СПОСОБ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ И РЕАНИМАЦИИ ПРОСТАИВАЮЩИХ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН ПУТЕМ ЭЛЕКТРОМАГНИТНОГО РЕЗОНАНСНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРОДУКТИВНЫЙ ПЛАСТ
OIL RECOVERY INTENSIFICATION METHOD AND NON-OPERATING OIL WELLS RECOVERY USING RESERVOIR ELECTROMAGNETIC RESONANT TREATMENT

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано как для интенсификации добычи нефти или газового конденсата с повышением дебита скважины, так и для реанимации простаивающих нефтяных или газоконденсатных скважин с повышением коэффициента извлечения нефти (КИН) при уменьшении обводненности откачиваемой нефтяной или газожидкостной смеси путем электромагнитного резонансного воздействия на продуктивный пласт.
Применение в области нефтегазодобычи волнового (механического, электромагнитного, акустического и др.) воздействия на флюид обусловлено целым рядом его преимуществ: высокой степенью управляемости, проявлением эффекта в короткие сроки после начала воздействия, возможностью проведения воздействия одновременно с основным процессом добычи, не препятствуя ему и др.
-5
14
4
9
Известен способ воздействия на флюид нефтяных месторождений при добыче нефти, включающий создание колебательного процесса непосредственно в обрабатываемом нефтяном флюиде несущими электромагнитными волнами в диапазоне частот от 3*10 до 3*10 Гц или ультразвуковыми волнами в диапазоне частот от 1,5*10 до 10 Гц, или акустическими волнами в диапазоне частот от 17 Гц до 20 кГц, которые модулируют информационными сигналами, резонансными углеводородам обрабатываемого нефтяного флюида, и формируют в стоячие волны (RU №2281387 С2, Е21В 43/16, опубл. 20.04.2006). Формирование направленных стоячих волн осуществляют резонансно-волновым устройством (генератором), погруженным в скважину, а управление резонансными, стоячими волнами осуществляют размещенным на поверхности антенным полем, включающим в себя подвижные резонансные модули, волноводы и др.
Использование известного способа резонансно-волнового воздействия на флюид позволяет реанимировать скважины и существенно продлить жизнь месторождениям, отличающимся низким дебитом, заводненностью, тяжелыми нефтями и др., за счет повышения коэффициента извлечения нефти, ее качества и реологических свойств, при снижении содержания воды в откачиваемом флюиде, сократить затраты и сроки разработки месторождений за счет уменьшения количества разбуриваемых скважин при увеличении расстояния между ними.
При очевидной эффективности известного способа, он, однако, имеет существенный недостаток, который заключается в том, что волновое резонансное воздействие на газожидкостную смесь осуществляется лишь в призабойной зоне, причем это приводит только к повышению гидродинамических свойств добываемого флюида по месту его нахождения в пластовом коллекторе. Перемещение же возбужденного флюида из пластового коллектора в добывающую скважину осуществляют традиционно за счет создания депрессии на продуктивный пласт через снижение динамического уровня скважинной жидкости в обсадной колонне скважины. Таким образом, известный способ не использует весь потенциал возможностей резонансно-волнового воздействия.
Известен способ, принятый за прототип, в котором волновые колебания механических и электромагнитных генераторов используют для формирования и поиска месторождения углеводородов (RU №2103483; Е21В 43/16, 43/24, G01V 1/40, опубл. 07.01.1998) путем разогрева предполагаемого нефтегазоносного пласта внешними теплоносителями, управляемыми с дневной поверхности и применяемыми для оперативного воздействия на пласт в процессе добычи углеводородов, интенсификации дебита и вторичного воздействия на содержащиеся флюиды в пласте, при котором теплоноситель подают в пласт в виде волновой энергии. При этом для улучшения фильтрации флюидов в скважину в процессе ее испытания на приток на дневной поверхности над предполагаемой продуктивной площадью устанавливают в определенном порядке, обеспечивающем тепловое покрытие площади, одновременно механические и электромагнитные волновые генераторы. Причем электромагнитные генераторы располагают галереями, последовательно покрывающими своим излучением всю предполагаемую продуктивную площадь, содержащие диполи, которые вырабатывают несущие синусоидальные посылки электромагнитного поля с пучностями, приходящимися на середину толщины пласта, причем на верхнюю и нижнюю границы пласта соответственно включают и выключают модулирующее электромагнитное поле повышенной частоты, накладываемое на несущую синусоидальную посылку. Границы обогреваемой толщи пласта регулируют по сигналу фазоуказателя, подключенного к выходу задающего генератора синусоидального сигнала электромагнитного поля, определяют по глубине предполагаемого продуктивного пласта по результатам предварительных геологических и геофизических изысканий, а частоту модулирующего высокочастотного заполняющего электромагнитного поля выбирают исходя из распределения размеров пор пласта. Причем высокочастотным электромагнитным полем одновременно вызывают возвратно-поступательное движение флюидов и попеременную переполяризацию скелета пласта, приводящую к тепловым потерям в скелете за счет образования гистерезисных явлений в процессе поляризации диэлектрика скелета вектором электрического поля электромагнитной волны. Совместное движение флюидов и теплопередачу от скелета флюидам используют для образования непрерывных газовой и нефтяной фаз, приводящих к появлению всплывающих сил и действующих на указанные фазы в направлении верхней границы пласта. Вышеуказанные операции производят до появления газонефтяного и водонефтяного контактов, регистрируемых и контролируемых с дневной поверхности с помощью сейсмоприемных станций и вторичного испытания разведочной скважины до появления дебита газа и нефти. Дополнительно для обхода отягчающих факторов в виде водоносного пласта или слоя траппов, расположенных над предполагаемым месторождением углеводородов, верхнюю и нижнюю границы предполагаемого продуктивного пласта связывают с дневной поверхностью с помощью наружно электроизолированных обсадных колонн. Для этого на площади предполагаемого месторождения пробуривают две вспомогательные дополнительные скважины, причем одна из них имеет электрический контакт с нижней границей пласта, а другая - верхней границей того же пласта. Подачу волн электромагнитного поля в каждую из электроизолированных скважин осуществляют по принципу противоположных полярностей в каждый полупериод, для чего выход диполей связывают через коммутирующие элементы с электропроводящим слоем обсадных колонн. Кроме того, для создания и привлечения геликонов к тепловому зондированию предполагаемого продуктивного горизонта в нем обсадную колонну разведочной испытательной скважины и обсадные колонны вспомогательных дополнительных скважин с наружно электроизолированной внешней боковой поверхностью, а также корпусы механических волновых генераторов оснащают соленоидами, по которым пропускают постоянный ток так, чтобы магнитные силовые линии пронизывали пласт и замыкались на обсадной колонне разведочной испытательной скважины. И наконец, для контроля окончания процесса сформирования месторождения углеводородов и прекращения работ по разогреву пласта, экономии энергии и трудозатрат волновые генераторы устанавливают на радиусах между разведочной скважиной и границей площади сбора углеводородов, вдоль радиуса осуществляют поиск газо- и водонефтяных контактов путем посылки волновых импульсов и приема их отражений сейсмоприемными станциями, а информацию с сейсмоприемных станций передают в командный информационно-вычислительный центр для определения координат границ газо- и водонефтяных контактов на каждом из радиусов и последующего их высвечивания на экране дисплея, а по вертикальной координате границ газо- и водонефтяных контактов судят о глубине размещения газо- и водонефтяных контактов всего месторождения.
При этом в своей статье «Стенд для определения водонефтегазоотдачи образцов горных пород, вибровозбудитель для этого стенда и результаты его испытаний» (Ю.А.Афиногенов. Сибирское отделение РАН. Институт гидродинамики. Акустика неоднородных сред. Выпуск 112. Новосибирск, 1997) автор способа по прототипу уточняет, что интерес представляет рассмотрение скелета горной породы в качестве виброконвейера при передаче на него разноимпульсных периодических колебаний, при которых флюид, находящийся внутри скелета, начнет перемещаться в сообщающемся поровом пространстве в заданном направлении.
Недостаток данного способа также заключается в том, что не используется весь потенциал волнового воздействия на углеводородный флюид. В данном случае речь идет об одновременном резонансно-волновом воздействии в нескольких точках по контуру предполагаемого нефтегазоносного пласта с целью создания вибровозбуждения пластового флюида в отдельно взятых зонах нефтеносного коллектора с элементами эффекта локального виброконвейера. В результате происходит придание импульса страгивания в определенном направлении скоплениям нефти, находящимся в ловушках и пленах, однако принудительного перемещения возбужденных скоплений нефти из пластового коллектора по замкнутому контуру от нагнетательной скважины непосредственно к добывающей скважине в управляемом режиме не происходит.
Настоящее изобретение направлено не только на резонансное возбуждение углеводородов пластового флюида на отдельно взятых, уточненных с использованием способа по прототипу, участках нефтеносного коллектора путем придания импульса страгивания в определенном направлении, но и на последующее управляемое направленное перемещение пластовых углеводородов по замкнутой системе от нагнетательной или ближайшей соседней скважины или группы ближайших соседних скважин через пластовый коллектор непосредственно к конкретной добывающей скважине, наиболее тщательно продавливая именно места нахождения углеводородных фракций, заблокированных пластовой водой (ловушки и плены).
Достигаемый при этом технический результат заключается в существенном росте дебита, а также в повышении эффективности добычи нефти путем существенного увеличения коэффициента извлечения нефти (КИН) не только в действующих скважинах, но и при реанимации простаивающих многие годы скважин, в которых из-за несовершенства примененных ранее технологий удалось добыть на настоящий момент лишь 20-30%% установленных залежей углеводородов.
Указанный технический результат достигается тем, что в способе интенсификации добычи нефти и реанимации простаивающих скважин, в котором с помощью резонансно волновых генераторов, расположенных на поверхности или погруженных в скважину, создают в продуктивном пласте электромагнитные колебания, которые накладывают на собственную частоту колебаний углеводородов обрабатываемого флюида, формируя резонансные электромагнитные колебания, и управляют резонансными колебаниями с помощью размещенной на поверхности аппаратуры, согласно предложенному создают в продуктивном пласте модулированные электромагнитные колебания одинаковой частоты, направленные встречно от добывающей скважины и от ближайшей соседней скважины или группы ближайших соседних скважин, затем формируют с помощью размещенной на поверхности аппаратуры управления и генератора-приемника резонансные электромагнитные колебания путем наложения на собственную частоту колебаний углеводородов обрабатываемого флюида и направляют каждый из возникающих пиковых резонансов колебаний в сторону добывающей скважины повторяющимися пробегами, для чего первоначально задают волновому потоку от добывающей скважины мощность, значительно превышающую мощность каждого из встречных волновых потоков с учетом коэффициентов затухания, а в дальнейшем мощность колебательного потока от добывающей скважины плавно уменьшают с одновременным пропорциональным плавным увеличением мощности каждого из встречных колебательных потоков, при этом зоны возникновения пикового резонанса в начале процесса локализуют вблизи каждой из ближайших соседних скважин, перемещая его затем в принудительном управляемом режиме непосредственно к добывающей скважине, или, в случае реанимации простаивающих скважин, в месте ближайшего нахождения заблокированного пластовой водой флюида в его дальней от добывающей скважины точке, заставляя молекулы и атомы углеводородного флюида колебаться с пиковой резонансной амплитудой в вертикальной, горизонтальной или иной плоскости, перемещаясь к добывающей скважине в процессе соударений со скелетом коллектора при перемещении пикового резонанса повторяющимися пробегами в управляемом режиме по аналогии с работой вибротранспортера.
Для придания дополнительной движущей силы перемещения углеводородному флюиду генерируют две спаренные бегущие пиковые резонансные электромагнитные волны с фазовым смещением друг относительно друга.
Физическая сущность предлагаемого способа, воспроизводящего эффект работы вибротранспортера для транспортировки сыпучих грузов, когда частицы сыпучего вещества, соударяясь с поверхностью вибротранспортера, получают направленное движение к месту назначения, заключается в возбуждении углеводородного флюида, когда его молекулы и атомы начинают колебаться с пиковой резонансной амплитудой в вертикальном направлении и перемещаться к добывающей скважине в процессе соударений со скелетом коллектора вследствие перемещения пикового резонанса повторяющимися пробегами в управляемом режиме. Предлагаемый инновационный принцип можно назвать «вибротранспортером углеводородного флюида замкнутого типа» по замкнутой системе - от нагнетательной или ближайшей соседней скважины или их группы, площадь расположения которой на конкретном месторождении обусловлена производственной или иной необходимостью, через пластовый коллектор непосредственно к добывающей скважине, - наиболее тщательно продавливая именно места нахождения углеводородных фракций, заблокированных пластовой водой (ловушки). Иначе предлагаемый инновационный принцип можно назвать «направленно бегущим пиковым резонансом», создающим существенное дополнительное направленное давление в продуктивном пласте. Указанное давление дополнительно, помимо традиционной депрессии, значительно усиливает направленное продвижение флюида к добывающей скважине на всем протяжении пластового коллектора, включая, как уже сказано, изолированные пластовой водой скопления нефти (ловушки и плены), по радиусам от ближайших соседних, в том числе нагнетательных, скважин.
Кроме того, эффект дополнительного усилия для перемещения углеводородного флюида к добывающей скважине достигается при нагнетании в продуктивный пласт молекулярного магнитоактивного раствора, например солей железа, или коллоидного раствора с ферромагнитными частицами нанофракции не только за счет их взаимодействия с углеводородами, но и за счет описанного в физике явления электромагнитного давления (см. Общий курс физики Д.В.Сивухина. Учеб. пособие для ВУЗов в 5 томах. Т.3. Электричество. - 5-е изд., стер. - М.: ФИЗМАТЛИТ, 2006). Как известно, еще Максвеллом было показано, что электромагнитные волны, отражаясь или поглощаясь в телах, на которые они падают, оказывают на них давление. Это давление есть результат воздействия магнитного поля волны на электрические токи, возбуждаемые электрическим полем той же волны, а иногда также воздействия электрического поля на заряды, индуцируемые в веществе тем же полем. Как результат, начинает действовать сила, направленная в сторону распространения волны, которая и вызывает давление этой электромагнитной волны. В предлагаемом способе, таким образом, указанная сила увлекает в процессе направленного перемещения частиц металла и нефтяную фракцию.
Для усиления направленного потока молекулярного магнитоактивного раствора или коллоидного раствора ферромагнитных частиц непосредственно на генераторы могут быть установлены соленоиды, питаемые постоянным током и создающие между собой замкнутое ускоряющее магнитное поле.
Для обеспечения эффекта выдавливания генерируют пиковые резонансные электромагнитные волны на стенках пластового коллектора.
Предлагаемый способ поясняется графическим материалом, где представлены:
на фиг.1 - схема реализации способа, вид сбоку;
на фиг.2 - высокочастотные синусоидальные электромагнитные колебания, соответствующие собственной частоте углеводородных флюидов в пластовых условиях;
на фиг.3 - низкочастотные электромагнитные несущие колебания;
на фиг.4 - модулированные электромагнитные колебания, получаемые путем наложения колебаний, представленных на фиг.2, на колебания, представленные на фиг.3;
на фиг.5 - результат наложения друг на друга встречно-направленных модулированных электромагнитных колебаний с локализацией места возникновения пикового резонанса вблизи одной из ближайших соседних скважин;
на фиг.5а - результат наложения друг на друга встречно-направленных модулированных электромагнитных колебаний с локализацией места возникновения пикового резонанса на равном расстоянии между добывающей и соседней с ней скважинами;
на фиг.5б - результат наложения друг на друга встречно-направленных модулированных электромагнитных колебаний с локализацией места возникновения пикового резонанса вблизи добывающей скважины;
на фиг.6 - вариант распространения затухающих по мере распространения в продуктивном пласте модулированных электромагнитных колебаний, направленных со стороны добывающей скважины, при оконтуривании их амплитуды затухающей синусоидальной низкочастотной функцией;
на фиг.6а - вариант распространения затухающих по мере распространения в продуктивном пласте модулированных электромагнитных колебаний, направленных со стороны соседней скважины, при оконтуривании их амплитуды затухающей синусоидальной низкочастотной функцией;
на фиг.7 - результат наложения друг на друга встречно-направленных затухающих модулированных электромагнитных колебаний при оконтуривании их амплитуд затухающей синусоидальной низкочастотной функцией с локализацией места возникновения пикового резонанса вблизи ближайшей соседней скважины;
на фиг.7а - результат наложения друг на друга встречно-направленных затухающих модулированных электромагнитных колебаний при оконтуривании их амплитуды затухающей синусоидальной низкочастотной функцией с локализацией места возникновения пикового резонанса на равном расстоянии между добывающей и нагнетательной скважинами;
на фиг.7б - результат наложения друг на друга встречно-направленных затухающих модулированных электромагнитных колебаний при оконтуривании их амплитуды затухающей синусоидальной низкочастотной функцией с локализацией места возникновения пикового резонанса вблизи добывающей скважины;
на фиг.8 - фрагмент схемы реализации способа на фиг.1 в случае наличия в продуктивном пласте ловушек, вид сбоку;
на фиг.8а - горизонтальный разрез А-А на фиг.8;
на фиг.9 - схема реализации способа в случае наличия изолированных пластовой водой ловушек с нагнетанием в продуктивный пласт молекулярного магнитоактивного раствора или коллоидного раствора ферромагнитных частиц в качестве рабочей жидкости и с установленными на генераторах соленоидами, вид сбоку.
Способ интенсификации добычи нефти осуществляют следующим образом.
насоса
перфорации
В добывающую скважину 1 (фиг.1), ограничиваемую колонной обсадных труб 2, опускают добывающий насос 3 (в данном случае, глубинный штанговый насос ШГН), соединенный с колонной насосно-компрессорных труб 4 (НКТ), и устанавливают на глубине Н. На поверхности, над устьем скважины, размещают генератор 5 электромагнитных колебаний, к которому подключен волновод 6 направленного действия, спускаемый в скважину перед спуском добывающего насоса 3 и фиксируемый в зоне перфорации на глубине Н якорем 7. С целью повышения эффективности процесса возможен спуск генератора 5 электромагнитных колебаний непосредственно в зону перфорации добывающей скважины.
перфорации
Над устьем близлежащей (в том числе, нагнетательной) скважины 8, ограничиваемой колонной обсадных труб 9, размещают генератор 10 электромагнитных колебаний, к которому подключен волновод 11 направленного действия. Волновод 11 спускают в скважину перед спуском колонны НКТ 12 и фиксируют в зоне перфорации на глубине Н якорем 13. С целью повышения эффективности процесса генератор 10 электромагнитных колебаний опускают непосредственно в зону перфорации скважины.
При этом продуктивный пласт, в качестве условного примера, содержит углеводородный флюид 14 (нефтяную фракцию или газовый конденсат), разделенный с пластовой водой 15 водонефтяным контактом (ВНК) 16.
Генераторы 5 и 10, включенные в работу в процессе добычи, создают в продуктивном пласте встречно-направленные колебательные потоки. При этом поток электромагнитных колебаний 17, создаваемый генератором 5, через волновод 6 направляют сквозь продуктивный пласт от добывающей скважины 1, а поток электромагнитных колебаний 18 от генератора 10 через волновод 11 направляют встречно в сторону добывающей скважины 1 также сквозь продуктивный пласт.
На поверхности, приблизительно на равном удалении от скважин 1 и 8, располагают аппаратуру управления (не показана) и генератор-приемник 19 сканирующих колебаний 20. Для повышения результативности может использоваться несколько генераторов-приемников на всем протяжении от соседних скважин до добывающей скважины. Указанным оборудованием осуществляют наложение частот встречно-направленных колебаний 17 и 18 и собственной частоты углеводородного флюида 14.
дин
В процессе добычи, проводимом традиционным способом, в нагнетательную скважину 8 с помощью нагнетательного насоса 21, расположенного на поверхности, в продуктивный пласт сквозь перфорационные отверстия в обсадной колонне 9 нагнетают поток 22 рабочей жидкости. При установившемся режиме добычи в добывающей скважине 1 в пространстве между колонной обсадных труб 2 и колонной НКТ 4 на глубине Н устанавливается столб скважинной жидкости. Указанная глубина представляет собой динамический уровень добываемого флюида, который отбирают с помощью добывающего насоса 3, получающего, в данном примере, возвратно-поступательное движение от станка-качалки 23.
вч
вч
нч
нч
Генераторы колебаний 5 и 10 вырабатывают как высокочастотные гармонические электромагнитные волны 24 (фиг.2), распространяющиеся с периодом Т, откладываемым вдоль временной оси t, и амплитудой А, откладываемой вдоль оси отклонений X, так и низкочастотные синусоидальные электромагнитные волны 25 (фиг.3), распространяющиеся с периодом Т, откладываемым вдоль временной оси t, и амплитудой А, откладываемой вдоль оси отклонений X.
нч
вч
мод
вч
Внутри генераторов 5 и 10 с помощью известной специальной аппаратуры, называемой сумматорами, осуществляют наложение высокочастотных электромагнитных колебаний, представленных на фиг.2, на низкочастотные электромагнитные колебания, представленные на фиг.3. В результате наложения (фиг.4) образуются модулированные синусоидальные глубокопроникающие электромагнитные колебания 26, распространяющиеся с периодом Т, откладываемым вдоль временной оси t, имеющим гармонику с периодом Т, и с амплитудой А=А, откладываемой вдоль оси отклонений X. Модулированные электромагнитные колебания 26 изображены на фиг.1 как потоки электромагнитных колебаний 17 и 18, которые создаются соответственно генераторами 5 и 10 и передаются по волноводам 6 и 11.
мод1
мод2
собств
резонанса
С помощью аппаратуры управления и генератора-приемника 19 зондирующих колебаний 20 модулированные электромагнитные колебания 17 и 18, имеющие амплитуды А и А (фиг.5), накладывают на собственную частоту колебаний 27 углеводородного флюида с амплитудой А. В результате наложения возникает резонансное колебание 28 с амплитудой А. Причем необходимо отметить, что отклонение собственных колебаний углеводородного флюида на всем протяжении продуктивного пласта сканируют генератором-приемником 19 (или их семейством), опережая повторяющиеся пробеги резонансного пика и предупредительно корректируя характеристики излучаемых через добывающую 1 и нагнетательную 8 скважины электромагнитных потоков 17 и 18.
резонанса1
доб.скв.
резонанса2
н.скв.
пиковая
мод1
мод2
перемещения резонанса
На фиг.5 также отражено резонансное колебание 28 встречно-направленных колебательных потоков: с амплитудой А вблизи добывающей скважины, условно изображаемой осью Х, и с амплитудой А вблизи нагнетательной скважины, условно изображаемой осью Х, с учетом коэффициентов затухания вдоль временной оси t. Причем первоначально точку возникновения пикового резонанса с амплитудой А локализуют вблизи нагнетательной скважины, для чего в управляемом режиме излучают модулированные электромагнитные волны таким образом, что мощность излучения из добывающей скважины с амплитудой А значительно превышает мощность встречного излучения из нагнетательной скважины с амплитудой А. Затем пиковый резонанс начинает свое принудительное управляемое перемещение в сторону добывающей скважины со скоростью V.
мод1
Излучая далее (фиг.5а) в управляемом режиме модулированные электромагнитные волны таким образом, что мощность излучения из добывающей скважины с амплитудой А уменьшают плавно до сопоставимой мощности плавно возрастающего встречного излучения из нагнетательной скважины с амплитудой
мод2
пиковая
перемещения резонанса
А, и с учетом коэффициентов затухания вдоль временной оси t, перемещают пиковый резонанс с амплитудой А и с скоростью V в сторону добывающей скважины повторяющимися пробегами.
мод1
мод2
И наконец, продолжая излучать и далее в управляемом режиме модулированные электромагнитные волны таким образом, что мощность излучения из добывающей скважины с амплитудой А устанавливается на расчетной минимальной величине, а мощность излучения из нагнетательной скважины продолжают плавно увеличивать до расчетной максимальной мощности с амплитудой А, и с учетом коэффициентов затухания вдоль временной оси t, приближают пиковую резонансную амплитуду
пиковая
перемещения резонанса
А со скоростью V к добывающей скважине повторяющимися пробегами, как это показано на фиг.5б.
пульсир1
вч
нч
пульсир2
вч
нч
Генераторы колебаний 5 и 10 могут вырабатывать одновременно с высокочастотными гармоническими электромагнитными волнами 24 (см. фиг.2) также и низкочастотные электромагнитные пульсирующие колебания. Результатом наложения (фиг.6) являются колебания 29 с пульсирующей амплитудой А, которая распространяется (с функцией затухания 30 и 31 и осями 32 и 33) вдоль временной оси t с периодом Т, имеющей гармоники с периодом Т, применительно к добывающей скважине 1. Применительно к нагнетательной скважине (фиг.6а) указанные наложенные колебания имеют вид встречной волны 34 с пульсирующей амплитудой А, которая распространяется (с функциями затухания 35 и 36 и осями 37 и 38) вдоль временной оси t с периодом Т, имеющей гармоники с периодом Т.
собств
резонанса1
резонанса2
Смодулированные пульсирующие встречно-направленные колебания 29 и 34 (фиг.7), как и смодулированные синусоидальные встречно-направленные колебания 17 и 18, представленные на фиг.5-5а, накладываясь на собственную частоту колебаний 27 углеводородного флюида с амплитудой А, вводят продуктивный пласт в резонансное состояние с колебаниями 39 амплитуды А вблизи добывающей скважины и колебаниями амплитуды А вблизи нагнетательной скважины.
пульсир1
пульсир2
пиковая
Аналогично режиму модуляции синусоидальных колебаний, излучая в управляемом режиме модулированные пульсирующие электромагнитные волны таким образом, что мощность излучения из добывающей скважины с амплитудой А значительно превышает мощность встречного излучения из нагнетательной скважины с амплитудой А, с учетом коэффициентов затухания вдоль временной оси, первоначально формируют пиковую резонансную амплитуду А вблизи нагнетательной скважины, как это показано на фиг.7.
Излучая далее в управляемом режиме модулированные электромагнитные волны таким образом, что мощность излучения из добывающей скважины с амплитудой
пульсир1
пульсир2
пиковая
перемещения
А уменьшают плавно до сопоставимой мощности плавно возрастающего встречного колебания из нагнетательной скважины с амплитудой А и с учетом коэффициентов затухания вдоль временной оси перемещают пиковую резонансную амплитуду А со скоростью V от нагнетательной скважины к добывающей повторяющимися пробегами, как это показано на фиг.7а.
пульсир1
пульсир2
пиковая
перемещения
И наконец, продолжая излучать и далее в управляемом режиме модулированные электромагнитные волны таким образом, что мощность излучения из добывающей скважины с амплитудой А устанавливается на расчетной минимальной величине, а мощность излучения из нагнетательной скважины продолжают плавно увеличивать до расчетной максимальной мощности с амплитудой А и с учетом коэффициентов затухания вдоль временной оси приближают пиковую резонансную амплитуду А со скоростью V к добывающей скважине повторяющимися пробегами, как это показано на фиг.7б.
перемещения
Эффект от предлагаемого изобретения достигается также и при необходимости реанимации простаивающих многие годы скважин. В этом случае (фиг.8 и 8а) поток электромагнитных колебаний 17 от волновода 6 направляют в сторону нагнетательной 8 скважины сквозь продуктивный пласт, в котором нефтяная фракция 14 заблокирована пластовой водой 15 в ловушке 40. В то же время поток электромагнитных колебаний 18 от волновода 11 направляют встречно в сторону добывающей скважины сквозь продуктивный пласт. С помощью аппаратуры, размещенной на поверхности, осуществляют наложение частот встречно-направленных колебаний 17 и 18 и собственной частоты углеводородного флюида 14 непосредственно в зоне его локализации. В данном случае начало координат бегущего пикового резонанса формируют в дальней от добывающей скважины точке ловушки 40 и затем со скоростью V перемещают пиковый резонанс повторяющимися пробегами в сторону добывающей скважины таким образом, что активизированные возбужденные углеводороды, освобождаясь из ловушки 40, устремляются к добывающей скважине 1, восстанавливая ее продуктивность.
С целью повышения эффективности процесса (фиг.9) генератор 5 электромагнитных колебаний опускают непосредственно в добывающую скважину 1, а генератор 10 электромагнитных колебаний, соответственно, в нагнетательную скважину 8. После включения в работу генераторов 5 и 8 они начинают встречно излучать модулированные электромагнитные потоки 17 и 18 с целью возбуждения пикового резонанса и дальнейшего его управляемого перемещения к добывающей скважине 1 повторяющимися пробегами. При этом электроэнергию к генераторам 5 и 10 подают от наземных установок 41 и 42.
Эффекта дополнительного усилия для перемещения углеводородного флюида к добывающей скважине (фиг.9) добиваются также тем, что в процессе добычи через нагнетательную скважину 8 в продуктивный пласт в качестве рабочей жидкости подают молекулярный магнитоактивный раствор или коллоидный раствор ферромагнитных частиц 43 нанофракции, увлекающих за собой нефтяную фракцию 14. Для усиления направленного потока молекулярного магнитоактивного раствора или коллоидного раствора ферромагнитных частиц 43 непосредственно на генераторы 5 и 10 устанавливают соленоиды 44 и 45, питаемые постоянным током и создающие дополнительно замкнутое ускоряющее магнитное поле.
Процесс утилизации с целью повторного использования ферромагнитных частиц осуществляют на устье скважины также с использованием электромагнитных сил в специализированных ловушках магнитовосприимчивых частиц.
Конкретный пример расчета для подтверждения физики процесса автор прототипа приводит в другом своем изобретении №2049912 RU «Способ разработки нефтяного и газоконденсатного месторождения и оборудование для его осуществления», однако объем новизны и отличительных признаков изобретения №2103483 RU определил использовать именно его в качестве прототипа.
Использование предлагаемого способа позволяет:
- дополнительно увеличить дебит добывающей скважины за счет дополнительных принудительных усилий продвижения углеводородного флюида к добывающей скважине по радиусам от ближайших соседних, включая нагнетательные скважины;
- значительно повысить коэффициент извлечения нефти (КИН) до 60 процентов, в том числе освобождая нефть из ловушек и пленов, притом что КИН по результатам внедрения аналога и прототипа достигает величины 40-45 процентов;
- реанимировать нефтяные и газоконденсатные скважины, простаивающие многие годы из-за ранее примененной нерачительной технологии добычи нефти.