Спосіб обробки привибійної зони свердловини, спосіб крекінгу нафти та пристрій для їх реалізації

Група винаходів відноситься до області видобутку, транспортування і переробки нафти, підвищення нафтовіддачі родовищ і інтенсифікації нафтовидобутку. Група винаходів може бути використана для обробки нафтових експлуатаційних і нагнітальних свердловин, свердловин після капремонту, свердловин, зупинених для освоєння і контролю за їх випробуванням і пуском, на водозабірних свердловинах, у те хнології підземного вилуговування і при трубопровідному транспорті глейких нафтопродуктів. Група винаходів може бути використана також для підвищення продуктивності свердловини і пласту порід-колекторів, стимулювання і збільшення продуктивності нафтових свердловин, для очищення продуктопроводів і резервуарів і видалення шламу з них і, крім того, для підвищення ефективності крекінг-процесу, особливо крекінгу важких і/або глейких нафт. Відомий спосіб обробки привибійної зони свердловини шляхом акустичного впливу на нафтоносний пласт, який полягає в тому, що виділяють ділянки зі зниженими фільтраційними властивостями, ведуть обробку пласту поточково ультразвуковим полем з інтенсивністю не менш 0,2Вт/см 2, і після кожного опромінення коректують сигнал до моменту стабілізації фільтраційних властивостей, а оцінку фільтраційних властивостей ведуть посередньо за показниками свердловинного датчика тиску, витратоміра і т.п. параметрами - див., наприклад, Способ акустического воздействия на призабойную зону продуктивных пластов. - У патенті РФ №2026969, 20.01.95 [1]. Недоліком відомого способу є його порівняльно низька ефективність, яка виявляється в посередній оцінці стану свердловини і недостовірному відображенні процесів, що відбуваються в результаті акустичного опромінення і веде до підвищення трудомісткості за рахунок визначення динаміки поновлення свердловини шляхом її періодичного обміру в перервах між циклами опромінення з наступним порівнянням з попередніми результатами. Крім того, спосіб дозволяє впливати тільки на привибійну зону і не забезпечує акустичного впливу на весь продуктивний газо-нафтоносний пласт. Зазначені недоліки частково усунуті у відомому способі акустичного впливу на нафтогазоносний пласт, який по своїй технічній суті і результату, що досягається, найбільш близький до заявленого і полягає у виконанні діагностики привибійної зони, наступному опроміненні привибійної зони акустичним полем з інтенсивністю ультразвукового поля, не меншою за 10Вт/см 2, і корегуванні параметрів режиму опромінення за результатами зворотного зв'язку - див., наприклад, Подобед B.C. Способ акустического воздействия на нефтегазоносный пласт. - У патенті Російської Федерації №2140534, Е21В43/25, 27.10.99 - ПРОТОТИП [2]. При цьому, відповідно до відомого способу, акустичний вплив здійснюють поетапно за допомогою вертикально і горизонтально спрямованих акустичних полів одночасно, причому на першому етапі - з утворенням стоячої хвилі на ділянках простору, обмеженого свердловинними трубами, і на другому етапі - з утворенням бігучої хвилі у зоні перфорації з резонансною частотою структури пласту з флюїдами, а зворотним зв'язком є частотна залежність амплітуди сигналу, отриманого від розсіяного в зворотному напрямку акустичного поля. Однак зберігається вказаний вище недолік - низька ефективність відомого способу. Він виявляється у тому, що практично неможливо отримати стоячу подовжню хвилю в кільцевому просторі між випромінювачем і стінками свердловини за рахунок накладання прямої і відбитої від стінки свердловини хвиль. Це пов'язано з тим, що у відомому способі випромінювачі у свердловині розміщають на тросі з наявністю поперечного кільцевого зазору. Тому при роботі випромінювачів, внаслідок того що порушується співвісність снаряда і свердловини, а також унаслідок наявності відкладень високоглейких вугле воднів на стінках з неминучістю змінюється величина кільцевого зазору. Як результат цього, не виконується умова утворення стоячої хвилі в цьому просторі, оскільки безупинно порушується умова кратності величини зазору і чверті довжини хвилі, тобто l/4. Відповідно до відомого способу, аналогічна ситуація виникає також і в зоні між свердловинним приладом і вибоєм, тобто дном - нижньою основою свердловини. Вертикальне акустичне поле зі стоячою хвилею, яке генерують випромінювачі, технічно складно реалізувати через постійні зміни як відстані від джерела до вибою - дна свердловини, так і форми донної поверхні вибою свердловини. Крім того, недоліком відомого способу є те, що створення акустичних полів з резонансною частотою взаємодії механічної системи "джерело - флюїдонасичений пласт" практично неможливо внаслідок таких причин, як: безупинна зміна параметрів порід - колекторів під час обробки привибійної зони свердловини, насамперед безупинна зміна їх флюїдонасиченості і, як наслідок цього, непостійність резонансної частоти згаданої системи; необхідність постійного підстроювання резонансної частоти випромінювачів; безупинна зміна частотних характеристик системи "генератор - випромінювач"; неможливість регулювання вихідної акустичної потужності випромінювача, оскільки у відомому способі ця величина постійна і не залежить від часу. Недоліком відомого способу є і те, що зворотний зв'язок у ньому є гіпотетичний, оскільки мається на увазі наявність частотної залежності амплітуди прийнятого сигналу, отриманого від розсіяного в зворотному напрямку акустичного поля. Однак при існуючому рівні розвитку техніки обробка цих сигналів у темпі процесу акустичного впливу на привибійну зону і пласт є неможливою. Як наслідок цього, важко своєчасно і правильно виділити корисний сигнал зі складного сигналу зворотного зв'язку, обробити й ідентифікувати спектральні характеристики відбитого сигналу з параметрами керуючого впливу, яке подають на вхід генератора та інших пристроїв, що керують частотою й амплітудою акустичного поля. Реалізацію відомого способу, крім того, ускладнює існування достатньо довгої лінії зворотного зв'язку з розподіленими параметрами між датчиком зворотного зв'язку - вибійного акустичного приймача і керуючим пристроєм - комп'ютером, який знаходиться на земній поверхні. Тут неминуче виникають труднощі у настроюванні хвильових характеристик каналу зв'язку, а також у відновленні в аналоговій формі спотвореної інформації при її передачі на поверхню, у її обробці в ЕОМ і своєчасній видачі керуючих впливів від наземної ЕОМ до виконавчих елементів, що знаходяться у свердловинному приладі. Такий канал керування має велике запізнювання в процесах передачі даних, їх аналізу, прийнятті рішення про керуючий вплив, про його величину і тривалість. Виходячи з вище вказаного, відомий спосіб не забезпечує оперативної обробки інформації і не є швидкодіючим. Як наслідок, це негативно позначається на швидкодії і якості відомого способу в цілому, тобто суттєво зменшує е фективність відомого способу. У відомому способі не вирішені також задачі очищення внутрішньої поверхні колони обсадних труб від відкладень, насамперед від відкладень високоглейких вугле воднів, а також забезпечення внутрішньосвердловинного транспорту вуглеводнів, що видобувають із пласту, від вибою до гирла свердловини. Це пояснюється тим, що у відомому способі ігнорується стан міжтрубного простору, який на практиці у більшості випадків може бути заповнений парафіновими й іншими відкладеннями, які зменшують прохідний перетин кільцевого зазору, внаслідок чого зростають гідравлічні витрати на підйом нафти і зменшується депресія на пласт. Відповідно до відомого способу, свердловинний прилад доставляють на вибій усередині колони насосно-компресорних труб (надалі по тексту - НКТ). Це свідчить про його малі габарити, а, отже, про порівняльно низьку - недостатню потужність генератора акустичних полів, оскільки звичайно внутрішній діаметр НКТ не перевищує 0,06м. До недоліків відомого способу відноситься також вузька спрямованість у його використанні - винятково для обробки привибійної зони. Це робить недоцільним широке використання відомого способу, оскільки в цьому випадку нафту, що добувають, складно видобути зі свердловини. З цього випливає, що відомий спосіб можна використовувати тільки епізодично, саме для обробки привибійних зон свердловин з малоглейкою нафтою. Нарешті, недоліком відомого способу є також те, що створення на вибої свердловини стабільного некерованого акустичного поля з постійно високою інтенсивністю, що перевищує 10Вт/см 2, як це вказано у відомому способі, незмінно буде сприяти умовам перетворення нафти в широку фракцію легких вуглеводнів (надалі по тексту - ШФЛВ), у тому числі газів, що негативно позначається на продуктивності свердловини і її аварійній, а саме протипожежній безпеці. Загальновідомим є спосіб термічного крекінгу нафтопродуктів, тобто спосіб термічного розкладання важких фракцій нафти в присутності каталізатора - див., наприклад, М.Г. Рудин, А.Е. Драпкин. Краткий справочник нефтепереработчика. - Л.: Хімія, 1980. - С. 65-67 [3]. Спосіб призначений для термічного виробництва світли х нафтопродуктів і складається з проведення наступних основних операцій: підігрів сировини до температури 470¸545°С при тиску 2,2¸2,8МПа; випаровування сировини і наступне фракційне розкладання пари нафтопродуктів при температурі 210¸500°С при тиску 0,8¸2,5МПа. Відомий спосіб недостатньо ефективний внаслідок значної тривалості процесу, великої його енергоємності і необхідності значних фондовитрат. Загальновідомим є також спосіб каталітичного крекінгу нафтопродуктів, тобто спосіб термічного розкладання важких фракцій нафти в присутності каталізатора - див., наприклад, М.Г. Рудин, А.Е. Драпкин. Краткий справочник нефтепереработчика. - Л.: Хімія, 1980. - С. 70-73 [4]. Спосіб також призначений для термічного виробництва світлих нафтопродуктів і складається з проведення наступних операцій: нагрів вуглеводневої сировини до температури 470¸500°С при тиску 0,06¸0,24МПа; змішування сировини з водяною парою і каталізатором; обробка отриманої суміші в реакторі з каталітичним розкладанням сировини; наступний поділ на рідку і пароподібну фази; відділення каталізатора; фракційна розгонка суміші при температурі до 500°С і тиску 0,06¸0,24МПа і регенерація каталізатора при температурі 390¸670°С і тиску 0,2¸0,24МПа. Відомий спосіб частково усуває згадані вище недоліки шляхом зниження енерговитрат за рахунок зниження діапазонів робочих температур і тисків, однак його ефективність залишається порівняльно низькою, оскільки тривалість процесу, його енергоємність і фондовитрати все ж таки залишаються порівняльно досить високими. Таким чином, загальновідомі способи термічного і каталітичного крекінгу недосконалі і вимагають великих фондовитрат і енерговитрат, тобто малоефективні. Подальше підвищення ефективності процесу крекінгу здійснено у відомому способі ультразвукового крекінгу вуглеводневи х з'єднань, який складається з розкладання вуглеводневих з'єднань, яке проводять в ультразвуковому реакторі з використанням суміші цих з'єднань з водою - див., наприклад, Родіонов В.Е., Венгер Е.Ф. Спосіб ультразвукового крекінгу вуглеводневих з'єднань. - В патенті України №37716, З10G15/00, 15.05.2001 [5]. У відомому способі вплив на суміш виконують пошарово в поперечному перетині реактора з частотою ультразвукових коливань 20¸400кГц, з інтенсивністю ультразвукового поля 4¸20Вт/см 2 в одному шарі і з частотою ультразвукових коливань 100¸2500кГц і інтенсивністю ультразвукового поля 4¸30Вт/см 2 - в іншому шарі. При цьому суміш у реактор подають охолодженою до температури 10¸60°С, а отриману після розкладання газобензинову суміш охолоджують і сепарують в окремих камерах, залишок непереробленої суміші "вода - вуглеводневі з'єднання" по замкнутому циклу знову подають у зону ультразвукового реактора. При цьому у процесі крекінгу здійснюють дозовану подачу суміші вуглеводнів з водою, газову фракцію, отриману в результаті крекінгу, з добавкою молекулярного водню подають у зону розкладання води, перекис водню, отриманого в суміші "вода - вуглеводневе з'єднання", вилучають в окрему ємність шляхом відстоювання, отриманий у результаті крекінгу газовий конденсат транспортують в окрему ємність при температурі 20¸60°С. Відомий спосіб забезпечує можливість крекінгу вуглеводневи х з'єднань зі зменшеними витратами енергії і фондів у порівнянні з високотемпературним каталітичним крекінгом, тобто його ефективність порівняльно більш висока. Однак відомий спосіб також має ряд недоліків, а саме: відомий спосіб вимагає наявності реактора, у порожнині якого роблять переробку суміші "вода вуглеводневе з'єднання". Реактор повинен мати відповідні габарити і міцністні характеристики; у відомому способі необхідне розміщення активних акустичних елементів за межами реакторної зони, попарне і сукупне регулювання точної відстані між ними для забезпечення умови когерентності і створення стоячої хвилі в діапазоні 10-6¸10-10м; у відомому способі не зазначені умови виникнення зони розвинутого кавітаційного процесу, її геометричні, часові, енергетичні характеристики і термодинамічні умови; у відомому способі використовують тільки частину обсягу реактора, що складається з двох робочих шарів, у той час як інший обсяг реактора є пасивним щодо суміші, яка заповнює реактор, що також знижує ефективність відомого способу; відомий спосіб вимагає наявності установки - холодильника для охолодження газобензинової суміші і її сепарації, а також додаткових камер - ємностей; відомий спосіб вимагає здійснення зворотного циклу, тобто робочу суміш необхідно проганяти через реактор багаторазово для забезпечення гомогенності кінцевого продукту; відомий спосіб дає некондиційний продукт, що містить газовий конденсат та інші небажані добавки; у відомому способі відсутня система автоматичного керування режимами крекінгу і система синхронного контролю якості продукту; у відомому способі не передбачається можливість очищення внутрішньої поверхні реактора від відкладень вуглеводневої сировини і продуктів її переробки; відомий спосіб не забезпечує захисту внутрішньої поверхні реактора від кавітації; до недоліків відомого способу потрібно віднести також його придатність тільки для крекінгу нафти, попередньо видобутої з надр і доставленої до місця переробки, а також для підготовлених вуглеводневих з'єднань, тобто його не можна застосувати в умовах на фтового промислу. Тому ефективність відомого способу порівняльно низька. Вказані недоліки частково усунуті в найбільш близькому до заявленого по технічній суті і досягнутих результатах способу ультразвукового крекінгу вуглеводневи х з'єднань, який включає розкладання вуглеводневих з'єднань і який полягає в тому, що розкладання суміші "вода - вуглеводневі з'єднання" виконують шарами паралельно поперечному перерізу ультразвукового реактора з частотою ультразвукових хвиль 20¸100кГц і інтенсивністю акустичного поля 4¸20Вт/см 2 в першому шарі і частотою ультразвукових хвиль 100¸2500кГц і інтенсивністю акустичного поля 4¸30Вт/см 2 - у другому шарі - див., наприклад, Родіонов В.Е., Венгер Е.Ф. Спосіб ультразвукового крекінгу вуглеводневих з'єднань. - У патенті України №41575, C10G15/00, 17.09.2001 - ПРОТОТИП [6]. У відомому способі в середині області перетворення суміші здійснюють режим стоячих хвиль , при цьому в шарі розкладання води на іони Н + і ОН- вплив ультразвукових хвиль здійснюють по всій площі поперечного перетину суміші "вода - вуглеводневі з'єднання" без створення режиму стоячої хвилі. Таке здійснення відомого способу частково усуває ви ще вказані недоліки і дещо підвищує його ефективність. Однак ефективність відомого способу залишається порівняльно недостатньою. Крім того, відомий спосіб не забезпечує можливості здійснювати крекінг-процес нафти у внутрішньосвердловинному просторі. До того ж процес у відомому способі йде некерований. Відомий пристрій для віброакустичного впливу на нафтовий пласт, який містить наземний пульт живлення і контролю із силовим випрямником, модуль генератора високої частоти, що містить блок каскаду, що задає, частоту, блок підсилювача потужності, блок узгодження з навантаженням і блок модуляції сигналу, наземний електрорознім, з'єднаний через живильний кабель з електрорознімом свердловинного віброакустичного приладу, у корпусі якого розташований модуль віброакустичного випромінювача, і, крім того, він містить запобіжний блок, блок керуючого випрямника, блок керування модуляцією сигналу, блок індикації модуляції сигналу, модуль резонансної камери, створеної двома перекриваючими порожнину свердловинного віброакустичного приладу торцями і його корпусом, виконаним по висоті резонансної камери з прорізами, причому висота резонансної камери кратна чверті довжини пружної хвилі у свердловинній рідині - див., наприклад, Ефимова С.А. Устройство для виброакустического воздействия на нефтяной пласт. - В патенті №RU-2129659, 22.07.98, Е21В43/25, 43/28, 43/00 [7]. Недоліками цього пристрою є його неавтономність, ізоляція випромінювача від простору, що містить флюїди, наявність резонансної камери як додаткової передавальної ланки, у якій відбувається додаткове поглинання акустичної енергії, велика інерційність приладу за рахунок віддаленості свердловинного приладу від наземної апаратури керування, відсутність зворотного зв'язку між характеристиками свердловинних флюїдів і режимами роботи свердловинного приладу тощо. Найбільш близьким до заявленого по своїй технічній сутності і результату, який досягається, є пристрій для акустичного впливу на привибійну зону продуктивних шарів, яке прийняте за прототип - див. Печков А.А., Кузнецов О.Л., Дрягин В.В. Устройство для акустического воздействия на призабойную зону продуктивных пластов. - У патенті РФ №RU-2026970, 20.01.95, Е21В43/25 [8], а також Pechkov A.A., Kouznetsov O.L., Drjagum V.V. Acoustic flow stimulation method and apparatus. - В патенті №US-5184678, 9.02.93, E21B43/24, 43/25 - ПРОТОТИП [9]. Пристрій містить наземний блок, з'єднаний за допомогою кабелю зі свердловинним приладом, що складається з генератора, акустичного випромінювача і датчика. Свердловинний прилад виконаний трьохсекційним з локатором муфт і перетворювачем. У нижній секції розміщений акустичний випромінювач, у середній секції - генератор, у вер хній - локатор муфт і датчик. Цьому пристрою притаманні ті ж недоліки, що й вказані вище. Крім того, оскільки для спуска даного приладу на вибій передбачений геофізичний трос-кабель, бо відомий пристрій неможливо опустити на НКТ, то це негативно позначається на стійкості роботи приладу у привибійній зоні свердловини. Даний пристрій не дозволяє ефективно впливати на флюїди, що знаходяться в кільцевому просторі, який обмежений обсадною трубою, тому що віброгенеруючі елементи знаходяться в закритому маслозаповненому кожусі, який поглинає більшу частину акустичної енергії випромінювачів. Крім того, процес кавітації також протікає в закритому кожусі, що також негативно позначається на процесі передачі енергії за межі свердловинного приладу. При цьому в ньому можуть виникнути е фекти коалесценції утворення в кожусі великих газових бульбашок з аномальним газовим тиском, що може призвести до деформації кожуха і його р уйнування. Використання сильфону в даному пристрої в якості компенсатора тиску не може усун ути високий надлишковий тиск, що виникає в газових бульбашках. Технічною задачею, поставленою у заявленому нами винаході, є підвищення ефективності за рахунок зниження тривалості й енергоємності технологічного процесу, а також зниження фондовитрат. Поставлену задачу вирішують тим, що у відомому способі обробки привибійної зони свердловини за допомогою акустичного впливу нафтоносний пласт, при якому здійснюють діагностику привибійної зони, опромінення привибійної зони системою віброгенеруючих елементів ультразвукових випромінювачів з корегуванням параметрів режиму опромінення за результатами зворотного зв'язку, при цьому - акустичний вплив - опромінення здійснюють за допомогою одночасно діючих вертикально і горизонтально спрямованих акустичних полів, відповідно до винаходу, на привибійну зону додатково впливають дискретним у просторі аксіально-гвинтовим акустичним полем, причому цей вплив здійснюють одночасно з впливом за допомогою вертикально і горизонтально спрямованих акустичних полів, при цьому аксіально-гвинтове акустичне поле створюють за допомогою переключення віброгенеруючих елементів випромінювача з можливістю створення р - мірної польової щільникової структури. Горизонтально спрямоване акустичне поле бігучої хвилі створюють у вигляді обертового горизонтально спрямованого акустичного поля з частотою обертання w. Частота обертання горизонтально спрямованого акустичного поля регульована і складає w=0,001¸10МГц. Обертання акустичного поля здійснюють з можливістю безінерційної зміни напрямку обертання. Горизонтально спрямоване акустичне поле бігучої хвилі створюють регульованої частоти для забезпечення багаторезонансного режиму взаємодії породи пласта з флюїдом. В якості зворотного зв'язку додатково використовують амплітудно-фазо-частотні характеристики відбитої хвилі, а також кількісні і якісні параметри флюїду. Параметри флюїду, використовувані для зворотного зв'язку, вибирають з ряду, що складається з щільності флюїду, його глейкості, швидкості вертикального руху, температури, тиску, газовмісту, водовмісту, фракційного складу, їх комбінації. Крім того, поставлену задачу вирішують тим, що у відомому способі ультразвукового крекінгу вуглеводневих сполук, переважно сирої нафти, який представляє собою перетворення цих з'єднань, у тому числі їх розкладання, яке проводять в ультразвуковому реакторі з використанням суміші цих з'єднань з водою і розчиненим у нафті газом, при якому акустичний вплив на суміш виконують шарами паралельно поперечному перетину ультразвукового реактора, при цьому в області розкладання води на іони Н+ і ОН- і перетворення суміші "вода - вугле водневі з'єднання з розчиненим у них газом" здійснюють режим стоячих хвиль, а вплив акустичних хвиль на оброблювану суміш здійснюють по всій площі поперечного перетину суміші з урахуванням результатів моніторингу результатів крекінгу, відповідно до винаходу, в якості ультразвукового реактору використовують міжтрубний простір нафтогазової свердловини між активною поверхнею випромінювача і внутрішньою поверхнею стінок свердловини і/або обсадної труби, а вплив акустичних хвиль здійснюють по всьому обсягу активної зони реактора, яку займає суміш "вода вуглеводневі з'єднання з розчиненим газом", при цьому крекінг-процес ведуть у режимі розвинутої кавітації в оброблюваній суміші, з переходом рідких вуглеводнів і води в парогазову фазу, розривом молекул води і довгих вуглеводневих молекул, що складають нафту, на складові частини - радикали і з гідрогенізацією і/або алкілуванням останніх з утворенням легких вуглеводнів, а для створення акустичного поля використовують пристрій-кавітатор, який розміщують у зоні крекінг-процесу і за допомогою якого формують акустичне поле заданої спрямованості, геометричної форми, частоти, інтенсивності і квантованості, значення яких необхідні і достатні для створення стабільного, орієнтованого кавітаційного потоку, у якому здійснюють крекінг нафти і її внутрішньосвердловинне транспортування до гирла свердловини. При цьому використовують дозоване, нестаціонарне, просторово-розподілене, переміщуване у вертикальному, горизонтальному й аксіально-гвинтовому напрямках акустичне поле у вигляді одночасно діючих вертикально і горизонтально спрямованих акустичних полів, які утворюють сумарне поле за рахунок інтерференції у часі і просторі складових полів. У якості вертикально спрямованого акустичного поля використовують поле стоячих ультразвукових хвиль, утворених за рахунок інтерференції когерентних випромінювань щонайменше двох розміщених поряд віброгенеруючих елементів джерела поля. У якості горизонтально спрямованого акустичного поля використовують поле, яке обертається в горизонтальній площині з кутовою частотою обертання w, а в якості аксіально спрямованого акустичного поля - дискретне в просторі і часі аксіально-гвинтове акустичне поле, яке створюють шляхом переключення віброгенеруючих елементів випромінювача з можливістю створення р - мірної польової щільникової структури. Швидкість переміщення акустичного поля в міжтрубному просторі свердловини складає величину, яка необхідна і достатня для створення легких вуглеводнів, їх вн утрішньосвердловинне транспортування і видобування зі свердловини. Частота акустичного поля, що відповідає резонансному кавітаційному стану рідини або рідкої суміші з конкретними фізико-хімічними характеристиками флюїдів, яку видобувають, і складає f=20·103¸6·108Гц. Час існування розвиненого кавітаційного стану в локальній зоні міжтрубного простору свердловини, де забезпечують крекінг-процес, який вибирають у залежності від фізико-хімічних властивостей вуглеводнів, що видобувають, і в залежності від часу, необхідного для їхнього перетворення в ізомери заданого молекулярного і компонентного складу, складає t=1,8·10-9¸50·10-6c. Інтервал величини квантів (доз) акустичної енергії, в якому ведуть крекінг у локальній точці зони свердловини, тобто інтервал, у якому забезпечують крекінг-процес, в залежності від фізико-хімічних властивостей вуглеводнів, які видобувають, і термодинамічних умов складає DЕ=0,18·10-12¸1·10-4Дж. Інтервал зсуву фаз, тобто різниця фаз, у вертикально спрямованого, горизонтально спрямованого та аксіально-гвинтового акустичних полів, в якому забезпечують крекінг-процес, складає Dj=-½p¸+½pрад. В якості параметрів суміші і нафтового пласту, насиченого флюїдами, за якими ведуть моніторинг, використовують параметри, які обирають з ряду, що складається із щільності флюїду, його глейкості, швидкості вертикального руху, температури, тиску, газовмісту і водовмісту, фракційного складу і їх комбінації. Обробку привибійної зони свердловини і міжсвердловинного простору здійснюють одночасно з внутрішньосвердловинним крекінгом сирої нафти і насосною відкачкою отриманих вуглеводнів. Обсяг відкачуваних вуглеводнів дорівнює обсягу сирої нафти, що підлягає вн утрішньосвердловинному крекінгу. Нарешті, задачу, поставлену у винаході, вирішують тим, що відомий пристрій для акустичної обробки привибійної зони свердловини, який містить корпус, блок керування, блок акустичних випромінювачів, локатор муфт, датчики, струмоввід і такелажний пристрій, відповідно до винаходу, виконаний у вигляді внутрішньосвердловинного приладу - кавітатору з можливістю внутрішньосвердловинного крекінгу вуглеводнів, розміщеного в корпусі, який виконаний складовим у вигляді співвісно з'єднаних один з одним перехідниками, переважно у вигляді перехідних муфт, трьох герметичних, розбірних циліндрів, в одному з яких встановлений блок керування, в іншому - блок акустичних випромінювачів, а в третьому - локатор муфт, при цьому блок акустичних випромінювачів виконаний у вигляді сукупності віброгенеруючих елементів, рознесених у просторі, розміщених на зв'язаному з корпусом, жорсткому циліндричному каркасі і виконаних з можливістю створення дискретних у просторі і часі горизонтального, вертикального й аксіально - гвинтового акустичного полів, а в якості датчиків використані датчики показників стану флюїдів, датчики фізико-механічних параметрів хвильових процесів і амплітудно-частотних характеристик віброгенеруючих елементів, а також датчики, що характеризують кількість і якість кінцевого продукту внутрішньосвердловинного крекінгу нафти. Блок керування переважно встановлений у верхньому циліндрі корпуса, а блок акустичних випромінювачів - переважно у нижньому циліндрі корпуса, при цьому пристрій електрично приєднаний до насосу з (дистанційно) регульованою витратою, встановленим над верхнім циліндром. Між пристроєм та насосом встановлений пакер (не показано). Блок 16 керування (БК) містить блок 33 живлення (БЖ), керуючий пристрій (КП) 34, блок 35 генераторів (БГ), блок 38 підсилювачів потужності (БПП), блок 41 комутаторів (БК), а також блок 18 акустичних випромінювачів (БВ), при цьому блок 35 генераторів (БГ) виконаний щонайменше з одним генератором 36 низької частоти (ГНЧ) і/або щонайменше з одним генератором 37 високої частоти (ГВЧ), блок 38 підсилювачів потужності (БПП) виконаний щонайменше з одним підсилювачем 39 потужності низької частоти (ПНЧ) і/або щонайменше з одним підсилювачем 40 потужності високої частоти (ПВЧ), блок 41 комутаторів (БК) виконаний щонайменше з одним комутатором 42 віброгенеруючих елементів низької частоти (НК) і/або щонайменше з одним комутатором 43 високої частоти (ВК), а блок 18 акустичних випромінювачів (БВ) виконаний у вигляді блоку 23 низькочастотних випромінювачів (ВНЧ), який вміщує щонайменше один випромінювач 47 низької частоти (ВНЧ), і/або блоку 22 високочастотних випромінювачів (ВВЧ), який вміщує щонайменше один випромінювач 46 високої частоти (ВВЧ), при цьому блок живлення своїм входом через струмоввід 21 з кабельним рознімом (КР) по трос-кабелю електрично зв'язаний з наземним джерелом 45 живлення, а своїми виходами - з керуючим пристроєм 34 (КП) та іншими елементами блока 16 керування (БК), виходи 1 і 2 керуючого пристрою 34 (КП) з'єднані відповідно зі входами генератора низької частоти (ГНЧ) і/або високої частоти 37 (ГВЧ), які своїми виходами з'єднані з першим входом підсилювача 39 потужності низької частоти (ПНЧ) і/або, відповідно, з першим входом підсилювача потужності високої частоти (ПВЧ), виходи яких через комутатор 42 низької частоти (НК) і/або, відповідно, комутатор 43 високої частоти (ВК) підключені на входи відповідних випромінювачів низької частоти (ВНЧ) і/або, відповідно, випромінювачів високої частоти (ВВЧ), електричні виходи яких з'єднані з відповідними входами негативного зворотного зв'язку підсилювачів низької частоти (ПНЧ) і/або, відповідно, високої частоти (ПВЧ), при цьому акустичні виходи випромінювачів (ВНЧ) і/або (ВВЧ) одночасно є також відповідними акустичними виходами блоку 18 акустичних випромінювачів (БВ) и блоку 16 керування (БК). Керуючий пристрій 34 (КП) вміщує мікропроцесор 48 (МП), генератор 49 тактової частоти (ГТЧ), блок 50 програмно - математичного забезпечення (ПМЗ) мікропроцесора, блок 51 уставок (БУ), заснованих на експериментальній інформації щодо параметрів процесу кавітації у конкретній вуглеводневій сировині з конкретного продуктивного пласту при конкретних термодинамічних умовах, блок 52 розрахунку вектора керуючих впливів (РВКВ), блок 17 локатора муфт, блок 53 оцінки та порівняння параметрів (ОПП) течії флюїдів у зоні перетворення вуглеводів та у привибійній зоні, блок 55 аналогово - цифрових перетворювачів (АЦП) первинної інформації, а також блок 63 цифро-аналогових перетворювачів (ЦАП) керуючих впливів, при цьому перший вхід мікропроцесора (МП) електрично зв'язаний з виходом генератора 49 тактової частоти (ГТЧ), другий - з виходом блока 50 програмно-математичного забезпечення (ПМЗ), третій - з виходом блока 51 уставок (БУ), четвертий - з ви ходом блоку 52 розрахунку вектора керуючих впливів (РВКВ), п'ятий - з виходом блоку локатора 17 муфт, а шостий через шину 54 - з виходами аналогоцифрових перетворювачів 56-61 (АЦП) блоку 55 аналогово-цифрових перетворювачів (АЦП), а вихід мікропроцесора 48 (МП) електрично з'єднаний з шиною 62, виходи якої підключені до входів блоку 63 цифро-аналогових перетворювачів (ЦАП), виходи яких є виходами блоку 63 цифро-аналогових перетворювачів (ЦАП) і одночасно з тим - виходами 1-4 керуючого пристрою 34 (КП). Блок акустичних випромінювачів (БВ) виконаний у вигляді послідовного набору коаксіально встановлених на жорсткому циліндричному каркасі акустичних випромінювачів, виконаних у формі циліндрів із плоскою основою, електрично ізольованих один від одного по поверхні основ, при цьому електрично ізольовані один від одного віброгенеруючі елементи встановлені в кожному акустичному випромінювачі так, що їхні випромінюючі поверхні співпадають з бічною циліндричною поверхнею акустичного випромінювача і в центрі віброгенеруючого елемента ортогональні радіусу циліндричної поверхні. Блок акустичних випромінювачів виконаний у вигляді набору низькочастотних акустичних випромінювачів, який встановлений у нижній частині корпуса, і набору високочастотних акустичних випромінювачів, що встановлений у вер хній частині корпуса. В якості датчиків показників стану флюїдів використані датчики фізико-механічних величин, обраних з ряду, що складається із щільності флюїдів, їх глейкості, швидкості вертикального руху потоку рідини, температури і тиску у верхній і нижній частинах свердловинного приладу - кавітатора, газовмісту і водовмісту, фракційно - компонентного складу, їх комбінації. В якості датчиків фізико-механічних параметрів хвильових процесів і амплітудно - частотних характеристик віброгенеруючих елементів використані датчики величин, обраних з ряду, що складається з електричних напруг, стр умів, частот, електричних потужностей, фаз напруг і стр умів віброгенеруючих елементів, швидкостей, амплітуд, фаз, коефіцієнтів поглинання прямої подовжньої, відбитої подовжньої, прямої поперечної і відбитої поперечної акустичних хвиль , їх комбінації. В якості датчиків величин, що характеризують кількість і якість кінцевого продукту внутрішньосвердловинного крекінгу нафти, використані датчики величин, обраних з ряду, що складається з миттєвої витрати, щільності флюїдів, їх глейкості, швидкості вертикального руху потоку рідини, газовмісту і водовмісту, фракційно - компонентного складу, їх комбінації. Таке вирішення поставленої у винаході задачі забезпечує істотне підвищення ефективності процесу обробки привибійної зони свердловини і крекінгу нафти при істотному зниженні фондовитрат за рахунок зосередженості в одному приладі необхідного набору вимірювальних, перетворюючих, обчислювальних і силових те хнічних засобів. Перевагою використання способу є різке скорочення енерговитрат і фондовитрат на видобуток високоглейких нафт. Керований внутрішньосвердловинний ультразвуковий крекінг сирої нафти для одержання легких ізомерів вуглеводнів дозволяє значно скоротити витрати на подальшу підготовку, транспортування і переробку сирої нафти. Керована зміна фізико - хімічних характеристик вуглеводнів, що утворюють з нафти у вибійних умовах, дозволяє багаторазово збільшити дебіти експлуатаційних свердловин за рахунок збільшення депресії і зменшення гідравлічних втрат уздовж колони обсадних труб і зниження відповідних енерговитрат, а саме дозволяє: - Зменшити глейкість вуглеводнів, що видобувають, безпосередньо в вибійних умовах на два порядки, тобто в десятки і сотні разів; - Збільшити депресію на шар за рахунок значного падіння тиску в привибійній зоні свердловини при стабільному пластовому тиску; - Зменшити гідравлічні втрати уздовж колони обсадних труб за рахунок попереднього очищення внутрішніх стінок обсадної колони від відкладень високоглейких вуглеводнів і зменшення коефіцієнта гідравлічного опору уздовж колони шляхом зменшення глейкості флюїду, що сприяє багаторазовому збільшенню дебіту експлуатаційних свердловин; - Зменшити гідравлічні втрати при перекачуванні легких нафтопродуктів уздовж лінії трубопровідного транспорту, що сприяє багаторазовому зменшенню витрат електричної енергії і зниженню при цьому витрат тиску усередині трубопроводів за рахунок попередження відкладень високоглейких вуглеводнів на їх внутрішніх стінках; - Зменшити енерговитрати на величину різниці між електричною енергією, використовуваною при експлуатації традиційного устаткування (приводи насосів) при видобутку високоглейкої нафти, і енергією у випадку його заміни на менш потужні насоси в перерахунку на час розробки родовища; - Одержати легкі вуглеводні при керованому внутрішньосвердловинному ультразвуковому крекінгу сирої нафти безпосередньо в вибійних умовах, що дозволяє підвищити цінність кінцевого продукту, який видобувають, більш ніж у 2 рази; - Істотно підвищити коефіцієнт вилучення нафти - коефіцієнт виходу придатного і, отже, залучити до розробки великі запаси нафти, які видобувають, за рахунок збільшення депресії на пласт. При цьому використовують те ж саме насосно-компресорне устаткування. Це дозволяє забезпечити додатковий видобуток нафти протягом того самого терміну розробки покладу; - Скоротити транспортні витрати при високій кондиції легких нафтопродуктів, які одержують за допомогою ультразвукового крекінгу. Витрати будуть потрібні лише на додатковий риформінг цієї продукції для збільшення октанового числа або цитанового числа і додатковий прибуток буде сформований за рахунок зниження витрат на доставку і реалізацію продукції поблизу від місця її видобування; - Скоротити витрати на транспортування нафти до гирла свердловини за рахунок газліфту. Отримані в процесі крекінгу вуглеводневі гази можуть бути використані для організації газліфтного транспортування нафти до гирла свердловини і тим самим для зменшення енерговитрат і фондовитрат на дороге насоснокомпресорне устаткування. Вказані переваги заявленого винаходу забезпечуються таким чином. Те, що на привибійну зону додатково діють дозованим, дискретним у просторі і часі аксіальногвинтовим акустичним полем, причому цей вплив здійснюють одночасно з впливом за допомогою вертикально і горизонтально спрямованих акустичних полів, при цьому аксіально-гвинтове акустичне поле створюють за допомогою переключення віброгенеруючих елементів випромінювача з можливістю створення р - мірної польової щільникової структури, забезпечує максимізацію обсягу реакторної зони і більш повне і точне перетворення свердловинних флюїдів у вуглеводні з заданими властивостями, наприклад, дизпаливо, бензин, ефіри тощо. Те, що горизонтально спрямоване акустичне поле бігучої хвилі створюють у вигляді обертового горизонтально спрямованого акустичного поля з частотою обертання w, а частота обертання горизонтально спрямованого акустичного поля є регульованою і складає f=0,001¸10МГц, забезпечує обробку внутрішньої поверхні свердловини, її очищення, а також збільшення обсягу порід, що піддаються акустичному впливу з метою поліпшення фільтраційних і ємкісних властивостей порід шару, його гідрофобізації, деструкції відкладень на відкритій поверхні шару у привибійній зоні, декольматації, скаламучення осадів у зумпфі свердловини для їх наступного вилучення. Те, що обертання акустичного поля здійснюють з можливістю безінерційної зміни напрямку обертання, забезпечує меншу імовірність утворення і росту газових бульбашок, тобто коалесценції, у кільцевому просторі реакторної зони, що позитивно позначається на гомогенізації і кондиціюванні суміші вуглеводнів, які одержують у процесі внутрішньосвердловинного крекінгу нафти. Те, що горизонтально спрямоване акустичне поле бігучої хвилі створюють з регульованою частотою для забезпечення багаторезонансного режиму взаємодії породи шару з флюїдом, забезпечує інтенсифікацію внутрішньопластових процесів руху часток рідини нафти до вибою свердловини під впливом різниці вибійного і пластового тисків, тобто депресії на пласт, і їх порівняльно більш легке відщіплення від гірських порід шару колектора за рахунок багаторезонансного впливу акустичних хвиль на міжфазний натяг на межі розділу нафта - порода, і в такий спосіб акустичний вплив на додатковий обсяг порід для поліпшення фільтраційних і ємкісних властивостей порід шару, його гідрофобізації, деструкції відкладень на відкритій поверхні порід шару в привибійній зоні, декольматації, скаламученню опадів у з умпфі свердловини для їх наступного видалення. Те, що в якості зворотного зв'язку додатково використовують амплітудно-фазо-частотні характеристики відбитої хвилі, а також кількісні і якісні параметри флюїду, забезпечує точне автопідстроювання частоти й амплітуди генеруємих акустичних коливань, їхню шпаруватість і тривалість шляхом використання для цього неактивних у даний момент віброгенеруючих елементів п'єзозлементів. Те, що параметри флюїду, використовувані для зворотного зв'язку, вибирають з ряду, що складається з щільності флюїду, його глейкості, швидкості вертикального руху, температури, тиску, газовмісту, водовмісту, фракційного складу, їх комбінації, забезпечує ідентифікацію параметрів основних алгоритмів оптимального керування процесом обробки привибійної зони і шару, і особливо внутрішньогосвердловинного крекінгу. Те, що у відомому способі ультразвукового крекінгу вуглеводневих з'єднань, переважно сирої нафти, який включає собою перетворення цих з'єднань, у тому числі їх розкладання, в якості ультразвукового реактору використовують міжтрубний простір нафтогазової свердловини між активною поверхнею випромінювача і внутрішньою поверхнею стінок свердловини і/або обсадної труби, а вплив ультразвукових хвиль здійснюють по всьому обсягу активної зони реактора, яку займає суміш "вода - вуглеводневі з'єднання з розчиненим газом", при цьому крекінг-процес ведуть у режимі розвинутої кавітації в оброблюваній суміші з переходом рідких вуглеводнів і води в парогазову фазу, з розривом молекул води і довгих вуглеводневих молекул, що складають нафту, на складові частини - радикали і гідрогенізацією і/або алкілуванням останніх з утворенням легких вуглеводнів, а для створення акустичного поля використовують пристрій - кавітатор, який розміщують у зоні крекінг-процесу і за допомогою якого формують акустичне поле заданої спрямованості, геометричної форми, частоти, інтенсивності і квантованості, яке необхідне і достатнє для створення стабільного, орієнтованого кавітаційного потоку, у якому здійснюють крекінг нафти і її вн утрішньосвердловинне транспортування до гирла свердловини, забезпечує ефективний внутрішньосвердловинний ультразвуковий крекінг нафти. Те, що використовують дозоване, нестаціонарне, просторово-розподілене, переміщуване у вертикальному, горизонтальному й аксіально-гвинтовому напрямках акустичне поле у вигляді одночасно діючих вертикально і горизонтально спрямованих акустичних полів, які створюють сумарне поле за рахунок інтерференції у часі і просторі складових полів, забезпечує умови процесу розвиненої кавітації, причому тривалість кавітування - бульбашкостворення у конкретній точці простору реакторної зони з забезпеченням квантованої дози акустичної енергії, необхідної і достатньої для крекінгу нафти в заданий нафтопродукт бензин, дизельне пальне тощо. Те, що в якості вертикально спрямованого акустичного поля використовують поле стоячих акустичних хвиль, утворених за рахунок інтерференції когерентних випромінювань щонайменше двох рядом розміщених віброгенеруючих елементів джерела поля, причому у якості горизонтально спрямованого акустичного поля використовують поле, що обертається в горизонтальній площині з кутовою частотою обертання w, а в якості аксіально спрямованого акустичного поля використовують дискретне в просторі і часі аксіально-гвинтове акустичне поле, що створюють за допомогою переключення віброгенеруючих елементів випромінювача з можливістю створення р - мірної польової стільникової структури, забезпечує підвищення ефективності крекінг-процесу за рахунок рівномірного залучення вуглеводнів у процес крекінгу. Те, що швидкість переміщення акустичного поля в міжтрубному просторі свердловини складає величину, яка необхідна і достатня для створення легких вугле воднів, їх внутрішньосвердловинного транспортування і видобування зі свердловини, забезпечує синхронність швидкостей добору і генерації продуктів крекінгу. Те, що частота акустичного поля відповідає резонансному кавітаційному стану рідини, рідкої суміші з конкретними фізико-хімічними характеристиками флюїдів, які видобувають, і складає f=20·103¸6·108Гц, забезпечує можливість збігу частот зовнішнього акустичного поля з частотою захлопування кавітаційних бульбашок - пухирців. Те, що час існування розвиненого кавітаційного стану в локальній зоні міжтрубного простору свердловини, де забезпечують крекінг-процес, вибирають у залежності від фізико-хімічних властивостей вуглеводнів, які видобувають, термодинамічних умов і в залежності від часу, необхідного для їхнього перетворення в ізомери заданого молекулярного і компонентного складу, який складає t=1,8·10-9¸50·10-6, забезпечує підвищення ефективності утворення ізомерів заданого складу. Те, що інтервал величин квантів акустичної енергії, у якому ведуть крекінг у локальній зоні свердловини, тобто інтервал, у якому забезпечують крекінг-процес у залежності від фізико-хімічних властивостей вуглеводнів, які видобувають, і термодинамічних умов, складає DΕ=0,18·10-12¸1·10-4Дж, забезпечує: підготовку розчинених у нафті газів і води до гідратації, алкілування ізомерів вуглеводнів і запобігає їх рекомбінацію, а також обмежує дозу енергії, необхідну і достатню для перетворення нафти в задані вуглеводні. Те, що інтервал зсуву фаз, тобто різниця фаз у вертикально спрямованому, горизонтально спрямованому та аксіально-гвинтовому акустичними полями, в якому забезпечують крекінг-процес, складає Dj=-½p¸+½pрад забезпечує таку імпульсну ритмодинамику процесу крекінга, при якій виконується керований та дозований розрив заданих хімічних зв'язків оброблюваних довгих молекул з одержанням заданих вуглеводнів. Те, що в якостіпараметрів суміші і нафтового шару, насиченого флюїдами, за якими ведуть моніторинг, використовують параметри, обрані з ряду, що складається з щільності флюїду, його глейкості, швидкості вертикального руху, температури, тиску, газовмісту і водовмісту, фракційного складу і їх комбінації, забезпечує е фективний моніторинг обробки привибійної зони і крекінгу. Те, що обробку привибійної зони свердловини і міжсвердловинного простору здійснюють одночасно з внутрішньосвердловинним крекінгом сирої нафти, забезпечує підвищення ефективності за рахунок сполучення в часі і просторі процесів видобутку, підготовки і переробки нафти в нафтопродукти. Те, що відомий пристрій для акустичної обробки привибійної зони свердловини, виконаний у вигляді внутрішньосвердловинного приладу - кавітатора з можливістю внутрішньосвердловинного крекінгу вуглеводнів, розміщеного в корпусі, який виконаний складовим у вигляді співвісно з'єднаних один з одним перехідниками, переважно у вигляді муфт, трьох герметичних розбірних циліндрів, в одному з яких встановлений блок керування, в іншому - блок акустичних випромінювачів, а в третьому - локатор муфт, при цьому блок акустичних випромінювачів виконаний у вигляді сукупності віброгенеруючих елементів, рознесених у просторі, розміщених на зв'язаному з корпусом жорсткому циліндричному каркасі і виконаних з можливістю створення дискретних у просторі і часі горизонтального, вертикального й аксіально гвинтового акустичного полів, а в якості датчиків використані датчики показників стану флюїдів, датчики фізико-механічних параметрів хвильових процесів і амплітудно-частотних характеристик віброгенеруючих елементів, а також датчики, які характеризують кількість і якість кінцевого продукту внутрішньосвердловинного крекінгу нафти, забезпечує підвищену е фективність керування процесами видобутку, підготовки і переробки нафти в нафтопродукти. Те, що блок керування встановлений переважно у вер хньому циліндрі корпуса, а блок акустичних випромінювачів - переважно у нижньому циліндрі корпуса, забезпечує подальше підвищення ефективності роботи приладу, зниження енерговитрат і підвищення його ремонтопридатності. Те, що блок 16 керування (БК) містить блок 33 живлення (БЖ), керуючий пристрій (КП) 34, блок 35 генераторів (БГ), блок 38 підсилювачів потужності (БПП), блок 41 комутаторів (БК), а також блок 18 акустичних випромінювачів (БВ), при цьому блок 35 генераторів (БГ) виконаний щонайменше з одним генератором 36 низької частоти (ГНЧ) і/або щонайменше з одним генератором 37 високої частоти (ГВЧ), блок 38 підсилювачів потужності (БПП) виконаний щонайменше з одним підсилювачем 39 потужності низької частоти (ПНЧ) і/або щонайменше з одним підсилювачем 40 потужності високої частоти (ПВЧ), блок 41 комутаторів (БК) виконаний щонайменше з одним комутатором 42 віброгенеруючих елементів низької частоти (НК) і/або щонайменше з одним комутатором 43 високої частоти (ВК), а блок 18 акустичних випромінювачів (БВ) виконаний у вигляді блоку 23 низькочастотних випромінювачів (ВНЧ), який вміщує щонайменше один випромінювач 47 низької частоти (ВНЧ), і/або блоку 22 високочастотних випромінювачів (ВВЧ), який вміщує щонайменше один випромінювач 46 високої частоти (ВВЧ), при цьому блок живлення своїм входом через струмоввід 21 з кабельним рознімом (КР) по трос-кабелю електрично зв'язаний з наземним джерелом 45 живлення, а своїми виходами - з керуючим пристроєм 34 (КП) та іншими елементами блока 16 керування (БК), виходи 1 і 2 керуючого пристрою 34 (КП) з'єднані відповідно зі входами генератора низької частоти (ГНЧ) і/або високої частоти 37 (ГВЧ), які своїми виходами з'єднані з першим входом підсилювача 39 потужності низької частоти (ПНЧ) і/або, відповідно, з першим входом підсилювача потужності високої частоти (ПВЧ), виходи яких через комутатор 42 низької частоти (НК) і/або, відповідно, комутатор 43 високої частоти (ВК) підключені на входи відповідних випромінювачів низької частоти (ВНЧ) і/або, відповідно, випромінювачів високої частоти (ВВЧ), електричні виходи яких з'єднані з відповідними входами негативного зворотного зв'язку підсилювачів низької частоти (ПНЧ) і/або, відповідно, високої частоти (ПВЧ), при цьому акустичні виходи випромінювачів (ВНЧ) і/або (ВВЧ) одночасно є також відповідними акустичними виходами блоку 18 акустичних випромінювачів (БВ) и блоку 16 керування (БК), забезпечує е фективну взаємодію підсистем і систем внутрішньосвердловинного приладу - кавітатора. Те, що керуючий пристрій 34 (КП) вміщує мікропроцесор 48 (МП), генератор 49 тактової частоти (ГТЧ), блок 50 програмно - математичного забезпечення (ПМЗ) мікропроцесора, блок 51 уставок (БУ), заснованих на експериментальній інформації щодо параметрів процесу кавітації у конкретній вуглеводневій сировині з конкретного продуктивного пласту при конкретних термодинамічних умовах, блок 52 розрахунку вектора керуючих впливів (РВКВ), блок 17 локатора муфт, блок 53 оцінки та порівняння параметрів (ОПП) течії флюїдів у зоні перетворення вуглеводів та у привибійній зоні, блок 55 аналогово - цифрових перетворювачів (АЦП) первинної інформації, а також блок 63 цифро-аналогових перетворювачів (ЦАП) керуючих впливів, при цьому перший вхід мікропроцесора (МП) електрично зв'язаний з виходом генератора 49 тактової частоти (ГТЧ), другий - з виходом блока 50 програмно-математичного забезпечення (ПМЗ), третій - з виходом блока 51 уставок (БУ), четвертий - з ви ходом блоку 52 розрахунку вектора керуючих впливів (РВКВ), п'ятий - з виходом блоку локатора 17 муфт, а шостий через шину 54 - з виходами аналогоцифрових перетворювачів 56-61 (АЦП) блоку 55 аналогово-цифрових перетворювачів (АЦП), а вихід мікропроцесора 48 (МП) електрично з'єднаний з шиною 62, виходи якої підключені до входів блоку 63 цифро-аналогових перетворювачів (ЦАП), виходи яких є виходами блоку 63 цифро-аналогових перетворювачів (ЦАП) і одночасно з тим - виходами 1-4 керуючого пристрою 34 (КП), забезпечує моніторинг, підготовку величин вектора уставки й ефективне виконання обчислювальних операцій для своєчасного вироблення вектора оптимальних значень керуючих впливів. Те, що блок акустичних випромінювачів (БВ) виконаний у ви гляді послідовного набору коаксіально встановлених на жорсткому циліндричному каркасі акустичних випромінювачів, виконаних у формі циліндрів із плоскими основами, електрично ізольованих один від одного по поверхні основ, при цьому електрично ізольовані один від одного віброгенеруючі елементи встановлені в кожному акустичному випромінювачі так, що їхні випромінюючі поверхні співпадають з бічною циліндричною поверхнею акустичного випромінювача і в центрі віброгенеруючих елементів вони ортогональні радіусу циліндричної поверхні, забезпечує підвищення ефективності роботи і ремонтопридатності внутрішньосвердловинного приладу - кавітатора. Те, що блок акустичних випромінювачів виконаний у вигляді набору низькочастотних акустичних випромінювачів, який встановлений у нижній частині корпуса, і набору високочастотних акустичних випромінювачів, який встановлений у верхній частині корпуса, забезпечує незалежність виконання свердловинним приладом - кавітатором операцій по інтенсифікації нафтовидобування від підготовки нафти і процесу крекінгу. Те, що в якості датчиків показників стану флюїдів використані датчики фізико-механічних величин, обраних з ряду, що складається з щільності флюїдів, їх глейкості, швидкості вертикального руху потоку рідини, температури і тиску у верхній і нижній частинах свердловинного приладу - кавітатора, газовмісту і водовмісту, фракційно-компонентного складу та їхньої комбінації, забезпечує ефективне виконання моніторингу процесів обробки привибійної зони і внутрішньосвердловинного крекінгу нафти. Те, що в якості датчиків фізико-механічних параметрів хвильових процесів і амплітудно-частотних характеристик віброгенеруючих елементів використані датчики величин, обраних з ряду, що складається з електричних напруг, стр умів, частот, електричних потужностей, фаз напруг і стр умів віброгенеруючих елементів, швидкостей, амплітуд, фаз, коефіцієнтів поглинання прямої подовжньої, відбитої подовжньої, прямої поперечної і відбитої поперечної акустичних хвиль та їх комбінації, забезпечує оперативність і безпеку експлуатації приладу. Те, що в якості датчиків величин, що характеризують кількість і якість кінцевого продукту внутрішньосвердловинного крекінгу нафти, використані датчики величин, обраних з ряду, що складається з миттєвої витрати, щільності флюїдів, їх глейкості, швидкості вертикального руху потоку рідини, газовмісту і водовмісту, фракційно-компонентного складу та їх комбінації, забезпечує підвищення коефіцієнта виходу придатного, запобігає умовам виникнення аварій і підвищує надійність і, тим самим, ефективність керування насосно-компресорним устаткуванням. Оскільки внутрішньосвердловинний крекінг нафти заснований на розриві довгих вуглеводневих макромолекул нафти, його здійснюють за допомогою концентрації ультразвукових хвиль у точках простору з максимальною та мінімальною акустичною енергією, яка виникає у результаті інтерференції декількох одночасно діючих акустичних полів. Кількість таких точок визначається хвильовими характеристиками поля - його частотою, довжиною хвилі, зсувом фаз та амплітудою. Для всіх рідин і багатьох речовин існує деяке граничне значення акустичної енергії, при якому рідина переходить у парогазовий стан. Видимою, наочною ознакою цього є утворення безлічі пухирців у рідині. Цей процес називається кавітацією. Поріг кавітації у конкретної рідини при конкретних термодинамічних умовах визначають експериментальним і теоретичним шляхом. У кожній кавітаційній каверні - пухирці відбувається перехід рідких вуглеводнів у парогазову фазу. Через деякий час каверна - пухирець "зхлопується" і вуглеводні знову переходять у рідкий стан. Але при цьому за рахунок збудження ядерних процесів у кожній молекулі вуглеводневої сполуки виникає ударна хвиля та суп утні енергетичні перетворення іонізованої речовини. У кожній каверні виникають критичні термодинамічні умови (тиск, температура) такі, що молекули нафти спочатку розриваються, потім миттєво енергетично стабілізуються за рахунок чого створюються інші, але більш легкі вуглеводні. У момент захлопування відбувається розрив довгих молекул нафти на радикали. Залишки розірваної молекули нафти - радикали замикаються іншими, більш легкими радикалами. Ними можуть бути радикали газів, розчинених у нафті або радикали летючих вуглеводнів, наприклад, Н+, ОН-,СН3- тощо. Час існування кожної каверни в зоні розвинутої кавітації відповідає конкретній речовині і конкретним термодинамічним умовам. При ультразвуковому крекінгу його необхідно вибрати таким, щоб він відповідав максимальному перетворенню нафти у необхідні вуглеводні. При цьому необхідно прагнути до зменшення частки газів, які виділяються, до зменшення ШФЛВ, саме до зменшення газоподібних вуглеводнів і ефірів як побічних продуктів крекінгу. Тобто необхідно керувати процесом перетворення, крекінгу вугле воднів у конкретних умовах. Найбільш оптимальним рішенням задачі є проведення крекінгу нафти в промислових умовах, а саме у видобувній свердловині. Причому без зміни конструкції свердловини. Цю задачу вирішують, якщо керування внутрішньосвердловинним крекінгом роблять за рахунок використання заявленої, спеціально сконструйованої для цього апаратури, що формує нестаціонарне в часі і просторі акустичне поле з характеристиками, які забезпечують найбільш повне задане перетворення вуглеводнів. Заявлений спосіб спрямований на рішення задачі керованого крекінгу сирої нафти у свердловині, очищення внутрішньої поверхні свердловини й обробки навколосвердловинної області продуктивних порід у вибою свердловини за рахунок спеціальної конструкції свердловинного приладу й апаратури керування ним. Керованими об'єктами є конфігурація й енергетика акустичного поля, характеристики кавітаційної течії в зоні інтерференції акустичних полів і характеристики газорідинного потоку у свердловині. Обмеженнями є конструкція свердловини і свердловинного приладу, реальний склад нафти, яку видобувають, і термодинамічні умови течії потоку нафти із шару уздовж колони обсадних тр уб, умови течії в НКТ, а також спосіб видобування нафти із свердловини. При цьому керований в просторі і часі рух акустичного поля повинен створити область розвинутої стійкої кавітації. Тривалість існування акустичного поля визначають, виходячи з характеристик нафти і продуктів крекінгу. Апаратурним рішенням запропонованого способу є заявлений свердловинний прилад - ультразвуковий кавітатор. Акустичне поле, сформоване кавітатором, має вертикальну, горизонтальну й аксіальну спрямованість. Діапазон частот поля стоячої акустичної хвилі, утвореної акустичними випромінювачами, відповідає, резонансним частотам розвинутого кавітаційного стану для конкретної газованої свердловинної рідини. Його визначають з експериментальних досліджень. У кожен момент часу акустичне поле або ж його активна частина має обмежений обсяг, який за своїми геометричними характеристиками нагадує горизонтальну лінзу, циліндр або їхні частини. Обсяг нафти, яка потрапила в таку ультразвукову лінзу, обмежений її геометричними параметрами. Якщо нафта тривалий час перебуває в активній зоні акустичного поля, вона стрімко піддається повному розкладанню з утворенням газів і широкої фракції легких вуглеводнів. Щоб цього не відбулося, і щоб одержати перетворення нафти в заплановану фракцію з конкретним молекулярним складом, кавітаційний процес повинен бути періодичним з можливістю дозування, квантування енергії, використовуваної в цьому процесі. Тому процес ультразвукового крекінгу повинен мати керований імпульсний характер. Він може відбутися за один або декілька сплесків акустичного поля. При цьому сумарну енергію поля в кільцевому просторі дозують таким чином, щоб її величина була необхідною і достатньою для того, щоб цілком прореагував вказаний обсяг нафти. Але не більш того, тому що у протилежному випадку ви хід придатного істотно зменшується за рахунок повного розкладання нафти з утворенням газів і широкої фракції легких вуглеводнів. Для досягнення поставленої мети в заявленому способі використовують імпульсне просторове сканування акустичного поля, накладеного на процес течії вуглеводнів. Сканування поля, тобто періодичне переміщення акустичного поля уздовж ствола свердловини, викликає стійкий потік легких вуглеводнів у свердловині від вибою до гирла або до насоса, встановленого у свердловині. Цей потік обумовлений депресією і різницею у щільності і глейкості сировини і перетворених у результаті крекінгу вуглеводнів. Швидкість вертикального й аксіального сканування встановлюють автоматично за допомогою пристрою керування. Вона повинна відповідати величині швидкості видобутку вуглеводнів зі свердловини. Сканування поля в зазначених напрямках формує загальну динамічну стійкість процесу керованого крекінгу в кільцевому просторі між кавітатором і колоною обсадних труб. Технічним результатом реалізації заявленого способу є підвищення ефективності видобутку і переробки нафти за рахунок того, що заявлений спосіб забезпечує: 1. Створення внутрішньосвердловинного нестаціонарного просторово-розподіленого, сканованого акустичного поля стоячої хвилі у керований проміжок часу з заданими характеристиками; 2. Опромінення і дозований внутрішньосвердловинний крекінг сирої нафти в акустичному полі з перетворенням її в вуглеводні з заданими фізико-хімічними властивостями; 3. Моніторинг фізико-механічних характеристик флюїдів у стволі свердловини і при вибійній зоні шару; 4. Очи щення внутрішньої поверхні колони обсадних труб від відкладень високоглейких вуглеводнів і шламу; 5. Опромінення флюідонасичених порід продуктивних шарів, які знаходяться в міжсвердловинній зоні, обертальним акустичним полем бігучої хвилі; 6. Захист робочих поверхонь свердловинного приладу від кавітаційної ерозії; 7. Автономну роботу ультразвукового кавітатору в стовбурі свердловини без керуючих впливів з земної поверхні. Винахід надалі пояснюється фігурами креслень, які хоча й ілюструють окремі конкретні варіанти технічного рішення відповідно до винаходу, однак ні в якому разі не можна вважати, що вони вичерпують загальний винахідницький задум щодо заявленої групи винаходів. На фігурах креслень, зокрема, відображено: фіг.1 та 11-13 - варіанти пристрою для обробки привибійної зони свердловини і внутрішньосвердловинного крекінгу нафти - свердловинного приладу - кавітатора; фіг.2 - компонувальна схема свердловинного приладу - кавітатора; фіг.3 - стр уктурна електрична блок-схема свердловинного приладу - кавітатора; фіг.4 - електрична блок-схема керуючого пристрою свердловинного приладу - кавітатора; фіг.5 - високочастотний акустичний випромінювач; фіг.6-8 - схема обертання високочастотного акустичного поля кавітатора: відповідно - радіального поля, вертикального поля та аксіально - гвинтового поля; фіг.9 - схема обертання низькочастотного акустичного поля кавітатора та розміщення низькочастотних віброгенеруючих елементів на робочій поверхні кавітатора; фіг.10 - циклограма роботи основних блоків та акустичних випромінювачів кавітатора. Пристрій (фіг.1-13) для акустичної обробки привибійної зони 1 свердловини 2 за допомогою акустичного впливу на нафтоносний пласт 3, у якому виконані перфорації 4, містить свердловинний прилад - кавітатор 5, який спускають на вибій на геофізичному трос - кабелі 7 і/або на насосно-компресорній трубі 8 із тросомкабелем 7 з використанням пристосування 9 для виконання спуско-підіймальних операцій - такелажного пристрою. Стінки свердловини 2 обсаджені колоною обсадних труб 10, вн утрішня поверхня яких покрита високоглейкими вуглеводнями, окислами, брудом, шламом тощо (не показані). Кільцеподібний простір 11 між стінками свердловини 2 і колоною обсадних труб 10 зацементовано з утворенням цементної пробки. Гирло 73 свердловини 2 ущільнено фланцем 12, в якому виконані отвори для транспортування нафтопродуктів зі свердловини 2 і для проходження трос - кабелю 7. Свердловинний прилад - кавітатор 5 для обробки привибійної зони 1 свердловини 2 за допомогою акустичного впливу на нафтоносний пласт 3, у якому виконані перфорації 4, містить корпус, який виконаний складовим у вигляді співвісно з'єднаних один з одним перехідними муфтами (не показані) трьох герметичних, розбірних циліндрів: верхнього 13, середнього 14 і нижнього 15 (фіг.1, 2). Крім того, кавітатор 5 містить також блок 16 керування (фіг.2), локатор 17 муфт, блок 18 акустичних випромінювачів, верхній 19 та нижній 20 блоки датчиків, струмоввід 21 з кабельним рознімом і такелажний пристрій 9 (фіг.1 і 2). Блок 16 керування встановлений у верхньому корпусному циліндрі 13, локатор 17 муфт - відповідно у середньому корпусному циліндрі 14, а блок 18 акустичних випромінювачів, який містить блок 22 високочастотних акустичних випромінювачів та блок 23 низькочастотних випромінювачів - у нижньому корпусному циліндрі 15. У верхній частині свердловинного приладу - кавітатора 5, а саме у корпусному циліндрі 13 зосереджені прилади автоматичного моніторингу та керуванню всі х складових елементів та блоків кавітатора, у тому числі розташовані: верхній датчик 27 тиску, верхній датчик 28 температури, блок 33 живлення, керуючий пристрій 34, блок 35 генераторів, блок 38 підсилювачів потужності, блок 41 комутаторів 42, 43 й вузькосмуговий звуковий генератор 29 акустичних коливань, який призначений для моніторингу процесу крекінгу нафти у кільцевому просторі 72. У середній частині свердловинного приладу - кавітатора 5 у корпусному циліндрі 14 розміщений блок 17 локатора муфт. У нижній частині свердловинного приладу - кавітатора 5, а саме у нижньому корпусному циліндрі 15 розміщені блок 23 низькочастотних і блок 22 високочастотних акустичних випромінювачів, звукоприймач 32, нижній датчик 31 температури і нижній датчик 30 тиску. Над верхнім циліндром кавітатору (фіг.13) встановлений електронасос 70 з регульованою продуктивністю гідравлічно відокремлений від кавітатору пакером (не показано). Кожен з високочастотних випромінювачів 46 блока 22 виконаний у вигляді сукупності високочастотних віброгенеруючих елементів 24, які рознесені в просторі і розміщені на зв'язаному з корпусом жорсткому циліндричному каркасі 26 з утворенням р-мірної щільникової структури і з можливістю створення дискретних у просторі і часі горизонтального, вертикального та аксіально-гвинтового акустичних полів (фіг.1- 3, 5-8). Аналогічно цьому кожен з низькочастотних випромінювачів 47 блока 23 виконаний у вигляді сукупності низькочастотних віброгенеруючих елементів 25, які рознесені у просторі і розміщені на зв'язаному з корпусом жорсткому циліндричному каркасі 26 з утворенням р-мірної щільникової структури і з можливістю створення дискретного у просторі і часі горизонтального обертального акустичного поля (фіг.1-3, 9). Верхній блок 19 датчиків складається з датчиків 27-29, нижній блок 20 датчиків - з датчиків 30-32,. у якості яких використані датчики показників стану флюїдів у пласті, датчики фізико-механічних параметрів хвильових процесів і датчики амплітудно-частотних характеристик віброгенеруючих елементів, а також датчики, що характеризують кількість і якість кінцевого продукту вн утрішньосвердловинного крекінгу нафти (не показані). Блок 16 керування електрично зв'язаний (фіг.3) з блоком 33 живлення і містить керуючий пристрій 34, входи якого зв'язані з блоками 19 і 20 датчиків, а виходи 1, 2 - з входами блоку 35 генераторів, який виконаний щонайменше з одним генератором 36 низької частоти і/або щонайменше з одним генератором 37 високої частоти. Крім того, блок 16 керування містить блок 38 підсилювачів потужності, виконаний щонайменше з одним підсилювачем 39 низької частоти і/або щонайменше з одним підсилювачем 40 потужності високої частоти, а також блок 41 комутаторів, виконаний щонайменше з одним комутатором 42 віброгенеруючих елементів низької частоти і/або щонайменше з одним комутатором 43 віброгенеруючих елементів високої частоти. Блок 16 керування містить ще й блок 18 акустичних випромінювачів, виконаний з блоку 23 низькочастотних акустичних випромінювачів 47, який виконаний щонайменше з одним акустичним низькочастотним віброгенеруючим елементом 25 випромінювача 47, і/або з блоку 22 високочастотних акустичних випромінювачів 46, який виконаний щонайменше з одним акустичним високочастотним віброгенеруючим елементом 24 випромінювача 46. При цьому блок живлення 33 своїм входом через струмоввід з кабельним рознімом 21 і трос-кабель 7 електрично зв'язаний з наземним джерелом 45 живлення ~0,4кВ (не показано), а іншими виходами - з останніми елементами блоку 16 керування. Вихід 1 керуючого пристрою 34 електрично з'єднаний із входом генератора 36 низької частоти, а вихід 2 керуючого пристрою 34 відповідно з'єднаний із входом генератора 37 високої частоти. Своїми виходами генератори 36 і 37 електрично зв'язані з першими входами підсилювача 39 потужності низької частоти і, відповідно, підсилювача 40 високої частоти, які своїми виходами, відповідно, через комутатори 42 і 43 електрично зв'язані із входами низькочастотних 47 та високочастотних 46 віброгенеруючих випромінювачів, електричні виходи яких в якості негативного зворотного зв'язку підключені на відповідні входи підсилювачів 39 і 40 потужності відповідно, а акустичні виходи одночасно є акустичними виходами відповідних віброгенеруючих елементів, віброгенеруючих випромінювачів, блоків акустичних випромінювачів, блока керування і свердловинного приладу - кавітатора 5. Керуючий пристрій 34 (фіг.3, 4) містить мікропроцесор 48, на входи 1-6 якого своїми виходами підключені генератор 49 тактової частоти, блок 50 програмно-математичного забезпечення мікропроцесора, блок 51 уставок, побудованих на експериментальній інформації про параметри процесу кавітації в конкретній вуглеводневій сировині з конкретного продуктивного шару при конкретних термодинамічних умовах, блок 52 розрахунку вектора керуючих впливів, блок 17 локаторів муфт і блок 53 оцінки і порівняння параметрів течії флюїдів у зоні перетворення вуглеводнів у кільцевому просторі 72 і в привибійній зоні 1. При цьому блок 53 оцінки і порівняння параметрів течії флюїдів своїм входом електрично зв'язаний з виходом шини 54, входи 1-6 якої, які одночасно є входами керуючого пристрою 34 і зв'язані з виходами блоку 55 амплітудно-цифрових перетворювачів 56-61 вектора вхідних змінних. При цьому мікропроцесор 48 своїм виходом підключений до входу шини 62, яка своїми виходами 1-4 підключена до відповідних входів блоку 63 цифро-аналогових перетворювачів 64-67, виходи яких одночасно є виходами блоку 63 цифроаналогових перетворювачів і виходами керуючого пристрою 34 і через блок 35 генераторів, блок 38 підсилювачів і блок 41 комутаторів подальшому зв'язаний з блоком 18 акустичних випромінювачів. При цьому генератор 49 тактової частоти своїм другим виходом електрично зв'язаний з першим входом шини 54, інші входи якої зв'язані з виходами блоку 55 аналого - цифрових перетворювачів 56-61 (АЦП) вектору вхідних змінних. При цьому входи останніх одночасно є входами блоку 55 і входами керуючого пристрою 34. Своїм виходом шина 54 підключена до входу блоку 53 оцінки та порівняння, а мікропроцесор 48 своїм виходом з'єднаний з входом шини 62, яка своїми виходами 1-4 підключена до входів 1-4 блоку 63 цифро - аналогових перетворювачів 64-67 (ЦАП), виходи яких одночасно є виходами блоку 63 та керуючого пристрою 34. Блок 18 акустичних випромінювачів виконаний у вигляді послідовного набору коаксіально встановлених на жорсткому циліндричному каркасі 26 акустичних випромінювачів 47 і 46 віброгенеруючих елементів 25 і 24, блоків 23 і 22 акустичних випромінювачів, виконаних у формі циліндрів із плоскими основами. Віброгенеруючі елементи акустичних випромінювачів електрично ізольовані один від одного по поверхні основ ізолюючими елементами (не показано). Електрично ізольовані віброгенеруючі елементи кожного з блоків 23 і 22 розміщені в кожному з випромінювачів 47 і, відповідно, 46 так, що їх випромінюючі поверхні співпадають з бічною циліндричною поверхнею вказаних випромінювачів і при цьому в центрі віброгенеруючих елементів зазначені випромінюючі поверхні ортогональні радіусу циліндричної поверхні. Блок 23 акустичних випромінювачів виконаний у вигляді набору з m низькочастотних акустичних випромінювачів 47, встановлених в нижній частині корпусного циліндра 15, а блок 22 акустичних випромінювачів - у вигляді і набору з n високочастотних акустичних випромінювачів 46, встановлених у верхній частині корпусного циліндра 15. Циліндричний каркас 26 заповнений олією. У блоці 23 акустичні випромінювачі 47 виконані в кількості m штук, а в блоці 22 акустичні випромінювачі 46 виконані в кількості n штук. Віброгенеруючі елементи 24, 26, кожний з m+n зазначеними випромінювачами, розміщені таким чином, що вони утворюють щільникову структуру і, крім того, створюють можливість польової взаємодії розташованих поруч - по вертикалі, горизонталі і по діагоналі, отже, і можливість створення багатомірного нестаціонарного акустичного поля (фіг.5-9). Кожний з акустичних випромінювачів 47, 46 конструктивно виконаний таким чином, щоб забезпечити формування стоячої акустичної хвилі в кільцевому просторі між сусідніми елементами, обсадною трубою і свердловинним приладом. Він виконаний у вигляді сукупності акустичних елементів, рознесених у просторі на жорсткому циліндричному каркасі 26. За рахунок просторової конструкції акустичних випромінювачів кожний з комутаторів 42, 43 включає поточний набір віброгенеруючих елементів 25, 24, що формують задане акустичне поле, яке змінюється в часі і просторі (фіг.5-9). Відстань між центрами сусідніх, вертикально і горизонтально розташованих віброгенеруючих елементів, обрана таким чином, щоб у результаті їх взаємодії формувався режим стоячої хвилі, який не залежить від стану внутрішньої поверхні обсадних тр уб або ж інших показників і визначається тільки конструктивними особливостями елементів, які не залежать від зовнішніх умов. Частотні характеристики такого поля визначають, виходячи спочатку з умови одержання розвиненого кавітаційного процесу, а потім - з умов крекінгу свердловинної рідини. Це відбувається при резонансі процесу крекінгу конкретного флюїду. Тривалість дії акустичного поля визначають енергією процесу кавітації і швидкістю потоку свердловинної рідини. Обертальне низькочастотне широкосмугове акустичне поле 77 (фіг.9) формують шляхом циклічного попарного переключення низькочастотних віброгенеруючих елементів 25 низькочастотного віброгенеруючого акустичного випромінювача 47. Інтенсивність акустичного поля, зсув фаз і тривалість його дії обрані з розрахунку найбільш повного крекінгу поточного обсягу нафти, що охоплена акустичним полем стоячої хвилі, яке сформоване головним чином внаслідок інтерференції акустичних хвиль, створюваних сусідніми (розміщеними по сусідству) віброгенеруючими елементами 25, 24. Заявлений прилад - ультразвуковий кавітатор 5 (фіг.1-13) працює у такий спосіб. - Режим занурення кавитатора 5 в свердловину 2 і очищення внутрішньої поверхні обсадної колони 10 свердловини. У цьому режимі у свердловину 2 на трос-кабелі 7 за допомогою каротажного підйомника (лебідки) 68 опускають заявлений прилад 5 в стані очікування (фіг.11). У цьому стані на блок живлення 33 подають електричну напругу ~0,4кВ от наземного джерела 45 живлення, працюють тільки верхній блок датчиків (датчики 27-29) та нижній блок датчиків (датчики 30-32). Блок 18 акустичних випромінювачів відключений, але прилад 5 готов до роботи. На межі розділу газ-рідина 71 (гідростатичний рівень свердловинної рідини) у свердловині кавітатор 5 по показанням датчиків 27-32 автоматично включається і після цього працює в автономному режимі. Керуючий пристрій 34 включає блок акустичних випромінювачів, який запускає блок 22 високочастотних віброгенеруючих елементів. При подальшому спуску від гідростатичного рівня рідини 71 у свердловині 2 до вибою 1 прилад 5 продовжує працювати у режимі очищення. У цьому режимі не використовується низькочастотне широкосмугове поле, а відбувається подальше очищення внутрішньої поверхні обсадної колони від налиплих відкладень, в першу чергу, від високов'язких вуглеводів. При цьому режимі акустичну інтенсивність віброгенеруючих елементів формують підсилювачем потужності виходячи з умови розрідження високов'язких нафтових відкладень до величини в'язкості, яку задають вектором уставок. За рахунок вертикальної і горизонтальної орієнтації акустичних полів ці залишки перетворюються на більш легкі вуглеводні, розріджуються до потрібної консистенції, спливають та вилучаються із свердловини самовпливом або за допомогою насосу. Консистенцію розрідженнях вуглеводів, які утворилися у режимі очищення контролює блок керування 16 за допомогою верхнього 19 і нижнього блоків датчиків. У цьому режимі низькочастотний тракт кавитатору - виключений. - Після завершення операції очистки внутрішньої поверхні колони обсадних труб , за допомогою локатора 17 муфт фіксують місце установки приладу 5 у вибої 1 або у верхній частині порід продуктивного горизонту - зоні покрівлі пласту, після чого у свердловині встановлюють колонну насосно-компресорних труб 8, приєднану до насосу-качалки 69. При цьому кавітатор знаходиться у підготовленому стані для режиму узгодженої роботи ультразвукового кавітатора 5, зануреного у свердловину на трос - кабелі 7 і насоса - качалки 69, з'єднаному з колонною насосно - компресорних труб 8 (фіг.12). Керуючий прилад 34 свердловинного приладу - кавітатора 5 автоматично включається, а потім пристосовується до швидкості потоку вуглеводнів, що видобувають у свердловині. Водночас здійснюють крекінг нафти у кільцевому просторі 11. Такий режим не є оптимальний с точки зору максимально повного та найбистрішого видобування нафти. У цьому режимі не використовують максимальну потужність кавітатора 5 у наслідок того, що продуктивність встановленого насосного обладнання є величина стала (яка не підлягає регулюванню). Але при цьому найбільш раціонально використовується насосно - компресорне обладнання, раніш встановлене біля гирла 73 свердловини 2. У цьому режимі водночас працює як високочастотний тракт кавітатора, так і низькочастотний. Поле 77 широкосмугових низькочастотних акустичних коливань (фіг.9) зб уджує процес інтенсифікації у привибійній зоні 1 нафтоносного пласту 3. Кр уго ве обертання 78 низькочастотного акустичного поля 77 з керованою частотою w2 формує періодичний механічний вплив на флюїди, які знаходяться у привибійній зоні 1 свердловини 2. При досягненні частоти w2 одної з резонансних частот механічної системи пласт - флюїди, яка залежить, наприклад, віт відстані, флюідонасиченності, у локальній зоні пласта 3 відбуваються механічні резонансні ефекти, які позитивно впливають на процес нафтовилучення, депарафінізації та декольматації. У цьому режимі здійснюють сумісний, комбінований вплив низькочастотного акустичного поля, яке створює умови для інтенсифікації процесів фільтрації нафти з привибійної та міжсвердловинної зони пласту до перфораційних отворів свердловини і, одночасно, крекінг сирої нафти у вибої та кільцевому зазорі свердловини. - Режим крекінгу та видобування легких вуглеводнів при взаємодії насоса - качалки 69 і зануреного в свердловину на колоні НКТ 8 кавітатора 5, який працює в автономному режимі (фіг.12). Після завершення попередньої операції очищення внутрішньої поверхні свердловини, кавітатор 5 витягують на земну поверхню і через перехідну муфту або хвостовик НКТ (не показано) монтують на колонні 8 НКТ, потім вдруге опускають у свердловину (фіг.12). За допомогою локатора 17 муфт фіксують місце установки приладу 5 на вибою 1, після чого прилад 5 встановлюють на глибині перфорації 4 обсадної колони 11. Потому свердловинний прилад 5 переходить у основний режим роботи. У цьому режимі в свердловину 2 за допомогою каротажного підйомника, або лебідки 68 по трос-кабелю 7 подають електричну напругу 0,4кВ на блок живлення 33 кавітатору 5 від наземного джерела 45 живлення, який включає керуючий прилад 34, який, в свою чергу, послідовно включає всі блоки свердловинного пристрою. В першу чергу включаються верхній блок датчиків (датчики 27-29) і нижній блок датчиків (датчики 30-32). Блок 18 акустичних випромінювачів включається по сигналу з керуючого пристрою 34, який по показникам датчиків 27-32 слідкує за станом термодинамічних параметрів, що вимірюють, і параметрів течії перетворених вуглеводнів, порівнюють ці значення з параметрами вектора уставок и задає режими роботи блока акустичних випромінювачів, який включає блок 22 високочастотних і 23 низькочастотних віброгенеруючих елементів. За рахунок керування характеристиками вертикальної, горизонтальної и аксіально-гвинтової орієнтації акустичних полів, що діють на свердловинні флюїди вони перетворюються у більш легкі вуглеводні та їх емульсії, розріджуються до потрібної консистенції, спливають у верхню частину свердловини і вилучаються з неї насосом. - Найбільш оптимальним є режим крекінга і керованого видобування легких вуглеводів при взаємодії зануреного в свердловину на колоні насосно-компресорних труб 8 кавітатору 5 та електронасосу 70 (фіг.13). Для здійснення такого режиму використовують свердловинний електронасос з керованою продуктивністю, яким керує пристрій 34 кавітатору 5. На узгодженій відстані, зверху над кавітатором монтують електронасос 70 регульованої продуктивності, який з'єднують електричним сигнальним кабелем 75 з кавітатором 5, потому конструкцію цієї колони занурюють у свердловину. У цьому режимі використовують спільний вплив низькочастотного акустичного поля, яке утворює умови для інтенсифікації процесів фільтрації нафти з привибійної зони пласту і міжсвердловинного простору (не показано) до системи перфораційних отворів 4 свердловини, а також, крекінгу нафти у вибої свердловини 1 і в кільцевому просторі 72 свердловини 1. У даному режимі прилад 5 підготовлений до найбільш ефективної роботи. При цьому електричну енергію виробничої частоти 50Гц з напругою ~0,4кВ подають по трос-кабелю 7 через струмоввід 21 з електрорознімом на вхід перетворювача напруги блока живлення 33, де її випрямляють до номінального значення, необхідного для функціонування всіх систем та елементів внутрішньосвердловинного приладу 5, циклограма роботи якого наведена на фіг.10. Нижче приведені пояснення і позначення, що стосуються циклограми, де: 1 и 9 - діаграма включення верхнього і, відповідно, нижнього блоків датчиків; 2 - залежність акустичної потужності заявленого приладу - кавитатора 5 від часу; 3 - часова діаграма зміни швидкості подовжніх коливань у рідини між звукогенератором 29 и звукоприймачем 32; 4 - часова діаграма включення останньої пари віброгенеруючих елементів 24; 5 - часова діаграма включення наступної пари віброгенеруючих елементів 24; 6 - часова діаграма включення другої пари віброгенеруючих елементів 24; 7 - часова діаграма включення пари віброгенеруючих елементів низькочастотного широкосмугового генератора акустичних коливань поля подовжніх и поперечних хвиль; 8 - часова діаграмна включення першої пари нижніх віброгенеруючих елементів. Для пояснення роботи кавітатору на діаграмах прийняті такі позначення: Τ - період повного циклу роботи системи вимірювання і віброгенеруючих елементів акустичного випромінювача від найнижчих до самих верхніх (на боковій поверхні свердловинного приладу - кавитатора 5); t1-t 0 - період вимірювання термодинамічних і швидкісних характеристик потоку вуглеводнів у кільцевому просторі 11 між кавитатором 5 і внутрішньою стінкою колони 10 обсадних тр уб; t1 - момент початку генерації першої пари горизонтального ультразвукового поля віброгенеруючих елементів 24 найнижчого акустичного елементу 46 и завершення роботи датчиків системи вимірювання (моніторингу); t2 - момент початку генерації горизонтального ультразвукового поля першими парами віброгенеруючих елементів 24 самого нижнього акустичного випромінювача 46, а також початку генерації широкосмугового 70 низькочастотного поля 77 (фіг.10); t3 - момент початку генерації горизонтального ультразвукового поля останніми парами віброгенеруючих елементів 24 самого нижнього акустичного випромінювача 46 и завершення роботи останньої пари віброгенеруючих елементів 25 широкосмугового акустичного випромінювача 47; t4 - момент початку генерації горизонтального ультразвукового поля першими парами віброгенеруючих елементів 24 другого акустичного випромінювача 46; t5 - момент завершення генерації горизонтального ультразвукового поля першими парами віброгенеруючих елементів 24 другого акустичного випромінювача 46, а також початку генерації низькочастотного широкосмугового поля 77; t6 - момент початку генерації горизонтального ультразвукового поля останніми парами віброгенеруючих елементів 24 акустичних випромінювачів 46, а також завершення генерації низькочастотного широкосмугового поля 77; t7 - момент завершення генерації горизонтального ультразвукового поля останньої пари віброгенеруючих елементів 24 другого акустичного випромінювача 46 и початку генерації горизонтального ультразвукового поля першими парами віброгенеруючих елементів 24 наступного акустичного випромінювача 46; t8 - момент початку генерації горизонтального ультразвукового поля першої пари віброгенеруючих елементів наступного акустичного елементу, а також початку генерації низькочастотного широкосмугового поля: t9 - момент початку генерації горизонтального ультразвукового поля останніми парами віброгенеруючих елементів 24 наступного акустичного елементу 46, і завершення роботи останньої пари віброгенеруючих елементів 25 широкосмугового акустичного випромінювача 47; t10 - момент завершення генерації горизонтального ультразвукового поля останньої пари віброгенеруючих елементів наступного акустичного елементу і початку генерації горизонтального ультразвукового поля першими парами віброгенеруючих елементів 24 наступного акустичного елементу 46; t11 - момент завершення генерації горизонтального ультразвукового поля останньої пари віброгенеруючих елементів попереднього акустичного елементу и початку генерації горизонтального ультразвукового поля першими парами віброгенеруючих елементів 24 самого верхнього акустичного елементу 46; t12 - момент початку генерації горизонтального ультразвукового поля першої пари віброгенеруючих елементів 24 самого верхнього акустичного елементу 46, а також початку генерації низькочастотного широкосмугового поля 77; t13=Τ - період повного циклу роботи системи вимірювання и віброгенеруючих елементів 24 акустичних випромінювачів 46 от самих нижніх до самих верхніх и попарних сполучень сусідніх віброгенеруючих елементів. t4-t 1 - період повного обороту горизонтального акустичного поля навколо найнижчого акустичного випромінювача 24, при цьому t4-t1=t 7-t 4=…=ti-ti-3=t 13-t10 , 4£i£9; ti-t1-3 - період повного оберту горизонтального акустичного поля навколо і-го акустичного випромінювача 46. По сигналам, які безупинно надходять з датчиків 27-32, що встановлені у верхній і нижній частинах приладу 5, і подаються на входи керуючого пристрою 34, здійснюють моніторинг процесу. Ці датчики постійно включені, однак зняття інформації проводять періодично, через задані інтервали часу відповідно до циклограми, наведеної на фіг.10. Для цього через шину 54 відкривають канал зняття інформації з блоку 19 верхніх і блоку 20 нижніх датчиків. При цьому фіксують и запам'ятовують у пам'яті мікропроцесора 48 швидкість повздовжньої хвилі та коефіцієнт її поглинання у кільцевому просторі 11 між кавітатором і обсадною трубою при заданій відстані між звукогенератором 29 и звукоприймачем 32, а також фіксують значення температури середовища в газорідинному потоці 28,31, тиску 27,30 на кінцях свердловинного приладу 5. У керуючому пристрої 34 співвідношення цих величин визначає коефіцієнт динамічної глейкості флюїду. При цьому враховують значення температури та тиску, а також їх різницю. Розраховують коефіцієнт динамічної глейкості, величину коефіцієнта гідравлічного опору, газо- і водовміст флюїду, швидкість його руху у трубному просторі. Ці данні порівнюють зі значеннями величин уставок, які вводять при настроюванні мікропроцесора 48, який входить в склад керуючого пристрою 34. Величина розбіжності перерахованих поточних значень параметрів, які характеризують потік флюїду і значення параметрів вектора уставок, є основою для видачі керуючих впливів блоками 64-67 керуючих впливів на роботу виконавчих органів свердловинного приладу - кавітатора 5. За допомогою керуючого пристрою 34 утворюють акустичні поля заданої періодичності і потужності, необхідні для створення стабільного, орієнтованого кавітаційного потоку, у якому проводять крекінг нафти і внутрішньосвердловинний транспорт вуглеводів на поверхню за допомогою насосу 70 з дистанційно регульованою об'ємною продуктивністю. У якості зворотного зв'язку для роботи керуючого пристрою служить поточна інформація, що надходить з верхніх і нижніх датчиків 27-32, а також величини уставок. Інформація, що поступає від датчиків і величини уставок є підставою для роботи керуючого пристрою 34. Цю аналогову інформацію перетворюють у ци фрову форму за допомогою аналогово-цифрових перетворювачів 56-61. У якості основної складової частини керуючого пристрою 34 входить свердловинний мікропроцесор 48. Він має своє програмне забезпечення. Керуючий прилад 34 автоматично приймає і видає рішення щодо режимів роботи генераторів 36, 37, підсилювачів 39, 40 потужності та комутаторів 42, 43, формуючих роботу акустичних випромінювачів 46, 47 як виконавчих пристроїв. Величина компонентів вектора уставок, яку встановлюють у програмне забезпечення мікропроцесору 48 приладу керування 34 кавітатора 5 експериментально визначають при проведенні дослідження процесу ультразвукового дозованого керованого крекінга нафти конкретного нафтогазового родовища на спеціальному гідроакустичному стенді (не показано). Лабораторний гідроакустичний стенд, на якому здійснюють фізичне моделювання процесу крекінга сирої нафти у заданих термодинамічних умовах для визначення величин компонентів вектору уставок, складається з механічної, гідродинамічної, гідравлічної, акустичної, електронної, акустичної систем, системи безпеки, контролю та керування, системи збору и обробки даних. Це автономна дослідницька система, яка забезпечує експериментальною інформацією у процесі попереднього настроювання свердловинного пристрою на безупинну автоматичну роботу у конкретній свердловині. Величину компонентів вектору уставок заносять у пам'ять мікропроцесора 48 керуючого пристрою 34 кавітатора 5, визначають при проведенні досліджень процесу крекінгу нафти конкретного нафтового родовища на спеціальному лабораторному стенді. Лабораторний стенд, на якому проводять фізичне моделювання процесу крекінгу сирої нафти складається з гідродинамічної системи, гідравлічної системи, електричної системи, системи збору та обробки даних, каркасу. У випадку виходу з ладу датчиків або у випадку, якщо значення контрольованих параметрів виходять за межі величин уставки, керуючий пристрій 34 автоматично відключає свердловинний прилад - кавітатор 5. Приклад 1. На гіпотетичній свердловині Коханівського нафтового родовища, що розташоване в Яворівському районі Львівської області, спосіб обробки привибійної зони вели за допомогою акустичного впливу на нафтоносний пласт. Свердловина заповнена водо - вугле водневою рідиною, яка до обробки мала такий якісно-кількісний склад і такі показники властивостей, які представлені у таблицях 1-3, а саме: у таблиці 1 характеристики нафти, у таблиці 2 - характеристики покладу нафти, а у таблиці 3 - основні показники розробки покладу нафти за період 1987-1993pp. Спосіб вели за допомогою діагностики привибійної зони, при якій діагностували такі показники, як густина флюїду, його глейкість, швидкість вертикального руху, температура, тиск пластовий, газовміст, водовміст, фракційний склад, середньодобовий дебіт свердловини по нафті, воді, газу; тиск на гирлі свердловини, швидкість поздовжньої хвилі у привибійній зоні пласту, амплітуда ультразвукових коливань на виході віброгенеруючого елементу, що знаходиться в стані генерації коливань та амплітуда відбитих коливань на вході віброгенеруючого елементу, який знаходиться в стані приймання, коефіцієнту поглинання акустичної енергії у привибійній зоні та в пласті. Привибійну зону опромінювали системою віброгенеруючих елементів - ультразвукових випромінювачів у вигляді щільникової горизонтальної структури віброгенеруючих елементів з корегуванням таких параметрів режиму опромінення, як інтенсивність випромінювання, яка вимірюється у відношенні потужності, прикладеної до віброгенеруючого елементу на ефективну площину віброгенеруючого елементу (Вт/см 2), тривалість випромінювання кожного віброгенеруючого елементу, тобто тривалість акустичного імпульсу, швидкість обертання акустичного поля поздовжньої хвилі навколо низькочастотного акустичного випромінювача, час загальної обробки привибійної зони свердловини, залежність електричної потужності кавітатору у часі. Таблиця 1 Характеристики нафти Густина у В'язкість, у Тиск Температура, К Молекулярна Вміст Тип нафти пластов их умовах, пластов их умовах, газу, м 3/т насичення, маса, Da застигання початку кипіння кг/м 3 мПа-с МПа ІІІТ3 П2 457 949 452 26 9,81 288 383 ІІІТзР2 Таблиця 2 Характеристики нафтового родов ища Режим покладу, Висота покладу, м Глибина залягання покрів лі, м Пружний та розчиненого газу 175 1300 Коефіцієнт Проникність, Коефіцієнт Пластов ий Пластов а Тиск пористоті, -3 2 насичення, тиск, МПа температура, насичення, 1·10 мкм в ідн. од. в ідн. од. К МПа 0,284 26 0,95 11.1 330 9,81 Таблиця 3 Загальні показники розробки нафтового родов ища Роки 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 Річний в идобуток нафти, тис.т 2,8 4,2 5,5 4,7 3,6 2,4 2,1 рідини, тис.т 3,8 5,9 9,9 9,9 8,2 6,0 4,5 газу, млн. м3 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 Середній дебіт, т/доб. нафти рідини Обв одненість, % 7,8 3,3 3,0 2,1 1,6 1,5 1,4 10,8 4,8 5,4 4,5 3,8 3,6 3,1 26,3 28,8 44,4 52,5 56,1 60,0 53,3 Накопичений в идобуток нафти, тис.т 15,7 19,9 25,4 30,1 33,7 36,1 38,2 рідини. тис.т 22,3 28,2 38,1 48,0 56,2 62,2 66,7 газу, млн. м3 0,4 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0 1,1 Газов ий Фонд фактор, св едлов ин м 3/т 46 33 21 24 30 40 37 3 5 6 7 7 6 3 При цьому акустичний вплив опромінення на нафтоносний пласт здійснювали за допомогою горизонтально спрямованого акустичного поля, яке мало частотно-амплітудні, енергетичні та інші показники, які представлені нижче у таблиці 4. Таблиця 4 Інтенсивність, Вт/см2 15 Шв идкість в ертикального сканув ання, м/с 0 Шв идкість горизонтального сканув ання, м/с 0 Частота обертання Скважність, Трив алість горизонтального поля, опромінення, год. % -1 с 50 0 12 Аксіально-гвинтове акустичне поле створювали за допомогою переключення віброгенеруючих елементів - випромінювачів з можливістю створення р-мірної польової щільникової структури, де р=6. У результаті такої обробки привибійної зони за допомогою акустичного впливу на нафтоносний пласт з свердловини отримали вуглеводневу рідину, яка мала якісно-кількісний склад і показники властивостей, що наведені у таблиці 5. Таблиця 5 Дебіт свердлов ини, т/доб. Глейкість, мПа·с Густина, кг/м 3 Молекулярна маса, Da Обв одненість, % Газовміст, м 3/т 6,0 452 949 457 58,6 26 Приклад 2. Виконували умови прикладу 1, в якому вертикально спрямоване акустичне поле стоячої хвилі створювали за рахунок інтерференції когерентних випромінювань віброгенеруючих елементів джерела, а горизонтально спрямоване акустичне поле у вигляді поля бігучої хвилі створювали у вигляді обертового горизонтально спрямованого акустичного поля з частотою обертання w=1Гц, які представлені у таблиці 6. Таблиця 6 Інтенсивність, Вт/см2 40 Шв идкість в ертикального сканув ання, м/с 0 Шв идкість горизонтального сканув ання, м/с 0 Частота обертання Скважність, Трив алість горизонтального поля, опромінення, год. % -1 с 50 1 12 Отримали результати, як у прикладі 1, які представлені у табл.7. Таблиця 7 Дебіт свердлов ини, т/доб. Глейкість, мПа·с Густина, кг/м 3 Молекулярна маса, Da Обв одненість, % Газовміст, м 3/т 6,0 452 949 457 55,6 29 Приклад 3. Виконували умови прикладу 2, в якому обертове горизонтально спрямоване акустичне поле має частоту обертання w1=50Гц, які представлені у табл.8. Таблиця 8 Інтенсивність, Вт/см2 40 Шв идкість в ертикального сканув ання, м/с 0 Шв идкість горизонтального сканув ання, м/с 0 Частота обертання Скважність, Трив алість горизонтального поля, с - опромінення, год. % 1 60 1000 24 Отримали майже ті ж результати, що представлені у табл.9. Таблиця 9 Дебіт свердлов ини, т/доб. Глейкість, мПа·с Густина, кг/м 3 Молекулярна маса, Da Обв одненість, % Газовміст, м 3/т 6,5 452 949 457 55,6 29 Приклад 4. Виконували умови прикладу 2, в якому обертове горизонтально спрямоване акустичне поле має частоту обертання w1=1кГц, які представлені у табл.10. Таблиця 10 Інтенсивність, Вт/см2 40 Шв идкість в ертикального сканув ання, м/с 0 Шв идкість горизонтального сканув ання, м/с 0 Частота обертання Скважність, Трив алість горизонтального поля, с - опромінення, год. % 1 60 1000 27 Отримали покращенні результати, які представлені у табл.11. Таблиця 11 Дебіт свердлов ини, т/доб. Глейкість, мПа·с Густина, кг/м 3 Молекулярна маса, Da Обв одненість, % Газовміст, м 3/т 12,2 430 932 452 54 32 Приклад 5. Виконували умови прикладу 2, в якому обертове горизонтально спрямоване акустичне поле має частоту обертання w1³0,001МГц, які представлені у табл.12. Таблиця 12 Інтенсивність, Вт/см2 40 Шв идкість в ертикального сканув ання, м/с 0 Шв идкість горизонтального сканув ання, м/с 0 Частота обертання Скважність, Трив алість горизонтального поля, с - опромінення, год. % 1 50 10000 12 Отримали результати, які представлені у табл.13 і які не є задовільними з причини того, що велика частота обертання горизонтального поля, що перевищує 10кГц, не покращує показники. Таблиця 13 Дебіт свердлов ини, т/доб. Глейкість, мПа·с Густина, кг/м 3 Молекулярна маса, Da Обв одненість, % Газовміст, м 3/т 4,2 452 942 457 55 30 Приклад 6. Виконували умови прикладу 2, в якому обертове горизонтально спрямоване акустичне поле має частоту обертання w1³0,001МГц, які представлені у табл.14. Таблиця 14 Інтенсивність, Шв идкість Шв идкість Скв ажність, Частота обертання Трив алість Вт/см2 40 в ертикального сканув ання, м/с 0 горизонтального сканув ання, м/с 0 % 50 горизонтального поля, с - опромінення, год. 1 150 12 Отримали результати, які представлені у табл.15 і які не є задовільними з причини того, що не відбувається позитивного впливу коливань акустичного поля на привибійну зону пласту. Таблиця 15 Дебіт свердлов ини, т/доб. Глейкість, мПа·с Густина, кг/м 3,8 452 940 3 Молекулярна маса, Da Обв одненість, % Газовміст, м 3/т 456 56 32 Приклад 7. Виконували умови прикладу 2, в якому обертання акустичного поля здійснювали з можливістю безінерційної зміни напрямку обертання, які представлені у табл.16. Отримали такі ж самі результати, що і у прикладі 6. Таблиця 16 Дебіт свердлов ини, т/доб. Глейкість, мПа·с Густина, кг/м 3 Молекулярна маса, Da Обв одненість, % Газовміст, м 3/т 6 452 949 457 58,9 27 Приклад 8. Виконували умови прикладу 2, в якому обертове горизонтально спрямоване акустичне поле бігучої хвилі створювали регульованої частоти для забезпечення багаторезонансного режиму взаємодії породи пласту з флюїдом, які представлені у табл.17. Таблиця 17 Інтенсивність, Вт/см2 80 Шв идкість в ертикального сканув ання, м/с 0 Шв идкість горизонтального сканув ання, м/с 0 Частота обертання Скважність, Трив алість горизонтального поля, с - опромінення, год. % 1 40 0 12 Отримали підвищені результати, які представлені у табл.18. Таблиця 18 Дебіт свердлов ини, т/доб. Глейкість, мПа·с Густина, кг/м 3 Молекулярна маса, Da Обв одненість, % Газовміст, м 3/т 7,2 452 949 457 58,9 27 Приклад 9. Виконували умови, як у попередніх прикладах. В якості зворотного зв'язку додатково використовували амплітудно-фазо-частотні характеристики відбитої хвилі, а також такі кількісно-якісні параметри флюїду, як його глейкість, швидкість вертикального руху, температура, тиск, газовміст, водовміст, фракційний склад, представлені у табл.19. Таблиця 19 Інтенсивність, Вт/см2 500 Шв идкість в ертикального сканув ання, м/с 0 Шв идкість горизонтального сканув ання, м/с 0 Частота обертання Скважність, Трив алість горизонтального поля, с - опромінення, год. % 1 50 0 12 Отримали підвищені результати, які представлені у табл.20. Таблиця 20 Дебіт свердлов ини, т/доб. Глейкість, мПа·с Густина, кг/м 3 Молекулярна маса, Da Обв одненість, % Газовміст, м 3/т 6,8 452 949 457 57,2 31 Приклад 10. На тій же свердловині одночасно з обробкою її привибійної зони вели ультразвуковий крекінг вуглеводневих з'єднань, при цьому у якості реактора використовували кільцевий простір свердловини між активною поверхнею випромінювачів і внутрішньою поверхнею стінок свердловини або обсадних тр уб. Використовували суміш вуглеводневих з'єднань з водою і розчиненим у нафті газом. Акустичний вплив на суміш виконували шарами паралельно поперечному перетину ультразвукового реактору. В області розкладання води на іони Н + і ОН- і перетворення суміші "вода - вуглеводневі з'єднання з розчиненим в ньому газом" здійснювали режим стоячих хвиль, а вплив акустичних хвиль на оброблювану суміш здійснювали по всьому обсягу активної зони реактора, яку займає суміш з ура хуванням моніторингу результатів крекінга. Процес крекінгу вели в режимі розвиненої кавітації в оброблюваній суміші, з переходом рідких вуглеводнів і води в парогазову фазу, розривом молекул води і довгих вуглеводневих молекул нафти на складові частини - радикали і гідрогенізацією і/або алкілуванням останніх з утворенням легких вуглеводнів. Для створення акустичного поля використовували внутрішньосвердловинний пристрій кавітатор, який розміщали у зоні крекінг-процесу і за допомогою кавітатора формували акустичне поле заданої спрямованості, геометричної форми, частоти, інтенсивності і квантованості, які необхідні і достатні для створення стабільного, орієнтованого кавітаційного потоку, у якому здійснювали крекінг нафти і її внутрішньосвердловинне транспортування до гирла свердловини. Одночасно з цим на привибійну зону додатково впливали дискретним у просторі аксіально-гвинтовим акустичним полем з такими енергетичними, частотними та іншими характеристиками, значення яких наведені у табл.21, що відображає діапазон змін величин, які впливають на процеси, що відбуваються у свердловині. Таблиця 21 Інтенсивність, Вт/см 2 Тривалість випромінювання, мкс Швидкість, м/с Швидкість вертикального поля, мм/с Частота аксіально-гвинтового поля, кГц Кругова частота, кГц Час обробки, год. Електрична потужність, кВт 15 100 690 3 0,01 0,001 5 2,8 25 250 640 6 0,1 0,05 10 2,9 40 500 520 8 0,5 0,1 24 3,2 50 1000 630 10 1,0 1,0 48 3,1 70 1500 680 25 50 1,220 48 2,2 85 2000 720 50 200 22,0 4 1,8 105 5000 860 100 1000 40,0 10 1,5 200 7500 458 1000 2000 75,0 24 1,0 Моніторинг вели за такими параметрами суміші, як густина флюїду, його глейкість, швидкість вертикального руху, температура, тиск, газовміст, водовміст, фракційний склад, і за такими параметрами нафтового пласту, насиченого флюїдами, які представлені у наведених таблицях. Крім того, моніторинг вели за такими амплітудно-фазо-частотними характеристиками відбитих хвиль і віброгенеруючих елементів, як швидкість поздовжньої відбитої хвилі. Загальний отриманий результат складався з 532 таблиць даних, найбільш характерні з яких представлені у табл.22. Причому значно виріс дебіт свердловини за рахунок внутрішньосвердловинного крекінгу нафти та зменшилася обводненість продукції, в залежності від параметрів впливу змінюється газовміст добутої рідини, помінявся її хімічний склад, характеристики, що не наведені у табл.1, 2, такі: температура застигання, температура загоряння, температура початку кристалізації, масова доля сірки, зольність, коксування, та інші основні властивості. Характерний випадок наведений у табл.23. Приклад 11. Виконували умови, як у попередньому прикладі. При цьому в крекінг-процесі використовували дозоване, нестаціонарне, просторово-розподілене, переміщуване у вертикальному, горизонтальному і аксіально-гвинтовому напрямках акустичне поле у вигляді одночасно діючих вертикально і горизонтально спрямованих акустичних полів, які створюють сумарне поле за рахунок інтерференції у часі і просторі складових полів, які представлені у табл.24. Таблиця 22 Характеристики вуглев однів , отриманих при внутрішньосв ердлов инному крекінгу нафти Молекулярна Густина, маса, Da (пластової), кг/м3 326 279 364 322 334 332 782 741 796 722 761 759 457 949 В'язкість Тиск Температура, К Вміст Тип (пластової), насичення, газу, м 3/т застигання початку кипіння вуглев одню мПа·с МПа 0,815 0,08 278 0,759 0,11 255 0,826 0,12 286 0763 0,08 279 0,753 0,08 282 0,768 0,08 287 Характеристики нафти (для порів няння) ІІІТ3 П2 452 26 9,81 288 383 ІІІТ3 П2 Таблиця 23 Дебіт свердлов ини, т/доб. Глейкість, мПа·с Густина, кг/м 3 Молекулярна маса, Da Обв одненість, % Газовміст, м 3/т 16,1 0,79 781 356 12,3 57,6 Таблиця 24 Інтенсивність, Вт/см2 200 Шв идкість в ертикального сканув ання, м/с 0,1 Шв идкість горизонтального сканув ання, м/с 10 Частота обертання Скважність, Трив алість горизонтального поля, с - опромінення, год. % 1 50 10000 12 Отримали результат, який представлений у табл.25. Таблиця 25 Дебіт свердлов ини, т/доб. Глейкість, мПа·с Густина, кг/м 3 Молекулярна маса, Da Обв одненість, % Газовміст, м 3/т 15,6 0,73 760 311 16 56 Приклад 12. Виконували умови, як у прикладі 9. При цьому у якості вертикально спрямованого акустичного поля використовували поле стоячих хвиль, утворених за рахунок інтерференції когерентних випромінювань двох поруч розміщених віброгенеруючих елементів джерела поля, у якості горизонтально спрямованого акустичного поля використовували поле, що обертається в горизонтальній площині з кутовою частотою обертання w=20кГц, а в якості аксіально спрямованого акустичного поля використовували дискретне в просторі і в часі аксіально-гвинтове акустичне поле, яке створювали за допомогою переключення віброгенеруючих елементів випромінювача із створенням р - мірної польової щільникової структури, де р=60, який представлений у табл.26. Таблиця 26 Інтенсивність, Вт/см2 500 Шв идкість в ертикального сканув ання, м/с 0,1 Шв идкість горизонтального сканув ання, м/с 10 Частота обертання Скважність, Трив алість горизонтального поля, с - опромінення, год. % 1 60 45000 12 Отримали результат, який представлений у табл.27. Таблиця 27 Дебіт свердлов ини, т/доб. Глейкість, мПа·с Густина, кг/м 3 Молекулярна маса, Da Обв одненість, % Газовміст, м 3/т 16,8 0,711 70 284 18,3 78 Приклад 13. Виконували умови, як у прикладі 9. При цьому швидкість переміщення акустичного поля в міжтрубному просторі свердловини складала величину, яка необхідна та достатня для створення легких вуглеводнів, їх транспортування до гирла свердловини і видобування, і, які представлені у табл.28. Таблиця 28 Інтенсивність, Вт/см2 80 Шв идкість в ертикального сканув ання, м/с 0,26 Шв идкість горизонтального сканув ання, м/с 10 Частота обертання Скважність, Трив алість горизонтального поля, с - опромінення, год. % 1 50 30 12 Були отримані результати, які представлені у табл.29. Таблиця 29 Дебіт свердлов ини, т/доб. Глейкість, мПа·с Густина, кг/м 17,2 0,72 792 3 Молекулярна маса, Da Обв одненість, % Газовміст, м 3/т 291 16,6 63,2 Приклад 14. Виконували умови, як у прикладі 9. При цьому частота акустичного поля відповідала резонансному кавітаційному стану рідкої суміші, які представлені у табл.28 і складала f=106Гц. Отримали результат, який представлений у табл.30. Таблиця 30 Дебіт свердлов ини, т/доб. Глейкість, мПа·с Густина, кг/м 3 Молекулярна маса, Da Обв одненість, % Газовміст, м 3/т 17,1 0,721 794 292 16,6 63,0 Приклад 15. Виконували умови, як у прикладі 13. При цьому частота акустичного поля відповідала резонансному кавітаційному стану рідкої суміші і складала f=20·103Гц. Таблиця 31 Інтенсивність, Вт/см2 80 Шв идкість в ертикального сканув ання, м/с 0,26 Шв идкість горизонтального сканув ання, м/с 10 Частота обертання Скважність, Трив алість горизонтального поля, с - опромінення, год. % 1 50 30 12,6 Отримали результати, які представлені у табл. 32. Таблиця 32 Дебіт свердлов ини, т/доб. Глейкість, мПа·с Густина, кг/м 17,32 0,72 792 3 Молекулярна маса, Da Обв одненість, % Газовміст, м 3/т 291 13,4 63 Приклад 16. Виконували умови, як у прикладі 13. При цьому частота акустичного поля відповідала резонансному кавітаційному стану рідкої суміші з такими конкретними фізико-хімічними характеристиками, які представлені у табл.2, і складала f=6·108Гц. Таблиця 33 Інтенсивність, Вт/см2 80 Шв идкість в ертикального сканув ання, м/с 0,26 Шв идкість горизонтального сканув ання, м/с 10 Частота обертання Скважність, Трив алість горизонтального поля, с - опромінення, год. % 1 50 30 12 Отримали результати, які представлені у табл.34. Таблиця 34 Дебіт свердлов ини, т/доб. Глейкість, мПа·с Густина, кг/м 3 Молекулярна маса, Da Обв одненість, % Газовміст, м 3/т 17,1 0,726 764 293 16,4 63,0 Приклад 17. Виконували умови, як у прикладі 13. При цьому частота акустичного поля відповідала резонансному кавітаційному стану рідкої суміші з такими конкретними фізико-хімічними характеристиками, які представлені у табл.2 і складала f=103Гц. Таблиця 35 Інтенсивність, Вт/см2 80 Шв идкість в ертикального сканув ання, м/с 0,26 Шв идкість горизонтального сканув ання, м/с 10 Частота обертання Скважність, Трив алість горизонтального поля, с - опромінення, год. % 1 45 30 24 Отримали результат, представлений у табл.36, який є незадовільним у зв'язку з тим, що була вжита недостатня потужність акустичного поля при збільшеній його частоті. Таблиця 36 Дебіт свердлов ини, т/доб. Глейкість, мПа·с Густина, кг/м 3 Молекулярна маса, Da Обв одненість, % Газовміст, м 3/т 4,8 330 861 402 43 8,6 Приклад 18. Виконували умови, як у прикладі 13. При цьому частота акустичного поля відповідала резонансному кавітаційному стану рідкої суміші з такими конкретними фізико-хімічними характеристиками, які представлені у табл.2 і складала f=109Гц. Таблиця 37 Інтенсивність, Вт/см2 80 Шв идкість в ертикального сканув ання, м/с 0,13 Шв идкість горизонтального сканув ання, м/с 10 Частота обертання Скважність, Трив алість горизонтального поля, с - опромінення, год. % 1 0,6 30 12 При режимах, наведених у табл.37 отримали результат, представлений у табл.38, який є незадовільним в зв'язку з тим, що була використана недостатня потужність акустичного поля, при пластовому тиску 11,1МПа, що не викликало режиму розвиненої кавітації. Результат наведений у табл.38. Таблиця 38 Дебіт свердлов ини, т/доб. Глейкість, мПа·с Густина, кг/м 3 Молекулярна маса, Da Обв одненість, % Газовміст, м 3/т 7,2 412 843 396 38 8,1 Приклад 19. Виконували умови, як у прикладі 9. При цьому тривалість розвиненого кавітаційного стану в локальній зоні міжтрубного простору свердловини, де забезпечували крекінг-процес нафти, який відповідав резонансному кавітаційному стан у рідкої суміші з такими конкретними фізико-хімічними характеристиками, які представлені у табл.2, складав t=10-8с. Таблиця 39 Інтенсивність, Вт/см2 80 Шв идкість в ертикального сканув ання, м/с 0,12 Шв идкість горизонтального сканув ання, м/с 10 Частота обертання Скважність, Трив алість горизонтального поля, с - опромінення, год. % 1 60 30 24 При режимах, наведених у табл.39 отримали результат, який представлений у табл.40. Таблиця 40 Дебіт свердлов ини, т/доб. Глейкість, мПа·с Густина, кг/м 6,2 413 844 3 Молекулярна маса, Da Обв одненість, % Газовміст, м 3/т 396 39 8,1 Приклад 20. Виконували умови, як у прикладі 9. При цьому тривалість розвиненого кавітаційного стану в локальній зоні міжтрубного простору свердловини, де забезпечували крекінг-процес нафти, який відповідав резонансному кавітаційному стан у рідкої суміші з такими конкретними фізико-хімічними характеристиками, які представлені у табл.2, складав t=1,8·10-9с. Таблиця 41 Інтенсивність, Вт/см2 80 Шв идкість в ертикального сканув ання, м/с 0,12 Шв идкість горизонтального сканув ання, м/с 10 Частота обертання Скважність, Трив алість горизонтального поля, с - опромінення, год. % 1 50 30 12 При режимах, наведених у табл.41 отримали приблизно той же результат, що відображений у табл.42. Таблиця 42 Дебіт свердлов ини, т/доб. Глейкість, мПа·с Густина, кг/м 3 Молекулярна маса, Da Обв одненість, % Газовміст, м 3/т 6,4 412 844 396 40 8,6 Приклад 21. Виконували умови, як у прикладі 9. При цьому час існування розвиненого кавітаційного стану в локальній зоні міжтрубного простору свердловини, де забезпечували крекінг-процес нафти, який відповідав резонансному кавітаційному стан у рідкої суміші з такими конкретними фізико-хімічними характеристиками, які представлені у табл.2, складав t=50·10-6с. Таблиця 43 Інтенсивність, Вт/см2 400 Шв идкість в ертикального сканув ання, м/с 0,10 Шв идкість горизонтального сканув ання, м/с 10 Частота обертання Скважність, Трив алість горизонтального поля, с - опромінення, год. % 1 50 30 12 При режимах, наведених у табл.43 отримали результат, який представлений у табл.44. Таблиця 44 Дебіт свердлов ини, т/доб. Глейкість, мПа·с Густина, кг/м 3 Молекулярна маса, Da Обв одненість, % Газовміст, м 3/т 7,8 413 840 836 34 10,2 Приклад 22. Виконували умови, як у прикладі 9. При цьому час існування розвиненого кавітаційного стану в локальній зоні міжтрубного простору свердловини, де забезпечували крекінг-процес нафти, відповідав резонансному кавітаційному стан у рідкої суміші з такими конкретними фізико-хімічними характеристиками, які представлені у табл.2, складав t=10-3с. Таблиця 45 Інтенсивність, Вт/см2 80 Шв идкість в ертикального сканув ання, м/с 0,10 Шв идкість горизонтального сканув ання, м/с 10 Частота обертання Скважність, Трив алість горизонтального поля, с - опромінення, год. % 1 50 30 12 У режимах, наведених у табл.45, отримали результат, який представлений у табл.46 і є незадовільним в зв'язку з тим, що час акустичного випромінювання був перебільшений. У процесі внутрішньосвердловинного крекінгування нафти утворювалися занадто легкі вуглеводні. Таблиця 46 Дебіт свердлов ини, т/доб. Глейкість, мПа·с Густина, кг/м 3 Молекулярна маса, Da Обв одненість, % Газовміст, м 3/т 6,1 402 838 396 38 10,8 Приклад 23. Виконували умови, як у прикладі 9. При цьому час існування розвинутого кавітаційного стану в локальній зоні міжтрубного простору свердловини, де забезпечували крекінг-процес нафти, відповідав резонансному кавітаційному стан у рідкої суміші з такими конкретними фізико-хімічними характеристиками, які були представлені у табл.2, складав t=10-10с. Таблиця 47 Інтенсивність, Вт/см2 80 Шв идкість в ертикального сканув ання, м/с 0,10 Шв идкість горизонтального сканув ання, м/с 15 Частота обертання Скважність, Трив алість горизонтального поля, с - опромінення, год. % 1 50 30 12 При виконанні режимів процесу, наведених у табл.47, отримали результат, який представлені у табл.48 і який є незадовільний в зв'язку з тим, що нафта інтенсивно перетворювалася на легкі вуглеводні. Таблиця 48 Дебіт свердлов ини, т/доб. Глейкість, мПа·с Густина, кг/м 3 Молекулярна маса, Da Обв одненість, % Газовміст, м 3/т 7,2 413 840 396 37 11,1 Приклад 24. Виконували умови, як у прикладі 9. Фізико-хімічні властивості вуглеводнів, які видобували, складали величини, наведені у табл.2, а термодинамічні умови мали показники, які представлені у табл.47. При цьому в локальній точці зони свердловини величина квантів акустичної енергії, при яких вели крекінг, складала DΕ=10-6Дж. Отримали той же результат, що й в прикладі 9. Приклад 25. Виконували умови, як у прикладі 22. Фізико-хімічні властивості вуглеводнів, які видобували, представлені у табл.2, а термодинамічні умови мали такі показники, які представлені у табл.47. При цьому в локальній точці зони свердловини величина квантів акустичної енергії, при яких вели крекінг, складала DΕ=0,18·10-9Дж. Отримали результат, що представлений у табл.49. Таблиця 49 Дебіт свердлов ини, т/доб. Глейкість, мПа·с Густина, кг/м 3 Молекулярна маса, Da Обв одненість, % Газовміст, м 3/т 6,1 450 942 455 380 25,4 Приклад 26. Виконували умови, як у прикладі 22. Фізико-хімічні властивості вуглеводнів, які видобували, представлені у табл.2, а термодинамічні умови мали показники, які представлені у табл.47. При цьому в локальній точці зони свердловини величина квантів акустичної енергії, при яких вели крекінг, складала DΕ=1·10-4Дж. Отримали результат, що представлений у табл.50. Таблиця 50 Дебіт свердлов ини, т/доб. Глейкість, мПа·с Густина, кг/м 3 Молекулярна маса, Da Обв одненість, % Газовміст, м 3/т 17,1 0,722 767 293 16,0 63 Приклад 27. Виконували умови, як у прикладі 22. Фізико-хімічні властивості вуглеводнів, які видобували, представлені у табл.2, а термодинамічні умови мали показники, які представлені у табл.47. При цьому у локальній точці зони свердловини величина квантів акустичної енергії, при яких вели крекінг, складала DΕ=1·10-3Дж. Таблиця 51 Інтенсивність, Вт/см2 500 Шв идкість в ертикального сканув ання, м/с 0,10 Шв идкість горизонтального сканув ання, м/с 10 Частота обертання Скважність, Трив алість горизонтального поля, с - опромінення, год. % 1 50 30 12 Отримали результати, які представлені у табл.52 і які є незадовільними в зв'язку з тим, що питома енергія акустичного поля перевищувала номінальну, при цьому відбувалося надмірне опромінення і створювалися переважно легкі вуглеводні. Таблиця 52 Дебіт свердлов ини, т/доб. Глейкість, мПа·с Густина, кг/м 3 Молекулярна маса, Da Обв одненість, % Газовміст, м 3/т 16,6 0,721 764 294 18,2 58 Приклад 28. Виконували умови, як у прикладі 22. Фізико-хімічні властивості вуглеводнів, які видобували, представлені у табл.2, а режими крекінга мали показники, які представлені у табл.53. При цьому в локальній точці зони свердловини величина квантів акустичної енергії, при яких вели крекінг, складала DΕ=10-13Дж. Таблиця 53 Інтенсивність, Вт/см2 1200 Шв идкість в ертикального сканув ання, м/с 0,05 Шв идкість горизонтального сканув ання, м/с 10 Частота обертання Скважність, Трив алість горизонтального поля, с - опромінення, год. % 1 25 20 24 Отримали результати які представлені у табл.54 і які є незадовільними, в зв'язку з тим, що питома енергія акустичного поля занадто перевищувала номінальну, тому, як наслідок, відбувалося надмірне опромінення і створювалися переважно легкі вуглеводні - жирні гази. Таблиця 54 Дебіт свердлов ини, т/доб. Глейкість, мПа·с Густина, кг/м 3 Молекулярна маса, Da Обв одненість, % Газовміст, м 3/т 25 0,06 4,67 82 1,37 281 Заявлена група винаходів забезпечує наступний технічний результат: - Скорочення часу те хнологічного циклу за рахунок керованості технологічного процесу; - Підвищення ефективності за рахунок зниження енергоємності технологічного процесу; - Підвищення ефективності за рахунок зниження тривалості виробничого циклу, що включає видобуток нафти, її підготовку і переробку в кінцевий продукт; - Зниження фондовитрат на здійснення технологічного процесу за рахунок усунення устатк ування для підготовки і переробки нафти в кінцевий продукт. ДЖЕРЕЛА ІНФОРМАЦІЇ, ЩО ПРИЙНЯТІ ДО УВАГИ: 1. Способ акустического воздействия на призабойную зону продуктивных пластов. - У патенті РФ №2026969, 20.01.95 [1]. 2. Подобед B.C. Способ акустического воздействия на нефтегазоносный пласт. - У патенті Російської Федерації №2140534, Е21В43/25, 27.10.99 - ПРОТОТИП [2]. 3. М.Г. Рудин, А.Е. Драпкин. Краткий справочник нефтепереработчика. - Л.: Хімія, 1980. - С. 65-67 [3]. 4. М.Г. Рудин, А.Е. Драпкин. Краткий справочник нефтепереработчика. - Л.: Хімія, 1980. - С. 70-73 [4]. 5. Родіонов В.Е., Венгер Е.Ф. Спосіб ультразвукового крекінгу вуглеводневих з'єднань. - В патенті України №37716, З10G15/00, 15.05.2001 [5]. 6. Родіонов В.Е., Венгер Е.Ф. Спосіб ультразвукового крекінгу вуглеводневих з'єднань. - У патенті України №41575, C10G15/00, 17.09.2001 - ПРОТОТИП [6]. 7. Ефимова С.А. Устройство для виброакустического воздействия на нефтяной пласт. - В патенті №RU2129659, 22.07.98, Е21В43/25, 43/28, 43/00 [7]. 8. Печков А.А., Кузнецов О.Л., Дрягин В.В. Устройство для акустического воздействия на призабойную зону продуктивных пластов. - У патенті РФ №RU-2026970, 20.01.95, Е21В43/25 [8]. 9. Pechkov A.A., Kouznetsov O.L., Drjaguin V.V. Acoustic flow stimulation method and apparatus. - В патенті №US-5184678, 9.02.93, E21B43/24, 43/25 - ПРОТОТИП [9].