Способ и устройство комплексного воздействия для добычи тяжелой нефти и битумов с помощью волновой технологии
METHOD AND DEVICE OF COMPLEX ACTION FOR HEAVY OIL AND BITUMEN PRODUCTION BY MEANS OF WAVE TECHNOLOGY

Область техники, к которой относится изобретение
Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности, к способу добычи высоковязкой, тяжелой нефти или битумов. Данный способ наиболее эффективен для использования в горизонтальных скважинах и на месторождениях с низкопроницаемыми пластами, в том числе сланцевых.
Уровень техники
В связи со снижением разведанных запасов легкой и средней нефти, нефтегаздобывающая промышленность, в последние годы, всё более активно начала заниматься извлечением трудноизвлекаемых запасов высоковязких и/или тяжелых нефтей и битумов. Для их добычи применяются различные технологии. Наибольшего распространения в применении достигла технология парогравитационного воздействия с использованием двух горизонтальных скважин, расположенных друг над другом, известная в мире как технология SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage). Она разработана и используется для добычи битумов в Канаде, а также Венесуэле, России, США и ряде других стран.
В классической схеме эта технология требует бурения двух горизонтальных скважин, расположенных параллельно одна над другой, через нефтенасыщенные толщины вблизи подошвы пласта [1]. Верхняя горизонтальная скважина используется для нагнетания пара в пласт и создания высокотемпературной паровой камеры (Фиг. 1). Процесс парогравитационного воздействия начинается со стадии предпрогрева, в течение которой (2 - 3 месяца) производится циркуляция пара в обеих скважинах. При этом, за счет кондуктивного переноса тепла, осуществляется разогрев зоны пласта между добывающей и нагнетательной скважинами, снижается вязкость нефти в этой зоне и, тем самым, обеспечивается гидродинамическая связь между скважинами.
На основной стадии добычи производится уже нагнетание пара в нагнетательную скважину. Закачиваемый пар, из-за разницы плотностей, пробивается к верхней части продуктивного пласта, создавая увеличивающуюся в размерах паровую камеру.
На поверхности раздела паровой камеры и холодных нефтенасыщенных толщин постоянно происходит процесс теплообмена, в результате которого пар конденсируется в воду и вместе с разогретой нефтью стекает вниз к добывающей скважине под действием силы тяжести.
Промышленная разработка месторождений высоковязких нефтей и природных битумов с применением технологии SAGD ведётся в довольно узком диапазоне геолого-физических параметров. В таблице (Фиг. 2) приведены количественные значения критериев закачки теплоносителя по успешным проектам в мире [2]. Автор отмечает, что подавляющее большинство успешных проектов в мире (98 %) проводится на месторождениях с пористостью 25-40 %.
Недостатки технологии [3]: значительная часть себестоимости добычи нефти связана со стоимостью парогенерации; требуется источник большого объема воды, а также оборудование по подготовке воды, имеющее большую пропускную способность; для эффективного применения технологии требуется однородный пласт сравнительно большой мощности;  необходимо наличие чистых непрерывных песков для достижения высокого уровня добычи; решение не для всех видов тяжелой нефти; требуется тщательная оптимизация.
Но есть несколько ключевых проблем, которые компании, использующие технологию SAGD, должны преодолеть в первую очередь, чтобы достичь рентабельности технологии. Это: достижение максимальной энергоэффективности; оптимальный процесс разделения нефти и воды; очистка воды для повторного использования в производстве пара.
Одним из перспективных направлений повышения эффективности проектов SAGD с технологической, экономической и, что немаловажно, с экологической точки зрения является использование углеводородных растворителей. За последние годы был разработан целый ряд модификаций SAGD: Vapour Extraction (VAPEX) – извлечение нефти посредством парообразного растворителя, Expanding Solvent SAGD () – парогравитационное воздействие с добавкой растворителя, Solvent Aided Process (SAP) – процесс с добавкой растворителя, Steam Alternating Solvent (SAS) – чередование закачки пара и растворителя.
А также другие менее известные модификации. Несмотря на многообразие технологий, их можно разделить на 3 группы: технологии, в которых пар полностью заменяется растворителем; совместное нагнетание пара и растворителя; последовательная (циклическая) закачка пара и растворителя.
Необходимость модификаций SAGD обусловлена стремлением улучшить экономические показатели проектов, учесть конкретные геолого-физические условия месторождения, а также жесткими требованиями в области охраны окружающей среды. Проекты SAGD являются крупнейшими потребителями пресной воды в регионах добычи, а плата за выбросы парниковых газов при производстве пара уже в обозримом будущем может стать весомой статьей затрат.
Известны множество способов добычи высоковязких, тяжелых нефтей и битумов [4-17] и другие. Все эти способы осуществимы или с применением большого количества скважин, или с применения большого количества химических веществ, или с применением большого количества дополнительного оборудования. Все это ведет к большим финансовым и трудовым затратам, увеличенным затратам времени и материалов. Важным аспектом является экологическая опасность данных методов.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату с предлагаемым авторами способом является способ разработки залежей вязких нефтей и битумов [4]. Предлагаемый в патенте способ разработки залежей вязких нефтей и битумов включает строительство добывающей скважины с горизонтальным вскрытым участком в продуктивном пласте, строительство нагнетательной скважины с горизонтальным вскрытым участком, расположенным над аналогичным участком добывающей скважины в этом же пласте на расстоянии не менее 4 м, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукции пласта из добывающей скважины, проведение контроля по температуре добываемой продукции скважины и ее дебиту из добывающей скважины, когда при каждом снижении дебита или при достижении температуры продукции пласта до 90% от температуры прорыва теплоносителя из нагнетательной скважины в добывающую производят изоляцию равными участками последовательно от забоя нагнетательной скважины, после чего проводят работу скважин в обычном режиме. Причем горизонтальный участок нагнетательной скважины строят навстречу горизонтальному участку добывающей скважины, нагнетательную скважину разбивают на участки с шагом 20-50 м, закачку теплоносителя производят в каждый участок последовательно, начиная от забоя с последующей их изоляцией с выдерживанием расстояния, исключающего прорыв теплоносителя в предыдущий участок. После закачки теплоносителя в последний участок нагнетательной скважины производят нагнетание теплоносителя по всей длине нагнетательной скважины в объеме, примерно равном суммарному объему закачки во все участки.
Данный способ имеет ряд недостатков. Основными недостатками известного способа являются сложность и затратность в строительстве горизонтальной нагнетательной скважины, возможность прорыва вытесняющего агента к стволу добывающей скважины, большие временные и энергетические затраты на подготовку воды, пара, их вторичной очистки и закачки в скважину, сложность и громоздкость оборудования для ступенчатого изолирования нагнетательной скважины. Также данный способ трудно применим для месторождений с недостаточной толщиной пласта. К тому же данный метод низкоэкологичен.
Недостатки технологии парогравитационного дренажа: значительная часть себестоимости добычи нефти связана со стоимостью парогенерации; требуется источник большого объема воды, а также оборудование по подготовке воды, имеющее большую пропускную способность; для эффективного применения технологии требуется однородный пласт сравнительно большой мощности.
Раскрытие сущности изобретения
Техническим результатом заявленной группы изобретения является повышение экономичности и экологичности добычи высоковязкой и/или тяжёлой нефти и битумов из скважин за счет комплексного применения акустических и электромагнитных волновых технологий.
Заявленный технический результат достигается за счет того, что способ комплексного воздействия и добычи высоковязкой, тяжёлой нефти или битумов, включает
подбор параметров электрогидравлического, микроволнового и плазменного воздействия индивидуально для каждой скважины, предварительную обработку низкочастотном электрогидравлическим воздействием горизонтальной скважины электрогидравлическим прибором с плазменным разрядником направленного действия для создания микротрещин в пласте в верхнем и боковом направлениях по всей длине скважины, последующее размещение на постоянной основе в горизонтальной скважине скважинного прибора с попеременно чередующимися микроволновыми и акустическими излучателями для нагрева нефтяного пласта, соединенного с наземным блоком питания и управления посредством шлангокабеля,  при этом осуществляют нагрев пласта обработкой микроволнами и акустическими волнами, посредством скважинного прибора с чередующимися микроволновыми и акустическими излучателями, при этом скважинный прибор последовательно перемещают вдоль горизонтальной скважины в прямом и обратном направлении
и извлекают нефть или битумы из скважины по шлангокабелю после прогрева пласта до температуры 60 – 80 ºС,
и прекращают микроволновое и акустическое воздействие при достижении температуры 120 – 130 ºС.
В частном случае реализации заявленного технического решения низкочастотное электрогидравлическое воздействие горизонтальной скважины осуществляют при частоте 0,01 – 1,0 Гц осуществляют импульсами 0,5 – 5,0 кДж
В частном случае реализации заявленного технического решения микроволновое воздействие осуществляют на частотах 0,915, 2,5 или 5,8 ГГц,
В частном случае реализации заявленного технического решения акустическое воздействие на пласт осуществляют путем периодического воздействия полем упругих колебаний ультразвукового диапазона в постоянном режиме и импульсным акустическим низкочастотным воздействием, причем в постоянном режиме воздействие осуществляют высокочастотным колебанием ультразвукового диапазона 10 - 30 кГц, а в импульсном режиме воздействие осуществляют с частотой 1 -10 Гц.
В частном случае реализации заявленного технического решения нагрев пласта осуществляется участками по 50 метров.
В частном случае реализации заявленного технического решения бурят дополнительную горизонтальную скважину над первой у кровли пласта и осуществляют в нее закачку растворителя.
В частном случае заявленное техническое решение реализуют для добычи высоковязкой и/или тяжёлой нефти из вертикальных или горизонтальных скважин, или из сланцевых залежей.
Заявленный технический результат достигается также за счет того, что устройство для комплексного воздействия при добыче высоковязких, тяжёлых нефтей или битумов, состоит из располагаемого на поверхности блока питания и управления, и выполненное с возможностью попеременного соединения посредством шлангокабеля с электрогидравлическим скважинным прибором с плазменным разрядником направленного действия, обеспечивающим создание трещин только в боковом и верхнем направлениях и со скважинным прибором, состоящим из набора модулей: кабельная головка, направляющая головка, по меньшей мере одного трансформаторного блока и с чередующимися микроволновыми и акустическими излучателями.
В частном случае реализации заявленного технического решения плазменный разрядник выполнен с механическим приводом подачи проволоки, при этом корпус плазменного разрядника навинчен на соединительную втулку, и в нижней части к корпусу разрядника присоединена опорная втулка, при этом в средней части втулки установлен механизм подачи проволоки, состоящий из катушки с проволокой, цилиндра, поршня, соединённого при помощи тяги с кулисой привода ведущей шестерни, передающей вращение на шестерню подачи проволоки, обеспечивающей подачу проволоки с катушки к катоду, причем в поршне выполнены отверстия для выравнивания давления надпоршневого пространства с давлением в скважине, и в опорной втулке закреплены анод и катод, при этом в катоде выполнено осевое отверстие для прохождения проволоки, при этом снизу к опорной втулке с помощью опор закреплен направляющий конус с отражателем, выполненным с возможностью обеспечения направленного излучения.
В частном случае реализации заявленного технического решения в корпусе акустического излучателя скважинного прибора, перпендикулярно его оси, расположены акустические преобразователи выполненные в виде пьезопакетов, которые размещены в корпусе перпендикулярно друг-другу и между ними располагается опорное кольцо с электроизоляционным покрытием для обеспечения исключения замыкания пьезопакетов между собой, причем каждый пьезопакет состоит из продольно-поляризованных, электрически соединенных пьезокерамических колец с расположенными между ними контактными площадками, обеспечивающими подвод высокочастотной электрической энергии к пьезокерамическим кольцам, при этом корпус излучателя выполнен с волнистой поверхностью, обеспечивающей его поперечную податливость, что позволяет получить единый колебательный контур «акустические преобразователи-корпус».
В частном случае реализации заявленного технического решения микроволновый излучатель скважинного прибора состоит из волновода, магнетрона и теплообменника, причём волновод выполнен с 4 раструбами конусообразной формы, обеспечивающими излучение микроволн в радиальном направлении, а теплообменник выполнен пластинчатого типа и в поперечном разрезе имеет вид многоконечной звезды.
В частном случае реализации заявленного технического решения микроволновой излучатель выполнен с возможностью регулировки мощности в диапазоне   0,4 – 0,6 кВт.
В частном случае реализации заявленного технического решения скважинный электрогидравлический прибор выполнен с возможностью регулировки мощности в диапазоне 0,5 до 5 кДж.
В частном случае реализации заявленного технического решения скважинный электрогидравлический прибор выполнен с возможностью низкочастотного от 0,01 до 1,0 Гц воздействия.
В частном случае реализации заявленного технического решения микроволновый излучатель выполнен с возможностью излучения на частотах 0,915, 2,5 или 5,8 ГГц.
В частном случае реализации заявленного технического решения акустический излучатель выполнен с возможностью работы в постоянном режиме на частотах 10 – 30 кГц и на частотах в 1 – 10 Гц. в импульсном режиме.
В частном случае реализации заявленного технического решения гибкое соединение модулей скважинного прибора микроволновых и акустических излучателей выполнено в виде двух соединительных опорных втулок, каждая из которых прикреплена одной стороной к соединяемым модулям, а другой стороной соединительные опорные втулки соединены между собой по меньшей мере двумя гибкими тросиками, и выполнены с осевыми отверстиями, в которых проложены электрические провода, при этом упомянутое соединение заполнено силиконовой заливкой заподлицо с внешним контуром скважинного комплекса.
В частном случае реализации заявленного технического решения для соединения блока питания и управления со скважинными приборами используется колтюбинг, содержащий электрические провода.
В частном случае реализации заявленного технического решения скважинные приборы выполнены диаметром 80 мм.
В частном случае реализации заявленного технического решения скважинные приборы выполнены диаметром 100 мм.
В частном случае реализации заявленного технического решения в направляющую головку и кабельную головку скважинного прибора микроволновых и акустических излучателей встроены датчики температуры.
В частном случае реализации заявленного технического решения скважинный прибор микроволновых и акустических излучателей выполнен длиной до 50 метров.
В частном случае реализации заявленного технического решения электрогидравлический прибор с плазменным разрядником выполнен в виде блочной конструкции, со сменными блоками конденсаторов для регулирования мощности разряда.
Краткое описание чертежей
Детали, признаки, а также преимущества настоящей полезной модели следуют из нижеследующего описания вариантов реализации заявленного технического решения с использованием чертежей, на которых показано:
Фиг.1 – схема парогравитационного дренажа (SAGD);
Фиг.2 – количественные значения критериев закачки теплоносителя по успешным проектам в мире;
Фиг.3 – график зависимости вязкости тяжёлой нефти от температуры;
Фиг.4 – блок питания и управления;
Фиг.5 – электрогидравлический прибор с плазменным разрядником;
Фиг.6 – плазменный разрядник;
Фиг.7 – механизм направленного воздействия плазменного разрядника;
Фиг.8 – скважинный прибор микроволновых и акустических излучателей;
Фиг.9 – акустический излучатель;
Фиг.10 – микроволновый излучатель;
Фиг.11 – гибкое соединение;
Фиг.12 – схема компоновки оборудования и техники при реализации предлагаемого способа добычи тяжёлой нефти из горизонтальной скважины;
Фиг.13 – схема компоновки оборудования и техники при реализации предлагаемого способа добычи тяжёлой нефти из вертикальной скважины;
На фигурах цифрами обозначены следующие позиции:
1 – плазменный разрядник; 2 – конденсаторный модуль; 3 – трансформаторный модуль; 4 – кабельная головка; 5 – направляющий конус; 6 – анод; 7 – опора направляющего конуса; 8 – катод; 9 – опорная втулка; 10 – цилиндр; 11 – поршень; 12 – проволока; 13 – тяга; 14 – шестерня подачи проволоки; 15 – ведущая шестерня; 16 – кулиса; 17 – катушка с проволокой; 18 – корпус разрядника; 19 – кольцо; 20 – отражатель; 21 – направляющая головка; 22 – акустический излучатель; 23 – микроволновый излучатель; 24 – гибкое соединение; 25 – трансформаторный блок; 26 – кабельная головка СПМВАИ; 27 – накладка; 28 – пьезокерамика; 29 – контактная площадка; 30 – болтовое соединение; 31 – корпус акустического излучателя; 32 – опорная втулка; 33 – стяжка; 34 – опорное кольцо; 36 – волновод; 37 - магнетрон; 38 – теплообменник; 39 – силиконовая заливка; 40 – тросик; 41 – горизонтальная скважина; 42 – СПМВАИ; 43 – насос; 44 – податчик шлангокабеля; 45 – шлангокабель; 46 – блок питания и управления; 47 – каротажный подъёмник; 48 – насосно-компрессорная труба; 49 – многожильный кабель; 50 – климатический контейнер.
Осуществление изобретения
Благодаря применению комплекса оборудования, включающего в себя наземный генератор частот совмещённый с блоком питания и управления и 2 скважинных приборов.
Один скважинный прибор представляет из себя электрогидравлический скважинный прибор с плазменным разрядником (далее ЭГСППР) направленного действия, предназначенный для создания микротрещин в нефтяном пласте. Второй скважинный прибор имеет большую длину (до 50 и более метров) и состоит из попеременно чередующихся микроволновых и акустических излучателей (далее СПМВАИ), осуществляющих одновременное или попеременное воздействие на нефтяной пласт. Спуск в скважину скважинных приборов, их перемещение по горизонтальной скважине и подача к ним электропитания осуществляется с помощью шлангокабеля.
Одна горизонтальная скважина бурится вблизи подошвы нефтяного пласта аналогично рассмотренной выше технологии SAGD. Добыча нефти из скважины осуществляется с помощью винтового насоса, закреплённого между шлангокабелем и СПМВАИ.
Сначала в скважину спускается ЭГСППР, осуществляющее низкочастотное (0,01 – 1,0 Гц) воздействие мощными импульсами (0,5 – 5,0 кДж) и создаётся сеть микротрещин по всей длине скважины. Благодаря специальному механизму трещины создаются только в верхнем и боковом направлениях.
Затем в скважину спускается СПМВАИ и осуществляется микроволновое и акустическое воздействие на пласт. СПМВАИ постоянно перемещается вперёд и назад вдоль длины скважины для обработки всего пласта, расположенного над скважиной.
Использование для нагрева нефтяного пласта микроволновой технологии связано с тем, что она имеет ряд преимуществ перед традиционными методами нагрева веществ:
- более высокая скорость нагрева, так как тепло сразу распространяется по всему объему вне зависимости от теплопроводности жидкости;
- избирательность нагрева: температура нефти увеличивается в два раза больше, чем температура входящей в ее состав воды и многократно раз больше, чем температура твердых пород;
- высокая экологичность нагрева из-за отсутствия продуктов горения;
-отличная управляемость процессом нагрева: мощность микроволнового излучения можно изменять очень быстро, поэтому легко автоматизировать данный процесс;
-высокий (до 90%) КПД преобразования микроволновой энергии в тепловую.
4
Электрогидравлическое воздействие (частота 0,01 – 0,05 Гц) обеспечивает высокие и сверхвысокие импульсные гидравлические давления (до 2-10 МПа), приводящие к появлению ударных волн со звуковой и сверхзвуковой скоростями [18]. Ударные перемещения жидкости, возникающие при развитии и схлопывании кавитационных полостей, способны создавать микротрещины в пласте, которые могут достигать несколько десятков или сотен метров длины.
Большинство материалов составляющих нефтяной пласт — продуктивный нефтенасыщенный коллектор, пластовая жидкость, нефть, их компоненты (смолы, асфальтены, парафины, водонефтяные эмульсии, битумы, вязкие и сверхвязкие углеводороды и пр.) по своим электромагнитным свойствам относятся к немагнитным диэлектрическим материалам со слабой электропроводностью [19, 20]. При взаимодействии таких веществ с электромагнитным полем имеют место электрогидродинамические явления в электромагнитном поле. В такие материалы электромагнитные поля проникают достаточно глубоко: от долей до нескольких десятков метров. Многочисленные исследования в разных странах, в частности лабораторные исследования, описанные в работах [21, 22], подтверждают эффективность микроволнового воздействия для нагрева как традиционных нефтяных пластов, так и сланцев.
Особо следует остановиться на выборе параметров обработки нефтяного пласта тепловым и акустическим воздействием. Необходимо отметить, что предлагаемая технология предусматривает постоянную установку СПМВАИ в горизонтальной скважине и практически его непрерывной эксплуатации до полной выработки ресурса. В связи с этим параметры микроволнового излучателя (далее МВИ) и акустического излучателя (далее АИ), частота и мощность излучения, подбираются индивидуально для каждой скважины исходя из теплофизических, электрофизических и других характеристик пласта и нефти, толщины (мощности) пласта и пр.
К сожалению, выбор частот МВИ для задач электромагнитного нагрева ограничен, согласно международному регламенту радиосвязи [23] можно использовать только 3 частоты 915 МГц, 2450 МГц и 5800 МГц.
Выбор максимальной температуры нагрева пласта. В работе [24] показано, что вязкость нефти интенсивно снижается при увеличении температуры (Фиг.3) и при уровне температуры 120 – 130 ºС достигает уровня лёгкой нефти (5 – 10 мПа·с). Поэтому целесообразным уровнем разогрева тяжёлой нефти является температура не более 130 ºС.
Акустические излучатели могут работать как в непрерывном, так и в импульсном режимах. При непрерывном режиме работы наиболее эффективными являются частоты близкие к ультразвуковому диапазону (10 – 30 кГц). Такое воздействие обеспечивает [25]:
• разрыв межмолекулярных связей;
• капиллярный эффект;
• разрушение кольматанта, асфальтосмолопарафиновых (АСПО) и минеральных отложений.
При импульсном воздействии низкочастотные колебания (1 – 10 Гц) воздействуют главным образом на пограничные слои жидкости с твёрдой фазой, способствуя разрушению структуры приповерхностных слоёв и уменьшению сцепления жидкости с твёрдой фазой [26,27].
Особый интерес представляет совместное воздействие высокочастотного электромагнитного и акустического полей на насыщенные пористые среды, прежде всего из-за возникновения новых перекрестных явлений – термоакустического эффекта [28]. В частности, было установлено явление увеличения эффективной теплопроводности насыщенных пористых тел при совмещении кондуктивного прогрева с воздействием волнами звуковой частоты. Благодаря этому значительно увеличивается глубина и интенсивность прогрева пласта.
В целом предлагаемая технология имеет следующие преимущества перед существующими технологиями добычи тяжёлых и высоковязких нефтей с помощью горизонтальных скважин:
- не имеет ограничений по минимальной толщине пласта;
- нет потребности в пресной воде;
- нет необходимости в очистке воды и отделении нефти от воды;
- нет риска прорыва пара или растворителя из верхней скважины в нижнюю скважину;
- нет необходимости в ожидании нескольких месяцев прогрева пласта, нефть можно извлекать из скважины сразу по мере прогрева нефти в ближней зоне.
Устройство для достижения технического результата состоит из располагаемого на поверхности блока питания и управления (Фиг.4), а также электрогидравлического скважинного прибора с плазменным разрядником (Фиг.5) и скважинного прибора с микроволновыми и акустическими излучателями (Фиг.8).
Блок питания и управления (далее БПУ) содержит в себе известные специалистам модули, обеспечивающие электропитанием ЭГСППР и МВИ, а также генератор акустических частот для АИ. БПУ соединяется с ЭГСППР и СПМВАИ посредством шлангокабеля или колтюбинга, содержащего электрические провода.
ЭГСППР и СПМВАИ с учётом выбранной мощности и конструкции модулей могут изготавливаться диаметром 80 мм.
ЭГСППР состоит из следующих основных модулей (Фиг.5): модуля плазменного разрядника (1), конденсаторного модуля (2), трансформаторного модуля (3) и кабельной головки (4).
В трансформаторном модуле (3) напряжение питания преобразуется в постоянное высоковольтное напряжение. Ввиду того, что преобразование входного напряжения питания производится на высокой частоте, повышающий-развязывающий трансформатор, входящий в трансформаторный модуль имеет малые габариты.
В конденсаторном модуле (2) используют конденсаторы один вывод которых – коаксиальная шпилька, а второй вывод цилиндрический корпус, таким образом, конденсаторы соединены параллельно в батарею простым креплением шпилек. Такая конструкция занимает минимум пространства и позволяет использовать малогабаритные комплектующие.
Плазменный разрядник выполнен с механическим приводом. Он выполнен в виде блочной, легко разбираемой конструкции, которая позволяет легко заменять любые детали, а также устанавливать новую катушку с проволокой, что особенно важно в полевых условиях. Корпус разрядника (18) навинчен на соединительную втулку (на чертеже не показано) и зафиксирован винтом. В нижней части к корпусу (18) разрядника привинчена опорная втулка (9) из стеклотекстолита, к которой прикреплены все остальные элементы.
В средней части втулки ввинчен цилиндр (9), в котором установлен поршень (11) со штоком и пружиной. В поршне (11) выполнены небольшие отверстия для выравнивания давления надпоршневого пространства с давлением в скважине.
В опорной втулке (9) закреплены анод (6) и катод (8). В катоде (8) в электроде выполнено осевое отверстие для прохождения проволоки (12).  Снизу к опорной втулке с помощью опор (7) направляющего конуса закреплен направляющий конус (5). Он обеспечивает свободное движение СЭГП по НКТ и одновременно, вместе со стойками, защищает электроды от механического воздействия. Для организации плазменного разряда используется анод (6) и катод (8), через который проходит проволока (12), соединяющая эти 2 электрода. Внутри корпуса (18) размещается механизм подачи проволоки, состоящий из цилиндра (9), поршня (11) соединённого при помощи тяги (13) с кулисой (16) привода ведущей шестерни (15). Ведущая шестерня (15) передаёт вращение на шестерню подачи проволоки (14), которая обеспечивает подачу проволоки (12) с катушки (17) к катоду (8).
Для направленного излучения в плазменном разряднике используется механизм направленного воздействия, который для лучшего восприятия показан на отдельном рисунке (Фиг.7). На направляющем конусе (5) и корпусе разрядника (18) в пазах свободно размещаются два кольца (19), к которым крепится массивный отражатель (20). При перемещении ЭГСППР по горизонтальной скважине отражатель (20) под действием силы тяжести из любого пространственного положения будет перемещаться в нижнее положение. В этом случае волны от электрогидравлического разряда будут распространяться только в боковом и верхнем направлении. Вместо колец (19) можно использовать подшипники для повышения надёжности перемещения отражателя в нижнее положение. ЭГСППР конструируется на низкочастотное (0,01 – 1,0 Гц) воздействие с мощными импульсами (0,5 – 5,0 кДж). Конкретные значения подбираются исходя из характеристик пласта.
СПМВАИ состоит из направляющей головки (21) и кабельной головки СПМВАИ (25), между которыми располагаются акустические излучатели (22) и микроволновые излучатели (23), которые располагаются последовательно друг за другом. На 2 - 3 микроволновых излучателя используется один повышающий трансформаторный блок (25). Все перечисленные элементы (модули) соединяются между собой гибкими соединениями (24) (Фиг. 11). Гибкое соединение модулей скважинного комплекса выполнено в виде двух соединительных опорных втулок (32), каждая из втулок прикреплена одной стороной к соединяемым модулям СПМВАИ, а другой стороной соединительные втулки соединены между собой по меньшей мере двумя гибкими тросиками (40). Соединительные втулки выполнены с осевыми отверстиями, в которых проложены электрические провода, и упомянутое соединение заполнено силиконовой заливкой (39) заподлицо с внешним контуром СПМВАИ.
Для изготовления трансформаторного блока используется инверторная схема, что обеспечивает малые габариты блока и его высокий КПД преобразования. В направляющую головку (21) и кабельную головку СПМВАИ (26) встраиваются датчики температуры для контроля прогрева скважинного флюида.
Акустические преобразователи в излучателе (22) могут быть выполнены магнитострикционного или пьезокерамического типа (Фиг. 9). Акустические пьезокерамические преобразователи выполнены в виде пьезопакетов. Они располагаются в корпусе излучателя перпендикулярно друг другу, что обеспечивает максимальное излучение акустической мощности в радиальном направлении. Корпус излучателя выполнен с волнистой поверхностью, образованной посредством выполнения на внешней и внутренней поверхности корпуса (31) углублений желобообразной формы, выполненных, например, фрезерованием по длине корпуса. Волнистость поверхности корпуса обеспечивает его поперечную податливость.
Такая конструкция корпуса позволяет создать единый колебательный контур «акустические преобразователи-корпус», обеспечивающий максимальную мощность излучения в радиальном направлении и максимальную равномерность излучения. Пьезопакет состоит из продольно-поляризованных, электрически соединенных пьезокерамических колец (28) с расположенными между ними контактными площадками (29), обеспечивающими подвод высокочастотной электрической энергии к пьезокерамическим кольцам. Пьезопакет стягивается при помощи профилированных накладок (27) и болтового соединения (30).
Пьезопакеты размещаются в корпусе (Фиг. 9б) между опорными втулками (32) и закрепляются стяжками (33). Пьезопакеты разделяются опорным кольцом (34), которое кроме изоляции пьезопакетов обеспечивает повышение прочности корпуса от воздействия внешнего статического или динамического давления. Поверхности опорных втулок и опорного кольца, соприкасающиеся с пьезопакетами, покрыты электроизоляционным материалом для исключения замыкания контактных площадок различной полярности между собой.
В настоящем устройстве обеспечивается независимая работа каждого пьезопакета, размещенного в корпусе (31). Это обусловлено взаимным расположением пьезопакетов. Такое конструктивное выполнение позволяет повышать избирательность акустического воздействия на скважину, призабойную зону, пласт.
При использовании магнитострикционного преобразователя, он также располагается перпендикулярно оси корпуса излучателя (31) между профилированными накладками (27).
АИ работает на частотах 10 – 30 кГц и в импульсном режиме с частотой 1 – 10 Гц.
Излучатель работает в двух режимах: постоянный и импульсный. В постоянном режиме излучатель работает на частотах близких к 20000 Гц. На этих частотах действуют эффекты ультразвука:
- разрыв межмолекулярных связей (разрушение устойчивых связей на границе пор и флюида);
- капиллярный эффект;
- разрушение кольматанта, асфальтосмолопарафиновых и минеральных отложений;
- изменение реологии нефти, приближение ее свойств к свойствам ньютоновской жидкости.
За счет этих эффектов очищаются поры призабойной зоны пласта в радиусе около 3 метров и перфорационные отверстия.
В импульсном режиме излучатель работает на частотах около 1 - 10 Гц. При данном режиме длина волны составляет несколько десятков метров, в зависимости от среды распространения (например, в воде составляет 15 метров). Ее особенностью является незначительное затухание на больших расстояниях (более 1000 метров). При импульсе работают высокие пусковые токи (до 10 А) и происходят выбросы мощной энергии (около 20 кДж в час), что позволяет звуковой волне распространяться на расстояние до 1000 метров незначительно теряя эффективность. Это позволяет воздействовать на всю область питания скважины и привлекать в работу застойные зоны.
Микроволновый излучатель (Фиг.10) состоит из узла соединения МВИ с другими элементами в виде втулки (32), волновода (36), магнетрона (37) и теплообменника (38). Волновод имеет 4 раструба конусообразной формы, которые обеспечивают излучение микроволн в радиальном направлении. Для охлаждения магнетрона и внутренней полости МВИ в целом используется пластинчатый теплообменник (38) изготовленный из материала с хорошей теплопроводностью (например, дюралюминия). Теплообменник (38) в поперечном разрезе выполнен в виде многоконечной звезды.  Мощность МВИ выбирается в пределах 0,4 – 0,6 кВт с целью обеспечения теплоотвода за счёт пластинчатого холодильника и уменьшения габаритов питающего трансформатора (25). МВИ конструируются под разрешённые для микроволновых нагревателей частоты 0,915, 2,5 или 5,8 ГГц. Конкретное значение выбирается в зависимости от характеристик нефтяного пласта.
Все элементы (модули) СПМВАИ соединяются гибким соединением (Фиг.11), состоящим из силиконовой заливки (39) и гибких тросиков (40). Силиконовая заливка обеспечивает прочность СПМВАИ на сжатие и герметизацию модулей, а также защиту электрических проводов, питающих эти модули. Тросики обеспечивают прочность СПМВАИ на растяжение. Гибкое соединение в целом позволяет наматывать СПМВАИ при его большой длине (до 50 метров) на барабан аналогично шлангокабелю или колтюбингу. Длина СПМВАИ выбирается исходя из длины горизонтальной скважины и располагаемой электрической мощности на скважине. Также длина СПМВАИ ограничена электрической мощностью питающего кабеля и собственным диаметром, ограничивающим возможность прокладки более мощных проводов для питания акустических и микроволновых излучателей.
Предлагаемый способ добычи высоковязкой, тяжёлой нефти или битумов предполагает следующую работу используемого устройства.
Для спуска ЭГСППР и СПМВАИ используют мобильная либо стационарная каротажную станцию (47) со шлангокабелем (Фиг. 12). Блок питания и управления (46) размещают в кабине каротажной станции (47) и подключают к шлангокабелю (45), а к другому концу шлангокабеля попеременно подключают ЭГСППР или СПМВАИ (42). Для спуска скважинных приборов и шлангокабеля в горизонтальную скважину (41) и перемещения по скважине используют инжектор (44).
Первым в скважину спускают ЭГСППР и производят низкочастотное воздействие мощными импульсами 0,5 – 3,0 кДж с частотой 10 – 30 импульсов на погонный метр и создаётся сеть микротрещин по всей длине скважины.
Благодаря механизму направленного воздействия трещины создают направленно – только в верхнем и боковом направлениях. После создания микротрещин ЭГСППР извлекают из скважины и к шлангокабелю сначала присоединяют насос, а к насосу подключают СПМВАИ. Данную связку спускают в скважину.
Затем осуществляют микроволновое, с частотой 915 МГц, 2450 МГц или 5800 МГц, и акустическое воздействие на пласт.
Акустическое воздействие на пласт осуществляют путем периодического воздействия полем упругих колебаний ультразвукового диапазона в постоянном режиме и импульсным акустическим низкочастотным воздействием.
В постоянном режиме воздействие осуществляют высокочастотным колебанием ультразвукового диапазона 10 - 30 кГц, а в импульсном режиме воздействие осуществляют с частотой 1 - 10 Гц,
Акустическое воздействие способствует «раскачке» пласта и разрыву связей молекул нефти с породой пласта.
Акустическое воздействие производится в двух режимах высокочастотном (10 – 30 кГц) и низкочастотном (1 – 10 Гц). Режимы чередуются последовательно с периодичностью 10 минут каждый. СПМВАИ постоянно перемещается вперёд и назад вдоль длины скважины для обработки всего пласта, расположенного над скважиной.
Указанным микроволновым и акустическим воздействием осуществляют нагрев пласта либо участками по 50 метров (в соответствии с длиной СПМВАИ) или в процессе постепенного медленного перемещения СПМВАИ вперёд и назад. После прогрева пласта до температуры 60 – 80 ºС включают в работу насос и начинают извлечение нефти из скважины по шлангокабелю. Причём микроволновое воздействие обеспечивает нагрев пласта до 120 – 130 ºС, а акустическое воздействие способствует быстрому проникновению тепловых волн в пласт термоакустический эффект при достижении температуры 120 – 130 ºС микроволновое и акустическое воздействие прекращают и работает только насос для извлечения нефти. После снижения температуры нефтяного флюида микроволновое и акустическое воздействие на пласт возобновляют.
При добыче битумов может быть пробурена вторая горизонтальная скважина над первой у кровли пласта, куда будет закачивается растворитель аналогично технологиям ES-SAGD или SAS, хорошо известные специалистам нефтегазовой отрасли, способствующий более активному стеканию битумов в нижнюю скважину.
Также рассмотренные выше варианты технологии могут быть использованы для добычи нефти и керогена из сланцевых залежей.
Рассмотренная выше технология и устройства могут использоваться для добычи высоковязкой и тяжёлой нефти из вертикальных скважин (Фиг. 13). В этом случае насос и СПМВАИ подвешивают под насосно-компрессорную трубу (48). Питание к приборам подают по многожильному кабелю (49). Блок питания и управления (46) размещают в климатическом контейнере (50).
Примеры конкретных вариантов применения предлагаемых способов и устройств, не исключают других вариантов их применения в объеме формулы изобретения.
Источники информации
1. Николин И.В. Методы разработки тяжелых нефтей и природных битумов. Наука – фундамент решения технологических проблем развития России, 2007г., №2
2. Сидоров И.В. Исследование процессов притока высоковязких нефтей в слабосцементированных коллекторах. Диссертация на соискание учёной степени кандидата технических наук. ТюмГНГУ, Тюмень, 2015.
3. https://unisteam.com/blog/177-paro-gravitatsionnyj-drenazh-steam-assisted-gravity-drainage-sagd
4.  Патент № RU 2509880, Способ разработки залежей вязких нефтей и битумов, 2014г.
5.  Патент № RU 2225942, Способ разработки битумного месторождения, 2004г.
6.  Патент № RU 2223398, Способ добычи вязкой нефти или битума из пласта, 2004г.
7.  Патент № RU 2206728, Способ добычи высоковязкой нефти, 2003г.
8.  Патент № RU 2213858, Способ разработки залежей высоковязких нефтей или битумов, 2003г.
9. Патент № RU 2529039, Способ термошахтной разработки месторождений высоковязкой нефти по одногоризонтальной схеме, 2014г.
10. Патент № RU 098615, Устройство для добычи тяжелой вязкой нефти, 1997г.
11. Патент № RU 456441, Способ добычи высоковязкой нефти методом одновременной закачки пара и отбора жидкости из одиночной горизонтальной скважины, 2012г.
12. Патент № US 4597443, Viscous oil recovery method, 1986.
13. Патент № US 4874043, Method of producing viscous oil from subterranean formations, 1989/
14. Патент № US 4535845, Method for producing viscous hydocorbons from discrete segments of a subterranean layer, 1985/
15. Патент № US 4696345, Viscous recovery method, 1984.
16. Патент № US 3994340, Method of recovering viscous petroleum from tar sand, 1976.
17. Патент № SU 4037658, Method of recovering viscous petroleum from an anderground formation, 1977.
18. Юткин Л.А. Электрогидравлический эффект и его применение в промышленности. Л.: Машиностроение, Ленинградское отд.,1986, 253 с.
19. Ковалева Л., Давлетбаев А., Миннигалимов Р. Способы извлечения высоковязкой нефти и битума с применением высокочастотного электромагнитного воздействия // SPE Москва, Россия, 26 – 28 октября 2010.
20. Морозов Г. А., Морозов О. Г. Микроволновые технологии для нефтегазодобывающего комплекса. Материалы 12-й международной конференции “СВЧ-техника и телекоммуникационные технологии. КрыМиКо-2002”, Севастополь, 2002. С. 28-31.
21. A New Technique for Heavy Oil Recovery Based on Electromagnetic Heating: Pilot Scale Experimental Validation. Chemical engineering transactions, VOL. 32, 2013.
22. Development of Radio Frequency Heating Technology for Shale Oil Extraction. Open Journal of Applied Sciences, 2012, 2, 66-69.
23. ITU Publications: The Radio Regulations, Edition of 2012.
24. Зобнин Н.А. Опыт эксплуатации добывающих скважин по технологии SAGD на примере ОПУ-5 Ярегского месторождения. Инженерная практика №4/2016.
25. Кузнецов О.Л., Симкин Э.М., Чилингар Дж. Физические основы вибрационного и акустического воздействия на нефтегазовые пласты, 2001, 260 с.
26. Кузнецов О.Л., Чиркин И.А., Курьянов Ю.А. и др. Сейсмоакустика пористых и трещиноватых геологических сред, 2007, 432 с.
27. Ревизский Ю.В., Дыбленко В.П. Исследование и обоснование механизма нефтеотдачи пластов с применением физических методов. М., Недра, 2002, 300 с.
28. Малюков В.П., Алибеков М.Э. Инновационные технологии интенсификации добычи нефти из неоднородных пластов на месторождениях сверхвязких нефтей Татарстана. Вестник РУДН, серия Инженерные исследования, 2015, № 3