Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РЕАНИМАЦИИ СКВАЖИН

Современная технология восстановления дебита промысловых нефтяных и нефтегазовых скважин включает очистку полости скважины от вязких тяжелых углеводородов и последующее воздействие на прискважинную зону продуктивного пласта [SU 764431, 1980; SU 955764, 1982; SU 991784, 1982; SU 1120730, 1985; SU 1143150, 1986; RU 2344264, 2008; RU 2213867, E21B 43/00, E21C 41/00, 2002.]

Наиболее представительным и наиболее близким по технологической сущности и достигаемому техническому результату является способ, включающий расконсервацию и обработку ствола скважины, очистку полости стенок от отложений вязких углеводородов, очистку фильтра в зоне продуктивного пласта, создание избыточного давления в припластовой зоне скважины, наложение теплового и акустического воздействий на прискважинную зону пласта [RU 2096587 C1, 20.11.1997, E21B 43/00].

При детальном анализе указанных аналогов и прототипа выявляется их типичные, существенные и очевидные недостатки: крайне низкая эффективность всего процесса, в большинстве случаев (более 80%) не приводящая к восстановлению дебита даже в минимальных показателях; значительные трудо- и энергозатраты; низкая производительность использования технических средств для этого процесса. Эти недостатки не позволяют практически использовать известный способ (как и упомянутые другие способы), как неэффективный.

Технической задачей и технологическим результатом разработанного способа является повышение эффективности процесса воздействия на продуктивный пласт в прискважинной зоне и на некотором (до 50 м) расстоянии от скважины; интенсификация всех воздействий, сводимых в единый процесс; сокращение времени и трудозатрат.

Способ реанимации скважин включает расконсервацию и обработку ствола, очистку полости и стенок-отложений вязких углеводородов, очистку фильтра в зоне продуктивного пласта, создание избыточного давления в припластовой зоне скважины, наложение теплового и акустичиского воздействий, при этом после расконсервации скважины на устье устанавливают регулируемый клапан сброса давления, на трос-кабеле в скважину спускают автономный буровой аппарат до остановки его в отложениях вязких углеводородов, включением термогазогенератора автономного бурового аппарата указанные отложения разрабатывают, испаряют и выбрасывают из ствола за счет воздействия парогазовым рабочим агентом, после этого полость скважины на 1/5 от фильтров заполняют рабочей жидкостью - сжиженным углекислым газом, перекрывают указанный клапан, отрегулировав его на автосрабатывание при предельно допустимом для полости указанной скважины давлении, на термогазогенератор автономного бурового аппарата по трос-кабелю подают электросигнал на его включение, истекающим из указанного аппарата парогазовым агентом создают избыточное давление в полости скважины, одновременно повышают температуру рабочей жидкости, акустическое воздействие на прискважинную зону пласта ведут за счет периодического срабатывания на импульсное открытие клапана устья, совмещают все указанные воздействия по времени процесса, характеристики: давления, температуры, акустические выбирают из расчета предельной допустимости ствола скважины на величины этих нагрузок, указанный процесс ведут до установления проницаемости пласт-фильтровая зона скважины.

Способ реанимации скважин характеризуется тем, что из полости обработанной скважины проходят горизонтальную скважину с помощью указанного автономного бурового аппарата путем воздействия на разрушаемую среду энергией струй рабочего агента.

Способ осуществляется на приводимом примере. Для эксперимента была выбрана отработанная скважина Прикаспийского региона. Отдача нефтяной скважины прекращена ввиду кольматации прискважинной зоны пласта и закупоривания фильтровой части вязкими углеводородами (парафины, асфальтовые). Для процесса был выбран автономный буровой аппарат (МБА) (конструкции А. Плугина). После расконсервации скважины на устье (голове обсадной трубы) установлен регулируемый клапан сброса давления. На троc-кабеле (каротажном) МБА был спущен до остановки его в отложениях вязких углеводородов (около 56 м до фильтров). Включением в работу термогазогенератора МБА эти отложения были разработаны, испарены и выброшены из ствола в течение 6,5 минут за счет воздействия на отложения парогазовым рабочим агентом при t°=650-700°C и P=70-90 кг·c/см² при скорости восходящего потока этого шлама V=35-50 м/с. Все процессы и операции были, как показано, совмещены по времени. После этого в скважину ввели сжиженный углекислый газ на 1/5 от фильтров, перекрыли клапанную арматуру, отрегулировав его на автосрабатывание при P=630 кг·с/см² (предельно допустимое давление, разрешенное в полости указанной скважины: стенки труб, их резьбовые соединения). Одновременно с поднятием давления повышали температуру в фильтровой зоне до 700°C, создавая одновременно акустическое воздействие за счет импульсного циклического срабатывания клапана на устье скважины; частота выбрана в диапазоне 1-20 Гц при интенсивности 230-270 дБ (в припластовой зоне скважины). Также комплексное воздействие осуществляли в течение 1,5 часа. После извлечения МБА и снятия скважинного давления от испарений сжиженного CO₂ тестировали на проницаемость пласта к фильтрам: дебит скважины составлял 3,84 т/сутки.

Для более эффективной отдачи пласта и увеличения дебита скважины ее полость на 1/5 от забоя заполнили той же жидкостью и с помощью МБА произвели горизонтальную проходку скважины из ствола существующей отработанной скважины. Длина горизонтальной скважины составила 42 м.

После такого комплекса работы со скважиной и прискважинной зоной пласта проницаемость его увеличилась по притоку нефти, а дебит скважины составил 6,3-6,7 т/сутки, что позволило определить эффективность способа и его дальнейшее совершенствование в части регулирования величин: P, t°C, V и определяемой длины горизонтальной скважины или нескольких горизонтальных скважин, проходимых в различных направлениях от оси реанимируемой скважины.