Применение звукового воздействия в практике нефтедобычи

Мячковский горизонт (C₂^mc) сложен известняками и доломитами, слегка глинистыми. Существует прослой зеленовато-серой глины. Мощность –                     100 - 125 метров.

Касимовский ярус (C₃k) и гжельский ярус (C₃g) верхнекаменноугольного отдела представлен доломитами и сильно доломитизированными известняками с включением гипса и ангидрита. Мощность – 150 - 170 метров.

Сакмарский ярус (P₁s) и ассельский ярус (P₁a) нижнепермского отдела представлены светлыми и светло-серыми известняками, кристаллическими и органогенно-обломочными серыми доломитами, а также доломитами реликтово-органогенно-обломочными. Мощность – 150 - 170 метров.

Артинский ярус (P₁ar) представлен известняками и серыми доломитами.       В верхней части этот ярус представлен ангидритом. Мощность – 8 - 25 метров.

Кунгурский ярус (Р₁k) в нижней части представлен доломитами глинистыми. Выше ангидрит голубовато-серый с включениями и прослоями серых доломитов и темно - серых глин. В кровле яруса залегают гипсы, известняки и доломиты с прослоями глин, песчаников, а участками брекчий. Мощность – 80 - 140 метров.

Уфимский ярус (Р₂uf) представлен чередованием песков и буровато-красных глин. Мощность – 90 - 100 метров.

Спириферовый подъярус (P₂kz1) и конхиферовый подъярус (P₂kz2) казанского яруса (Р₂kz) представлены светло-серыми и зеленовато-серыми песчаниками, крепкими и известковыми. Глины – зеленовато-серые. Мощность –  25 - 30 метров.

Четвертичная система. Эти отложения  развиты по долинам рек и у  подножья склонов. Литологически эти отложения представлены песками, суглинками и глинами, редко галечником. Мощность – 8 - 10 метров.

 

 

1.3. Нефтегазоносность

 

 

Самым нижним нефтеносным горизонтом является песчаный пласт DIV, в котором обнаружена небольшая залежь нефти на Александровской площади, размеры залежи 8,5×3,5 км при высоте пласта 8 метров на Туймазинской площади и 1×2,5 км при высоте пласта 4 метра. Залежь пластовая - сводовая. Начальное пластовое давление 17,75 МПа, водонефтяной контакт – 1530 м, нефтенасыщенная толщина 4,6 м. Начальный и текущий режим залежи упруго-водонапорный.

Следующим нефтеносным горизонтом является песчаный пласт DIII. Начальное пластовое давление 17,36 МПа. В пласте выявлено пять небольших залежей, из них два на Александровской площади. Песчаники пласта характеризуются резкой литологической изменчивостью. Режим залежей упруговодонапорный с ограниченным притоком воды.

Одним из основных нефтеносных горизонтов является пласт DII. Песчаники пласта кварцевые, мелкозернистые. Залежь - пластовая, сводовая, размеры 18×7 км, высота пласта 33 м, ВНК (водонефтяной контакт) – 1483,3-1493,9 м, средняя проницаемость 0,404 мкм², средняя пористость – 22,1%, эффективная средняя толщина составляет 15,6 метра, глубина залегания 1798-1826 м, начальное пластовое давление 16,92 МПа.

Основной объект разработки Туймазинского  месторождения приурочен к песчаникам пласта DI. Глубина залегания 1764-1784 м. Песчаники пласта кварцевые, мелкозернистые. Пласт делится на три продуктивные пачки: верхнюю, среднюю и нижнюю. В верхней пачке (эффективная толщина 1,5 м) выделено 82 залежи структурно-литологического и литологического типов. Размеры залежей: небольшие 0,5×2 км и крупные 11×7 км. Начальное пластовое давление 16,92 МПа. Начальный режим работы пласта упруго-водонапорный. С 1948 года пласт работает с поддержанием пластового давления, сейчас пласт находится в заключительной стадии разработки. Пористость – 20,4%, проницаемость 0,268 мкм². В средней и нижней пачке (средняя эффективная толщина 6,4 м) выявлены четыре залежи, из которых  наиболее  крупная  (42×22 км), остальные залежи небольшие, ВНК – 1486,6-1489,2 м. Пористость – 21,1%, проницаемость – 0,520 мкм². Пласт разрабатывается с 1945 года на естественном упруго-водонапорном режиме, а с 1949 года с поддержанием пластового давления, сейчас пласт находится в заключительной стадии разработки.

Нефтепроявления промышленного значения выявлены в карбонатных осадках фаменского яруса. Продуктивные отложения представлены известняками. Залежи относятся к структурно-литологическим. Режим работы залежей можно рассматривать как режим истощения. Средняя мощность пласта 18 м. Средняя пористость – 3%. Средняя проницаемость – 0,25 мкм². В отложениях верхнефаменского подъяруса выявлено двадцать три залежи, которые относятся к структурно-литологическим. Начальное пластовое давление 13,76 МПа. Залежи разрабатываются с поддержанием пластового давления.

Промышленная нефть имеется  в верхней части известняков  турнейского яруса. Верхняя часть кизиловского горизонта представлена пористыми известняками, толщиной около шести метров. В продуктивной пачке установлено шестнадцать залежей нефти. Основная залежь имеет размер 30×8 километров при высоте пласта сорок пять метров.  Нефтенасыщенная толщина девять метров, ВНК – 971-982 м. Рядом расположена вторая залежь 8×3,5 км, высота – 15,5 м. Средняя проницаемость – 0,217 мкм². Начальное пластовое давление 11,2 МПа. Первоначальный режим залежи упруго-водонапорный, на сегодняшний момент пласт разрабатывается с поддержанием пластового давления.

В настоящее время в пределах Туймазинского месторождения выявлено девять основных продуктивных объектов, при опробовании которых получены промышленные притоки нефти: пласты DIII и DIV в отложениях старооскольского горизонта, пласт DII в муллинских отложениях, пласт DI в пашийских отложениях, продуктивный пласт в кровле турнейского яруса, продуктивная толща в терригенных отложениях нижнего карбона, в карбонатах заволжского и алексинского горизонтов. Таким образом, Туймазинское месторождение является многопластовым. В настоящее время эксплуатируются пласты DI, DII, DIII, DIV, песчаники бобриковского горизонта, известняки верхнефаменского подъяруса и турнейского яруса.

 

 

Рис. 2.  Геологический профиль Туймазинского месторождения

Таблица 1

Характеристика  продуктивных пластов и объектов

Показатель	Объект
	DIV	DIII	DII	DI	D3fm	C1t	C1bb
Глубина залегания, м	1680	1640	1630	1600	1350	1120	1100
Тип залежи	сводо-вый	сводо- вый	сводо- вый	сводо- вый	рифо- вый	сводо- вый	стратиграфо.- литологический
Тип коллектора	песча-ный	песча-ный	песча-ный	песча-ный	карбо- натный	карбо- натный	песчаный
Нефтенасыщенная мощность пласта, м	2,7	2,0	9,9	5,8	-	3,5	2,5
Пористость, долей  ед.	0,19	0,19	0,22	0,22	0,03	0,10	0,225
Проницаемость, мкм2	-	-	0,411	0,522	-	0,024	0,676
Нефтенасыщенность, долей ед.	0,80	0,83	0,88	0,89	0,63	0,72	0,835
Коэффициент песчанистости	-	-	0,94	0,82	-	-	-
Коэффициент расчлененности	-	-	1,5	1,9	-	-	1,5
Начальное пластовое  давление, МПа	18,1	17,7	17,2	17,2	14,0	12,5	12,5
Начальная пластовая  температура, С°	30	-	30	30	-	18-20	18-20

 

 

1.4 Физико-химические свойства нефти и газа

 

 

Основные параметры пластовых нефтей могут варьировать в значительных пределах. На Туймазинской площади по направлению от центра к периферии залежи пласта DI происходит изменение давления насыщения от 9,4 до 8,2 МПа. На Александровской площади нефть в пластовых условиях имеет меньшую плотность (792 г/см³) и вязкость (2,02 мПа×с). В компонентных составах нефтяного газа, выделившегося при однократном разгазировании в стандартных условиях преобладает метан (29,21%), присутствует азот до 6,06%.

Нефти терригенной толщи нижнего карбона также имеют различные параметры. Так, давление насыщения нефти газом изменяется от 2,5 до 6,85 МПа.   В компонентных составах нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефтей выделены углеродистые соединения от метана до гексана. Сероводород присутствует в количестве 0,8 - 1,4%. Начальное газосодержание изменяется от 13,3 до 27,3 м /т и в среднем 22 м /т. В целом нефти терригенной толщи нижнего карбона высоковязкие (12,4 мПа×с), тяжелые (884 - 980 г/см³), смолистые               (13,2% масс) и парафинистые (3,2 - 3,5%).

Пластовые воды девонских пластов  представляют собой хлоркальциевые рассолы. Общая минерализация их составляет 275 г/л, а плотность достигает            1190 кг/м. Газосодержание в водах составляет 2,73 м³/т. В составе воды терригенной толщи нижнего карбона преобладают ионы хлора и натрия. Содержание ионов хлора и натрия соответственно равно 4,49 и 3,3 млн. молей/м³, общая минерализация достигает 8,08 млн. молей/м³. Средняя температура пласта равна 18,30 С°. Вязкость воды в пластовых условиях равна 1,6 мПа×с.

Свойства и характеристика поверхностных  нефтей приведены в таблице 2. Свойства нефтяного газа приведены в таблице 3.

Таблица 2

Характеристика пластовых  нефтей

 

Показатель	Объект
	DIV	DIII	DII	DI	D3fm	C1t	C1bb
Плотность при 20 С°	0,849	0,850	0,856	0,856	0,904	0,904	0,886
Вязкость нефти  в поверхностных условиях, мПа×с	10,0	17,0	10.0	1060	85,0	20,0	20,0
Вязкость нефти  в пластовых условиях, мПа×с	3,0	-	2,3	2,3	-	14.2	14,2
Газовый фактор, м3/т	55	-	64	62	-	21	21,5
Давление насыщения, МПа	8,8	-	8,4 - 9,6	8,4 -9,6	5,2	5,5	5,6
Содержание, %
серы	1,5	1,1	1,5	1,5	3,7	2,8	2,8
смол	6,6	13,9	8,1	9,5	13,6	17,2	12,4
асфальтенов	3,2	2,6	4,1	2,5	4,5	5,1	5,1
парафина	3,2	5,4	5,0	5,0	2,9	4,1	3,4
Фракционный состав по ГОСТ 2173-76
Выкипает в  процентах молей до:
100 С°	-	-	6,9	8,9	-	-	3,8
200 С°	22,8	26,8	27,8	28,4	18,6	18,8	19,3
300 С°	43,8	47,8	47,8	49,2	39,7	38,8	39,0
Начало кипения, С°	52	52	47	45	70	57	58

 

Таблица 3

Характеристика нефтяного  газа

% мол.
Показатель	Пласт
	DIV		DII и DI	C1bb
Относительная плотность	-		1,0521	1,191
Средний молекулярный вес	28,9		29,9	35,7
Содержание  в газе:
углекислоты	-		-	5,10
сероводорода	-		-	0,70
азота	0,7		12,3	20,70
метана	44,3		40,4	23,62
этана	21,2		19,2	13,13
пропана	15,5		18,5	20,10
и-бутана	1,9		1,9	2,78
н-бутана		4,4	4,7	8,21
и-пентана		0,7	1,0	1,67
н-пентана		1,3	1,1	3,02
гексанов и  высшие		1,0	0,9	1,07

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2. РАСЧЕТНО-ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

 

 

2.1 Механизм  работы вихревого гидродинамического  излучателя

 

 

Вибратор гидродинамический представляет собой многопластинчатый гидродинамический  излучатель, состоящий из погружённых  в жидкость прямоугольных щелевых сопел и заострённых в сторону струи пластин. Схематический вид вибратора изображён на рис. 3.

 

 

Рис. 3. Схема гидродинамического вибратора:

1 — сопло, 2 - пластина

 

При натекании на пластинку жидкости в ней возбуждаются изгибные колебания, основная собственная частота которых f n=(β h)/(L²/p) , где b = 0,162 – коэффициент пропорциональности, зависящий от способа крепления пластинки, L и h – длина и толщина пластинки, E – модуль упругости материала пластинки, r – плотность материала пластинки. В натекающей струе возникают автоколебания с частотой f c=kV /l , где k – коэффициент пропорциональности, зависящий от формы струи, V – скорость струи, l – расстояние между соплом и пластиной. Для возбуждения интенсивных колебаний (т.е. возникновения резонанса) необходимо, чтобы f n= f c , что легко осуществляется регулировкой скорости струи и изменением расстояния между соплом и пластиной. Пластинчатые излучатели в зависимости от геометрических размеров пластины и упругих её свойств генерируют колебания с частотами 0,05 . 35 кГц.