СПОСОБ ИМПУЛЬСНО-ВОЛНОВЫХ ОБРАБОТОК ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ
METHOD FOR PULSE-WAVE TREATMENT OF PRODUCTIVE FORMATION, AND DEVICE FOR ITS IMPLEMENTATION

Изобретение относится к нефтедобывающей и газодобывающей отраслям промышленности, в частности к волновым методам увеличения коэффициента извлечения нефти, газа и газоконденсата. Изобретение может быть использовано для интенсификации добычи нефти и газа и увеличения коэффициента извлечения нефти, газа, газоконденсата из продуктивных пластов путем возбуждения скважин и пластов за счет импульсов давления и волнового воздействия.
Существует много способов интенсификации добычи нефти и увеличения коэффициента извлечения нефти, газа, газоконденсата, среди них большое количество разновидностей волнового воздействия на продуктивные нефтяные и газовые пласты.
3
3
Существует способ вибровоздействия на продуктивный пласт, заключающийся в создании импульсов давления путем закачки в пласт жидкости по аналогии с гидроразрывом пласта. Кольцевое пространство между насосно-компрессорными трубами (НКТ) и обсадной колонной герметизируют. Через НКТ насосными агрегатами закачивают жидкость [Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. - М.: Недра, 1983, 510 с. (с. 184-185)]. В качестве жидкости применяют нефть, раствор соляной кислоты, керосин и смеси этих жидкостей. На одну виброобработку расходуют до 100 м жидкости, расход соляной кислоты или керосина берется из расчета 2-3 м на 1 м толщины пласта. Колебания давления затухают достаточно быстро и по амплитуде они недостаточны для создания трещин и воздействия на граничные слои (ГС) нефти [Мархасин И.Л. Физико-химическая механика нефтяного пласта. - М.: Недра, 1977, 214 с. (с. 18-26, 65-72), Фридрихсберг Д.А. Курс коллоидной химии. - Л.: Химия, 1984, 368 с. (с. 178-226)] в пласте. Эффект этого способа больше объясняется применением различных агентов (кислота, растворители и т.д.).
Существует гидророторный вибратор, содержащий корпус с окнами и размещенный внутри корпуса золотник с каналами, имеющий для регулирования амплитуды давления за счет изменения площади перекрытия окон шнек, вал, пружину с тарелками. Шнек жестко связан с валом с золотником в поперечном направлении. Перемещения золотника в продольном направлении (относительно вала) при взаимодействии пружины через тарелку с золотником вызывают импульсное воздействие на призабойную зону скважины [А.С. №1469933. E21B 43/00. Гидророторный вибратор. Опубликовано: 20.11.1999]. Наличие движущихся деталей существенно уменьшает надежность и длительность нормальной работы устройства. Колебания давления затухают близко от стенок скважины, амплитуда колебаний недостаточна для создания новых и увеличения существующих трещин, а также для воздействия на граничные слои нефти на поверхности порово-трещинного пространства коллектора.
Наиболее близким по сущности к предлагаемому техническому решению является «Способ получения импульсов давления жидкости и устройство для его осуществления» [А.С. №1466808. B06B 1/18. Способ получения импульсов давления жидкости и устройство для его осуществления. Б.и. №11, 1989]. Способ заключается в том, что в потоке жидкости возбуждают периодически срывную кавитацию с образованием кавитационной полости, причем на кавитационную полость воздействуют акустической волной, сопровождаемой акустической кавитацией для управления колебаниями полости. Однако по этому способу создаваемые импульсы давления по амплитуде и диапазону недостаточны для эффективного воздействия на высоковязкие граничные слои нефти, существующие в порах пласта-коллектора и состоящие из полярных компонентов пластовых флюидов, обладающие свойствами двойного электрического слоя (ДЭС) [Мархасин И.Л. Физико-химическая механика нефтяного пласта. - М.: Недра, 1977, 214 с. (с. 18-26, 65-72), Фридрихсберг Д.А. Курс коллоидной химии. - Л.: Химия, 1984, 368 с. (с. 178-226)]. Следует отметить, что образование этих слоев имеет электрическую природу. Толщины и другие параметры ГС зависят от свойств породообразующих минералов, состава пластовых флюидов и возникающего у поверхности пор электрокинетического потенциала. ГС обладают особыми свойствами, описанными в литературе [Мархасин И.Л. Физико-химическая механика нефтяного пласта. - М.: Недра, 1977, 214 с. (с. 18-26, 65-72), Фридрихсберг Д.А. Курс коллоидной химии. - Л.: Химия, 1984, 368 с. (с. 178-226)], которые затрудняют фильтрацию пластовых флюидов. Также создаваемые импульсы давления не оказывают достаточного давления на матрицу горной породы для создания большого количества микротрещин, которые позволят гидродинамически соединить застойные зоны с зоной фильтрации.
Известно устройство, используемое для осуществления способа получения импульсов давления [А.С. №1466808. B06B 1/18. Способ получения импульсов давления жидкости и устройство для его осуществления. Б.и. №11, 1989], наиболее близкое по сущности к предлагаемому техническому решению, содержащее трубку Вентури, входной и выходной трубопроводы, акустический резонатор, размещенный напротив диффузора трубки Вентури, а резонатор выполнен в виде полого стакана с продольными прорезями, параллельными оси трубки Вентури. Недостатками этого устройства является то, что значительная часть энергии импульсов давления гасится внутри акустического резонатора в виде стакана, при этом гидроудары, гасящиеся днищем стакана, создают большие знакопеременные динамические нагрузки на трубы, к которым присоединена трубка Вентури. Все это сильно уменьшает эффективность устройства, сокращает срок службы, т.е. не позволяет длительную эксплуатацию, а также создает повышенную опасность обрыва насосно-компрессорных труб в скважине при использовании такого устройства для обработки продуктивного пласта импульсами давления.
Предлагаемым изобретением решаются задачи: повышения эффективности обработки призабойной зоны пласта за счет увеличения энергии импульсов, амплитуды, диапазона колебаний и воздействия на граничные слои, существующие на стенках пор в пласте, снижения энергетических и прочих затрат при достижении необходимых параметров воздействия, а также повышения надежности работы устройства для импульсно-волновой обработки продуктивного пласта.
Поставленная задача достигается в способе импульсно-волновых обработок продуктивных пластов, включающем возбуждение в потоке жидкости периодической срывной кавитации созданием дополнительной приосевой кавитационной полости, путем завихрения потока жидкости и изменением направления движения потока жидкости. В устройстве для этого способа, содержащем трубку Вентури, входной и выходной трубопроводы, на входе в трубку Вентури установлена завихряющая камера, а резонатор расположен на конце выходного трубопровода и выполнен прямоточным, а не в виде стакана. В частности, резонатор выполнен в виде металлического кольца с металлическими стержнями, расположенными параллельно оси устройства.
Наличие новых отличительных признаков, которые ведут к получению новых свойств при импульсно-волновой обработке продуктивных пластов позволяет сделать вывод о наличии в техническом предложении критериев изобретения «новизна» и «изобретательский уровень».
Способ реализуется следующим образом.
Перед подачей рабочей жидкости в трубку Вентури поток жидкости завихряют вокруг оси трубки Вентури, в результате чего в приосевой области образуется кавитационная полость с пониженным давлением. После прохождения потока жидкости с кавитационной полостью через трубку Вентури происходит мгновенное расширение кавитационной полости с последующим ее схлопыванием (по известным физическим законам), кроме этого в периферийных областях потока жидкости образуется кольцевая зона разрежения или кольцевая кавитационная полость, которая вызывает срывную кавитацию. Наложение этих двух процессов вызывает увеличенные импульсы давления. После трубки Вентури с помощью резонирующего устройства (резонатора) по типу камертона часть энергии импульсов кавитационного схлопывания преобразовывают в акустические колебания, которые накладываются на импульсы давления. Воздействие акустической волны на центральную и кольцевую периферийную кавитационные полости позволяет существенно увеличить амплитуду импульсов давления, и одновременно колебания этой частоты совместно с импульсами давления воздействуют на продуктивный пласт и пластовые флюиды, насыщающие его. Акустические колебания разблокируют защемленные жидкостью пузырьки газа, открывая перекрытые поры, способствуют очистке пор от глинистых частиц, вызывают движение в пристенных (граничных) слоях жидкости. Увеличение амплитуды импульсов давления позволяет создать более эффективно новую сеть трещин и раскрыть существующие трещины в продуктивном пласте. Следовательно, под таким совместным воздействием импульсов давления и акустических волн изменяется структура порового пространства. Таким образом, появляется дополнительный открытый объем пористости и увеличивается проницаемость продуктивного пласта. Это в свою очередь обеспечивает повышение эффективности обработки продуктивного пласта с увеличением дополнительной добычи нефти и газа без дополнительных энергетических и материальных затрат.
Устройство для осуществления импульсно-волновых обработок продуктивного пласта (Фиг. 1, 2, 3, 4), путем создания импульсов давления и акустических волн содержит вихреобразователь 4 с отверстиями тангенциального ввода потока жидкости 3, трубку Вентури 5, корпус 2 (Фиг. 2) и резонатор 6 в виде кольца (Фиг. 3), на котором выполнены резонирующие стержни 7, расположенные параллельно оси устройства. Корпус 2 (Фиг. 2) крепят на нижний конец колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) 1, спущенных в скважину, в корпус при этом установлен генератор импульсов (Фиг. 4), в котором непосредственно содержатся вихреобразователь 4 с отверстиями тангенциального ввода потока жидкости 3 и трубка Вентури 5, а под генератором импульсов установлен резонатор (Фиг. 3).
Устройство работает следующим образом (Фиг. 1).
Рабочая жидкость с поверхности, от устья скважины, поступает по НКТ 1 с большой скоростью в отверстия 3 завихрителя 4, при этом поток рабочей жидкости входит в камеру завихрителя тангенциально и завихряется с созданием приосевой кавитационной полости 8, затем проходит трубку Вентури, при этом создается дополнительно кольцевая периферийная кавитационная полость 9. Возникает режим периодической срывной кавитации. Часть кавитационных полостей периодически отрывается и уносится потоком, после чего происходит схлопывание в зоне повышенного давления. Таким образом, возникает сдвоенный импульс давления. Резонатор 6 возбуждается под действием импульсов давления и генерирует акустическую волну, которая накладывается на импульсы давления, влияет на процесс  схлопывания кавитационных полостей, увеличивает амплитуду импульсов давления и поддерживает их периодичность. Акустическая волна высокой частоты совместно с низкочастотными колебаниями давления в широком частотном диапазоне воздействует на структуру порового пространства продуктивного пласта и флюиды, насыщающие пласт.
Примеры конкретного выполнения
Пример №1
Для обработки выбрана скважина №Р45 Сергеевской площади.
Геолого-техническая характеристика скважины:
1. Продуктивный горизонт
Д<sub>1</sub>
2. Искусственный забой
1893 м
3. Интервал перфорации
1851-1856 м
4. Пластовое давление
10,5 МПа
5. Дебит жидкости
0,3 м<sup>3</sup>/сут
6. Обводненность продукции
0,1%
7. Статический уровень
696 м
8. Динамический уровень
1465 м
Выполнение обработки
1. Спустили колонну НКТ в скважину до искусственного забоя (1893 м).
2. Водным раствором поверхностно-активного вещества МЛ-81 с концентрацией 0,2% промыли забой и ствол скважины.
3. Подняли колонну НКТ на поверхность и оборудовали башмак колонны устройством для осуществления импульсно-волновых обработок продуктивного пласта.
4. Спустили колонну НКТ в скважину и установили устройство для осуществления импульсно-волновых обработок на глубине 1851 м.
5. На устье скважины установили герметизатор универсальный ГУ - 125×210.
6. На устье колонну НКТ обвязали с насосным агрегатом 4АН-700 с помощью высоконапорного шланга и промывочного вертлюга ВП-50.
7. Затрубное кольцевое пространство (между НКТ и эксплуатационной колонной) обвязали с желобной промывочной системой.
8. Всасывающий шланг насосного агрегата с фильтром опустили в последнюю емкость желобной системы, заполненную 0,01% водным раствором поверхностно-активного вещества МЛ-81.
9. Включили насосный агрегат в работу и начали закачку рабочего агента при давлении 18 МПа (расчетный режим работы устройства для условий конкретной скважины) по круговой схеме, с циркуляцией рабочего раствора через желобную систему. После прокачивания рабочего раствора в течение 30 минут начали одновременно с прокачиванием рабочего раствора при помощи подъемного агрегата медленно (со скоростью не более 0,01 м/с) перемещать устройство к подошве пласта. При достижении глубины 1855 м спуск остановили и начали подъем к кровле пласта. Достигнув кровли, глубина 1851 м, остановили подъем и начали медленный спуск устройства к подошве пласта. В таком режиме работа продолжалась в течение пяти часов. Таким образом, выполнено импульсно-волновое воздействие на продуктивный пласт. После завершения операции по воздействию на продуктивный пласт колонну труб извлекли на поверхность, демонтировали устройство для осуществления импульсно-волновых обработок продуктивного пласта.
10. Спустили НКТ с воронкой на конце до глубины 1890 м и промыли скважину нефтью.
11. Подняли из скважины НКТ с воронкой и спустили насосное оборудование.
12. Пустили скважину в работу. Через семь дней работы скважины выполнили замеры дебита и исследования, по результатам исследований установили:
1. Дебит жидкости
4 м<sup>3</sup>/сут
2. Обводненность продукции
0,1%
3. Статический уровень
483 м
4. Динамический уровень
1212 м
Таким образом, в результате импульсно-волновой обработки продуктивного пласта в скважине №Р45 дебит нефти увеличился в 13,3 раза и составил 3,5 т/сут.
Пример №2
Для обработки выбрана скважина №Р46 Сергеевской площади.
Геолого-техническая характеристика скважины:
1. Продуктивный горизонт
Д<sub>1</sub>
2. Искусственный забой
1829 м
3. Интервал перфорации
1812-1815 м
4. Пластовое давление
10,5 МПа
5. Дебит жидкости
0,3 м<sup>3</sup>/сут
6. Обводненность продукции
0,5%
7. Статический уровень
735 м
8. Динамический уровень
1490 м
Выполнение обработки
1. Спустили колонну НКТ в скважину до искусственного забоя (1829 м).
2. Водным раствором поверхностно-активного вещества Сепарол-25 с концентрацией 0,2% промыли забой и ствол скважины.
3. Подняли колонну НКТ на поверхность и оборудовали башмак колонны устройством для осуществления импульсно-волновых обработок продуктивного пласта.
4. Спустили колонну НКТ в скважину и установили устройство для осуществления импульсно-волновых обработок на глубине 1812 м.
5. На устье скважины установили герметизатор универсальный ГУ - 125×210.
6. На устье колонну НКТ обвязали с насосным агрегатом 4АН-700 с помощью высоконапорного шланга и промывочного вертлюга ВП-50.
7. Затрубное кольцевое пространство (между НКТ и эксплуатационной колонной) обвязали с желобной промывочной системой.
8. Всасывающий шланг насосного агрегата оборудовали фильтром и опустили в емкость с рабочим агентом (0,02% водный раствор поверхностно-активного вещества Сепарол-25).
9. Включили насосный агрегат в работу и заменили в скважине объем жидкости на рабочий агент. Вытесненную из скважины жидкость откачали в специальную технологическую емкость для последующего вывоза с устьевой площадки. Закачка проводилась через устройство для осуществления импульсно-волновых обработок, то есть было осуществлено импульсно-волновое воздействие на продуктивный пласт.
10. Всасывающий шланг насосного агрегата с фильтром опустили в емкость с углеводородным растворителем (в частности, с нефрасом).
3
11. В колонну НКТ закачали 4 м углеводородного растворителя при открытом затрубном кольцевом пространстве и давлении на устье 18 МПа, прокачав объем углеводородного растворителя до башмака НКТ, оборудованного устройством для осуществления импульсно-волновых обработок продуктивного пласта. Закачка проводилась через устройство для осуществления импульсно-волновых обработок, то есть было осуществлено импульсно-волновое воздействие на продуктивный пласт.
12. Всасывающий шланг насосного агрегата с фильтром опустили в последнюю емкость желобной системы, заполненную раствором поверхностно-активного вещества Сепарол-25 с концентрацией 0,2%.
13. При закрытом затрубном кольцевом пространстве продавили в пласт углеводородный растворитель раствором поверхностно-активного вещества Сепарол-25 с концентрацией 0,2% при давлении в НКТ на устье 22 МПа. Закачка проводилась через устройство для осуществления импульсно-волновых обработок, то есть было осуществлено импульсно-волновое воздействие на продуктивный пласт.
14. Открыли затрубное кольцевое пространство в желобную систему.
15. Включили насосный агрегат в работу и начали закачку рабочего агента при давлении 20 МПа (расчетный режим работы устройства для условий конкретной скважины) по круговой схеме, с циркуляцией рабочего раствора через желобную систему. После прокачивания рабочего раствора в течение 20 минут начали одновременно с прокачиванием рабочего раствора при помощи подъемного агрегата медленно (со скоростью не более 0,01 м/с) перемещать устройство к подошве пласта. При достижении глубины 1814,5 м спуск остановили и начали подъем к кровле пласта. Достигнув кровли, глубина 1812 м, остановили подъем и начали медленный спуск устройства к подошве пласта. В таком режиме работа продолжалась в течение шести часов. После завершения операции по воздействию на продуктивный пласт колонну труб извлекли на поверхность, демонтировали устройство для осуществления импульсно-волновых обработок продуктивного пласта.
16. Спустили НКТ с воронкой на конце до глубины 1829 м и промыли скважину нефтью по обратной схеме, путем закачивания нефти в затрубное пространство и выходом циркуляции на поверхность по трубному пространству.
17. Подняли из скважины НКТ с воронкой и спустили насосное оборудование.
18. Пустили скважину в работу. Через семь дней работы скважины выполнили замеры дебита и исследования, по результатам исследований установили:
1. Дебит жидкости
3,8 м<sup>3</sup>/сут
2. Обводненность продукции
0,5%
3. Статический уровень
583 м
4. Динамический уровень
1255 м
Таким образом, в результате импульсно-волновой обработки продуктивного пласта в скважине №Р46 дебит нефти увеличился в 11,2 раза и составил 3,4 т/сут.
Пример №3
Для обработки выбрана скважина №Р49 Сергеевской площади.
Геолого-техническая характеристика скважины:
1. Продуктивный горизонт*
C<sub>1</sub>
2. Искусственный забой
1318 м
3. Интервал перфорации
1242-1245 м
4. Пластовое давление
7,9 МПа
5. Дебит жидкости
1,1 м<sup>3</sup>/сут
6. Обводненность продукции
1,0%
7. Статический уровень
467 м
8. Динамический уровень
1201 м
Примечание: * Продуктивный пласт карбонатный
Выполнение обработки
1. Спустили колонну НКТ в скважину до искусственного забоя (1318 м).
2. Водным раствором поверхностно-активного вещества ОП-10 с концентрацией 0,2% промыли забой и ствол скважины.
3. Подняли колонну НКТ на поверхность и оборудовали башмак колонны устройством для осуществления импульсно-волновых обработок продуктивного пласта.
4. Спустили колонну НКТ в скважину и установили устройство для осуществления импульсно-волновых обработок на глубине 1242 м.
5. На устье скважины установили герметизатор универсальный ГУ - 125×210.
6. На устье колонну НКТ с помощью высоконапорного шланга и промывочного вертлюга ВП-50 обвязали через тройник с кислотным агрегатом СИН-32 при помощи стандартного набора труб из комплекта агрегата и по второй линии обвязали с насосным агрегатом 4АН-700.
7. Затрубное кольцевое пространство (между НКТ и эксплуатационной колонной) обвязали с желобной промывочной системой.
8. Всасывающий шланг насосного агрегата 4АН-700 оборудовали фильтром и опустили в емкость с рабочим агентом (0,02% водный раствор поверхностно-активного вещества ОП-10).
9. Включили насосный агрегат в работу и заменили в скважине объем жидкости на рабочий агент. Вытесненную из скважины жидкость откачали в специальную технологическую емкость для последующего вывоза с устьевой площадки. Рабочий агент прокачивали через устройство для осуществления импульсно-волновых обработок, то есть было осуществлено импульсно-волновое воздействие на продуктивный пласт.
10. Всасывающий шланг насосного агрегата с фильтром опустили в емкость с углеводородным растворителем (нефрас А 150/330).
3
11. В колонну НКТ закачали 4 м углеводородного растворителя при открытом затрубном кольцевом пространстве и давлении на устье 18 МПа, прокачав объем углеводородного растворителя до башмака НКТ, оборудованного устройством для осуществления импульсно-волновых обработок продуктивного пласта. Вытесняемую из НКТ жидкость прокачивали через устройство для осуществления импульсно-волновых обработок, то есть было осуществлено импульсно-волновое воздействие на продуктивный пласт.
12. Всасывающий шланг насосного агрегата с фильтром опустили в последнюю емкость желобной системы, заполненную раствором поверхностно-активного вещества ОП-10 с концентрацией 0,2%.
13. При закрытом затрубном кольцевом пространстве продавили в пласт углеводородный растворитель раствором поверхностно-активного вещества ОП-10 с концентрацией 0,2% при давлении в НКТ на устье 22 МПа. Закачка проводилась через устройство для осуществления импульсно-волновых обработок, то есть было осуществлено импульсно-волновое воздействие.
14. Открыли затрубное кольцевое пространство в желобную систему.
15. Включили насосный агрегат в работу и начали закачку рабочего агента при давлении 20 МПа (расчетный режим работы устройства для условий конкретной скважины) по круговой схеме, с циркуляцией рабочего раствора через желобную систему. После прокачивания рабочего раствора в течение 20 минут начали одновременно с прокачиванием рабочего раствора при помощи подъемного агрегата медленно (со скоростью не более 0,01 м/с) перемещать устройство к подошве пласта. При достижении глубины 1244,5 м спуск остановили и начали подъем к кровле пласта. Достигнув кровли, глубина 1242 м, остановили подъем и начали медленный спуск устройства к подошве пласта. В таком режиме работа продолжалась в течение четырех часов. Башмак НКТ с устройством для осуществления импульсно-волновых обработок продуктивного пласта установили на глубине 1242 м. Таким образом, было осуществлено импульсно-волновое воздействие на продуктивный пласт при нахождении углеводородного растворителя в пласте.
16. Открыли затрубное кольцевое пространство в желобную систему.
3
3
3
17. Закачали в НКТ 3 м 15% раствора ингибированной соляной кислоты, закрыли затрубное кольцевое пространство, закачали 1,5 м 15% раствора ингибированной соляной кислоты и продавили 4 м 0,02% водного раствора поверхностно-активного вещества ОП-10 в продуктивный пласт через устройство для осуществления импульсно-волновых обработок. Таким образом, дополнительно было осуществлено импульсно-волновое воздействие на продуктивный пласт при закачивании в пласт соляной кислоты.
18. Скважину загерметизировали и оставили для реакции на 3 часа.
19. По окончании времени реагирования скважину разгерметизировали.
3
20. Через НКТ прокачали 20 м 0,02% водного раствора поверхностно-активного вещества ОП-10. Таким образом, дополнительно было осуществлено импульсно-волновое воздействие на продуктивный пласт при воздействии на пласт соляной кислотой.
21. После завершения операции по воздействию на продуктивный пласт колонну труб извлекли на поверхность, демонтировали устройство для осуществления импульсно-волновых обработок продуктивного пласта.
22. Спустили НКТ с воронкой на конце до глубины 1318 м и промыли скважину нефтью.
23. Подняли из скважины НКТ с воронкой и спустили насосное оборудование.
24. Пустили скважину в работу. Через семь дней работы скважины выполнили замеры дебита и исследования, по результатам исследований установили:
1. Дебит жидкости
8,4 м<sup>3</sup>/сут
2. Обводненность продукции
0,1%
3. Статический уровень
483 м
4. Динамический уровень
1212 м
Таким образом, в результате импульсно-волновой обработки продуктивного пласта в скважине №Р49 дебит нефти увеличился в 7,5 раза и составил 7,5 т/сут.
Пример №4
Для обработки выбрана нагнетательная скважина №5 Кереметьевского месторождения.
Геолого-техническая характеристика скважины:
1. Продуктивный горизонт
<maths num="1"><math display="block"><mrow><msubsup><mi>C</mi><mn>1</mn><mrow><mi>b</mi><mi>b</mi></mrow></msubsup></mrow></math><img file="00000001.tif" he="7" wi="7" img-content="undefined" img-format="tif" /></maths>
2. Искусственный забой
1420 м
3. Интервал перфорации
1312-1316 м; 1319-1322 м
4. Пластовое давление
15,4 МПа
5. Приемистость по воде
103,4 м<sup>3</sup>/сут
6. Давление приемистости на устье
8,0 МПа
Выполнение обработки
1. Спустили колонну НКТ в скважину до искусственного забоя (1420 м).
2. Водным раствором поверхностно-активного вещества МЛ-81 с концентрацией 0,2% промыли забой и ствол скважины.
3. Подняли колонну НКТ на поверхность и оборудовали башмак колонны НКТ устройством для осуществления импульсно-волновых обработок продуктивного пласта.
4. Спустили колонну НКТ в скважину и установили устройство для осуществления импульсно-волновых обработок на глубине 1311 м.
5. На устье скважины установили герметизатор универсальный ГУ - 125×210.
6. На устье колонну НКТ с помощью высоконапорного шланга и промывочного вертлюга ВП-50 обвязали с насосным агрегатом АНЦ-320.
7. Затрубное кольцевое пространство (между НКТ и эксплуатационной колонной) обвязали с желобной промывочной системой.
8. Всасывающий шланг насосного агрегата АНЦ-320 оборудовали фильтром и опустили в емкость с рабочим агентом (0,02% водный раствор поверхностно-активного вещества ОП-10).
9. Включили насосный агрегат в работу и заменили в скважине объем жидкости на рабочий агент. Рабочий агент прокачивали через устройство для осуществления импульсно-волновых обработок, то есть было осуществлено импульсно-волновое воздействие. Вытесненную из скважины жидкость откачали в специальную технологическую емкость для последующего вывоза с устьевой площадки.
10. Всасывающий шланг насосного агрегата с фильтром опустили в емкость с углеводородным растворителем (в частности, с нефрасом А 120/200).
3
3
11. В колонну НКТ закачали 4 м углеводородного растворителя при открытом затрубном кольцевом пространстве и давлении на устье 18 МПа, прокачав объем углеводородного растворителя до башмака НКТ, оборудованного устройством для осуществления импульсно-волновых обработок продуктивного пласта. Вытесняемую из НКТ жидкость прокачивали через устройство для осуществления импульсно-волновых обработок, то есть было осуществлено импульсно-волновое воздействие. Закрыли затрубное кольцевое пространство и закачали 3 м углеводородного растворителя. Прокачивали через устройство для осуществления импульсно-волновых обработок, находящееся на башмаке колонны НКТ, то есть было осуществлено импульсно-волновое воздействие.
12. Всасывающий шланг насосного агрегата с фильтром опустили в последнюю емкость желобной системы, заполненную раствором поверхностно-активного вещества ОП-10 с концентрацией 0,2%.
3
13. Продавили углеводородный растворитель в пласт закачкой в НКТ 4 м 0,02% водного раствора поверхностно-активного вещества ОП-10 при давлении в НКТ на устье 22 МПа. Продавку проводили через устройство для осуществления импульсно-волновых обработок, находящееся на башмаке колонны НКТ, то есть было осуществлено импульсно-волновое воздействие на продуктивный пласт.
14. Сделали технологическую остановку в течение 4 часов для воздействия растворителя на отложения в призабойной зоне продуктивного пласта
15. Открыли затрубное кольцевое пространство в желобную систему.
16. Включили насосный агрегат в работу и начали закачку рабочего агента при давлении 20 МПа (расчетный режим работы устройства для условий конкретной скважины) по круговой схеме, с циркуляцией рабочего раствора через желобную систему. После прокачивания рабочего раствора в течение 20 минут начали одновременно с прокачиванием рабочего раствора при помощи подъемного агрегата медленно (со скоростью не более 0,01 м/с) перемещать устройство к подошве пласта. При достижении глубины 1322 м спуск остановили и начали подъем к кровле пласта. Достигнув кровли, глубина 1312 м, остановили подъем и начали медленный спуск устройства к подошве пласта. В таком режиме работа продолжалась в течение шести часов. После завершения операции по воздействию на продуктивный пласт колонну труб извлекли на поверхность, демонтировали устройство для осуществления импульсно-волновых обработок продуктивного пласта.
17. Спустили НКТ с воронкой на конце до глубины 1300 м.
18. Пустили скважину под закачку. Через семь дней работы скважины выполнили замеры приемистости, по результатам исследований установили:
1. Приемистость по воде
238 м<sup>3</sup>/сут
2. Давление приемистости на устье
8,0 МПа
3
Таким образом, в результате импульсно-волновой обработки продуктивного пласта в скважине №5 Кереметьевского месторождения приемистость увеличилась в 2,3 раза и составила 238 м/сут.
Пример №5
Для обработки выбрана скважина №Р50 Сергеевской площади.
Геолого-техническая характеристика скважины:
1. Продуктивный горизонт*
С<sub>1</sub>
2. Искусственный забой
1387 м
3. Интервал перфорации
1282-1298 м
4. Пластовое давление
8,1 МПа
5. Дебит жидкости
1,5 м<sup>3</sup>/сут
6. Обводненность продукции
2,0%
7. Статический уровень
417 м
8. Динамический уровень
1153 м
Примечание: * Продуктивный пласт карбонатный
Выполнение обработки
1. Спустили колонну НКТ в скважину до искусственного забоя (1387 м).
2. Водным раствором поверхностно-активного вещества неонол АФ 9-12 с концентрацией 0,1% промыли забой и ствол скважины.
3. Подняли колонну НКТ на поверхность и оборудовали башмак колонны устройством для осуществления импульсно-волновых обработок продуктивного пласта.
4. Спустили колонну НКТ в скважину и установили устройство для осуществления импульсно-волновых обработок на глубине 1281 м.
5. На устье скважины установили герметизатор универсальный ГУ - 125×210.
6. На устье колонну НКТ с помощью высоконапорного шланга и промывочного вертлюга ВП-50 обвязали через тройник с кислотным агрегатом СИН-32 при помощи стандартного набора труб из комплекта агрегата и по второй линии обвязали с насосным агрегатом АНЦ-500.
7. Затрубное кольцевое пространство (между НКТ и эксплуатационной колонной) обвязали с желобной промывочной системой.
8. Всасывающий шланг насосного агрегата АНЦ-500 оборудовали фильтром и опустили в емкость с рабочим агентом (водный раствор поверхностно-активного вещества  неонол АФ 9-12 с концентрацией 0,1%).
9. Включили насосный агрегат в работу и заменили в скважине объем жидкости на рабочий агент. Вытесненную из скважины жидкость откачали в специальную технологическую емкость для последующего вывоза с устьевой площадки.
10. Всасывающий шланг насосного агрегата с фильтром опустили в емкость с углеводородным растворителем (в частности, с нефрасом А 120/200).
3
11. В колонну НКТ закачали 4 м углеводородного растворителя при открытом затрубном кольцевом пространстве и давлении на устье 30 МПа, прокачав объем углеводородного растворителя до башмака НКТ, оборудованного устройством для осуществления импульсно-волновых обработок продуктивного пласта. Вытесняемую из НКТ жидкость прокачивали через устройство для осуществления импульсно-волновых обработок, то есть было осуществлено импульсно-волновое воздействие на продуктивный пласт.
12. Всасывающий шланг насосного агрегата с фильтром опустили в последнюю емкость желобной системы, заполненную раствором поверхностно-активного вещества неонол АФ 9-12 с концентрацией 0,1%.
13. При закрытом затрубном кольцевом пространстве продавили в пласт углеводородный растворитель раствором поверхностно-активного вещества неонол АФ 9-12 с концентрацией 0,1% при давлении в НКТ на устье 33 МПа. Закачка проводилась через устройство для осуществления импульсно-волновых обработок, то есть было осуществлено импульсно-волновое воздействие на продуктивный пласт.
14. Открыли затрубное кольцевое пространство в желобную систему.
15. Включили насосный агрегат в работу и начали закачку рабочего агента при давлении 30 МПа (расчетный режим работы устройства для условий конкретной скважины) по круговой схеме, с циркуляцией рабочего раствора через желобную систему. После прокачивания рабочего раствора в течение 20 минут начали одновременно с прокачиванием рабочего раствора при помощи подъемного агрегата медленно (со скоростью не более 0,01 м/с) перемещать устройство к подошве пласта. При достижении глубины 1298 м спуск остановили и начали подъем к кровле пласта. Достигнув кровли, глубина 1282 м, остановили подъем и начали медленный спуск устройства к подошве пласта. В таком режиме работа продолжалась в течение трех часов. Башмак НКТ с устройством для осуществления импульсно-волновых обработок продуктивного пласта установили на глубине 1282 м. Таким образом, было осуществлено импульсно-волновое воздействие на продуктивный пласт при нахождении углеводородного растворителя в пласте.
16. Открыли затрубное кольцевое пространство в желобную систему.
3
3
3
17. Закачали в НКТ 3 м 15% раствора ингибированной соляной кислоты с добавлением 9% «ЗСК-1» (замедлитель соляной кислоты по ТУ 2458-002-14702906-08), закрыли затрубное кольцевое пространство, закачали 29 м 15% раствора ингибированной соляной кислоты с добавлением 9% «ЗСК-1» (замедлитель соляной кислоты по ТУ 2458-002-14702906-08) и продавили 4 м неонол АФ 9-12 с концентрацией 0,1% в продуктивный пласт через устройство для осуществления импульсно-волновых обработок. Таким образом, дополнительно было осуществлено импульсно-волновое воздействие на продуктивный пласт при закачивании в пласт соляной кислоты.
18. Скважину загерметизировали и оставили для реакции на 3 часа.
19. По окончании времени реагирования скважину разгерметизировали.
3
20. Через НКТ прокачали 20 м неонол АФ 9-12 с концентрацией 0,1%.
3
21. Приподняли НКТ с устройством для осуществления импульсно-волновых обработок до глубины 1282 м и через НКТ прокачали 20 м неонол АФ 9-12 с концентрацией 0,1%. Таким образом, дополнительно было осуществлено импульсно-волновое воздействие на продуктивный пласт при воздействии на пласт соляной кислотой.
22. После завершения операции по воздействию на продуктивный пласт колонну НКТ извлекли на поверхность, демонтировали устройство для осуществления импульсно-волновых обработок продуктивного пласта.
23. Спустили НКТ с воронкой на конце до глубины 1387 м и промыли скважину нефтью.
24. Подняли из скважины НКТ с воронкой и спустили насосное оборудование.
25. Пустили скважину в работу. Через семь дней работы скважины выполнили замеры дебита и исследования, по результатам исследований установили:
1. Дебит жидкости
10,4 м<sup>3</sup>/сут
2. Обводненность продукции
0,1%
3. Статический уровень
387 м
4. Динамический уровень
1002 м
Таким образом, в результате импульсно-волновой обработки продуктивного пласта в скважине №Р50 дебит нефти увеличился в 7,2 раза и составил 9,3 т/сут.
Пример №6
Для обработки выбрана нагнетательная скважина №4 бис Кереметьевского месторождения.
Геолого-техническая характеристика скважины:
1. Продуктивный горизонт
<maths num="2"><math display="block"><mrow><msubsup><mi>C</mi><mn>1</mn><mrow><mi>b</mi><mi>b</mi></mrow></msubsup></mrow></math><img file="00000002.tif" he="7" wi="7" img-content="undefined" img-format="tif" /></maths>
2. Искусственный забой
1450 м
3. Интервал перфорации
1331-1339 м
4. Пластовое давление
15,7 МПа
5. Приемистость по воде
68,4 м<sup>3</sup>/сут
6. Давление приемистости на устье
8,0 МПа
Выполнение обработки
19. Спустили колонну НКТ в скважину до искусственного забоя (1450 м).
20. Водным раствором поверхностно-активного вещества МЛ-81 с концентрацией 0,2% промыли забой и ствол скважины.
21. Подняли колонну НКТ на поверхность и оборудовали башмак колонны НКТ устройством для осуществления импульсно-волновых обработок продуктивного пласта.
22. Спустили колонну НКТ в скважину и установили устройство для осуществления импульсно-волновых обработок на глубине 1330 м.
23. На устье скважины установили герметизатор универсальный ГУ - 125×210.
24. На устье колонну НКТ с помощью высоконапорного шланга и промывочного вертлюга ВП-50 обвязали с насосным агрегатом АНЦ-320.
25. Затрубное кольцевое пространство (между НКТ и эксплуатационной колонной) обвязали с желобной промывочной системой.
26. Всасывающий шланг насосного агрегата АНЦ-320 оборудовали фильтром и опустили в емкость с рабочим агентом (0,02% водный раствор поверхностно-активного вещества ОП-10).
27. Включили насосный агрегат в работу и заменили в скважине объем жидкости на рабочий агент. Рабочий агент прокачивали через устройство для осуществления импульсно-волновых обработок, то есть было осуществлено импульсно-волновое воздействие. Вытесненную из скважины жидкость откачали в специальную технологическую емкость для последующего вывоза с устьевой площадки.
28. Всасывающий шланг насосного агрегата с фильтром опустили в емкость с углеводородным растворителем (нефрас А 120/200).
3
3
29. В колонну НКТ закачали 4,1 м углеводородного растворителя при открытом затрубном кольцевом пространстве и давлении на устье 19 МПа, прокачав объем углеводородного растворителя до башмака НКТ, оборудованного устройством для осуществления импульсно-волновых обработок продуктивного пласта. Вытесняемую из НКТ жидкость прокачивали через устройство для осуществления импульсно-волновых обработок, то есть было осуществлено импульсно-волновое воздействие. Закрыли затрубное кольцевое пространство и закачали 5 м углеводородного растворителя. Прокачивали через устройство для осуществления импульсно-волновых обработок, находящееся на башмаке колонны НКТ, то есть было осуществлено импульсно-волновое воздействие.
30. Всасывающий шланг насосного агрегата с фильтром опустили в последнюю емкость желобной системы, заполненную раствором поверхностно-активного вещества ОП-10 с концентрацией 0,2%.
3
31. Продавили углеводородный растворитель в пласт закачкой в НКТ 4,1 м 0,02% водного раствора поверхностно-активного вещества ОП-10 при давлении в НКТ на устье 22 МПа. Продавку проводили через устройство для осуществления импульсно-волновых обработок, находящееся на башмаке колонны НКТ, то есть было осуществлено импульсно-волновое воздействие на продуктивный пласт.
32. Сделали технологическую остановку в течение 4 часов для воздействия растворителя на отложения в призабойной зоне продуктивного пласта
33. Открыли затрубное кольцевое пространство в желобную систему.
34. Включили насосный агрегат в работу и начали закачку рабочего агента при давлении 20 МПа (расчетный режим работы устройства для условий конкретной скважины) по круговой схеме, с циркуляцией рабочего раствора через желобную систему. После прокачивания рабочего раствора в течение 25 минут начали одновременно с прокачиванием рабочего раствора при помощи подъемного агрегата медленно (со скоростью не более 0,01 м/с) перемещать устройство к подошве пласта. При достижении глубины 1338,5 м спуск остановили и начали подъем к кровле пласта. Достигнув кровли, глубина 1330,5 м, остановили подъем и начали медленный спуск устройства к подошве пласта. В таком режиме работа продолжалась в течение шести часов.
35. После завершения операции по воздействию на продуктивный пласт башмак колонны насосно-компрессорных труб с устройством для осуществления импульсно-волновых обработок продуктивного пласта установили на глубине 1330,5 м.
36. Обвязали устье скважины по утвержденной схеме и пустили скважину под закачку горячей воды. Закачка горячей воды в постоянном режиме осуществляется через устройство для осуществления импульсно-волновых обработок, находящееся на башмаке колонны НКТ, то есть постоянно осуществляется импульсно-волновое воздействие на продуктивный пласт.
Через семь дней работы скважины выполнили замеры приемистости, по результатам исследований установили:
1. Приемистость по воде
179 м<sup>3</sup>/сут
2. Давление приемистости на устье
8,0 МПа
3
Таким образом, в результате импульсно-волновой обработки продуктивного пласта в скважине №4 бис Кереметьевского месторождения приемистость увеличилась в 2,6 раза и составила 179 м/сут.
Через 30 дней (1 месяц) работы скважины выполнили замеры приемистости, по результатам исследований установили:
1. Приемистость по воде
199 м<sup>3</sup>/сут
2. Давление приемистости на устье
8,0 МПа
То есть через 1 месяц увеличение приемистости по сравнению с начальной составило 2,9 раза.
Через 50 дней и 60 дней (2 месяца) работы скважины после импульсно-волнового воздействия на продуктивный пласт в скважине №4 бис Кереметьевского месторождения выполнили замеры приемистости, по результатам исследований установили, что параметры работы стабилизировались и составили:
1. Приемистость по воде
241 м<sup>3</sup>/сут
2. Давление приемистости на устье
8,0 МПа
3
Таким образом, в результате импульсно-волновой обработки продуктивного пласта в скважине №4 бис Кереметьевского месторождения через 50 дней работы приемистость увеличилась в 3,5 раза и стабилизировалась на величине 241 м/сут.
Для уменьшения затрат было принято решение извлечь устройство для осуществления импульсно-волновых обработок при очередном капитальном ремонте скважины.
Пример №7.
Для обработки выбрана скважина №Р60 Сергеевской площади.
Геолого-техническая характеристика скважины:
1. Продуктивный горизонт*
С<sub>1</sub>
2. Искусственный забой
1390 м
3. Интервал перфорации
1292-1306 м
4. Пластовое давление
8,2 МПа
5. Дебит жидкости
1,9 м<sup>3</sup>/сут
6. Обводненность продукции
1,0%
7. Статический уровень
350 м
8. Динамический уровень
1213 м
Примечание: * Продуктивный пласт карбонатный
Выполнение обработки
1. Спустили колонну НКТ в скважину до искусственного забоя (1390 м).
2. Раствором поверхностно-активного вещества нефтенол-НЗ (ТУ 2483-007-17197708-93) в нефти с концентрацией 5% промыли забой и ствол скважины.
3. Подняли колонну НКТ на поверхность и оборудовали башмак колонны устройством для осуществления импульсно-волновых обработок продуктивного пласта.
4. Спустили колонну НКТ в скважину и установили устройство для осуществления импульсно-волновых обработок на глубине 1292 м.
5. На устье скважины установили герметизатор универсальный ГУ - 125×210.
6. На устье колонну НКТ с помощью высоконапорного шланга и промывочного вертлюга ВП-50 обвязали через тройник с кислотным агрегатом СИН-32 при помощи стандартного набора труб из комплекта агрегата и по второй линии обвязали с насосным агрегатом АНЦ-500.
7. Затрубное кольцевое пространство (между НКТ и эксплуатационной колонной) обвязали с желобной промывочной системой.
8. Всасывающий шланг насосного агрегата АНЦ-500 оборудовали фильтром и опустили в емкость с рабочим агентом (раствор в нефти поверхностно-активного вещества вещества нефтенол-НЗ по ТУ 2483-007-17197708-93 с концентрацией 5%).
9. Открыли затрубное кольцевое пространство в желобную систему.
10. Включили насосный агрегат в работу и начали закачку рабочего агента при давлении 20 МПа (расчетный режим работы устройства для условий конкретной скважины) по круговой схеме, с циркуляцией рабочего раствора через желобную систему. После прокачивания рабочего раствора в течение 20 минут начали одновременно с прокачиванием рабочего раствора при помощи подъемного агрегата медленно (со скоростью не более 0,01 м/с) перемещать устройство к подошве пласта. При достижении глубины 1306 м спуск остановили и начали подъем к кровле пласта. Достигнув кровли, глубина 1292 м, остановили подъем и начали медленный спуск устройства к подошве пласта. В таком режиме работа продолжалась в течение трех часов. Башмак НКТ с устройством для осуществления импульсно-волновых обработок продуктивного пласта установили на глубине 1292 м. Таким образом, было осуществлено импульсно-волновое воздействие на продуктивный пласт при промывке скважины.
3
3
3
11. Закачали в НКТ 4 м 15% раствора ингибированной соляной кислоты с добавлением 9% «ЗСК-1» (замедлитель соляной кислоты по ТУ 2458-002-14702906-08), закрыли затрубное кольцевое пространство, закачали 30 м 15% раствора ингибированной соляной кислоты с добавлением 9% «ЗСК-1» (замедлитель соляной кислоты по ТУ 2458-002-14702906-08) и продавили 4 м 5%-ного раствора нефтенол-НЗ в нефти в продуктивный пласт через устройство для осуществления импульсно-волновых обработок. Таким образом, дополнительно было осуществлено импульсно-волновое воздействие на продуктивный пласт при закачивании в пласт соляной кислоты.
12. Скважину загерметизировали и оставили для реакции на 4 часа.
13. По окончании времени реагирования скважину разгерметизировали.
3
14. Через НКТ прокачали 20 м 5%-ного раствора нефтенол-НЗ в нефти.
3
15. Приподняли НКТ с устройством для осуществления импульсно-волновых обработок до глубины 1282 м и через НКТ прокачали 20 м 5%-ного раствора нефтенол-НЗ в нефти. Таким образом, дополнительно было осуществлено импульсно-волновое воздействие на продуктивный пласт при воздействии на пласт соляной кислотой.
16. После завершения операции по воздействию на продуктивный пласт колонну НКТ извлекли на поверхность, демонтировали устройство для осуществления импульсно-волновых обработок продуктивного пласта.
17. Спустили НКТ с воронкой на конце до глубины 1390 м и промыли скважину нефтью.
18. Подняли из скважины НКТ с воронкой и спустили насосное оборудование.
19. Пустили скважину в работу. Через семь дней работы скважины выполнили замеры дебита и исследования, по результатам исследований установили:
1. Дебит жидкости
19,8 м<sup>3</sup>/сут
2. Обводненность продукции
0,1%
3. Статический уровень
349 м
4. Динамический уровень
978 м
Таким образом, в результате импульсно-волновой обработки продуктивного пласта в скважине №Р60 дебит нефти увеличился в 10,4 раза и составил 17,2 т/сут.
Пример №8
Для обработки выбрана нагнетательная скважина №Р67 Сергеевской площади.
Геолого-техническая характеристика скважины:
1. Продуктивный горизонт
C<sub>1</sub>
2. Искусственный забой
1350 м
3. Интервал перфорации
1330-1338 м
4. Пластовое давление
15,7 МПа
5. Приемистость по воде
61,5 м3/сут
6. Давление приемистости на устье
8,0 МПа
Выполнение обработки
1. Спустили колонну НКТ в скважину до искусственного забоя (1350 м).
2. Водным раствором поверхностно-активного вещества ОП-10 с концентрацией 0,2% промыли забой и ствол скважины.
3. Подняли колонну НКТ на поверхность и оборудовали башмак колонны устройством для осуществления импульсно-волновых обработок продуктивного пласта.
4. Спустили колонну НКТ в скважину и установили устройство для осуществления импульсно-волновых обработок на глубине 1330 м.
5. На устье скважины установили герметизатор универсальный ГУ - 125×210.
6. На устье колонну НКТ с помощью высоконапорного шланга и промывочного вертлюга ВП-50 обвязали с насосным агрегатом 4АН-700.
7. Затрубное кольцевое пространство (между НКТ и эксплуатационной колонной) обвязали с желобной промывочной системой.
8. Всасывающий шланг насосного агрегата с фильтром опустили в емкость с углеводородным растворителем (нефрас А 150/330).
3
9. В колонну НКТ закачали 4 м углеводородного растворителя при открытом затрубном кольцевом пространстве и давлении на устье 18 МПа, прокачав объем углеводородного растворителя до башмака НКТ, оборудованного устройством для осуществления импульсно-волновых обработок продуктивного пласта. Вытесняемую из НКТ жидкость прокачивали через устройство для осуществления импульсно-волновых обработок, то есть было осуществлено импульсно-волновое воздействие на продуктивный пласт.
10. Всасывающий шланг насосного агрегата с фильтром опустили в последнюю емкость желобной системы, заполненную рабочим агентом (солевой раствор - сточная вода с установки подготовки нефти).
11. При закрытом затрубном кольцевом пространстве продавили в пласт углеводородный растворитель рабочим агентом при давлении в НКТ на устье 25 МПа. Закачка проводилась через устройство для осуществления импульсно-волновых обработок, то есть было осуществлено импульсно-волновое воздействие.
12. Открыли затрубное кольцевое пространство в желобную систему.
13. Включили насосный агрегат в работу и начали закачку рабочего агента при давлении 21 МПа (расчетный режим работы устройства для условий конкретной скважины) по круговой схеме, с циркуляцией рабочего раствора через желобную систему. После прокачивания рабочего раствора в течение 20 минут начали одновременно с прокачиванием рабочего раствора при помощи подъемного агрегата медленно (со скоростью не более 0,01 м/с) перемещать устройство к подошве пласта. При достижении глубины 1338 м спуск остановили и начали подъем к кровле пласта. Достигнув кровли, глубина 1330 м, остановили подъем и начали медленный спуск устройства к подошве пласта. В таком режиме работа продолжалась в течение пяти часов.
3
14. Башмак НКТ с устройством для осуществления импульсно-волновых обработок продуктивного пласта установили на глубине 1242 м, загерметизировали затрубное пространство и закачали на поглощение рабочий агент в объеме 50 м. Таким образом, было осуществлено импульсно-волновое воздействие на продуктивный пласт при нахождении углеводородного растворителя в пласте и последующей его продавке в удаленную зону пласта.
15. После завершения операции по воздействию на продуктивный пласт колонну труб извлекли на поверхность, демонтировали устройство для осуществления импульсно-волновых обработок продуктивного пласта.
16. Спустили НКТ с воронкой на конце до глубины 1300 м.
17. Пустили скважину в работу (под закачку воды). Через семь дней работы скважины выполнили замеры приемистости, по результатам исследований установили:
1. Приемистость по воде
128 м<sup>3</sup>/сут
2. Давление приемистости на устье
8,0 МПа
Таким образом, в результате импульсно-волновой обработки продуктивного пласта в скважине №Р67 приемистость увеличилась в 2,1 раза.
Пример №9
Для обработки выбрана скважина №Р64 Сергеевской площади.
Геолого-техническая характеристика скважины:
1. Продуктивный горизонт
Д<sub>1</sub>
2. Искусственный забой
1835 м
3. Интервал перфорации
1810-1815 м
4. Пластовое давление
10,5 МПа
5. Дебит жидкости
0,3 м<sup>3</sup>/сут
6. Обводненность продукции
0,4%
7. Статический уровень
545 м
8. Динамический уровень
1470 м
Выполнение обработки
1. Спустили колонну НКТ в скважину до искусственного забоя (1835 м).
2. Водным раствором поверхностно-активного вещества Сепарол-25 с концентрацией 0,2% промыли забой и ствол скважины.
3. Подняли колонну НКТ на поверхность и оборудовали башмак колонны устройством для осуществления импульсно-волновых обработок продуктивного пласта.
4. Спустили колонну НКТ в скважину и установили устройство для осуществления импульсно-волновых обработок на глубине 1810 м.
5. На устье скважины установили герметизатор универсальный ГУ - 125×210.
6. На устье колонну НКТ обвязали с насосным агрегатом АНЦ-500 с помощью высоконапорного шланга и промывочного вертлюга ВП-50.
7. Затрубное кольцевое пространство (между НКТ и эксплуатационной колонной) обвязали с желобной промывочной системой.
8. Всасывающий шланг насосного агрегата с фильтром опустили в последнюю емкость желобной системы, заполненную рабочим агентом (дегазированная нефть).
9. Включили насосный агрегат в работу и начали закачку рабочего агента при давлении 20 МПа (расчетный режим работы устройства для условий конкретной скважины) по круговой схеме, с циркуляцией рабочего раствора через желобную систему. После прокачивания рабочего раствора в течение 20 минут начали одновременно с прокачиванием рабочего раствора при помощи подъемного агрегата медленно (со скоростью не более 0,01 м/с) перемещать устройство к подошве пласта. При достижении глубины 1814,5 м спуск остановили и начали подъем к кровле пласта. Достигнув кровли, глубина 1810 м, остановили подъем и начали медленный спуск устройства к подошве пласта. В таком режиме работа продолжалась в течение шести часов. После завершения операции по воздействию на продуктивный пласт колонну труб извлекли на поверхность, демонтировали устройство для осуществления импульсно-волновых обработок продуктивного пласта.
10. Спустили насосное оборудование.
11. Пустили скважину в работу. Через семь дней работы скважины выполнили замеры дебита и исследования, по результатам исследований установили:
1. Дебит жидкости
2,8 м<sup>3</sup>/сут
2. Обводненность продукции
0,5%
3. Статический уровень
545 м
4. Динамический уровень
1350 м
Таким образом, в результате импульсно-волновой обработки продуктивного пласта в скважине №Р64 дебит нефти увеличился в 9,7 раза и составил 2,4 т/сут.