Способ повышения нефтеотдачи пластов в процессе добычи нефти и устройство его реализации

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использована в области добычи жидких полезных ископаемых, в основном при глубинно-насосной эксплуатации, в частности, нефтяных скважин. Включает способ повышения нефтеотдачи пластов в процессе добычи нефти и устройство для его осуществления. Для осуществления способа создают длительное волновое воздействие на пласт в процессе добычи жидкости и при использовании штатного насосного оборудования, работающего в циклическом режиме добычи нефти. При этом осуществляют контроль и анализ направленности изменений текущих параметров добываемой жидкости и добывающей установки, с учетом изменений энергетических и фильтрационных свойств пласта, а также оперативное управление параметрами воздействия. Обеспечивает расширение контура питания скважины, повышение фильтрационных свойств пласта и за счет этого - увеличение объема добычи нефти от скважины. Устройство для реализации способа состоит из ключа, блока измерителя, блока управления и блока контроля информации, который через первый и второй модемы и канал связи подключен к блоку управления устройства и терминалу измерительных средств добывающего комплекса. Обеспечивает одновременную реализацию циклического режима добычи и волнового воздействия на пласт, а также измерение параметров жидкости и добывающего комплекса. 2 н. и 5 з.п. ф-лы, 6 ил.

 

1. Область техники

Изобретение относится к области добычи жидких полезных ископаемых, в основном в нефтедобывающей промышленности, и может быть использовано при глубинно-насосной эксплуатации, в частности, нефтяных скважин.

2. Уровень техники

Известны способы волнового воздействия на продуктивный пласт с целью интенсификации добычи жидкости. К таким способам относится способ интенсификации добычи нефти и реанимации простаивающих скважин путем электромагнитного резонансного воздействия на продуктивный пласт (патент RU №2379489). Сущность способа состоит в создании с помощью аппаратуры управления и генератора-приемника модулированных электромагнитных колебаний, направленных от добывающей скважины и встречно, от одной из ближайших соседних скважин в сторону добывающей скважины. При этом формируют резонансные, электромагнитные колебания, вызывающие колебания молекул и атомов углеродного флюида с пиковой резонансной амплитудой в вертикальной, горизонтальной и иной плоскости. Пиковые резонансы направляют в процессе соударений со скелетом коллектора в сторону добывающей скважины повторяющимися пробегами.

Недостатки способа - необходимость в дополнение к добывающей установке применять специализированную сложную и дорогостоящую наземную и погружную электромагнитную аппаратуру. К тому же способ реализует хоть и перемещаемый по пласту, но все же локальный эффект, не распространяющийся одновременно на достаточно обширную область пласта и не гарантирующий сохранение эффекта во времени. При применении циклического способа добычи нефти резонансные колебания интерферируют с волной давления, возникающей при действии добывающей установки, что может искажать планируемый эффект.

Известен стандартный способ аналитической оценки гидродинамических параметров пласта с помощью кривой восстановления давления (например, В.И.Щуров. Технология и техника добычи нефти, гл. VI, раздел 3). Недостаток способа - для снятия кривой восстановления давления необходимо останавливать процесс добычи на достаточно длительное время, а это вынуждает применять этот способ для действующей скважины только через весьма длительные промежутки времени.

Известно влияние глубокого проникновения колебаний в пласт с одновременным воздействием на обширную область пласта (Кольчицкая Т.Н. и др. Влияние циклических режимов эксплуатации скважин на изменение состояния нефтегазовых пластов, стр.81-84). Однако при этом не определен наилучший диапазон частот.

Известен также принятый заявителем за наиболее близкий аналог способ повышения нефтеотдачи пластов в процессе добычи нефти, в котором осуществляют периодическое создание гидродинамических импульсов в циклическом режиме штатной добычи жидкости со скоростью откачки, превышающей скорость притока жидкости, перед началом эксплуатации по комплексу показателей определяют управляющие параметры воздействия (патент на изобретение RU №2190087).

Недостаток способа состоит в том, что управляющие параметры воздействия на пласт устанавливают на основе расчетных данных по состоянию скважины и пласта на момент начала эксплуатации. С ходом эксплуатации энергетика и фильтрационные свойства пластов постоянно меняются и точно предсказать их поведение во времени невозможно. Соответственно, данные, на основе которых проводят расчеты, достаточно быстро устаревают. К тому же, из-за неоднородности структуры пласта, на воздействие с конкретными параметрами может откликаться не весь пласт, а только какие-то его части. При этом теоретически возможны и в практике встречаются ситуации, когда воздействие имеет даже отрицательный результат. В итоге способ не обеспечивает при длительной эксплуатации контроль эффективности воздействия и управление параметрами воздействия на пласт.

В части устройства за наиболее близкий аналог принято устройство управления по патенту на изобретение RU 2352768, включающее ключ 1, блок измерителя 2, блок управления 3, модемы 4 и 6 и канал связи 5. Первый вход ключа соединен с силовой электросетью, второй вход - с выходом блока управления 3. Выход ключа связан с шиной питания электропривода насоса 8 и входом блока измерителя 2. Выход блока 2 соединен с входом блока управления 3, порт ввода-вывода которого через модем 4, канал связи 5 и модем 6 соединен с внешним абонентом. Устройство обеспечивает реализацию циклического режима добычи - управляет включением и выключением двигателя насосной установки и задает управляющие параметры воздействия по программе работы или по командам внешнего абонента.

Недостаток устройства - отсутствие контроля поведения параметров, определяющих тенденцию изменения характеристик пласта.

3. Сущность изобретения

3.1. Задача

Техническая задача состоит в повышении фильтрационных свойств пласта за счет текущего контроля эффективности волнового воздействия и оперативного управления параметрами воздействия при циклическом способе добычи нефти.

Технический результат состоит в повышении нефтеотдачи пласта за счет своевременной коррекции направленности изменений в условиях добычи нефти.

3.2. Перечень чертежей

На фиг.1 приведена блок-схема устройства управления, на фиг.2 - структура добывающего комплекса, на фиг.3 - циклограмма работы устройства управления; на фиг.4 - типовая кривая восстановления давления; на фиг.5 - форма волны давления; на фиг.6 - циклограмма работы насосной установки, где 1 - ключ, 2 - блок измерителя, 3 - блок управления, 4 - первый модем, 5 - канал связи, 6 - второй модем, 7 - блок контроля информации, 8 - шина питания насосной установки, 9 - скважина, 10 - насосная установка, 11 - датчик давления на приеме насоса, 12 - коллектор нефтесбора, 13 - комплект устройств измерения параметров жидкости, входящих в добывающий комплекс; T1 - периодичность графиков зависимости измеряемых параметров, Т2 - периодичность укороченной во времени кривой восстановления давления заданного интервала ΔТ, Т3 - периодичность полной кривой восстановления.

3.3. Отличительные признаки

Способ, в отличие от известного, включает следующие операции: в процессе добычи с целью оперативного контроля условий добычи измеряют и запоминают группу текущих параметров жидкости и добывающей установки, строят с периодом T1 графики зависимости группы текущих параметров от времени, по группе полученных синхронных зависимостей оценивают направленность изменений в условиях добычи и физическую значимость изменений. Для контроля оценки снимают с периодом Т2 укороченную во времени кривую восстановления давления ΔТ и с периодом Т3 полную кривую восстановления давления, формируют с помощью данных кривых текущие аналитические оценки гидродинамических параметров пласта и их изменения во времени, далее сопоставляют текущие аналитические оценки и синхронизированные с ними оценки направленности изменений в условиях добычи, по результатам сопоставления выявляют, запоминают и накапливают образцы устойчивого поведения группы текущих параметров на рассматриваемом интервале времени, устанавливают соответствие образцов поведения параметров с различными вариантами реакции пласта на волновое воздействие, оценивают соответствие фактической и требуемой реакции, по результату оценки принимают решение о сохранении, коррекции или существенном изменении величины управляющих параметров воздействия.

В перечень группы текущих параметров жидкости и добывающего комплекса в процессе добычи включают давление на приеме насоса, скорость притока жидкости, дебит скважины, соотношение нефти и воды в добываемой жидкости, вязкость жидкости, плотность жидкости, время накопления и время откачки жидкости, энергопотребление насосного оборудования.

Перед измерением полной или укороченной во времени кривой восстановления давления откачивают жидкость из скважины до отключения насосной установки по граничному условию - признаку недогрузки, далее при выключенной установке последовательно во времени измеряют с помощью погружного датчика текущее давление на приеме насоса, регистрируют последовательность, при этом измерение полной кривой проводят до окончания роста давления, а измерение укороченной кривой проводят в течение заданного интервала времени ΔТ, по полученным кривым с помощью стандартных методик рассчитывают текущие гидродинамические параметры пласта для полного и укороченного вариантов кривой восстановления давления, зарегистрированные кривые сохраняют, отображают и документируют в виде таблиц и графиков с привязкой ко времени.

Длительность интервала ΔТ для укороченной кривой восстановления выбирают так, чтобы его длительность превышала длительность нескольких циклов работы насосной установки, но была существенно меньше длительности съема полной кривой. При этом погрешность расчетов гидродинамических параметров по укороченной кривой выше, чем по полной кривой, однако она вполне приемлема для проведения текущих оценок и оправдана сокращением простоев в процессе добычи.

В качестве управляющих параметров воздействия используют величины интервалов времени накопления и времени откачки и вычисленные на их основе с помощью кривой восстановления давления граничные величины давления Рмин и Рмакс, а также скорость откачки жидкости. Изменение граничных величин давления позволяет регулировать амплитуду и частоту волны давления. Изменение скорости откачки обеспечивает регулирование соотношения времени откачки и времени накопления и тем самым дает возможность изменять форму волны давления.

Первоначальные граничные величины давления на приеме насоса Рмин и Рмакс определяют путем наложения отрезка времени накопления Тн на ось времени графика полной кривой восстановления давления так, чтобы средняя крутизна кривой на отрезке Тн соответствовала ожидаемому дебиту.

Устройство, в отличие от известного, содержит блок контроля информации, порт ввода-вывода которого через второй модем и канал связи соединен с терминалом комплекта устройств измерения добывающего комплекса, а через второй модем, канал связи и первый модем - с блоком управления устройства.

Существо предложенного способа заключается в следующем.

При циклическом режиме работы насосной установки формируется волна давления на пласт по структуре «депрессия - восстановление». В фазе откачки цикла создается депрессия на пласт, в фазе накопления давление пласта восстанавливается под действием напора воды от нагнетательных скважин. Таким образом, волновое воздействие на пласт осуществляют с помощью того же самого насосного оборудования, которое используют и для добычи жидкости. Длительность воздействия при этом равна длительности процесса эксплуатации скважины (год и более), а частота волны воздействия соответствует частоте циклов добычи, т.е. лежит в диапазоне инфранизких частот. Исследования показали, что именно в этом диапазоне частот обеспечивается наиболее глубокое и эффективное проникновение колебаний в пласт и одновременное воздействие на обширную область пласта.

В итоге многократное, длительное циклическое воздействие на пласт в диапазоне инфранизких частот приводит к снижению прочности структуры породы, образованию микротрещин, расширению внутрипорового пространства породы, а также очистке поровых каналов от закупоривающих частиц и в итоге к повышению фильтрационных характеристик пласта и увеличению нефтеотдачи. За счет длительного воздействия постепенно расширяется область пласта, которую охватывает воздействие, и, соответственно, увеличивается область питания скважины.

Перед началом эксплуатации назначают по методике способа-аналога значения управляющих параметров воздействия - время откачки То и время накопления жидкости в затрубном пространстве Тн (фиг.3), выбирают и устанавливают насосную установку, с производительностью, превышающей ожидаемый дебит, и откачивают из скважины жидкость до минимально возможного уровня - до остановки двигателя установки по сигналу недогрузки.

Далее при выключенном двигателе снимают с помощью устройства управления (фиг.1) и погружного датчика давления 11 (фиг.2) полную кривую восстановления давления и отображают ее на графике (фиг.4). Для определения граничных величин давления размещают на оси времени Т (фиг.4) отрезок Тн так, чтобы средняя крутизна кривой на участке Тн соответствовала ожидаемому дебиту. Точки на кривой, соответствующие началу и концу участка Тн (Рмин и Рмакс), далее определяют как граничные величины давления на приеме насоса, вводят их в память блока управления 3 и используют в качестве первичных управляющих параметров насосной установки.

В процессе последующей работы насосную установку включают, когда давление в скважине достигает верхней границы, а выключают, когда давление достигает нижней границы, в каждом цикле измеряют и регистрируют время простоя и время работы установки. В итоге циклограмма работы насосного оборудования выглядит в виде графика на фиг.3. График давления (фиг.5) имеет характер волны с размахом (Рмакс - Рмин) и периодом цикла, равным Тн+То. При реальных параметрах цикла, например периоде, имеющем величину порядка 3 часов (10800 секунд), частота волны находятся в диапазоне 10^-4 Гц. Именно в этом диапазоне частот (инфразвуковые частоты ниже 0.5 Гц) обеспечивается наиболее глубокое проникновение волны давления в пласт и, соответственно, увеличение области ее воздействия.

В процессе эксплуатации скважины проводят измерения группы текущих параметров с периодом Т1 (например, 2 недели - месяц). В отличие от способа-аналога в состав группы входят только параметры, доступные для измерений в процессе добычи жидкости. Синхронизированную во времени и датированную группу данных сохраняют в архиве устройства управления.

Привлечение к анализу группы параметров вызвано тем, что каждый из них характеризует лишь частные, не всегда однозначные по результату, изменения в условиях добычи, но не направленность изменений в целом. Например, увеличение дебита жидкости может означать как увеличение добычи нефти, так и увеличение обводненности. Поэтому к анализу привлекают группу параметров, в которую входят - давление на приеме насоса, дебит скважины, соотношение нефти и воды в добываемой жидкости, вязкость жидкости, плотность жидкости, время накопления Тн и время откачки То, энергопотребление насосного оборудования и др. Для совместной обработки параметров строят на одном носителе графики зависимости каждого параметра от времени. По полученным зависимостям оценивают направленность изменений условий добычи и их физическую значимость.

Например, если время накопления Тн при фиксированных граничных значениях давления (Рмин и Рмакс) увеличивается, то это свидетельствует об уменьшении средней скорости притока жидкости. Если же это время постепенно уменьшается, то это признак увеличения скорости притока. Средние изменения скорости должны соответствовать изменению дебита и подтверждаться ими.

Изменение вязкости жидкости говорит о вовлечении в поток других видов нефти, ранее в потоке отсутствующих, т.е. о расширении зоны воздействия на пласт.

Изменение плотности жидкости свидетельствует об изменении ее состава. Эти же данные подтверждаются изменениями времени откачки и энергопотребления насосной установки.

Изменение соотношения воды и нефти в жидкости характеризует изменение продуктивности пласта.

По группе параметров, устойчивые изменения которых имеют синхронное, единое по смыслу направление, оценивают версии вектора изменений структуры пласта, определяют их по смыслу изменения и далее оценивают как позитивные и негативные с точки зрения поставленной технологической задачи. Единство направленности изменений различных параметров в группе расценивают как признак достоверности оценки.

Например, если увеличение дебита сопровождается увеличением плотности жидкости и увеличением доли воды в составе жидкости, то это означает увеличение обводненности, и такую тенденцию признают негативной. И, наоборот, если доля нефти в жидкости увеличивается, то при сохранении или увеличении дебита такую тенденцию признают позитивной и принимают решение о сохранении параметров цикла.

Для контроля оценки по группе текущих параметров эту оценку сверяют с аналитическими, расчетными оценками, которые получают с использованием известных стандартных методик (Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти, М.: Альянс, 2005, гл. VI, раздел 3, с.197-203). Для получения расчетных оценок снимают с заданным периодом Т2 (например, 3 месяца) укороченную во времени кривую восстановления давления - ΔТ. Длительность укороченной кривой ΔТ (фиг.4) назначают так, чтобы она включала несколько циклов работы насосного оборудования, например 24 часа. Часто снимать полную кривую нецелесообразно и недопустимо по технологическим соображениям, так как эта процедура длительная (несколько суток) и ее выполнение приводит к остановке процесса добычи жидкости. Результаты расчетных оценок по кривым восстановления давления и их изменениям сопоставляют с изменяющимися во времени оценками по измеряемым параметрам.

По результатам сопоставления выявляют устойчивые образцы поведения группы текущих параметров, устанавливают соответствие образцов поведения с различными вариантами реакции пласта на волновое воздействие с конкретными параметрами. К различным видам реакции относят, например, такие как увеличение дебита, увеличение обводненности, отсутствие изменений - стабилизация и др.

После выявления конкретной направленности оценивают его расхождение с требуемой направленностью, по результатам сравнения и интерпретации сохраняют или измеряют управляющие параметры воздействия - длительности фазы откачки, фазы накопления или скорости откачки для поддержки или изменения вектора развития процесса.

При длительной эксплуатации снимают с периодом Т3 (1 год) полную кривую восстановления давления, по ней оценивают гидродинамические характеристики пласта, сравнивают эти характеристики с характеристиками на предыдущем периоде Т3, по выявленным изменениям и результатам промежуточных оценок определяют эффективность воздействия на пласт и контролируют оценки, полученные по укороченным кривым.

Достоинство способа - возможность создания длительного контролируемого и управляемого волнового воздействия на пласт в диапазоне инфранизких частот с помощью штатного насосного оборудования, без привлечения дополнительных технических средств.

Эффективность способа заключается в расширении контура питания скважины и повышении фильтрационных свойств пласта. За счет этого увеличивается добыча нефти от скважины и, соответственно, сокращается потребность в освоении новых скважин для полного охвата пласта дренированием. Практические результаты применения способа состоят в увеличении объема добываемой нефти от одной скважины на 10-25%.

Расширение контура питания обеспечивают за счет длительного волнового воздействия на пласт в диапазоне инфранизких частот.

Фильтрационные свойства пласта повышают за счет оперативного управления параметрами воздействия для поддержки позитивных тенденций в условиях добычи жидкости или препятствия тенденциям негативным.

Реализация способа

Способ реализуется с помощью устройства, в состав которого входят: ключ 1, блок измерителя 2, блок управления 3, первый и второй модемы 4 и 6, канал связи 5 и блок контроля информации 7. Первый вход ключа 1 соединен с силовой электросетью, второй вход с выходом блока управления 3. Выход ключа 1 связан с шиной питания насосной установки 8 и входом блока измерителя 2. Выход блока 2 соединен с входом блока управления 3. Порт ввода-вывода блока управления 3 подключен к первому модему 4, порт ввода-вывода блока контроля информации 7 через второй модем 6 и канал связи 5 соединен с первым модемом 4 и терминалом комплекта устройств измерения и анализа добывающего комплекса 13.

Ключ 1 осуществляет коммутацию напряжения силовой сети и обеспечивает включение и выключение питания двигателя насосного оборудования по команде от блока управления 3.

Блок измерителя 2 осуществляет контроль состояния насосного оборудования (включено - выключено) путем измерения и аналого-цифрового преобразования величины тока, потребляемого двигателем, а также прием и преобразование сигналов погружного датчика давления 11, передаваемых по шине питания насосной установки 8. Выходные сигналы измерителя 2 передаются на вход блока управления 3.

Блок управления 3 реализует циклический режим работы насосного оборудования, при этом управляет работой ключа 1, воспринимает данные от измерителя 2, измеряет длительности интервалов накопления и откачки Тн и То (фиг.3), ведет информационный обмен с блоком контроля информации 7 по каналу связи 5 через модемы 4 и 6. В процессе информационного обмена передает измеренные данные (токи, давление, длительности) блоку 7, воспринимает от него и использует для управления параметры цикла работы насосной установки (Рмин и Рмакс).

Первый и второй модемы 4 и 6 обеспечивают физическое и логическое сопряжение устройств абонентов (блоков 3 и 7) с каналом связи 5.

Блок контроля информации 7 обеспечивает сбор информации от блока управления 3 и средств измерения 13 добывающего комплекса, а также осуществляет архивирование данных, необходимую их обработку, оперативное отображение и документирование.

Блоки 1, 2, 3 и 4 располагаются в непосредственной близости от скважины и обеспечивают местное автоматизированное управление процессом добычи жидкости.

Блоки 6 и 7 могут быть территориально удалены от скважин и располагаться в центрах обработки и анализа данных.

Устройство работает следующим образом.

Для реализации функций, предусмотренных способом, устройство обеспечивает работу в режимах:

- Режим эксплуатации (добычи) - реализует сбор данных от погружной насосной установки и управление включением/выключением установки. Режим выполняют постоянно.

- Режим сбора данных от комплекта устройств измерения добывающего комплекса - выполняют периодически с периодом Т1 (2 недели - 1 месяц) без остановки режима эксплуатации.

- Режим настройки и проверки эффективности - осуществляет снятие полной кривой восстановления давления. Режим выполняют перед началом эксплуатации и далее - периодически, с периодом Т3 (ориентировочно - 1 год). Режим выполняют при остановке процесса эксплуатации на 3-4 суток, но без подъема глубинно-насосного оборудования.

- Режим контроля - съем укороченной во времени кривой восстановления давления (ΔТ с периодом выполнения Т2 (ориентировочно 3-4 месяца)). Выполняют с кратковременной (не более чем на сутки) остановкой эксплуатации.

Пример циклограммы работы устройства управления (фиг.3)

В режиме эксплуатации осуществляют добычу жидкости в циклическом режиме. При этом погружной датчик давления 11 (фиг.2) передает по силовой шине питания 8 данные блоку измерителя 2, который преобразует их в стандартную цифровую форму и передает блоку управления 3. Периодичность передачи 10-20 секунд. Блок 3 сравнивает текущие данные с заданными Рмин и Рмакс (фиг.4) и, соответственно, включает или выключает насосную установку, реализуя тем самым циклический режим ее работы. Контроль исполнения циклического режима блок 3 осуществляет по результатам измерений тока в шине питания 8, которые выполняет блок 2. В каждом цикле блок 3 измеряет длительности интервалов простоя и работы насосной установки Тн и То (фиг.3) и передает эти данные блоку контроля информации 7 по каналу связи 5 через модемы 4 и 6. Полученные данные и сопровождающие их коды времени блок 7 накапливает в первом отделе архива данных. Темп поступления данных равен длительности цикла работы оборудования (например, 3 часа). Блок 7 также вычисляет средние значения этих параметров за период Т1 (2 недели - 1 месяц), что необходимо для выявления устойчивых изменений и выравнивания темпов накопления относительно быстрых и медленных типов данных.

Режим сбора данных от комплекта устройств измерения 13 (фиг.2) активизируют в конце интервала Т1 (фиг.6), например в конце месяца или двухнедельного периода. В этом режиме блок 7 получает по каналу 5 данные от терминала 13, приводит их к единой форме представления и накапливает сформированные данные и соответствующие коды времени во втором отделе архива. В этот же отдел архива заносят усредненные по интервалам времени Т1 данные Тн и То и текущие значения граничных величин Рмин и Рмакс. В итоге во втором отделе архива накапливаются записи групп параметров, имеющих единый темп поступления, и характеризующие временные срезы состояния условий добычи. Наличие двух отделов архива объясняется существенным различием темпов поступления данных в разные отделы. Данные первого отдела позволяют анализировать относительно быстрые изменения, а данные второго отдела - устойчивые тенденции.

Анализ процесса добычи и выявление направленности изменений во времени блок 7 обеспечивает визуальным отображением и документированием заархивированных данных в табличной и графической форме.

В режиме настройки и проверки эффективности устройство обеспечивает съем и построение полной кривой восстановления давления (фиг.4). В этом режиме производят максимально возможную откачку жидкости (до срабатывания защиты насосной установки от недогрузки), затем в процессе притока жидкости производят измерение текущего давления с помощью погружного датчика 11 (фиг.2). Датчик 11 передает по силовой шине питания 8 (фиг.2) данные о давлении блоку измерителя 2 и далее, после преобразования, - блоку управления 3 (фиг.1). Период обновления данных составляет 10-20 секунд. Блок управления 3 фиксирует данные и время их поступления, накапливает данные за заданный интервал времени и формирует пакет данных. Далее, скомпонованный пакет данных блок 3 передает блоку контроля информации 7. Темп накопления и передачи пакетов данных устанавливают таким, чтобы не перегружать канал связи и в то же время обеспечивать возможность контроля формирования кривой восстановления давления в реальном времени (каждые 10-20 минут). Блок 7 запоминает принятые пакеты и отображает данные в виде наращиваемого изображения на экране монитора и, при необходимости, в виде документа (таблицы, графика). На зарегистрированной в виде графика кривой восстановления давления оператор по заданному интервалу Тн и ожидаемой величине дебита устанавливает значения Рмин и Рмакс (фиг.4) и передает значения этих параметров блоку 3. Блок 3 далее использует эти значения для регулярного управления циклом добычи. Режим настройки выполняется перед началом эксплуатации и далее с циклом Т3, например 1 раз в год, или при необходимости (например, после ремонта). Полученные кривые накапливают в третьем отделе архива блока 7 и далее используют для расчетов и сопоставления в процессе анализа.

В режиме контроля - с помощью устройства выполняют съем и построение укороченной во времени кривой восстановления давления (ΔТ, фиг.4). Период выполнения - Т2 (ориентировочно 3-4 месяца). Выполняют с кратковременной (не более суток) остановкой процесса добычи. Режим по своему исполнению полностью аналогичен режиму настройки, но выполняется за более короткое время. Снятые кривые накапливают в третьем отделе архива блока 7. Далее их используют для расчетов и сопоставления в процессе анализа. Длительность интервала ΔТ для укороченной кривой восстановления давления выбирают так, чтобы его длительность превышала длительность нескольких циклов работы насосной установки, но была существенно меньше длительности съема полной кривой. При этом погрешность расчетов гидродинамических параметров по укороченной кривой выше, чем по полной кривой, однако она вполне приемлема для проведения текущих оценок и оправдана сокращением простоев в процессе добычи.

В целом динамика работы устройства имеет характер встроенных циклов. Общий, наиболее длинный, цикл Т3 включает более короткие циклы Т2 и Т1 (фиг.6), по которым распределены функции, предусмотренные способом, - настройка, штатная эксплуатация, сбор первичной информации, анализ тенденций и коррекция настройки.

Устройство реализуют с помощью известных технических средств.

Ключ 1 реализуют с помощью силовых реле, транзисторных ключей или тиристорных регуляторов (для обеспечения плавного пуска двигателя установки).

Блок измерителя 2 содержит канал измерения тока и канал измерения давления. Канал измерения тока реализуют с помощью трансформаторов тока и обычных логических и преобразующих элементов. Канал измерения давления реализуют с помощью элементов гальванической развязки, подключаемых к силовой шине, логических элементов, формирующих стандартный цифровой сигнал, и микроконтроллера (например, PIC-процессора), обеспечивающего взаимодействие с блоком управления 3 по стандартному протоколу (например, протоколу Modbus).

Блок управления 3 реализуют на основе стандартных микроконтроллеров (например, PIC-процессоров), дополненных коммутирующими элементами для управления ключом 1.

Блок контроля информации 7 - это стандартная персональная ЭВМ, дооснащенная принтером и плоттером (для документирования протяженных во времени графиков).

Модемы 4 и 6 реализуют в зависимости от используемого канала связи. Это могут быть интерфейсные модули RS-485 с проводным каналом или сотовая связь и GPRS-модемы, если блок 7 находится на удалении от скважин.

1. Способ повышения нефтеотдачи пластов в процессе добычи нефти, в котором осуществляют периодическое создание гидродинамических импульсов в циклическом режиме штатной добычи жидкости со скоростью откачки, превышающей скорость притока жидкости, перед началом эксплуатации по комплексу показателей определяют управляющие параметры воздействия, отличающийся тем, что в процессе добычи жидкости измеряют и запоминают группу текущих параметров жидкости и добывающей установки, строят с периодом Т1 графики зависимости группы текущих параметров от времени, по группе полученных синхронных зависимостей оценивают направленность изменений в условиях добычи и физическую значимость изменений, снимают с периодом Т2 укороченную во времени кривую восстановления давления ΔТ и с периодом Т3 полную кривую восстановления давления, формируют с помощью данных кривых текущие аналитические оценки гидродинамических параметров пласта и их изменения во времени, далее сопоставляют текущие аналитические оценки и синхронизированные с ними оценки направленности изменений в условиях добычи, по результатам сопоставления выявляют, запоминают и накапливают образцы устойчивого поведения группы текущих параметров на рассматриваемом интервале времени, устанавливают соответствие образцов поведения параметров с различными вариантами реакции пласта на волновое воздействие, оценивают соответствие фактической и требуемой реакции, по результату оценки принимают решение о сохранении, коррекции или существенном изменении величин управляющих параметров воздействия.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в перечень группы текущих параметров жидкости и добывающего комплекса в процессе добычи включают давление на приеме насоса, скорость притока жидкости, дебит скважины, соотношение нефти и воды в добываемой жидкости, вязкость жидкости, плотность жидкости, время накопления и время откачки жидкости, энергопотребление насосного оборудования.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что перед измерением полной или укороченной во времени кривой восстановления давления откачивают жидкость из скважины до отключения насосной установки по признаку недогрузки, далее при выключенной установке последовательно во времени измеряют с помощью погружного датчика текущее давление на приеме насоса, регистрируют последовательность измерений, при этом измерение полной кривой проводят до окончания роста давления, а измерение укороченной кривой проводят в течение заданного интервала времени ΔT и по полученным кривым восстановления давления рассчитывают гидродинамические параметры пласта для полного и укороченного вариантов кривой восстановления давления.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что длительность интервала ΔТ выбирают так, чтобы его длительность превышала длительность нескольких циклов работы насосной установки, но была бы существенно меньше длительности съема полной кривой.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве управляющих параметров воздействия используют величины времени накопления и времени откачки и вычисленные на их основе с помощью полной кривой восстановления давления граничные величины давления - Рмин и Рмакс, а также скорость откачки жидкости.

6. Способ по п.5, отличающийся тем, что первоначальные граничные величины давления на приеме насоса Рмин и Рмакс определяют путем наложения отрезка времени накопления Тн на ось времени графика полной кривой восстановления давления так, чтобы средняя крутизна кривой на отрезке Тн соответствовала ожидаемому дебиту.

7. Устройство управления для реализации способа повышения нефтеотдачи в процессе добычи нефти, включающее ключ, блок измерителя, блок управления, первый и второй модемы и канал связи, при этом первый вход ключа соединен с силовой электросетью, второй вход - с выходом блока управления, выход ключа связан с шиной электропитания насосной установки и входом блока измерителя, выход которого подключен к входу блока управления, порт ввода-вывода которого подключен через первый модем и канал связи ко второму модему, отличающееся тем, что устройство содержит блок контроля информации, порт ввода-вывода которого через второй модем и канал связи соединен с терминалом комплекта устройств измерения добывающего комплекса, а через второй модем, канал связи и первый модем - с блоком управления.