СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО И ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ И ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ Российский патент 1995 года по МПК E21B43/20 E21B43/18 G01V3/12 

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. Наибольший дебит получают с первого ряда, ближайшего к контуру питания. Поэтому число одновременно работающих рядов редко создают больше двух-трех и последующие ряды включают по мере приближения контура нефтеносности. Когда вода подошла первому ряду, его выключают и включают один из следующих pядов и т.д. Недостатком этого способа является неконтролируемость перемещения контура нефтеносности, отсутствие возможности влияния на его движение, согласованного дебита добывающих и нагнетательных скважин с подобным перемещением контура, волнового воздействия на пласт, интенсифицирующего повышение нефтеотдачи [1]
Наиболее близким к предлагаемому способу является способ, по которому волновое воздействие на геосреду осуществляют путем группы импульсных виброисточников, размещенных по площади месторождения на поверхности Земли. При этом технология разработки месторождения остается прежней (пробуривают ряды добывающих и нагнетательных скважин по контуру месторождения производят заводнение). Волновое воздействие осуществляют как на начальной стадии, так и после выработки месторождения, подвергая обработке выявленные предварительно линзовидные нефтенасыщенные включения. Основными недостатками этого способа являются большие потери энергии при прохождении сейсмических волн с поверхности Земли на глубину залегания нефтяного пласта порядка 2-3,5 км, вследствие чего эффективность вибровоздействия на нефтеотдачу снижается, в пласт доходят малые механические колебания равной амплитуды в соответствующие полупериоды, что не создает определенного перепада на нефть в сторону добывающих скважин, распространение механических колебаний по блочной структуре вышележащих пластов над нефтяным может вызвать аварийные сдвиги, способные привести к срезу обсадных колонн добывающих скважин, выводу их из строя и к экологической катастрофе выходу углеводородов в водоносные горизонты. Все эти недостатки являются причиной того, что в известном способе для управляемого сейсмического воздействия на нефтяные залежи для управляемого сейсмического воздействия на нефтяные залежи сравнительно низки эффективность повышения нефтеотдачи и экологическая безопасность.

Наиболее близким к предлагаемому является устройство осуществления разработки нефтяных и газоконденсатных месторождений, включающее группу импульсных виброисточников, размещенных на специальных платформах, имеющих контакт грунтом, систему синхронизации группового удара, систему резонансного согласования с грунтом, сейсмоприемники и сейсмоприемные станции. Групповое включение виброисточников на площади месторождения способно эффективно воздействовать на слои пород, залегающие до глубин 1-2 км, и может использоваться на нефтяных промыслах с целью интенсификации притока нефти к скважинам и повышения нефтеотдачи продуктивных пластов. Недостатками устройства являются механические колебания, возбуждаемые виброисточниками, которые быстро затухают, равноамплитудность колебаний, доходящих до нефтяного пласта, неспособность их вызвать движение пластовых флюидов в заданном направлении, возбуждение поверхностных волн, приводящее к рассеянию энергии виброисточника, к аварийным сдвигам блочной структуры грунта, способным вызвать срез обсадных колонн добывающих скважин и нарушение экологической безопасности, неспособность с их помощью управлять движением контура месторождения и определять его координаты. Перечисленные недостатки устройства не позволяют эффективно использовать его волновую энергию для повышения нефтеотдачи при разработке месторождений [2]
Целью изобретения является повышение нефтеотдачи.

Достигается это тем, что способ и устройство для разработки нефтяных и газоконденсатных месторождений, при которых предварительно определяют контур месторождения (границу водонефтяного контакта), пробуривают ряды нагнетательных и добывающих скважин, заканчивают в нагнетательные скважины воду, воздействуют на водонефтенасыщенную часть пласта наземными волновыми источниками энергии, дополнительно по контуру воздействуют электромагнитными волнами, имеющими в соответствующие полупериоды различные по величине и направлению амплитуды, создавая движущую силу, направленную к добывающим скважинам, извлекают нефть из добывающих скважин и одновременно автоматически следят за движением контура, поддерживая его подобие исходной форме; после отработки нефти из месторождения, производят добычу нефти из линз пород с пониженными коэффициентами пористости и проницаемости, местоположение которых в пласте известно, облучением электромагнитными волнами части боковой поверхности линз так, чтобы направление вытеснения нефти из них через другую необлучаемую часть боковой поверхности совпадало с направлением на добывающую скважину. Устройство для разработки нефтяных и газоконденсатных месторождения, содержащее внутри контура сейсмоприемные станции, сейсмоприемники, устройства подачи волновой энергии, расходомеры и исполнительные органы скважин, дополнительно оснащено за контуром равномерно размещенными транспортными средствами с генераторами электромагнитных волн, выполненными в виде подвешенных на шаровых опорах конических корпусов, внутри которых установлен ступенчатый конический диэлектрический каркас, на ступенях которого попарно расположены проволочные петли (диполи), диаметры которых соразмерны диаметрам ступеней, и в их центре размещен конический концентратор энергии, при этом транспортные средства, генераторы, сейсмоприемные станции, сейсмоприемники, расходомеры и исполнительные органы скважин соединены с центральным автоматизированным информационно-вычислительным комплексом; внутри контура месторождения равномерно установлены по крайней мере три сейсмоприемных станций; конический корпус генератора снабжен траверсами, поворотным пpиспособлением в вертикальной плоскости, а также приводами, смещающими его ось внутри телесного угла с углом раствора 90^о с возможностью осуществления колебаний поперек направления к добывающей скважине в плоскости, образующей угол (α+β) с вертикалью, где α- угол, образуемый нефтяным пластом с горизонтальной плоскостью; β- поправочный угол, вычисляемый по параметрам электромагнитного поля; приводы оси конического корпуса генератора электромагнитных волн могут быть выполнены в виде электромагнитов, соленоиды которых жестко прикреплены к неподвижной верхней траверсе, и сердечники жестко связаны с фланцем, закрепленным на подвижной оси генератора.

Авторы претендуют на следующие отличительные признаки способа и устройства:
по контуру месторождения воздействуют электромагнитными волнами, имеющими в соответствующие полупериоды различные по величине и направлению амплитуды, создавая движущую силу, направленную к добывающим скважинам;
извлекают нефть из добывающих скважин и одновременно автоматически следят за движением контура, поддерживая его подобие исходной форме;
после отработки нефти из месторождения, производят добычу нефти из линз пород с пониженными коэффициентами пористости и проницаемости, местоположение которых в пласте известно, облучением электромагнитными волнами части боковой поверхности линз так, чтобы направление вытеснения нефти из них через другую необлучаемую часть боковой поверхности совпадало с направлением на добывающую скважину;
за контуром равномерно размещены транспортные средства с генераторами электромагнитных волн;
генератор выполнен в виде подвешенного на шаровой опоре конического корпуса, внутри которого установлен ступенчатый конический диэлектрический каркас, на ступенях которого попарно расположены проволочные петли (диполи), диаметры которых соразмерны диаметрам ступеней, и в его центре размещен конический концентратор энергии;
транспортные средства, генераторы, сейсмоприемные станции, сейсмоприемники, расходомеры и исполнительные органы скважин соединены с центральным автоматизированным информационно-вычислительным комплексом;
внутри контура месторождения равномерно установлены по крайней мере три сейсмоприемных станции;
конический корпус генератора снабжен траверсами, поворотным приспособлением в вертикальной плоскости, а также приводами, смещающими его ось внутри телесного угла с углом раствора 90^о с возможностью осуществления колебаний поперек направления к добывающей скважине в плоскости, образующей угол (α+β) с вертикалью, где α- угол, образуемый нефтяным пластом с горизонтальной плоскостью, β- поправочный угол, вычисляемый по параметрам электромагнитного поля;
приводы оси конического корпуса генератора электромагнитных волн могут быть выполнены в виде электромагнитов, соленоиды которых жестко прикреплены к неподвижной верхней траверсе, и сердечники жестко связаны с фланцем, закрепленным на подвижной оси генератора.

Перечисленные отличительные признаки не известны авторам в применяемых способах и устройствах для разработки нефтя- ных и газоконденсатных месторождений.

На основании анализа видно, что предлагаемое решение обладает существенными отличиями и соответствует критерию "существенные отличия".

На фиг. 1 представлен общий вид компоновки способа и устройства для разработки нефтяного и газоконденсатного месторождения, вид сверху; на фиг.2 разрез по А-А на фиг.1; на фиг.3 транспортное средство, снабженное генератором электромагнитных волн; на фиг.4 внешний вид конического рупора, снабженного диполями; на фиг.5 то же, с электромагнитным кольцевым приводом; на фиг. 6 сечение по Б-Б на фиг.5; на фиг. 7 сечение В-В на фиг.3; на фиг.8 иллюстрация для определения угла (α+β) наклона вертикали к плоскости, в которой совершает колебания ось конического рупора поперек направления на добывающую скважину с учетом угла α наклона нефтяного пласта к горизонтальной плоскости.

Нефтяной пласт 1 месторождения (фиг.1,2), из которого производят добычу нефти по скважинам 2 с помощью закачки воды в нагнетательные скважины 3, ограничен водонефтяным контактом 4. В общем случае нефтяной пласт наклонен к горизонтальной плоскости под некоторым углом α. Водонефтяной контакт 4 в общем случае также несколько наклонен к горизонту и представляет собой (вид сверху) замкнутую кривую, аппроксимируемую условно некоторой окружностью 5. Начальные отклонения точек водонефтяного контакта от окружности 5 минимизированы, являются предельными и текущие отклонения не должны превосходить их подобных значений, рассчитанных с учетом коэффициента подобия, при разработке месторождения. Вдоль водонефтяного контакта 4 вне его размещают n генераторов электромагнитных волн 6, установленных на транспортных средствах 7, внутри контура нефтегазоносности на транспортных средствах устанавливают три сейсмоприемные станции 8, месторождение нефти (конденсата) обеспечивают центральным автоматизированным информационно-вычислительным комплексом 9, имеющим, например, радиосвязь с генераторами 6, сейсмоприемными станциями 8, их транспортными средствами, сейсмоприемниками, расходомерами 10 и исполнительными органами 11 добывающих и нагнетательных скважин для управления их режимами работы.

Транспортное средство 7 (фиг.3), оснащенное генератором электромагнитных волн 6, в исходном состоянии находится вблизи контура нефтегазоносности (вид сверху) (фиг. 1) в точке поверхности Земли 12 (фиг.2) с известными координатами, определяемыми широтой и долготой, и включает дополнительно поворотное приспособление, содержащее верхнюю 13 и нижнюю 14 траверсы, жестко скрепленные стойками 15 и 16. Стойка 16 с помощью шарнира 17 скреплена со стрелой 18 транспортного средства 7 и содержит в верхней части, выступающей над верхней траверсой 13, подвижный блок 19, укрепленный осью на стойке 16, через который перекинут трос 20, один из концов которого закреплен, а другой подвижен (показано стрелкой), благодаря чему ось 21 генератора 6 электромагнитных волн ориентируют в исходном состоянии по вертикали. На ось 21 надета шарнирно полая муфта 22, в свою очередь шарнирно связанная с упором 23, имеющим возможность совершать возвратно-поступательное движение (показано стрелками). Генератор 6 электромагнитных волн (фиг.4) выполняют в виде экранирующего конического корпуса 24, внутри которого устанавливают ступенчатый диэлектрический каркас 25, на ступенях которого парами располагают проволочные петли (диполи) 26, 27, диаметры которых соразмерны с диаметром ступеней конического диэлектрического каркаса 25, ось 21 генератора электромагнитных волн 6 внутри конического корпуса 24 выполняют в форме полого конуса с вершиной 28, обращенной в сторону посылаемых сигналов, выполняющей роль конического концентратора энергии, с противоположной стороны ось 21, вне конического корпуса 24, снабжают шаровидной опорой 29 для регулировки направления оси генератора 6 и, как следствие, направления передаваемых сигналов. В случае необходимости облучения нефтяного пласта электромагнитным (торсионным полем) полем с переменной площадью облучения внутри некоторого телесного угла неподвижную относительно оси 21 верхнюю траверсу 13 (фиг.3) снабжают рядом соленоидов 30 (фиг.5), расположенных по некоторому замкнутому контуру и жестко прикрепленных к ней, а подвижную ось 21 с шаровой опорой 29 снабжают жестко скрепленным с ней фланцем 31, на верхнем торце которого закрепляют выступающие ферритовые сердечники 32, которые имеют возможность входить внутрь соленоидов при подаче в них электрического тока поочередно по заданной программе. На фиг.6 приведен разрез Б-Б генератора электромагнитных волн, изображенного на фиг.5.

Поперечное сечение А-А перпендикулярно оси 21 (фиг.3) генератора 6 электромагнитных волн изображено на фиг.7, на котором нижняя траверса 14 представляет собой раму, содержащую два сквозных продольных паза 33, являющихся направляющими для шарниров 34, связывающих ее с поперечной планкой 35, содержащей окно 36. На планке 35 располагается реверсивный электропривод 37 с редуктором 38 связанным составным упором 23 и шарниром 39 с подвижной муфтой 22, надетой на ось 21, пропущенную через окно 36 поперечной планки 35, позволяющее при возвратно-поступательном движении упора 23 совершать колебания или движения оси 21 на заданный угол относительно вертикали. На верхнем выступе 40 траверсы 14 (фиг.7) размещен второй реверсивный электропривод 41 с редуктором 42, связанным составной штангой 43 и шарниром 44 с планкой 35, имеющей возможность совершать возвратно-поступательные перемещения или колебания на заданный угол ϕ поперек направления на добывающую скважину под действием соответствующих перемещений штанги 43 Обоснование необходимости задания угла (α+β) между вертикалью и плоскостью, в которой производят колебания оси 21 генератора 6 электромагнитных волн при облучении нефтяного пласта 1 показано на фиг.8. Схематически часть нефтяного пласта 1 имеет слева водонефтяной контакт О₁-О₂, сверху пласт ограничен непроницаемой покрышкой О₁r₁, внизу он ограничен непроницаемым основанием О₂r₂, пласт 1 образует с линией горизонта О₁N угол α. В точке "И" помещают генератор 6 электромагнитных волн. ИР вертикаль, вдоль которой направляется ось 21 в исходном состоянии, АО направление вдоль нефтяного пласта параллельно его границам О₁r₁ и O₂r₂, UL направление отриентирования относительно вертикали оси 21 в плоскости ее колебаний при облучении пласта 1 электромагнитыми волнами. Облучение будет иметь наибольший эффект тогда, когда равнодействующая сила ОМ, действующая на объем нефти в точке "О", параллельна О₁r₁ и О₂r₂. Равнодействующая сила построена по двум силам и взаимоперпендикулярным друг другу. Сила вызывается электрической напряженностью которая перпендикулярна UL и совпадает по направлению с вектором , сила вызывается магнитной индукцией и совпадает по направлению с ней и UL. Силовой прямоугольник указанных сил в увеличенном масштабе приведен на фиг.8. Угол между векторами и равен β, который является поправочным и определяется из прямоугольного треугольника ОКМ, β=arctg(/). Определение угла PUL осуществляют путем рассмотрения силового прямоугольника ОКМД, ΔAOL и ΔPUL. ∠MOD= 90^°-β, ∠AOL= 180^°-(90^°-β)= 90^°+β, ∠OLA= 180^°-α-(90^°+β)= 90^°-(α+β).

Из ΔPUL находим ∠PUL=90^°. При такой ориентировке оси генератора электромагнитных волн вдоль UL электромагнитная сила, действующая на поровые флюиды, будет направлена вдоль пласта к добывающей скважине и ее эффективность воздействия на фильтрацию нефти, газа, конденсата и нефтегазоотдачу будет наибольшей.

Способ и устройство для разработки нефтяных и газоконденсатных месторождений осуществляют в работе следующим образом.

Нефтяной пласт 1 в общем случае наклонен к горизонтальной плоскости под некоторым углом α, имеет по контуру месторождения границу раздела между нефтью (конденсатом) и водой, называемую водонефтяным контактом 4, которую в плане сверху аппроксимируют некоторой окружностью 5, минимизируя радиальные отклонения точек водонефтяного контакта 4 от точек окружности. Разработку месторождения 1 осуществляют известным способом заводнения по его контуру 4 путем подачи воды по нагнетательным скважинам 3, расположенным по круговой или некоторой замкнутой линии вне водонефтяного контакта 4, а добычу нефти по скважинам 2, расположенным в плане сверху по круговой или замкнутой линии внутри месторождения. Местоположение водонефтяного контакта определяют в плане сверху одним из известных способов, например, по локации волнами, посылаемыми и принимаемыми тремя сейсмоприемными станциями 8 с использованием криогенной техники типа "Криом" (авт.св. N 1423974 равномерно расположенными на поверхности Земли 12 на транспортных средствах внутри контура нефтегазонасосности 4. Каждую скважину, добывающую и нагнетательную, оснащают электромагнитными расходомерами 10 и исполнительными органами 11, регулирующими дебит нефти (конденсата) и расход воды в режиме управления их режимами работы. Определяют начальный дебит добывающих скважин при заданной проектной депрессии давления в процессе разработки месторождения и регистрируют его по каждой скважине. Аналогичную операцию выполняют и по каждой нагнетательной скважине. Начальные радиальные отклонения точек водонефтяного контакта 4 от окружности 5 являются предельными и текущие отклонения не должны превосходить их подобных значений, рассчитанных с учетом коэффициента подобия, при разработке месторождения. Вдоль водонефтяного контакта 4 вне его размещают n генераторов электромагнитных волн 6, установленных на транспортных средствах 7. Месторождение нефти (конденсата) обеспечивают центральным автоматизированным информационно-вычислительным комплексом 9, имеющим радиосвяззь с генераторами 6, сейсмоприемными станциями 8, их транспортными средствами, расходомерами 10 и исполнительными органами 11. Транспортное средство 7, оснащенное генератором электромагнитных волн 6, в исходном состоянии находится вблизи контура нефтегазоносности (вид сверху) в точке поверхности Земли 12 с известными координатами, определяемыми широтой и долготой. Все начальные и исходные данные вводятся в информационно-вычислительный комплекс 9. Существуют различные методы воздействия на нефтяной пласт, к которым, например, относятся закачка воды совместно с добавками поверхностно-активных веществ (ПАВ), закачка горячей воды или пара, применение механического вибровоздействия с поверхности Земли или со стенок обсадной колонны скважин, применение электрического разряда или разности электрических потенциалов между скважинами 2 и 3 и другие, приводящие в той или иной мере к повышению нефтеотдачи. Все они обладают недостатками, заключающимися в том, что они дают или незначительный эффект или экономически нерентабельны, т.е. дороги. Предлагаемые нами способ и устройство, предназначенные для использования с поверхности Земли с целью повышения нефтеотдачи месторождения путем его электромагнитного облучения в зоне водонефтяного контакта, применяют при плановой разработке месторождения или в качестве вторичного метода воздействия, когда добыча нефти становится нерентабельной. Генераторы электромагнитных волн 6. расположенные на транспортных средствах 7 вне контура месторождения 4, вблизи его, с известными координатами ме-стоположения ориентируют сначала так, чтобы их оси 21, шарнирно укрепленные в поворотном приспособлении, образованном верхней траверсой 13, нижней траверсой 14, жестко скрепленными с ними стойками 15 и 16, шарниром 17, связанным со стрелой 18, приводящемся в движение тросом 20 через блок 19, были направлены по вертикали. Затем по известному углу (α+β) с помощью упора 23, шарнирно связанного с полой муфтой 22, в свою очередь шарнирно надетой на ось 21, устанавливают угол (α+β), образуемый осью 21 с вертикалью (фиг.3). В этом положении генератор 6 электромагнитных волн подготовлен к работе.

В процессе разработки месторождения его контур постепенно смещается в сторону добывающих скважин. При этом смещении важно, чтобы стягиваемый контур (водонефтяной контакт) сохранял подобие своему исходному положению относительно центра симметрии. Следовательно, необходимо время от времени, так как контур смещается медленно, уточнять его новое положение и определяют смещения ΔХ, ΔY, ΔZ точек начального контура с координатами (Х_о, Y_о, Z_о)_i в некоторой неподвижной системе координат (X, Y, Z), связанной, например, с центром симметрии, где i номер точки начального контура. Размещая три сейсмоприемных станции 8 внутри контура и посылая электромагнитные сигналы в некоторый момент времени в смещенную точку контура с помощью этих же станций улавливают отраженные электромагнитные сигналы, получая новые значения координат смещенной точки и значения самих смещений. Для нахождения новых координат и смещений остальных точек контура поступают последовательно с дpугими устройствами, расположенными вдоль контура и включаемыми в отличные друг от друга моменты времени. Новое положение контура диктует команду транспортному средству 7 через информационно-вычислительный комплекс 9 на соответствующее смещение Δа по поверхности Земли по направлению к центру симметрии:
Δа Z_i tg(Δ γ+α+β) Z_io tg (α+β), где Z_io, Z_i глубина контура от поверхности Земли в начальный и последующий моменты, соответственно;
Δ γ- угол доворота оси 21 при определении нового положения точки контура относительно начального направления (α+β).

После смещения транспортного средства 7 на величину Δа ось 21 генератора 6 электромагнитных волн относительно вертикали снова ориентируется на угол (α+β).

Центральный автоматизированный информационно-вычислительный комплекс 9, расположенный на поверхности Земли вблизи контура 4 (водонефтяного контакта), содержит всю необходимую информацию о его начальном положении, координатах положения транспортных средств, нагнетательных и добывающих скважин, центра симметрии, сейсмоприемных станций, углах α, β, (α+β), программы изменения режимов работы генераторов источников электрической энергии, подаваемой в генератор 6 электромагнитных волн, о порядке последовательного включения диполей внутри каждого генератора 6 или группового их включения и выключения, о начальном положении воображаемого кругового контура, о начальном рассогласовании точек реального контура месторождения с воображаемым круговым, условие подобия смещаемого контура, о начальных расходах воды, подаваемой в нагнетательные скважины 3, о соответствующем начальном дебите каждой добывающей скважины, о начальном угле положения стрелы 18 транспортного средства 7, о начальном положении оси 21 каждого устройства, о поиске оптимальных режимов работы нагнетательных и добывающих скважин в зависимости от режимов работы устройств и подобного перемещения контура месторождения, о начальном положении клапанов электромагнитных расходомеров нагнетательных добывающих скважин.

Задача центрального автоматизированного информационно-вычислительного комплекса состоит в отслеживании подобия движущегося контура месторождения и управления сохранением этого подобия путем подачи команд на включение-выключение нагнетательных насосов, регулирования электромагнитных расходомеров нагнетательных и добывающих скважин, поиском режимов работы устройств, их включением выключением на отдельных участках контура с целью поиска оптимального дебита каждой скважины и суммарным дебитом добывающих скважин путем сравнения с дебитами без волнового воздействия на пласт. Таким образом, решая техническую задачу автоматического управления и регулирования разработки нефтяного или газоконденсатного месторождения с применением устройств электромагнитного облучения, установленных вдоль контура месторождения, повышающих нефтеотдачу при вытеснении нефти или конденсата на контуре месторождения, и равномерно стягивая его к добывающим скважинам, управляя другими переменными параметрами, добиваются качественной и эффективной отработки продуктивного пласта.

Предлагаемые способ и устройство используют и при вторичном воздействии на пласт, когда он истощен при его разработке, когда в потоке извлекаемой жидкости по скважинам 2 обнаруживается 98% воды, когда дальнейшая добыча нефти считается экономически нерентабельной, хотя количество оставшейся нефти от первоначальных запасов может достигать 70% В случае, когда в отработанном месторождении остаются линзовидные целики с пониженными значениями пористости и проницаемости, заполненные не охваченной вытеснением нефтью при заводнении пласта, то используют облучение электромагнитными волнами объема такого целика, оставляя свободным выход на добывающие скважины. Генераторы 6 на транспортных средствах 7 размещают по границе таких целиков так, чтобы нефть можно было вытеснять в направлении добывающих скважин, под действием сил, возникающих при облучении объема нефти. Генератор 6 электромагнитных волн (фиг.4), выполненный в виде экранирующего конического рупора 24, внутри которого установлен ступенчатый диэлектрический каркас 25, на ступенях которого парами располагают проволочные петли (диполи) наружные 26, внутренние 27, диаметры которых соразмерны с диаметром ступеней конического диэлектрического каркаса 25, ось 21 вершиной 28 направляют в сторону облучаемого водонефтяного контакта 4, с противоположной стороны ось 21 имеет шаровидную опору 29, шарнирно установленную в нижней части верхней траверсы 13, благодаря чему ось 21 может перемещаться в двух взаимно перпендикулярных плоскостях, одна из которых направлена на добывающую скважину 2 и проходит через вертикаль, в ней ось 21 отклоняется от вертикали на угол (α+β) с помощью шарнирно связанных между собой упора 23 и муфты 22, а другая проходит через ось 21, когда она отклонена от вертикали на угол (α+β), перпендикулярно направлению на добывающую скважину 2, в этой плоскости ось 21 совершает угловые колебания на угол ±ϕ≅45^о относительно нейтрального положения. В диполи подают электрический импульс, в наружный диполь 26 в первый полупериод в одном направлении (+), а во внутренний диполь 27 во второй полупериод в противоположном направлении (˙), причем амплитуду величин тока в указанных диполя и полупериодах задают неодинаковой. Программой работы диполей 26, 27 предусматривают также одинаковость амплитуд тока, различную очередность включения пар диполей с различным сдвигом фаз, групповое одновременное включение одного числа наружных диполей в первый полупериод и групповое одновременное включение другого числа внутренних диполей во второй полупериод, что дает возможность подобрать оптимальный режим волнового воздействия на нефтяной пласт. Программой работы диполей 26, 27 предусматривают также перебор различных частот электрических импульсов, возбуждающих диполи, установленные оптимальной частоты, при которой достигают наивысшую нефтеотдачу при качественном ведении разработки месторождения.

На фиг.5 6 приведен альтернативный вариант приведения генератора 6 в колебательное движение внутри некоторого телесного угла в отличие от варианта, представленного на фиг. 3. В этом варианте неподвижную относительно оси 21 траверсу 13 (фиг.3) снабжают рядом соленоидов 30 (фиг.5), расположенных по некоторому замкнутому контуру и жестко прикрепленных к ней. Пропуская электрический ток по заданной программе по соленоидам 30 в их полости поочередно наводят магнитное поле, которое втягивает соответствующие ферритовые сердечники 32, заставляя колебаться фланец 31, жестко связанный с осью 21, с помощью шаровой опоры 29, шарнирно укрепленной в траверсе 13. Приводящаяся таким образом в движение ось 21, несущая на себе ряд попарных диполей 26, 27, приводит в соответствующее движение весь генератор 6 электромагнитных волн, облучая переменную площадь нефтяного пласта 1. При этом экранирующий конический корпус 24 вместе с вершиной 28 по оси 21 концентрирует в виде пуска электромагнитную энергию, посылаемую в сторону водонефтяного контакта 4, очищающую стенки пор от нефти (см. пример конкретного выполнения способа и устройства для разработки нефтяных и газоконденсатных месторождений).

На фиг. 7 приведен поперечный разрез В-В оси 21 и муфты 22 генератора 6 на фиг.3, из которого видно, как осуществляется перемещение оси 21, а вместе с ней и генератора 6, в двух взаимно перпендикулярных плоскостях. Нижняя траверса 14, содержащая два сквозных продольных паза 33, являющихся направляющими для шарниров 34, связывающих ее с поперечной планкой 35, содержащей окно 36. При включении реверсивного электропривода 37, ось которого связана с редуктором передач 38, пре- образуют с помощью составного упора 23 вращательное движение в поступательное (составные части упора 23, связанные червячной передачей на фиг.7 не приведены). При этом поступательном перемещении благодаря шарниру 39, связанному с упором 23 и муфтой 22 совершают отклонение оси 21 на угол (α+β) от вертикали вдоль окна 36. Отклонив ось 21 от вертикали на угол (α+β), электропривод 37 отключают. Этой операцией совершают ориентацию генератора 6 на водонефтяной контакт 4. Затем включают другой реверсивный электропривод 41, расположенный на верхнем выступе 40 нижней траверсы 14, ось которого связана с редуктором передач 42, преобразующим с помощью составной штанги 43, аналогичной упору 23, вращательное движение в поступательное и шарнира 44, связанных с планкой 35, отклоняя планку 35 вместе с осью 21 генератора 6 на заданный угол + ϕ, например в сторону электропривода 41. После того, как ось 21 отклонится от нейтрального положения на угол + ϕ. электропривод 41 переключают на противоположное вращение, благодаря чему планка 35 вместе с осью 21 начнет перемещаться по пазам 33 с помощью направляющих шарниров 34, составной штанги 43, шарнира 44, шарнирно связанной с осью 21 муфты 22 в противоположном направлении до тех пор, пока ось 21 не отклонится от нейтрального положения на угол (-ϕ), после чего электропривод 41 переключается на противоположное вращение и операции колебаний оси на угол ±ϕпоперек направления на добывающую скважину повторяются. В результате этих колебательных движений генератора 6 производят обработку электромагнитной энергией некоторого сектора водонефтяного контакта 4 с углом захвата обработкой ±ϕ. Необходмое количество генераторов n , где R_к радиус контура питания.

Электрический переменный или постоянный ток, подаваемый в диполи 26, 27 в виде периодических импульсов, задаваемый источником электрических сигналов, причем в первый полупериод ток идет в одном направлении по первому диполю (наружному 26), а во второй полупериод ток идет в противоположном направлении по второму диполю (внутреннему 27). Во втором полупериоде первый диполь и в первом полупериоде второй диполь отключены, т.е. ток i в них равен нулю. Благодаря такому включению создается разная величина векторов электрической напряженности и магнитной индукции в разные полупериоды. Это достигается благодаря тому, что величина тока i₁ в первом диполе больше величины тока i₂ во втором диполе. Под действием сил =q и F₂=q[B] точечный заряд углеводорода q будет совершать движение, причем путь в первый полупериод будет длиннее в одном направлении, чем во второй полупериод в противоположном направлении, так как по условию F₁ > F₂, - вектор скорости движения точечного заряда q под действием силы F₁или под действием перепада давления ΔР между нагнетательными и добывающими скважинами.

Таким образом, укладывая диполи попарно в разных сечениях перпендикулярно оси экранирующей поверхности 24 и подавая в первые и вторые диполи электрический импульс по описанному выше, причем в каждые последующие попарные диполи или одновременно группами или со сдвигом фаз в 90^о относительно предыдущих, лежащих ближе к поверхности Земли, будет производить закачку электромагнитной энергии внутрь нефтяного пласта. Объемная плотность энергии w электромагнитного поля волны
W + где ε,ε_o диэлектрические проницаемости в среде и в вакууме;
μ,μ_o магнитные проницаемости, соответственно.

В плоской электромагнитной волне известна взаимосвязь величин Е и В:
εε_oE² Тогда величина w будет иметь вид
wε_oεE², отсюда видно, что объемная плотность энергии w прямо пропорциональна величине Е².

В нефтяном пласте обычно содержится вода и нефть в разных соотношениях. Вода содержит свободную (электрически нейтральную), а также рыхло и прочносвязанные фазы со стенками пор или со взвешенными частицами. Рыхло и прочносвязанные фазы воды притягиваются к стенкам пор благодаря электрическим силам взаимодействия диполей воды и свободно заряженных ионов водного раствора солей в порах. Кроме того известно, что породы имеют гидрофильные и гидрофобные поверхности на стенках пор. Гидрофильные смачиваются водой, гидрофобные нефтью. Смачиваемость также в своей основе имеет электрическую природу. Таким образом, выделяя в поровом пространстве единичный объем, мы имеем в нем некоторый точечный заряд q, который будет реагировать на приложенное электрическое поле напряженности и магнитной индукции Точечный заряд q будет совершать сложное движение в направлении геометрической суммы векторов и .

Если бы электpомагнитные волны были обычными (в первый и второй полупериоды величины и по модулю не менялись бы и в то же время были противоположны по направлению относительно положения равновесия) при их закачке в нефтяной пласт (НП) и ΔР 0, то точечный заряд q совершал бы колебательные движения с равной амплитудой в "стоячей среде".

При реализации воздействия на (НП) с помощью предлагаемого устройства при ΔР 0 точечный заряд q будет совершать в "стоячей среде" разноамплитудные колебания, что равносильно его движению в направлении большей амплитуды. Следовательно, необходимо направить (сориентировать) предлагаемое устройство так, чтобы равнодействующая двух векторов и была направлена вдоль (НП) параллельно его кровле и подошве в сторону добывающих скважин. Предлагаемое устройство электромагнитного излучения будет выполнять роль насоса в стоячей среде и будет иметь еще большую эффективность при ΔР > 0.

Не меняя принципа предлагаемого устройства электромагнитного излучения, возможно заложить его различные модификации. Например, чтобы первые диполи включались не последовательно со сдвигом фаз в 90^о, а одновременно, аналогично, чтобы и вторые диполи включались одновременно. Или, чтобы первые диполи включались одновременно, а из двух вторых диполей включался, например, только один, ближайший к поверхности Земли (ПЗ), или наиболее удаленный от (ПЗ). В этих случаях будет происходить суперпозиция вектора и , где j номер сечения перпендикулярно оси экранирующей поверхности, и возникает наибольшая разница в амплитудах относительно положения равновесия при колебательном движении точечного заряда q, что в итоге будет повышать эффективность воздействия устройства. Возможен вариант, когда первые диполи включаются одновременно, а из всех вторых диполей включается только один с наименьшими значениями модулей и , но каждые последующие одновpеменные включения первых диполей относительно предшествующих отстают по фазе на 90^о, за которыми во втором полупериоде включается аналогично второй указанный выше диполь. Включения этих модификаций устройства 6 в работу осуществляет комплекс 9. Обработку (НП) с помощью предлагаемого устройства (фиг.3-8) следует проводить с учетом возрастания дебита нефти добывающих скважин Q. Например, в начальный момент дебит нефти был Q_min. После обработки пласта в течение некоторого промежутка времени Δt₁ дебит нефти стал Q₁, значение которого Q₁ > Q_min. В результате сравнения исполнительный механизм выдает команду устройству на продолжение обработки (НП) до тех пор, пока Q_к+1 ≥ Q_к, К количество промежутков обработки (НП). Как только Q_к+1 ≅ Q_к, то производится поиск величины тока i и частоты генератора ω, при которых отклонения ΔQ_к+1 от Q_к будут наименьшими. Дебит добывающих скважин будет некоторое время расти в результате обработки (НП) электромагнитным излучением, далее выйдет на некоторую величину Q const, а затем по мере истощения извлекаемой нефти и достижения границы эффективности предлагаемого устройства начнет монотонно падать. Дебит Q от времени добычи t, будет иметь параболическую зависимости вида Q at² + bt + c. Следовательно, схема управления обработкой нефтяного пласта должна ориентироваться на максимум Q_max, сначала стремясь к нему, а затем после его достижения удерживаясь около него как можно дольшее время.

Все модификации работы предлагаемого устройства выполнены таким образом, что они могут включаться автономно с помощью управляющей программы.

Устройство (фиг. 3-7) выполнено так, что оно производит облучение (НП) электромагнитным полем в определенном секторе ±ϕ и совершает качающие движения поперек радиуса окружности 5 в пределах, обеспечивающих вдоль пласта максимум модуля вектора
(+)^1/2
Управление электромагнитным облучением нефтяного пласта 1, прием, переработку поступающей информации во время разработки месторождения, передачу команд исполнительным органам транспортных средств, генераторов 6, добывающих 2 и нагнетательных 3 скважин, сейсмоприемных станций 8 осуществляет информационно-вычислительный комплекс 9. Критерий подобия ζ движения контура 4 определяем из соотношения
ζ= R_i/R_o δ_i/δ_o,
δ_i=ζ˙δ_o, где R_o рассчетный радиус окружности 5 месторождения 1 в начальном состоянии;
R_i расчетный радиус окружности месторождения по истечении времени добычи t_i;
δ_o отклонения точек реального контура в начальном состоянии от соответствующих точек окружности 5 вдоль радиуса окружности;
δ_i подобные отклонения точек реального контура при их перемещении за время t_i от точек новой окружности радиусом R_i вдоль ее радиуса.

Если в процессе разработки месторождения с волновым воздействием отклонения точек реального контура от окружности не превосходят δ_i то выбранные режимы эксплуатации, включающие величину депрессии, расход воды, подаваемой в скважины 3, дебит нефти из скважин 2, частота и амплитуда тока, подаваемого в диполи 26,27, углы (α+β) и ϕ, режимы работы генератора 6, частота колебаний оси 21 вместе с генератором 6 находятся в норме, причем дебит добываемой нефти оптимален и не влияет на рассогласование. В случае, если δ>δ_i, комплекс 9 производит поиск решающих факторов, перечисленных выше, влияющих на критическое рассогласование, и дает команды исполнительным органам.

П р и м е р. Способ расстановки генераторов по контуру месторождения и автоматическое управление его движением и нефтедобычей приведены в описании изобретения. Ниже выполнены расчеты влияния волнового поля на свободную и связанную жидкость в порах.

Для упрощения расчетов полагаем, что сила электромагнитного поля, воздействующая на электрически заряженную частицу нефти и воды примерно одинакова. Далее приводим расчеты для молекул воды. Известно, что один граммоль воды равен 18 г. Число молекул в одном граммоле составляет 6,022˙10²³ (число Авогадро). В 1 см³ Н₂О содержится масса 1 г, а число молекул в нем составляет 0,334˙10²³ Масса m молекулы в виде диполя воды равна
m 3·10^-26 кг, где М граммоль воды, N_A число Авогадро. Дипольный момент М_о молекулы воды известен и он равен произведению заряда q диполя на его длину l
М_о ql 6,2 ˙10^-30 (кл.м.). Длина диполя
l 1,93·10^-11 (м)
q 2е 2˙1,6˙10^-19 (кл), где е заряд электрона. Число молекул воды на 1 см длины размещается N₁
N₁ 5,18·10⁸, а в 1 см² число диполей размещается N₁²
N₁² 26,8˙10¹⁶ Масса слоя молекул на площади 1 см² равна
М_сл 3 ˙10^-23˙26,8˙10¹⁶ 80,4 ˙10^-7 (г)80,4˙10^-10 кг.

Минимальная сила, необходимая для смещения одного слоя воды (нефти), относительно другого, определяется экспериментально, значение которой в первом приближении можно принять равной 10^-8 Н. Ускорение "а", развиваемое этой силой при перемещении одного слоя воды (нефти), составляет
a 1,24 м/c² Максимальную скорость вытесняемого флюида под действием электромагнитного излучения ограничиваем условно величиной 0,01 м/с. Определим время, за которое скорость возрастает от 0 до 0,01 м/с под действием этой силы.

t_o 0,00806 (c) ≈ 8·10^-3 c. При КПД 0,3 запишем условие равенства кинетической энергии смещаемого слоя воды (нефти) и энергии, посылаемой в пласт:
0,3·P₁t_o, (1) где Р₁ средняя мощность посылаемого импульса, необходимая для того, чтобы сдвинуть один слой диполей на площади 1 см²;
t_о время посылки импульса;
v средняя скорость движущегося слоя за время импульса.

Из соотношения (1) находим значение для Р₄
P₁ 0,42·10^-10 Вт.

Мощность, необходимая для того, чтобы сдвинуть 1 см толщины жидкости:
Р₂ N₁˙Р₁ 5,18˙10⁸˙0,42˙10^-10 2,18˙10^-2 Вт/см 2,18 Вт/м.

Путь S, пройденный слоем диполей за время воздействия импульса, вычисляется по формуле равноускоренного движения с начальной нулевой скоростью:
S 39,7·10^-6 ≈ 0,4·10^-4 м 0,4·10^-2 см. При толщине нефтяного пласта h 10 м, ширине захвата электромагнитным облуче нием l 10 м, средней пористости К_п 0,2, мощность, потребляемая на проталкивание жидкости на величину S, будет равна Р₃ K_п˙h ˙l˙P₂ ˙S 0,2˙10˙10 ˙2,18 x 0,4˙10^-4
17,44˙10^-4 Вт. Энергия, затрачиваемая на проталкивание жидкости в пласте на 1 м, равна:
P₄P=2,5·10⁴·17,44·10^-4=43,6 Вт/м Эта энергия потребляется за время t:
t=t 8·10^-3·2,5·10⁴=200 c При охвате облучением площади 100х100 м и вытеснении жидкости из пласта на пути 1 м потребная мощность составит Р₅
Р₅ 100˙ Р₄ 4360 Вт 4,36 кВт Диаметр витка диполя устройства конструктивно выберем равным 10 м, частоту генератора 2 кГц, тогда сопротивление излучению диполя r_изл
r_изл 1,36 Ом. Необходимая сила тока i для обеспечения заданной мощности Р₅
i 2,357·10³ A При диаметре витка диполя равном 20 м, частоте генератора f 10 кГц, сопротивление излучения
r_изл 4,3 Ом
i 0,236·10³ A.

Расчеты показывают, что для питания устройства нужен низковольтный генератор.

Приведенные выше расчеты показывают на реальность использования предлагаемых способа и устройства для разработки нефтяных и газоконденсатных месторождений, для интенсификации нефтедобычи из области пор, в которых находятся легкоизвлекаемые углеводороды. Но главный интерес представляет та область пор, пристеночная область, из которой нефть не извлекается при нефтедобыче. Силы сцепления жидкости к стенкам твердой породы имеют электрическую природу. По мере приближения молекул жидкости к стенке породы в поровом пространстве эти силы возрастают, а при удалении от нее уменьшаются, в центре поры они минимальны.

Для двух электрических зарядов, один из которых q₁ расположен на стенке породы, а другой q₂ представляет заряд молекулы жидкости, сила F взаимного притяжения рассчитывается по известной формуле
F где ε_o,ε- диэлектрическая проницаемость соответственно в вакууме и в среде;
r расстояние между зарядами. У диполя молекулы воды суммарный заряд q₂ 2е 2˙1,6˙10^-19 кл, примем ответный заряд на стенке породы по величине таким же, но противоположного знака, ε_o= [4π(9˙10⁹)]^-1, для воды ε= 81, величину r (1/2) l (м), l длина диполя молекулы воды, тогда F 1,22˙10^-7 Н (Калашников С.Г. Электричество, М. 1985, с.17, 18, 93).

При перемещении диполя молекулы воды по стенке поры действием сил внешнего электромагнитного поля возникает сила трения (F_тр1), которая связана с силой F притяжения двух указанных зарядов q₁ и q₂ через коэффициент трения К, который принят нами равным К 0,01.

(F_тр)₁ К F 0,01˙1,22˙10^-7
1,22˙10^-9 Н.

На площади в 1 см² находится диполей 5,18˙10⁸, как было найдено выше. Сила трения, возникающая на этой площади при перемещении указанного количества диполей буде равна
F_тр 5,18˙10⁸˙ (F_тр)₁ 5,18˙10⁸x
x 1,22˙10^-9 0,632 Н Как только движущая сила F, обусловленная воздействием электромагнитного поля, окажется больше силы F_тр, то рассматриваемый слой жидкости начнет совершать ускорнное движение.

Если диаметр d среднего диполя 27 по высоте генератора 6 (фиг.4) выбран равным 10 м, то облучаемый объем v нефтяного пласта толщиной h 10 м составит под генератором
V h=0,785·10³ м³. При удельной поверхности S_ф 10³ м²/м³ общая поверхность S_п порового пространства внутри объема v
S_п785˙10³ м²
При значениях коэффициентов пористости К_п 0,2, остаточной водонасыщенности К_ов 0,4,остаточной нефтенасыщен- ности К_он 0,32 объемы порового пространства внутри объема пласта v V_пор0,2˙0,785˙10³ 0,157˙10³ м³, остаточной воды V_ов 0,4 ˙0,2 ˙0,785˙10³=0,0628˙10³ м³, содержащейся нефти V_н0,157˙10³
0,0628˙10³ 0,0942˙10³ м³, остаточной нефти V_он 0,32˙V_н≈0,03˙10³ м³. Дополнительный объем нефти при добыче ее путем заводнения месторождения возможно получить за счет остаточной нефти, часть которой предполагается извлекать предлагаемыми способом и устройством. Толщина слоя остаточной нефти, который можно равномерно распределить по всей внутренней поверхности порового пространства объемом V, составляет δ
δ 3,84·10^-5 м. Выше было показано, что в 1 см длины уменьшается 5,18˙10⁸ молекул, составляя пропорцию, определим число слоев таких молекул в общем слое остаточной нефти толщиной δ
N_δ 19,89·10⁵ (слоев) Сила, необходимая для того, чтобы сдвинуть один слой на площади S_п 785˙10³ м², равна
F₁ T ˙S_п 0,632˙10⁴˙785˙10³
496˙10⁷ Н, где Т сила, необходимая для сдвига слоя диполей на площади 1 м² (Т/м²= 0,632˙10⁴ H). Электрический заряд q₁ одного слоя диполей, расположенных на площади 1 м², составляет
q₁ 2еN₁²˙10⁴ 2˙ 1,6˙10^-19˙26,8 x
x 10¹⁶˙10⁴ 85,76˙10¹ кл/с², а на площади S_п
q= q₁S_п 85,76 ˙10¹˙785 ˙10³ 67321,6˙10⁴ кл. Напряженность Е электрического поля, которую нужно создать в объеме V нефтяного пласта, чтобы сдвинуть с места слой диполей на поверхности S_п
E 7,3676 H/кл. Напряженность магнитного поля Н
H E 7,3676=0,01954 H/кл, μ_o- магнитная постоянная; μ_o 4π˙10^-7 СИ.

=,
= = 4π·10^-7·0,01954=0,2455·10^-7 Сила, действующая на движущийся заряд в магнитном поле, равна
F_м=qvBsin(,)=qvB.

Сила Лоренца, действующая на движущийся заряд, равна
=q+q[]
v 0,7746·10⁸ м/с, где С скорость света в вакууме, С 3˙10⁸ м/с, а относительная диэлектрическая проницаемость для горной породы взята как для стекла, равная 15, магнитная проницаемость соответственно равна μ= 1
F_м q v B 67321,6˙10⁴˙0,7746 x
x10⁸˙0,2455˙10⁷ 12802˙10⁵ Н.

Время распространения электромагнитной волны с поверхности Земли до нефтяного пласта, расположенного, например, на глубине 3˙10³ м за четверть периода составляет t
t 3,873·10^-5=38,7·10^-6 c=38,7 мкс Полный период составит время
Т 38,7˙10^-6 ˙4 154,8˙10^-6 с Частота колебаний в секунду будет равна
f 6,46·10³ Гц Круговая частота за 2π единиц времени составляет
ω= 2πf 40,59˙10³ рад/с. Угол β направления оси 21 генератора 6 (фиг.4) к вертикали
β=arctg arctg ≈ 0^° Пусть угол α=10^о (угол наклона пласта к горизонтальной плоскости). Следовательно, угол (α+β) ≈10^о. Напряженность электрического поля в элементе пласта, отстоящем на расстоянии r 3˙10³ м от поверхности Земли, в среднем равна Е 7,3676 Н/кл. Через параметры электрического диполя величина Е выражается следующим образом
E sin(ωt-Rr). Известно, что
v λf; (v скорость волны, λ- длина волны, f частота колебаний).

0,7746˙10⁸ λ˙6,46˙10³;
λ= 12˙10³ м
R 0,5233·10^-3 рад/м (волновое число)
sin(ωt Rr) 1 при t 0,077376˙10^-3 с;

P_oi_o
i_o 998,67·10³ A Средняя мощность , развиваемая диполем на глубине r 3˙10³ м, составляет
Если учитывать глубину пласта и определять параметры волнового воздействия в его нижней части, то при r 3,01˙10³ м при
t=t_нT 38,86·10^-6 c;
Т_н 4t_н 155,44˙10^-6 с;
f_н 6,43·10³ Гц
ω_н= 2πf 40,4˙10³ рад/с.

Е_н 7,3678 Н/Кл (в нижнем слое пласта толщиной 1 м).

P
(i_o)_н 1006,5·10³ A
Таким образом, изменяя частоту колебаний от 6,43 кГц в нижней и до 6,46 кГц в верхней части и соответственно, силу тока i_о в электрическом диполе от 1006,5˙10³ до 998,67˙10³ А, захватывают волновым воздействием все слои жидкости нефтяного пласта, повышая его нефтеотдачу за счет сдвига (состругивания) пристенных слоев нефти порового пространства, образующей остаточную нефть, в сторону добывающих скважин. Приведенный расчет выполнен для одного проволочного диполя. В случае согласованного одновременного включения нескольких N диполей, нагрузку в каждом диполе можно уменьшить в N раз. Так, например, для устройства, содержащего 8 сдвоенных диполей, нагрузка будет в каждом диполе i_o/8 и составит для обработки верхней части пласта 124,8˙10³ А, нижней 125,8˙10³ А, при промежуточных значениях силы тока волновой обработкой будет захвачена остальная по толщине часть пласта. Средняя мощность, развиваемая электрическим диполем на глубине r≈3010 м при состругивании слоев остаточной нефти (воды) со стенок пор в сторону добывающих скважин составляет
≈ 0,072 B·A Полную энергию w, излучаемую диполем или генератором 6 в единицу времени, подсчитываем по формуле
W i2o

18·10⁷ Дж/с, а сопротивление излучению диполя r_изл
r_изл 0,361·10^-3 Ом. При значении КПД 35% с учетом потерь мощность излучателя должна быть больше
51,43·10⁷ Дж/с. Сопротивление излучателя с учетом потерь должно быть меньше
r_и.п 5·10^-4 Ом Подаваемое напряжение к электрическому диполю "U"
u 515 B Объем остаточной нефти в объеме V пород пласта внутри цилиндра диаметром 10 м и высотой 10 м определяем по толщине слоя остаточной нефти δ, равномерно покрывающей внутреннюю поверхность порового пространства S_п
V_δ= δ˙S_п 3,84˙10^-5˙785˙10³3014,4˙10^-2 м³≈30,144 м³. Масса m_δ остаточной нефти объемом V_δсоставляет
m_δ= ρ_н V_δ= 0,85˙30,144 25,622 т
2,5622˙10⁴ кг Масса одного слоя диполей жидкости внутри объема породы V будет меньше, поскольку в толщине δ уменьшается, как было оценено ранее, 19,89˙10⁵слоев:
m_сл 1288·10^-5 кг. Учитывая баланс кинетической энергии состругиваемого слоя нефти и затрачиваемой на это энергии, доходящей до пласта с поверхности Земли, имеем
T,
0,072·155,44·10^-6
v²,74·10^-3 м²/с² Путь слоя в 1 м будет пройден за время
t 23,8 с Весь слой толщиной δ на 1 м продвинется за время
t_δ= 23,8˙19,89˙ 10⁵ 5,48˙10² сут 548 сут. На самом деле слои нефти могут состругиваться волновым полем не по одному слою, а сразу несколькими слоями, что значительно ускорит процесс вытеснения остаточной нефти.

Использование предлагаемых способа и устройства позволит производить отработку месторождений высококачественно и без больших потерь в недрах. Их применение в масштабах нефтедобывающей отрасли и повышение за счет новой предлагаемой технологии нефтеотдачи хотя бы на одну треть от остаточной нефтенасыщенности, оставляемой в недрах при обычных технологиях нефтедобычи, даст ощутимый реальный экономический эффект, их также можно применять для повышения нефтеотдачи и вторичного воздействия на преждевременно отработанные месторождения из-за нарушения технологий нефтедобычи.

Сущность способа: орпеделяют границу месторождения по водо-нефтеному контакту. Внутри контура размещают не менее трех сейсмических станций. За контуром равномерно на транспортных средствах распологают генераторы электромагнитных волн. При воздействии создают движущую силу в пласте, направленную в сторону добывающей скважины. Скважины снабжены расходомерами и исполнительными органами. Вся информация поступает в информационно-вычислительный комплекс, производя автоматическое управление движением контура месторождения и дебитом добывающих скважин. Поддерживают контур в оптимальных пределах. 2 с.п. ф-лы, 4 з. п. ф-лы, 8 ил.

1. 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, отличающийся тем, что, с целью повышения нефтеотдачи, одновременно с волновым воздействием воздейсвуют электромагнитными волнами от электромагнитных генераторов, причем электромагнитные генераторы размещают за контуром месторождения и для каждого генератора определяют величину и амплитуду электромагнитных волн, при этом путем воздействия электромагнитными волнами создают движущуюся силу в пласте, направленную к добывающей скважине, и осуществляют контроль за продвижением водонефтяного контакта и сохранением его подобия исходному положению. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что после выработки запасов нефти и газоконденсата определяют линзы пород с пониженными пористостью и проницаемостью, воздействуют электромагнитными волнами на одну боковую поверхность линзы, а движущую силу в пласте создают по направлению к добывающей скважине, вытесняя нефть через противоположную боковую поверхность линзы. 3. Оборудование для разработки нефтяного и газоконденсатного месторождения, включающее наземные источники волновой энергии, размещенные внутри контура месторождения, сейсмоприемные станции и сейсмоприемники, размещенные вблизи устьев скважин, расходомеры и исполнительные органы скважины, отличающееся тем, что, с целью повышения нефтеотдачи, за контуром месторождения оно снабжено размещенными на транспортных средствах генераторами электромагнитных волн и центральным автоматизированным информационно-вычислительным центром, причем 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. 4. Оборудование по п.3, отличающееся тем, что внутри контура месторождения установлено не менее трех сейсмических станций. 5. Оборудование по п.3, отличающееся тем, что конический корпус генератора снабжен верхней неподвижной и нижней траверсами, поворотным приспособлением в вертикальной плоскости и приводами, смещающими его ось внутри телесного угла с углом раствора 90^o с возможностью осуществления колебаний поперек направления к добывающей скважине в плоскости, образующей угол (α+β)^° с вертикалью, где α угол, образуемый нефтяным пластом с горизонтальной плоскостью, b поправочный угол, вычисляемый по параметрам электромагнитного поля. 6. Оборудование по п.5, отличающееся тем, что приводы оси конического генератора электромагнитных волн выполнены в виде электромагнитов, соленоиды которых жестко прикреплены к неподвижной верхней траверсе, а сердечники жестко связаны с фланцем.