СПОСОБ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ
PROCEDURE FOR STIMULATION OF OIL OUTPUT AND EQUIPMENT FOR ITS REALISATION

Изобретение относится к способам для разработки нефтяных и газоконденсатных месторождений и устройствам их осуществления и может быть использовано в нефтяной промышленности, а также при проведении электроразведочных работ в геологии, геофизике, горном деле.
Известен способ разработки нефтяных и газоконденсатных месторождений, при котором скважины располагают обычно в виде рядов, расставленных вдоль контура нефтеносности и контура питания. Поэтому число одновременно работающих рядов скважин редко создают больше двух-трех и последующие ряды включают по мере приближения контура нефтеносности. Когда вода подошла к первому ряду, его выключают и включают один из следующих рядов и т.д. Недостатком данного способа является неконтролируемость перемещения контура нефтеносности, а также отсутствие возможности влияния на его движение (Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. Государственное научно-техническое издательство нефтяной и горно-топливной литературы, М.: 1963, с.110-111, 186-193).
Известен также способ разработки нефтяного и газоконденсатного месторождения путем определения контура месторождения по границе водонефтяного контакта, бурения рядов добывающих и нагнетательных скважин, закачки воды через нагнетательные скважины, извлечения пластовых флюидов через добывающие скважины и осуществления волнового воздействия на водонефтяную часть пласта от наземных источников волновой энергии, по которому дополнительно одновременно с волновым воздействием воздействуют электромагнитными волнами от электромагнитных генераторов. При этом электромагнитные генераторы размещают за контуром месторождения и для каждого генератора определяют величину и амплитуду электромагнитных волн. Путем воздействия электромагнитными волнами создают движущую силу в пласте, направленную к добывающей скважине, и осуществляют контроль за продвижением водонефтяного контакта и сохранением его подобия исходному положению (патент RU №2049912, E21B 43/20, 43/18, G01V 3/12, прототип для оборудования).
Оборудование для осуществления указанного способа разработки нефтяного и газоконденсатного месторождения включает наземные источники волновой энергии, размещенные внутри контура месторождения, сейсмоприемные станции и сейсмоприемники, размещенные вблизи устьев скважин, расходомеры и исполнительные органы скважин. Дополнительно за контуром месторождения указанное оборудование снабжено размещенными на транспортных средствах генераторами электромагнитных волн и центральным автоматизированным информационно-вычислительным центром. Каждый генератор электромагнитных волн выполнен в виде конического корпуса, подвешенного на шаровой опоре, ступенчатого конического диэлектрического каркаса, установленного внутри корпуса, диполей, попарно расположенных на ступенях каркаса, диаметры которых соразмерны с диаметрами ступеней, конического концентратора энергии, установленного в центре ступеней, и фланца, размещенного на его подвижной оси. При этом сейсмоприемные станции, сейсмоприемники, расходомеры, исполнительные органы скважин, генераторы электромагнитных волн и транспортные средства связаны с центральным автоматизированным информационно-вычислительным центром. Последний осуществляет управление электромагнитным облучением пласта, прием, переработку поступающей информации во время разработки месторождения, передачу команд исполнительным органам транспортных средств, генераторов, добывающих и нагнетательных скважин и сейсмоприемников. Обработку нефтяного пласта осуществляют с учетом возрастания контролируемого дебита Q скважин. При уменьшении величины Q ниже заданного значения соответствующий исполнительный механизм выдает команды на поиск величины тока и частоты колебаний генератора электромагнитных колебаний, обеспечивающих обработку нефтяного пласта с повышением дебита до его возможного максимума и удержанием на этом достигнутом уровне.
К недостаткам указанных способа и оборудования следует отнести непроизводительные потери энергии при прохождении электромагнитных волн через толщу пород порядка 3 км и более до нефтесодержащего пласта.
Известен также способ интенсификации добычи нефти и реанимации простаивающих скважин путем электромагнитного резонансного воздействия на продуктивный пласт, 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 флюидов углеводородного пласта, формируя резонансные электромагнитные колебания, и управляют резонансными колебаниями с помощью размещенной на поверхности аппаратуры. При этом в продуктивном пласте создают модулированные электромагнитные колебания одинаковой частоты, направленные от добывающей скважины и встречно, по меньшей мере, от одной добывающей скважины. Формируют резонансные электромагнитные колебания, вызывающие колебания молекул и атомов углеводородного флюида с пиковой резонансной амплитудой в вертикальной, горизонтальной или иной плоскости (заявка на патент РФ №2008128076, решение о выдаче патента от 20.08.09, прототип). Первоначально волновому потоку от добывающей скважины задают мощность, значительно превышающую мощность каждого из встречных потоков, а затем ее уменьшают с одновременным пропорциональным плавным увеличением мощности встречных волновых потоков. Способ осуществляют с использованием генераторов электромагнитных волн, размещая их над устьем или непосредственно в зоне перфорации добывающих и нагнетательных скважин. Указанные генераторы создают в продуктивном пласте встречно-направленные колебательные потоки. На поверхности располагают аппаратуру управления и генератор-приемник сканирующих колебаний.
К недостаткам данного технического решения следует отнести то, что он наиболее эффективен для изотропных сред залегания нефтяного пласта, тогда как в естественных условиях залегания нефтяного пласта может наблюдаться сильно выраженная анизотропия его свойств. В этом случае встречные волны, выбирая направления с наименьшим сопротивлением движению, будут распространяться разнонаправленно и пиковый резонанс движущихся флюидов может не возникнуть и желаемое повышение нефтеотдачи пласта не будет получено, что приведет к снижению эффективности способа, в том числе за счет непроизводительных затрат электроэнергии.
Задачей изобретения является повышение эффективности способа.
Технический результат изобретения - повышение нефтеотдачи пласта за счет организации регулируемого, разноимпульсного электромагнитного воздействия на межскважинное пространство, что эффективно обеспечивает движение остаточной нефти в сторону добывающих скважин.
i
Указанный технический результат достигается за счет того, что в способе интенсификации добычи нефти, при котором осуществляют электромагнитное резонансное воздействие на продуктивный пласт с помощью погруженных в скважины источников электромагнитных колебаний, при этом в продуктивном пласте создают электромагнитные колебания, которые накладывают на собственную частоту колебаний углеводородного флюида, указанные электромагнитные колебания создают направленными от добывающей скважины и встречно, по меньшей мере, от одной ближайшей соседней скважины в сторону добывающей скважины, управляют указанными электромагнитными колебаниями с помощью размещенной на поверхности аппаратуры, осуществляют контроль за продвижением водонефтяного контакта и сохранением его подобия исходному положению, согласно изобретению указанные электромагнитные колебания возбуждают с помощью электрических диполей, которые размещают в каждой из нагнетательных и добывающих скважин, вводы всех указанных электрических диполей нагнетательных скважин присоединяют к одному кольцевому питающему кабелю, электрические диполи, размещенные в каждой добывающей скважине, присоединяют к другому кольцевому питающему кабелю, причем на ввод диполей, установленных в нагнетательных скважинах, в первый временной полупериод подают напряжение большей амплитуды, чем во второй временной полупериод на ввод диполей, установленных в добывающих скважинах, и противоположной полярности, указанные кольцевые кабели запитывают попарно, при этом каждая из n пар, состоящая из указанных кольцевых кабелей, расположенных по периметру добывающих и нагнетательных скважин, при поданном на них питающем напряжении, функционирует как п; охватывающих соответствующее межскважинное кольцевое пространство межскважинных кольцевых электрических диполей, создающих электромагнитные импульсы, воздействующие на ионы нефти в сторону их движения к добывающим скважинам, по мере выработки нефти из объема пласта, охватываемого рабочим межскважинным кольцевым электрическим диполем, осуществляют переключение питающего напряжения на последующую пару кольцевых электрических нагрузок, при этом электрические диполи каждого последующего ряда добывающих скважин запитывают как электрические диполи нагнетательных скважин, а электрические диполи каждого последующего ряда рабочих добывающих скважин - как электрические диполи действующего ряда добывающих скважин, мощность питания указанных межскважинных кольцевых электрических диполей согласуют с получаемым суммарным дебитом добывающих скважин, при уменьшении которого энергопотребление работающего кольцевого электрического диполя увеличивают, поддерживая дебит в максимальных пределах.
Целесообразно также на земной поверхности концентрично относительно рядов добывающих и нагнетательных скважин дополнительно размещать снабженные устройствами регулирования частоты колебаний и амплитуды механического импульса силы, воздействующей на опорную земную площадь, механические разноимпульсные вибраторы, с помощью которых резонансно с электромагнитным воздействием дополнительно осуществляется воздействие на нефтяной пласт волнами сжатия и разрежения под углом к поверхности нефтесодержащего пласта, плоскости которых направлены радиально в сторону нагнетательных скважин, величину указанных углов выбирают конструктивно с учетом максимально возможной проекции силы на верхнюю поверхность обрабатываемого резонансным волновым воздействием нефтяного пласта, при этом указанные механические разноимпульсные вибраторы включают после включения электромагнитных генераторов или одновременно с ними.
Кроме того, в каждой добывающей скважине устанавливают устройство для создания разноимпульных гидравлических колебаний, с помощью которого создают разрежение в прискважинной зоне нефтяного пласта.
Указанный технический результат достигается также тем, что в оборудовании для интенсификации добычи нефти, включающем передвижной блок энергоснабжения, установленные в нагнетательных и добывающих скважинах источники электромагнитных колебаний, связанный по радиосвязи с блоком контроля дебита и с установленными на дневной поверхности генераторами-приемниками отраженных электромагнитных волн центральный автоматизированный информационно-вычислительный центр, согласно изобретению указанные источники электромагнитных колебаний выполнены в виде электрических диполей, которые размещены в каждой из концентрично расположенных по периметру водонефтяного контакта, по меньшей мере, двух рядов нагнетательных и добывающих скважин, вводы всех указанных электрических диполей нагнетательных скважин присоединены к одному кольцевому питающему кабелю, электрические диполи, размещенные в каждой добывающей скважине, присоединены к другому питающему кабелю, указанные кольцевые кабели подключены к выходам блока силовых ключей, первый и второй входы которого связаны соответственно с выходами блока питания диполей нагнетательных скважин и блока питания диполей добывающих скважин, управляющий вход блока силовых ключей связан с выходом блока контроля дебита, первые и вторые входы каждого из указанных блоков питания диполей нагнетательных и добывающих скважин связаны с соответственно первыми и вторыми силовыми и первыми, и вторыми управляющими выходами блока распределения силовой энергии, при этом первый вход блока распределения силовой энергии связан с выходом передвижного блока энергоснабжения, а второй - с выходом блока контроля дебита.
При этом блок распределения силовой энергии включает связанные с трехфазным передвижным блоком энергоснабжения блок управления и силовые трансформаторы, вторичные обмотки которых связаны с первыми входами блоков питания диполей нагнетательных и добывающих скважин, выполненных как два управляемых лучевых тиристорных полумоста на силовых управляемых тиристорах, указанный блок управления содержит на входе фазовые синхронизирующие трансформаторы, вторичные обмотки которых связаны с соответствующими входами блоков формирования фиксированных углов α управления силовыми тиристорами указанных блоков питания нагнетательных и добывающих скважин, соединенными с первыми входами блоков переключения указанных углов α, при этом вторые входы указанных блоков формирования сигналов переключения указанных углов α связаны с выходом блока контроля дебита.
Электрический диполь, размещаемый в скважинах, включает цилиндрический корпус, состоящий из двух электропроводящих, изолированных друг от друга и от внешней среды частей, каждая из указанных частей корпуса включает герметично установленные в них электровводы, при этом одна их указанных частей в своей оконечной части снабжена проушиной.
Кроме того, оборудование согласно изобретению преимущественно включает расположенные на земной поверхности концентрично относительно рядов добывающих и нагнетательных скважин снабженные устройствами регулирования частоты колебаний и амплитуды механического импульса, воздействующего на опорную земную площадь механические разноимпульсные вибраторы, установленные под углом к земной поверхности, при этом плоскости указанных углов наклона направлены радиально в сторону нагнетательных скважин.
Дополнительно оборудование согласно изобретению может содержать установленные в каждой добывающей скважине устройства создания разноимпульных гидравлических колебаний.
Изобретение иллюстрируется чертежами:
на фиг.1 представлен общий вид, иллюстрирующий расстановку оборудования для реализации способа, согласно изобретению, вид сверху; фиг.2 - разрез по А-А на фиг.1; фиг.3 - блок-схема оборудования согласно изобретению; на фиг.4 показана структурная схема блока 19 контроля дебита нефти; фиг.5 - блок-схема силового переключателя каналов; фиг.6 - структурная схема блока распределения силовой энергии и блоков питания диполей нагнетательных и добывающих скважин; на фиг.7 представлен вариант конструкции скважинного диполя; фиг.8 иллюстрирует форму тока, питающего скважинные диполи.
Нефтяной пласт 1 месторождения, из которого производят добычу нефти по добывающим скважинам 2 с помощью закачки воды в нагнетательные скважины 3, ограничен водонефтяным контактом 4 (фиг.1, 2). В общем случае нефтяной пласт 1 наклонен к горизонтальной плоскости под некоторым углом. Водонефтяной контакт 4 в общем случае также несколько наклонен к горизонту и представляет собой (вид сверху) замкнутую кривую, аппроксимируемую условно некоторой более гладкой замкнутой линией, окружностью или эллипсом. Начальные отклонения точек водонефтяного контакта от указанных гладких замкнутых кривых могут быть минимизированы. Вдоль водонефтяного контакта 4 в нагнетательных скважинах 3 установлены против середины интервала перфорации их обсадных колонн электрические диполи 5, а в добывающих скважинах 2 - электрические диполи 5'. Указанные диполи 5 и 5', идентичные по конструкции, присоединены к питающим их наземным кабелям 6 и 6', протянутым от скважины к скважине и образующие соответствующие разомкнутые кольца. Указанные наземные кабели 6 и 6' подключены к напряжению питания, вырабатываемому источником 7 передвижного энергоснабжения (БПЭ). Внутри площади 8 месторождения равномерно установлены генераторы-приемники 9 отраженных электромагнитных волн. Месторождение углеводородов обеспечивают центральным автоматизированным информационно-вычислительным центром 10, имеющим радиосвязь с отдельными блоками оборудования, в том числе, с генераторами-приемниками 9, источником 7 энергоснабжения, скважинными устройствами (расходомерами, исполнительными органами, не показаны). Дополнительно по площади месторождения углеводородов концентрично относительно контуров нагнетательных 3 и добывающих скважин 2 размещают механические, разноимпульсные вибраторы 11. Конструктивно указанные генераторы 11 могут быть выполнены, как это описано, например, Ряшенцев Н.П., Ащепков Ю.С., Юшкин В.Ф. и др. Управляемое сейсмическое воздействие на нефтяные залежи. Препринт ИГД СО АН СССР, №31. Новосибирск, 1989, с.12, 20-22, а также Афиногенов Ю.А. Стенд для определения водонефтегазоотдачи образцов горных пород, вибровозбудитель для этого стенда и результаты его испытаний. // Динамика сплошной среды: Сб. науч. тр. /АН СССР. Сиб. отд-е. Ин-т гидродинамики. 1997. Вып.112, с.19-21.
Указанные источник 7 энергоснабжения, генераторы-приемники 9, вибраторы 11 снабжены транспортными средствами 12.
Источник 7 энергоснабжения включает блок 13 энергопитания, например передвижную электростанцию, выход которого связан с блоком 14 силовой энергии (БСЭ), представляющим собой тиристорный преобразователь с естественным охлаждением и управлением мощностью, например ТНП-1015, мощностью до 500000 кВт (фиг.3). С выхода блока 14 силовой энергии трехфазное питающее напряжение поступает на блок 15 распределения силовой энергии (БРСЭ), выходы которого связаны с блоком 16 питания диполей нагнетательных скважин (БПДНС) и блоком 17 питания диполей добывающих скважин (БПДДС). Выходы указанных блока 16 и блока 17 через блок 18 силового переключения каналов (БСПК) связаны наземными питающими кабелями, образующими разомкнутые кольца 6, 6' соответственно, с диполями 5, 5', установленными в скважинах 2 и 3.
Дебит Q добывающих скважин 2 контролируется аналогично тому, как это организовано в указанном выше аналоге, выполненным известным образом блоком 19 контроля прироста дебита Q, позволяющем контролировать текущие значения дебита и сравнивать его с заданными значениями (фиг.4). Например, указанный блок 19 контроля дебита может включать блок 20 памяти текущих значений общего дебита, блок 21 измерения новых значений текущего дебита, блок 22 сравнения указанных значений дебита между собой и с установленными граничными значениями прироста дебита центральным автоматизированным информационно-вычислительным центром 10 по радиоканалу. При этом выход блока 22 сравнения является выходом блока 19 и связан с управляющими входами блока 15 распределения силовой энергии и блока 18 силового переключения каналов.
Блок 18 силового переключения каналов (фиг.5) включает группу силовых реле 23, управляющие обмотки (К1-К5) которых через блок 24 выбора пар каналов, выполненный, например, как двоичный счетчик, связаны с выходом блока 19 контроля прироста дебита. Управляемые пары контактов 23' (I-IV) указанных силовых реле 23 наземными кабелями 6, 6' связаны с соответствующими диполями 5 и 5', установленными в нагнетательных 3 и добывающих 2 скважинах. Например, при четырех рядах скважин возможны следующие варианты работы: состояние 1 - каналы I-II активны, состояние 2 - каналы II-III активны, состояние 3 - каналы III-IV активны, состояние 4 - каналы IV-V активны. При этом первоначально I канал связан с первым рядом нагнетательных скважин 5, а II канал связан с первым рядом добывающих скважин 5, III канал связан со вторым рядом добывающих скважин, IV канал связан с третьим рядом добывающих скважин, V канал связан с центральной добывающей скважиной месторождения углеводородов (МУВ).
Первый вход блока 18 силового переключения каналов, связанный с первыми контактами каждой группы контактов реле 23, соединен с выходом блока 16 питания диполей 5 нагнетательных скважин, откуда поступает положительная полуволна питающего напряжения (+). Второй вход блока 18 связан с вторыми контактами каждой группы контактов реле 23 и подключен к выходу блока 17 питания диполей 5' добывающих скважин, откуда поступает напряжение отрицательной полярности (-).
1
6
Указанный блок 15 распределения силовой энергии (фиг.6) включает связанные с блоком 14 силовой энергии включенные в каждую фазу питающего напряжения силовые трансформаторы 25, вторичные обмотки которых выполнены со средней точкой и связаны с первыми входами блоков 16 и 17 питания диполей 5 и 5'. Указанные блоки 16 и 17 выполнены как два управляемых тиристорных полумоста на силовых управляемых тиристорах 26 и 27. При этом на входы указанных тиристоров с трансформаторов 25 подаются противофазные напряжения, а их управляющие входы связаны с блоком 28 управления углами α открывания указанных тиристоров 26, 27. Указанный блок 28 управления содержит синхронизирующие трансформаторы 29, первичные обмотки которых связаны с соответствующей фазой трехфазного питающего напряжения. Вторичные обмотки указанных синхронизирующих трансформаторов 29 связаны с соответствующими блоками 30 сигналов формирования фиксированных углов α÷α открывания тиристоров 26, 27, выходы которых связаны с входами блоков 31 формирования сигналов переключения углов α открывания силовых тиристоров 26, 27. Вторые входы блоков 31 связаны с управляющим выходом блока 19 контроля дебита.
i
Блоки 30 сигналов формирования фиксированных углов α открывания тиристоров 26, 27 представляют собой известные преобразователи фазы синхронизирующего фазного напряжения в последовательность импульсов прямоугольной формы, длительность которых соответствует заданным интервалам углов α включения тиристоров 26, 27.
В блоках 31, представляющих собой известные схемы совпадения и счетчики двоичных кодов, осуществляется сравнение сигналов, поступающих с блоков 30, с кодами задания углов α, поступающими от связанного с центральным автоматизированным информационно-вычислительным центром 10 блока 19 контроля прироста дебита Q.
На фиг.7 представлена конструкция (вертикальный разрез) размещаемых в нагнетательных и добывающих скважинах электрических диполей 5, 5'. Электрический диполь 5 (5') включает корпус, содержащий предназначенные для подачи напряжений противоположной полярности изолированные друг от друга верхнюю 32 и нижнюю 33 металлические (электропроводящие) части, соединенные между собой шпилькой 34 из диэлектрического материала и изолированные друг от друга кольцами 35 из диэлектрического материала. Указанные разнополярные части 32 и 33 помещены в емкости 36 и 36', выполненные из диэлектрического материала, и соединены друг с другом конической резьбой, наружный край которой надежно уплотнен маслобензостойким герметиком 37. Верхняя часть 32 включает герметично установленный электроввод 38, предназначенный для подачи к ней положительного электрического заряда (+), к указанной нижней части 33 с помощью аналогичного герметично уплотненного электроввода 39 подводится электрический заряд противоположной полярности (-). Указанная конструкция диполя предназначена для применения в жидкой агрессивной среде в условиях гидростатического давления порядка 30,0-35,0 МПа и выше и повышенной температуре порядка 80÷90°С. Верхняя емкость 36 выполнена с проушиной 40, предназначенной для подсоединения троса или штанги, связанных с механическим или гидравлическим колеблющимся вдоль ствола скважины рабочим элементом, который здесь не приводится. Следует заметить, что работа диполей 5 (5') будет более эффективной в случае, если часть обсадной колонны, приходящаяся на толщину разрабатываемого пласта, будет выполнена из электроизоляционного материала и оснащена перфорационными отверстиями. Кроме того, для повышения мощности излучения электропроводящие части 32, 33 диполей 5 (5') могут быть выполнены в виде намотанных на диэлектрический каркас нескольких слоев двухслойной фольги, одна сторона которой выполнена из меди, а другая является непроводящей.
При поданном по кольцевым кабелям 6 и 6' напряжении питания в скважинные диполи 5 и 5' полученная система начинает функционировать как кольцевой межскважинный диполь. При наличии двух рядов последовательно нагнетающих и двух рядов последовательно добывающих скважин, расположенных вокруг центральной скважины (фиг.3), оборудование согласно изобретению будет включать четыре кольцевых межскважинных диполя Д1-Д4, которые показаны на фиг.3 и обозначены как поз.41-44. Указанные диполи 41-44, работая, как будет показано ниже, последовательно, воздействуют на диполи 45 молекул нефти (ДМН), которые связаны с устройством 46 измерения суммарного дебита Q, связанного с входом блока 19 контроля прироста дебита.
Способ интенсификации добычи нефти согласно изобретению осуществляется следующим образом.
Нефтяной пласт 1 разрабатывают по известной, широко применяемой технологии методом заводнения, подавая воду в нагнетательные скважины 3, добывая свободно движущуюся нефть по добывающим скважинам 2. При этом контур водонефтяного контакта 4 свободной нефти смещается в сторону добывающих скважин 2. Вдоль водонефтяного контакта (ВНК) 4 в нагнетательных скважинах 3 устанавливают электрические диполи 5 (фиг.7), каждый из которых подсоединяют к питающему наземному кабелю 6, протянутому от скважины к скважине, образуя разомкнутое кольцо. Аналогично соединяют диполи 5' всех добывающих скважин 2, образуя другое разомкнутое кольцо 6', а также всех последующих расположенных на площади месторождения скважин. Кабели 6, 6' подсоединяют к выходам блока 18 силовых ключей, связанного с источниками питания 16 и 17 нагнетательных и добывающих скважин (фиг.3).
Внутри площади 8 месторождения на соответствующих транспортных средствах 12 устанавливают, например, три генератора-приемника 9 отраженных электромагнитных волн, размещенных равномерно в средней части месторождения углеводородов, или большего их числа, для сканирования движущегося контура 4 ВНК.
Генераторы-приемники 9 заменяют собой сейсмостанции с сейсмоприемниками, работающие на приеме отраженных упругих звуковых волн.
Система управления работой нагнетательных 3 и добывающих скважин 2 основана на мониторинге автоматизированным информационно-вычислительным центром 10 режимов работы всех исполнительных органов, обслуживающих разработку месторождения углеводородов, ориентируясь на суммарный дебит, близкий к максимально возможному.
Для этого используют универсальную схему сбора и обработки информации АД8Р-21992 фирмы Analog Devices (Каталог электронных компонентов 4.0, ЭЛТЕХ) с помощью радиочастотной интегральной схемы Mic RF001 компании Micrel семейства OwikRadio, стр.46 (Каталог тот же).
Указанный центр 10 контролирует суммарный дебит добывающих скважин 2 в зависимости от воздействия применяемого оборудования, наземного и размещенного в скважинах 2 и 3, отслеживая перемещение контура ВНК и поддерживая суммарную добычу углеводородов на оптимальном уровне, близком к максимальному. Вклад каждого фактора воздействия указанный центр 10 оценивает по суммарному дебиту до и после его воздействия. К этим факторам относятся суммарный объем закачиваемой воды в нагнетательные скважины 3, перепад давления Δр между давлениями в нагнетательных и добывающих скважинах, частота и амплитуда колебаний наземных механических разноимпульсных генераторов, угол γ наклона осей наземных волновых генераторов относительно вертикали, их развиваемая мощность, частота и амплитуда разноимпульсных электромагнитных колебаний, подаваемых в нефтяной пласт электрическими диполями 5, 5' размещенными в нагнетательных и добывающих скважинах, сила тока и мощность, подводимые к указанным электрическим диполям 5, 5', по соответствующим кольцевым кабелям 6, 6' (фиг.1, фиг.2).
i
Электропитание от источника 7 передвижного энергоснабжения (БПЭ) через блок 14 силовой энергии (БСЭ) поступает в блок 15 распределения силовой энергии (БРСЭ). От блока 15, содержащего тиристорные схемы регулирования мощности питающих импульсов, подаваемых в диполи 5, 5', питающее напряжение поступает в блок 16 питания диполей нагнетательных скважин (БПДНС) и в блок 17 питания диполей добывающих скважин (БПДДС). Указанные блоки питания 16 и 17 обеспечивают функционирование и поочередную работу кольцевых пар диполей 5 и 5' нагнетательных и добывающих скважин. Ток (фиг.8) на выходе из тиристоров 26 и 27 блоков питания 16, 17 регулируется за счет изменения фазовых углов α в соответствии с сигналами, поступающими с блока 19 контроля дебита.
Силовые электрические импульсы положительной полярности (+) подаются по кольцевому кабелю 6, который связан с диполями 5 нагнетательных скважин, а силовые электрические импульсы отрицательной полярности (-) подаются в кольцевой кабель 6', который связан с диполями 5' добывающих скважин. В итоге получают единый электрический диполь 41, воздействующий на подземный объем нефтесодержащего пласта, находящийся между работающими в первой паре нагнетательными 3 и добывающими скважинами 2. При этом за счет подачи больших по амплитуде силовых импульсов в больший контур нагнетательных скважин 3 в I полупериод воздействия и меньших - в меньший контур добывающих скважин 2 во II временной полупериод электромагнитного воздействия, обеспечивается разноимпульсность соответственно возбуждаемых электромагнитных колебаний, причем амплитуда воздействующих колебаний со стороны нагнетательных скважин 3 выше амплитуды встречных колебаний со стороны добывающих скважин 2. Такие колебания обладают вибротранспортирующим воздействием в поле их влияния на ионы остаточной нефти, вследствие чего остаточная нефть сдвигается в сторону добывающих скважин.
i
c
н
Контроль за процессом интенсификации (притоком нефти) осуществляет центральный автоматизированный информационно-вычислительный центр 10, связанный по радиосвязи с блоком 19 контроля дебита, по сигналу с которого в блоке 28 управления блоком 15 распределения силовой энергии формируется сигнал на соответствующее переключение углов управления α тиристорами 26, 27 блоков питания 16 и 17. При этом задается новое значение угла α, в сторону его уменьшения, соответствующее большей силе тока и большему значению подводимой мощности к работающему диполю. Ответной реакцией становится увеличение суммарного дебита Q до тех пор, пока старое значение Q не сравняется с новым значением Q, после чего из блока 19 снова поступает сигнал о переключении угла управления α в блок 15, увеличивая подаваемую электрическую мощность в работающие диполи. При этом преимущественно дебит скважин регулируется за счет переключения угла α открывания тиристоров 26, 27 в пределах, например, 10°÷60° дискретно путем перебора наилучшего дебита в скважинах добычи. Моменты переключения углов α фиксируют при отсутствии прибавки в суммарном дебите. Описанные процессы происходят при работе каждой пары подключенных к питающему напряжению диполей 5 и 5' и соответственно воздействующих на нефтяной пласт межскважинных кольцевых диполей 41-44.
При предельно заданном уменьшении суммарного дебита работающих добывающих скважин 3 по сигналам, поступающим с блока 19 контроля дебита в блок 18 силового переключения каналов, последовательно осуществляется соответствующее переключение (отключение обмотки предыдущего и подключение обмотки последующего) силовых реле 23 блока 18 силового переключения каналов (фиг.5). При этом происходит отключение питающего напряжения от первого ряда нагнетающих скважин 3, подключение к источнику 17 питания добывающих скважин последующего (ранее незадействованного) ряда скважин и смена полярности подаваемого в кабель 6 питающего напряжения за счет подключения его к источнику 16 питания нагнетательных скважин. Таким образом, по мере продвижения при работающем межскважинном диполе 41 контура 4 водонефтяного контакта от первого ряда нагнетательных скважин 2 до первого ряда добывающих скважин 3, последние становятся нагнетательными скважинами, за счет подключения к ним источника питания 16 нагнетательных скважин. При этом добывающим рядом скважин становится следующий ряд скважин, в который будет поставляться электрическое питание по каналу III от источника питания 17 добывающих скважин. Далее аналогичный процесс переключения работающих пар рядов скважин будет повторяться до включения в работу межскважинного диполя 44, образованного рядом нагнетательных скважин, питаемых по каналу IV напряжением положительной полярности (+) и диполем 5', установленным в центральной добывающей скважине и питаемым по каналу V напряжением отрицательной полярности (-).
Для повышения эффективности способа на земной поверхности внутри контура месторождения под углом к горизонтальной плоскости месторождения устанавливают наземные механические разноимпульсные вибраторы 11, снабженные устройствами регулирования частоты колебаний и амплитуды механического импульса силы, воздействующей на опорную земную площадь. При этом указанные вибраторы 11 размещают концентрично относительно перемещающегося контура ВПК и контура добывающих скважин и включают совместно с электромагнитными генераторами или врозь, после включения последних. С помощью указанных вибраторов 11 резонансно с электромагнитным воздействием осуществляется дополнительное воздействие на нефтяной пласт волнами сжатия и разрежения под углом к поверхности нефтесодержащего пласта. Плоскости углов наклона указанных вибраторов 11 относительно горизонтальной плоскости направлены радиально в сторону нагнетательных скважин. Величину указанных углов выбирают конструктивно с учетом максимально возможной проекции силы на верхнюю поверхность обрабатываемого резонансным волновым воздействием нефтяного пласта. В случае малых дебитов включают оба источника колебаний, воздействующих на нефтяной пласт. Переход с одного режима на другой осуществляют по мере достижения максимального суммарного дебита. Для механических наземных разноимпульсных вибраторов важным фактором их режима работы является величина максимальной проекции амплитуды силы на поверхность пласта, что возможно за счет управления углом наклона оси корпусов вибраторов 11 относительно вертикали. Управление углом для каждого механического вибратора непосредственно сможет обеспечить повышение нефтеотдачи нефтяного пласта.
Помимо наземных вибраторов 11 в каждой добывающей скважине могут быть размещены дополнительно скважинные разноимпульсные гидравлические вибраторы, создающие дополнительный приток в скважины. Конструкция их известна и в этой заявке не приводится (см., например, Ю.А.Афиногенов, А.Ф.Беленьков. Устройство для создания гидравлических импульсов в скважине. Динамика сплошной среды. Новосибирск, 2001. Выпуск 117. Акустика неоднородных сред, с.94-97. Авторское свидетельство СССР №1175205. «Устройство для создания гидравлических импульсов в скважине». Ю.А.Афиногенов, А.Ф.Беленьков).
Предлагаемые способ интенсификации добычи нефти и оборудование для его осуществления максимально исключают непроизводительные энергозатраты при воздействии на пласт электромагнитным разноимпульсным излучением, что создает реальные экономические условия для его внедрения в практику нефтедобычи. Расстояние между рядами нагнетательных и добывающих скважин при разработке месторождений выбирают в пределах от 300 до 600 м, т.е. слой пород, охватываемый электромагнитным воздействием, не превосходит 600 м, что значительно меньше толщины слоя пород в 3÷3,5 км, находящегося над нефтяным пластом при его обработке электромагнитным воздействием с поверхности Земли по приведенному выше аналогу. В предлагаемом способе исключаются встречные гидравлические волны, наводимые в нагнетательных и добывающих скважинах по прототипу, когда их вероятность встречи близка к нулю в анизотропных средах. Вместо гидравлических встречных волн нами предлагаются электромагнитные полуволны различной полярности, встреча которых неизбежна в любой пористой нефтенасыщенной среде с вероятностью, равной единице, в результате чего возникает сдвиг ионов остаточной нефти в сторону добывающих скважин.