выбирают из диапазона 0,286-0,833;
30. наземный источник колебаний размещен на транспортном средстве.

Признаки 1-2 - общие с прототипом;
3-23 - существенные признаки заявляемого устройства;
24-30 - частные признаки заявляемого устройства.

Сущность изобретения поясняется чертежами, где на фиг. 1-2 изображено устройство для осуществления способа; фиг. 3 - модель пористой среды, установленная на вибростенде; фиг. 4 - зависимость критической длины целика от частоты колебаний; фиг. 5 - распределение остаточной нефти в модели пористой среды до и после вибровоздействия; фиг. 6 - амплитуда колебаний блока нулевого уровня; фиг. 7 - амплитуда колебаний блоков от нулевого до восьмого уровня включительно; фиг. 8 - уровни акустического шума горной породы до и после вибросейсмического воздействия; фиг. 9 - технологические показатели разработки опытного участка в результате проведения на нем вибросейсмического воздействия.

Способ разработки обводненной углеводородной залежи заключается в следующей последовательности операций.

На участке обводненной углеводородной залежи выбирают возбуждающую скважину 29, в которой ограничивают приток жидкости по стволу 13. Излучатель 21 устройства вибросейсмического воздействия устанавливают в возбуждающую скважину 29 в интервале продуктивного пласта 30, имеющего наибольшие остаточные запасы нефти. В случае если подстилающая и покрывающая среды имеют разные жесткости, излучатель 21 располагают в пласте вблизи границы более мягкой среды, так чтобы расстояние от центра тяжести излучателя до подошвы пласта относилось к расстоянию от центра тяжести излучателя до кровли пласта, как (C₀C₂+C₁C₂-C₀C₁)/(C₁C₂+C₁C₀-C₀C₂), где C₀, C₁, C₂ - коэффициенты жесткости пород, слагающих пласт, покрывающую и подстилающую среды, H/м.

После установки излучателя 21 в скважине 29 монтируют последовательно остальные элементы устройства вибросейсического воздействия: согласующий узел 16 с направляющим элементом 17, волновод из труб и стержней 10, 11, присоединенную массу 8 с помощью центраторов и замков 9, 12, 15, центрируя компоновку в колонне 13 и исключая проворачивание ее элементов в резьбовых соединениях. На устье производят соединение с наземным источником колебаний, состоящим из возбудителя вибраций (гидравлического исполнительного механизма) 1 в составе инерционной массы 4, поршня 3, образующими полости для жидкости 2, поступающей от системы питания и управления 5.

Одновременно с монтажом устройства вибровоздействия в соседних скважинах в интервале продуктивных пластов определяют фоновый уровень акустического шума, т. е. суммарную амплитуду колебаний точек геофизической среды в диапазоне частот 100 - 20000 Гц.

Производят сеанс вибросейсмического воздействия с одновременной регистрацией амплитудного спектра акустического шума в интервале пласта, имеющего наибольшие остаточные запасы нефти, в скважинах, в которых проводилась регистрация фоновых значений акустического шума, на тех же пикетах. По выявленным в спектре максимальному произведению квадрата частоты и амплитуды на этой частоте строят линии равных ускорений точек среды нефтяного пласта, охватывающих в плане возбуждающую скважину, имеющих большее значение из ускорения свободного падения или градиента давления на этом участке, деленного на разность плотностей вытесняющей и вытесняемой фаз. Определяют площадь внутренней области и радиус области эффективного озвучивания. Разбивают площадь обводненной углеводородной залежи на участки эффективного озвучивания. Устанавливают дополнительные источники на участках. Проводят вибросейсмическое воздействие, продолжительность которого на каждом из участков выбирают из условия
(νω^-3)^0,5/(M/ρ)^1/3< T_в< (νω^-3)^0,5/d_з,
где где ν, ρ - кинематическая вязкость, м²/с и плотность горной породы в интервале продуктивного пласта в границе области эффективного озвучивания, кг/м³; M, d₃ - масса наибольшего, кг и диаметр наименьшего образцов фракционного состава горной породы в интервале продуктивного пласта в границе области эффективного озвучивания, м; ω - доминантная частота, c^-1, определяемая из соотношения ω = (C/M)^0,5, где C - жесткость горной породы нефтяного пласта в областях ее ослабления, H/м.

Одновременно с вибровоздействием на участках проводят закачку свободного газа в пределах до 0,01% объема перового пространства нефтяного пласта на участке.

Проводят виброволновые обработки призабойных зон пласта, улучшающие их фильтрационные характеристики.

Повторное вибровоздействие на каждом из участков осуществляют, когда уровень акустического шума снизится и составит 20-25% от фонового на каждом из участков. Вибровоздействие на участках прекращают при полном прекращении разработки данных участков.

Приведем результаты лабораторных и промысловых исследований, подтверждающие возможность осуществления способа.

Для определения границ областей эффективного вибровоздействия были проведены серии экспериментов по определению условий, при которых в пористой среде целики различных жидкостей приобретают подвижность и влияние на подвижность вибровоздействия. Подвижность целиков отмечалась визуально. Эксперименты подтвердили существование критерия подвижности [4], имеющего вид

где σ - коэффициент межфазного натяжения, H/м;
Θ краевой угол смачивания, град;
Δρ - разность плотностей фаз, кг/м³;
g - ускорение свободного падения, м/с²;
r - радиус каналов пористой среды, м;
α - угол наклона фрагмента нефти к горизонту, град;
A, ω - амплитуда, м и частота колебаний, с^-1 в окрестности фрагмента нефти;
dP/dx - градиент давления вытеснения, H/м³;
l - длина фрагмента нефти, м.

Для случая, когда отсутствует напорная фильтрация (dP/dx=0), проверку провели на двумерной плоской модели, которую устанавливали вертикально с помощью фиксирующих пластин на стенде ST-80 (фиг.3). Таким образом, суммарный вектор ускорения равнялся сумме постоянного гравитационного ускорения и виброускорения, сообщаемого модели при работе стенда. Диапазон частот вибростенда выбирали таким, чтобы обеспечить, с одной стороны, стабильную работу стенда, зависящую от его конструктивных особенностей, определяемую стабильностью частоты вибраций при неизменной их амплитуде, а, с другой стороны, исключить взаимное перемещение шариков при вибрации модели. Экспериментально было отмечено, что начиная с частоты 40 Гц наблюдаются высокочастотные колебания шариков относительно места расположения, а затем с ростом частоты - взаимное перемещение шариков между пластинами. Происходит это вследствие того, что сила, действующая на стеклянный шарик в результате вибрации
F_вибр= mω²A,
где m - масса шарика, кг;
ω - частота колебаний, с^-1;
A - амплитуда колебаний, м;
становится больше силы трения покоя, возникающей в результате прижима пластин из оргстекла, стянутых двумя фиксирующими железными полосками. Отметим, что амплитуда перемещении вибростола в диапазоне 15-40 Гц постоянна и равна 0,45·10^-3 м.

В модель с помощью шприца через приемный штуцер впускали определенное количество жидкости, которая образовывала целик. Таким способом были получены в пористой среде, заполненной воздухом, целики воды шириной (4-5)·10^-3 и длиной до 33·10^-3 м, находящиеся в покое.

Висящий целик выдерживали в покое, с тем чтобы стабилизировать его границу, которая могла изменять свою форму вследствие таких эффектов, как, например, капиллярная пропитка и терморасширение (сужение) целика за счет разности температур модели и жидкости.

После включения вибростенда модель подвергали вибрации, начиная с минимальной частоты, затем медленно ее увеличивая. Отмечали момент начала движения границы целика и снимали показания при амплитуде перемещения вибростола X₀=0,45·10^-3 м частоты вибрации. Данные приведены в табл. 1.

Для сравнения на фиг. 4 приведена кривая зависимости критической длины целика воды в воздухе от частоты прикладываемых к модели продольных колебаний. Кривую построили следующим образом. Из эксперимента по определению критерия подвижности с целиками воды в пористой среде, заполненной воздухом, известно, что в модели минимальная длина целика, при которой они начинает движение, равна 33·10^-3м. Тогда в силу универсальности критерия подвижности, при прочих равных условиях (равенстве других параметров, входящих в критерий) должно выполняться соотношение
l_крg_в = const (2)
где g_в - сумма гравитационного и вибрационного ускорений, м/с². Значение const известно:

Тогда зависимость критической длины целика от частоты колебаний имеет вид

Зависимость (3) приведена на фиг. 4.

В выражение для определения вибрационного ускорения входят две независимые величины: частота и амплитуда колебаний. Рассмотрим, влияют ли эти величины в комплексе или каждая в отдельности. Для этого провели следующий эксперимент. С помощью регулировочного винта изменили амплитуду колебаний вибростола в рабочем диапазоне частот и сделали ее равной 3·10^-4 м. В модели образовали целик длиной 17·10^-3 м. Тогда, если справедливо (3), то для целиков одной и той же длины ω²·A = const.
Из предыдущих экспериментов известно, что частота, при которой целик такой длины начинает движение, равна 22 Гц (при амплитуде колебаний вибростола 0,45·10^-3 м). Если на начало движения влияет частота, то ее значение не должно измениться. Измеренная частота, при которой наблюдалось начало движения целика в этом эксперименте при ₀=0,3·10^-3 м, оказалась равной 27 Гц, что находится в полном согласии с представлением о том, что критерий подвижности зависит от виброускорения (расчетное значение частоты равно в этом случае 26,94 Гц).

Для проверки влияния вибрации на подвижность целиков керосина в воде в модели создали целик, который после выдерживания в покое в вертикальном положении на стенде имел длину 27·10^-3 м. При подаче на модель вертикальных колебаний движение нижней границы было отмечено на частоте 19 Гц, амплитуда колебаний вибростола составила 4.5·10^-4 м. Нетрудно оценить расчетную частоту, при которой должен начать движение целик керосина:

Близкие значения частоты, полученные в экспериментах как с целиками воды в воздухе, так и с целиками керосина в воде, свидетельствуют о том, что вибрация влияет только через создание дополнительного виброускорения, а с ним и силы, действующей на целик определенной массы.

Для случая, когда реализуется напорное вытеснение, граница подвижности определяется уровнем виброускорений, сравнимых с градиентом давления, деленного на разность плотностей вытесняющей и вытесняемой фаз.

Критерий подвижности в этом случае имеет вид

т. е. для того, чтобы был отмечен эффект от вибровоздействия, величина создаваемого виброскорения должна иметь порядок
a ~ Δρ^-1dP/dx (5)
Проверка проводилась на экспериментальной установке, предназначенной для визуального изучения микрокинетики процессов фильтрации в пористых средах. Перед проведением эксперимента по вибровоздействию отвакуумированная модель насыщалась водой и закреплялась в термостате. После присоединения к модели подводящих линий в модели создавалась остаточная нефтенасыщенность путем насыщения ее нефтью и последующей прокачки через нее с расходом 0,1·10^-6 м³/час воды. При прокачке ≈6 поровых объемов выноса нефти в мерную емкость не наблюдалось.

Далее исследовали влияние упругих колебаний на подвижность фрагментов остаточной нефти путем фиксации картины распределения на кинопленку и визуально. Режим работы генератора (частоту) задавали таким образом, что амплитуда виброускорения монотонно возрастала. На каждой фиксированной частоте проводили съемку картины распределения остаточной нефти на кинопленку. С ростом частоты от 1 до 8,5 кГц картина изменения насыщенности не изменялась и приведена на фиг.5а. На частоте 8,6 кГц произошло страгивание фрагментов остаточной нефти и картина насыщенности изменилась (см. фиг.5б). Значение виброускорения на момент страгивания составляло 144 м/с².

Проведем оценку величины виброускорения а в предположении (5).

Гидродинамический градиент давления при расходе, равном 0,1·10^-6 м³/час через модель с остаточной нефтью составлял
ΔP/L = 2,78·10⁴ Н/м³
(в экспериментах использовалась модель длиной 0,09 м). Тогда величина виброускорения (при разности плотностей воды и нефти Δρ, равной 200 кг/м³) будет равна 139 м/с², что вполне согласуется с полученным в эксперименте значением.

Следовательно, подвижность остаточной нефти при напорной фильтрации тоже зависит от величины виброускорения.

Важный вывод, который следует из экспериментального и теоретического исследований подвижности целиков в поле упругих колебаний, заключается в том, что для существенного изменения критерия подвижности (в пределах десятков процентов), виброускорение в окрестности целика должно иметь порядок ускорения свободного падения либо градиента внешнего давления, деленного на разность плотностей вытесняющей и вытесняемой фаз.

Таким образом, подвижность целиков нефти определяется уровнем виброускорения в данной точке нефтяного пласта.

Выбирая величину виброускорения, большую из двух величин, мы удовлетворяем условию реализации подвижности как при гравитационном, так и при напорном режимах.

Продолжительность вибровоздействия определяется способностью горной породы к энергонасыщению. На основании представлений о горной породе как о блочно-иерархической структуре [3] математическая модель может быть представлена системой вложенных друг в друга блоков (три блока последующего уровня представляют один блок предыдущего). Такое разбиение приблизительно соответствует экспериментально определенному [4] полимодальному разбиению неоднородностей в нефтяном коллекторе. Блоки одного уровня являются абсолютно жесткими, и их смещению препятствует вязкое трение и упругие связи на переменных контактных поверхностях.

Схематично эту ситуацию можно представить следующим образом. Каждый блок i-ro уровня состоит из трех блоков (i+1)-ro уровня. На блоки действует внешняя сила, моделирующая бегущую по горной породе сейсмическую волну от источника колебаний.

Запишем уравнения, исключив геометрические размеры областей контакта блоков. Для этого рассмотрим блок 0-го уровня с массой M.

где ρ - плотность материала породы блока, к/м³; M - масса элемента, кг; μ - эффективная вязкость на поверхности контакта, Па·с; C - эффективная упругая жесткость, H/м³; f - смещение, вызываемое источником внешнего воздействия, м.

Для амплитуды внешнего воздействия A=10^-6 м и массы блока нулевого уровня 3 кг на фиг.6,7 приведены результаты расчета амплитуды колебаний блока нулевого уровня и последующих (вплоть до 8-го) для значений C=10⁹ H/м, = 6000 кг/м³ и μ = 10⁴Па·с.

Из анализа графиков видно, что и в этом случае блок нулевого уровня совершает высокочастотные колебания с уменьшающейся амплитудой вокруг положения, задаваемого внешней вынуждающей силой, изменяющейся с низкой частотой по гармоническому закону. При постоянном внешнем воздействии происходит перераспределение энергии колебаний с нулевого на последующие уровни системы. Характерное время вовлечения блоков более высокого уровня в колебательное движение равно
T_в= (νω^-3)^0,5/(M/ρ)^1/3
и все переменные определены выше.

Следовательно, сеанс вибровоздействия занимает интервал времени от вовлечения в колебательное движение блока нулевого уровня до того момента, когда придет в движение блок минимального размера.

Продолжительность T_в вибровоздействия определяем из условия
(νω^-3)^0,5/(M/ρ)^1/3< T_в< (νω^-3)^0,5/d_з,
где ν, ρ - кинематическая вязкость, м²/с и плотность гоpной породы в интервале продуктивного пласта в границе области эффективного озвучивания, кг/м³; m, d₃ - масса наибольшего, кг и диаметр наименьшего образцов фракционного состава горной породы в интервале продуктивного пласта в границе области эффективного озвучивания, м; ω - доминантная частота, с^-1.

Время начала повторного вибровоздействия определяется реакцией горной породы. Расчеты показывают, что при падении уровня акустического шума до 20-25% от фонового энергетические затраты его повышение резко возрастают.

Специальными экспериментами определено, что закачка свободного газа в объемах до 15% не оказывает влияния на разработку, как вытесняющий агент, в то же время в поле колебаний увеличивает относительную фазовую проницаемость для нефти и снижает ее для воды. При закачке газа до 0,1%, не наблюдалось его прорывов при вибрациях.

Виброволновая обработка призабойной зоны пласта, улучшающая его фильтрационные свойства, на частоте, равной частоте площадного вибросейсмического воздействия, повышает эффективность способа, улучшая фильтрацию остаточной нефти к забоям добывающих скважин.

Решение задачи о выборе места установки излучателя в интервале нефтяного пласта в строгой постановке сводится к решению краевой задачи динамической теории упругости. Известно, что мощность, излучаемая в среду, N=F·v, где F - сила, действующая на среду, H; v - скорость их перемещения, м/с. Если среда абсолютно жесткая, то скорость перемещения точек среды будет стремиться к нулю, а, следовательно, и мощность, уходящая в среду от излучателя, будет стремиться к нулю. Оценим, каково должно быть расстояние от границы более жесткой среды, чтобы излучаемая мощность была максимальной. Пусть это расстояние равно x₀₁. Обозначим через C₁, C₂ и C₀ жесткости покрывающей, подстилающей сред и нефтяного пласта, H/м. При этом точкой x₁ пласт разбивается на пропластки с жесткостями C₀₁ и C₀₂. Для того чтобы излучение было оптимальным, необходимо, чтобы суммарные жесткости сред выше и ниже границы, проходящей через x₀₁, были равны. Из этого условия получаем систему двух уравнений для определения оптимного расположения центра тяжести излучателя. В окончательном виде C₀₁= 2C₁C₂C₀/(C₁C₂ -C₀C₂+C₀C₁), a C₀₂=2C₁C₂C₀/(C₁C₂ +C₀C₂-C₀C₁). Поскольку x₀₁≈1/C₀₁, то расстояние от центра тяжести излучателя до подошвы пласта относится к расстоянию от центра тяжести излучателя до кровли пласта, как (C₀C₂+С₁C₂-C₀C₁)/(C₁C₂+C₁C₀-C₀C₂), где C₀, C₁, C₂ - коэффициенты жесткости пород, слагающих пласт, покрывающую и подстилающую среды, H/м.

Расчеты показывают, что заполнение скважины водой приводит к резкому падению КПД волноводного устройства. В табл. 2 приведены данные об относительном изменении амплитуды колебаний, распространяющихся по волноводу, в случае заполнения его водой (U₀ - амплитуда колебаний в сухой скважине)
Из анализа вышеприведенных данных следует, что рассеивание энергии колебаний, распространяющихся по волноводному устройству длиной 2 км, в скважине, заполненной водой, составляет более 71%, что приводит к необходимости предварительного (перед спуском волновода) проведения изоляционных работ.

Устройство для осуществления способа, т.е. устройство вибросейсмического воздействия состоит из наземного источника колебаний, который содержит возбудитель вибраций (гидравлический исполнительный механизм) 1, состоящий из поршня 3 и инерционной массы 4, образующими полости 2 для жидкости, поступающей от системы питания и управления 5. Возбудитель вибраций 1 помещен в силовую раму 7, отцентрированную с помощью демпфирующих устройств 6 относительно устья скважины 29. Поршень 3 возбудителя вибраций 1 связан с присоединенной массой 8, связанной посредством замка 9 с верхним концом волновода 10, элементы 11 которого в резьбовых соединениях 12 связаны замками 9 и отцентрированы относительно стенок возбуждающей скважины 13 центраторами 14. Нижний конец волновода 10 связан замком 15 с верхним концом согласующего узла 16. На нижнем конце согласующего узла 16 установлен направляющий элемент 17. В нижней торцовой части согласующего узла 16 выполнено углубление 18 под ловильную головку 19 поршня 20, размещенного в излучателе 21, состоящего из корпуса в виде цилиндра с окнами 22, в которые вставлены внедряемые излучающие элементы 23, ограничивающей шайбы 24 и излучающего днища 25. На боковой поверхности поршня 20 выполнен кольцевой выступ 26, на боковой поверхности внедряемых излучающих элементов 23 выполнен кольцевой паз 27, в котором установлено стягивающее кольцо 28.

Устройство вибросейсмического воздействия работает следующим образом. На выбранном участке из скважины удаляются насосно-компрессорные трубы и проводят подготовительные операции по спуску излучателя 21, излучающее днище 25 которого устанавливают на цементный мост так, чтобы центр тяжести излучателя 21 находился ближе к среде, имеющей меньшую жесткость. В этом положении кольцевой выступ 26 поршня 20 касается ограничивающей шайбы 24. Затем опускают и устанавливают на излучателе 21 согласующий узел 16, волновод 10, присоединенную массу 8, которые компонуют на устье, снабжая в местах соединений замками 9, 15 и центраторами 14. При этом под действием веса компоновки поршень 20 раздвигает внедряемые излучающие элементы 23, которые взаимодействуют со стенками скважины 13, и упирается в излучающее днище 25. При этом торцевая поверхность переходного устройства 16 взаимодействует с ограничивающей шайбой 24. После этого над скважиной устанавливают наземный источник колебаний, излучающий элемент (поршень 3) которого связывают с присоединенной массой 8 волноводного устройства. После проведения описанных монтажных работ включают источник колебаний, система питания и управления 5 которого управляет потоками жидкости, поступающими в полости 2 возбудителя вибраций 1. Возбудитель вибраций 1 вырабатывает колебания заданной амплитуды и частоты поршня 3, которые передаются присоединенной массе 8 и распространяются дальше по волноводу 10, согласующему узлу 16, достигая излучателя 21, где внедряемыми излучающими элементами 23 преобразуются в волны сдвига (поперечные волны), а излучающим днищем 25 в продольные волны сжатия-растяжения.

Жесткая связь излучателя с породой обеспечивает возбуждение в среде колебаний, которые распространяются по скелету породы с малым затуханием на низких частотах.

В устройстве вибросейсмического воздействия присоединенная масса 8 является нагрузкой для источника колебаний. От ее величины зависит мощность, развиваемая источником, а, следовательно, и величина радиуса области эффективного озвучивания. Исследования влияния величины присоединенной массы на амплитуду силового воздействия показывают, что пределы ее изменения относительно величины реактивной массы находятся в интервале 0,28-0,83. Данные математического моделирования приведены в табл. 3.

По сравнению с прототипом предложенный способ и устройство для его осуществления имеют высокую эффективность и производительность.

Пример конкретного выполнения. Способ разработки обводненной углеводородной залежи, приведенный в заявке, прошел испытания на одном из месторождений Поволжья. В пределах месторождения был выбран обводненный опытный участок, находящийся в северной его части, на котором проводится разработка 2 пластов, находящихся на глубинах 992-1022 м, 1045-1084 м. Обводненность продукции добывающих скважин на участке составила 72,4%. На этом участке выбрали возбуждающую скважину, в которой провели монтаж волноводного устройства. Перед установкой излучателя в интервале 993-1001 м провели закачку цемента в пласт с целью ограничения водопритока. В соседней скважине, отстоящей от возбуждающей на расстоянии 1 км, провели регистрацию уровня акустического шума в интервале нефтяных пластов с помощью акустического шумомера. Изменения уровня акустического шума приведены на фиг.8. Анализ данных показал, что радиус области эффективного озвучивания составляет 890 м. Поэтому вторую возбуждающую скважину выбирали так, чтобы ее расстояние от первой было не более 1,5-1,7 км (890+890=1780). Расчеты показали, что для данных геолого-физических условий залегания пластов продолжительность воздействия составляет 12 суток, а перерыв между воздействиями 5 месяцев.

Одновременно с проведением вибросейсмического воздействия в скважину на 1 участке, отстоящую от возбуждающей скважины на расстоянии 300 м, производили закачку воздуха компрессором СД 9/101 в объеме 90000 м³, что составило 0,01% от свободного объема пласта на участке. Технологические показатели разработки приведены на фиг. 9 и подтверждены Актами испытаний.

В способе разработки обводненной углеводородной залежи устройство для осуществления способа было выполнено следующим образом. В качестве источника колебаний использовался источник электро-механического типа.

Волноводное устройство состояло из присоединенной массы, выполненной из УБТ 4'', собственно волновода из ВАМ 3'', переходного устройства из труб диаметром 108 мм и 133 мм и болванок диаметром 140 мм. Волновод, присоединенная масса и переходное устройство были изолированы от обсадной колонны центраторами в виде втулок из ударопрочной нефтестойкой резины. Втулки размещались в местах соединения элементов и фиксировались при помощи замков в виде приваренных накладок.

В среднем в результате проведения вибросейсмического воздействия произошло увеличение дебита нефти на 32%. Дополнительная добыча составила 5961 т за 1-ый месяц работ, 5450 т - за 2-ой, за 3-ий 6340 т, за 4-ый - 7160 т, за 5-ый - 6100 т.

Литература
1. Способ разработки обводненного нефтяного месторождения. Пат. 2057906 (Россия), кл. E 21 В 43/00, бюл. 10, 1996.

2. Способ разработки обводненного нефтяного месторождения. А.с. 1596081 (СССР), кл. E 21 В 43/00, бюл. 36, 1990 (прототип).

3. Садовский М. А. Новая модель геофизической среды//БАН, N2, София, 1986.

4. Lopukhov G.P. Vibroseismic stimulation for rehabilitation of highly watered reservoirs// Proceedings the 9-th European IOR Symposium, Hague, Holland, October, 20-22, 1997, # 053.

Формула изобретения

1. Способ разработки обводненного нефтяного месторождения, включающий вскрытие пласта скважинами, добычу пластовой жидкости добывающими скважинами, вибросейсмическое воздействие на доминантной частоте на пласт от наземных источников колебаний на участках обводненной углеводородной залежи в зоне эффективного действия источников, определение до и после воздействия состава и количества добываемой жидкости и фоновых значений уровня акустического шума горной породы, отличающийся тем, что на участке углеводородной залежи выбирают возбуждающую скважину из существующего фонда или специально пробуренную и монтируют в ней элементы волноводного устройства, проводят его сопряжение с наземным источником колебаний, осуществляют вибросейсмическое воздействие с одновременной регистрацией амплитудного спектра акустического шума в интервале продуктивного пласта, имеющего наибольшие остаточные запасы нефти, по выявленным в спектре максимальному произведению квадрата частоты на амплитуду перемещения точек среды на этой частоте определяют уровни равных ускорений точек среды продуктивного пласта, охватывающих в плане возбуждающую скважину, определяют границы области эффективного озвучивания линией с ускорением, имеющим порядок величины, являющейся большей из двух величин: ускорения свободного падения и градиента давления вытеснения деленного на разность плотностей вытесняющего и вытесняемого агентов в пластовых условиях, разбивают месторождение на области эффективного озвучивания, монтируют на участках месторождения в границах областей эффективного озвучивания дополнительные устройства вибросейсмического воздействия на углеводородную залежь, проводят вибросейсмическое воздействие, продолжительность Т_в каждого из которых определяют из условия (νω^-3)^0,5/(M/ρ)^1/3 < T_в < (νω^-3)^0,5/d₃, где ν, ρ - кинематическая вязкость, м²/с и плотность горной породы в интервале продуктивного пласта в границе области эффективного озвучивания, кг/м³; м, d₃ - масса наибольшего, кг и диаметр наименьшего образцов фракционного состава горной породы в интервале продуктивного пласта в границе области эффективного озвучивания, м; ω - доминантная частота, с^-1, определяемая из соотношения ω = (С/М)^0,5, где С - жесткость горной породы нефтяного пласта в областях ее ослабления, н/м; одновременно с вибросейсмическим воздействием на участках месторождения в границах областей эффективного озвучивания осуществляют закачку газа в нефтяные пласты, во время проведения вибросейсмического воздействия осуществляют виброволновые обработки призабойных зон скважин, улучшающие их фильтрационные свойства, проводят повторные сеансы вибросейсмического воздействия на участках месторождения.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что время начала повторного сеанса вибросейсмического воздействия на каждом из участков определяют на момент падения значений акустического шума на каждом из участков до уровня 20 - 25% от фоновых значений.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что повторные сеансы вибросейсмического воздействия проводят до полного прекращения разработки данного участка.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что в возбуждающей скважине изолируют приток жидкости по стволу.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что излучатель устройства вибросейсмического воздействия на углеводородную залежь устанавливают в возбуждающей скважине в интервале пласта, имеющего наибольшие остаточные запасы, так чтобы расстояние от центра тяжести излучателя до подошвы пласта относилось к расстоянию от центра тяжести излучателя до кровли пласта, как (CoC₂ + C₁C₂ - C₀C₁)/(C₁C₂ + C₁C₀ - C₀C₂), где C₀, C₁, C₂ - коэффициенты жесткости пород, слагающих пласт, покрывающую и подстилающую среды, Н/м.

6. Способ по п.1, отличающийся тем, что регистрацию уровня акустического шума осуществляют в диапазоне 100 Гц - 20 кГц.

7. Способ по п.1, отличающийся тем, что осуществляют закачку свободного газа порциями, суммарный объем которых не превышает 0,1% объема порового пространства нефтяного пласта участка обводненной углеводородной залежи.

8. Способ по п.1, отличающийся тем, что виброволновые обработки призабойных зон скважин осуществляют генераторами, реализующими частоту воздействия на призабойную зону пласта, равную частоте вибросейсмического воздействия на пласт.

9. Способ по п. 1, отличающийся тем, что верхний конец присоединенной массы устройства вибросейсмического воздействия размещают над устьем возбуждающей скважины, а ее величину выбирают из условия реализации максимальной мощности наземного источника колебаний при вибросейсмическом воздействии.

10. Устройство вибросейсмического воздействия на углеводородную залежь, включающее наземный источник колебаний, размещенный над скважиной, связанный с источником колебаний упругий волновод и излучатель, размещенные в обсаженной скважине, отличающееся тем, что оно снабжено присоединенной массой, согласующим узлом, направляющим элементом, замками, центраторами, поршнем с ловильной головкой, излучателем, состоящим из корпуса, излучающего днища, ограничивающей шайбы, внедряемых излучающих элементов и стягивающего упругого кольца, причем в качестве наземного источника колебаний используется вибрационный источник с регулируемой величиной частоты колебаний и толкающего усилия, состоящий из систем питания и управления и возбудителя вибраций, помещенного в силовую раму, отцентрированную относительно устья скважины посредством демпфирующих устройств, излучающий элемент возбудителя вибраций связан через присоединенную массу с волноводом из колонны труб, связанным с согласующим узлом нижним торцом, установленным на излучателе с возможностью взаимодействия с ним, при этом на нижнем конце согласующего узла установлен направляющий элемент, центраторы и замки установлены в местах резьбовых соединений элементов, составляющих присоединенную массу, волновод и согласующий узел, исключая относительные перемещения соединяемых поверхностей элементов и проворачивание их в резьбах при вибросейсмическом воздействии, присоединенная масса выполнена в виде набора труб и болванок, согласующий узел выполнен в виде труб и стержней с увеличивающейся площадью поперечного сечения, направляющий элемент выполнен в виде косынок, корпус излучателя выполнен в виде трубы с окнами на боковой поверхности, нижний торец трубы установлен на излучающем днище с возможностью взаимодействия с ним, в окна трубы вставлены внедряемые излучающие элементы, в трубе размещен поршень с выступающей над верхним ее торцом ловильной головкой с возможностью взаимодействия с внедряемыми излучающими элементами, на верхнем торце трубы установлена ограничивающая шайба, охватывающая поршень выше расположения кольцевого выступа на боковой поверхности поршня и ограничивающая ход поршня вверх, внедряемые излучающие элементы выполнены с возможностью взаимодействия со стенками скважины, излучающее днище установлено на цементный мост, на боковой поверхности внедряемых излучающих элементов выполнена кольцевая канавка, в которой установлено стягивающее упругое кольцо.

11. Устройство по п.10, отличающееся тем, что в качестве возбудителя вибраций используется гидравлический исполнительный механизм, состоящий из инерционной массы и размещенного в ней поршня, образующего с внутренними стенками инерционной массы полость/полости, заполненные маслом.

12. Устройство по п.10, отличающееся тем, что в качестве возбудителя вибраций используется электромеханический привод, состоящий из вращающихся дебалансов, приводимых в движение электродвигателем.

13. Устройство по п.10, отличающееся тем, что в качестве возбудителя вибраций используется электрогидропневматический привод, использующий энергию сжатого газа для возбуждения колебаний.

14. Устройство по п.10, отличающееся тем, что в качестве возбудителя вибраций используется газодинамический источник, использующий энергию горения/детонации газовой смеси для возбуждения колебаний.

15. Устройство по п. 10, отличающееся тем, что внедряемые излучающие элементы взаимодействуют со стенками скважины через цементную прокладку.

16. Устройство по п.10, отличающееся тем, что отношение величины присоединенной массы к инерционной массе гидравлического исполнительного механизма наземного источника колебаний выбирают из диапазона 0,286 - 0,833.

17. Устройство по п.10, отличающееся тем, что наземный источник колебаний размещен на транспортном средстве.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5, Рисунок 6, Рисунок 7, Рисунок 8, Рисунок 9, Рисунок 10, Рисунок 11, Рисунок 12