Способ обработки продуктивного пласта

Способ обработки продуктивного пласта

Реферат

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи в осложненных условиях разработки месторождений, в частности при обработке карбонатных пластов.

Известны многочисленные способы реагентных обработок продуктивных пластов, предусматривающие закачку в скважины различных технологических растворов, приготовленных на основе веществ органического и неорганического происхождения. Для повышения проницаемости продуктивных коллекторов и расширения поровых фильтрационных каналов за счет растворения части минералов коллектора в промысловой практике широко используются закачки различных кислот (а.с. СССР №№1677279, 1675545, 1309645, пат. РФ №2055983, Кл. Е 21 В 43/27), кислот с добавками различных замедлителей реакции и стабилизаторов (пат. РФ №2173383, 2070963, 2004783, кл. Е 21 В 43/27).

Для реагентных обработок скважин весьма важным является определение достаточного времени обработок скважин, основанное на продолжительности взаимодействия технологических растворов с кольматирующими образованиями. При недостаточном времени обработки скважины проницаемость обрабатываемой зоны, как правило, полностью не восстанавливается, что приводит к неполному восстановлению производительности скважины. Излишнее же время обработки скважины может отрицательно влиять на конструктивные элементы скважины, что неэкономично, а, главное, может привести к ухудшению проницаемости обрабатываемой зоны за счет вторичного образования различного рода твердых и полутвердых соединений.

Известны импульсные способы обработки, сочетающие в себе механическое, тепловое и химическое воздействие (Пат. РФ №2191259, кл. Е 21 В 43/263, №2209960, 2191259, 2095561, 2091570, кл. Е 21 В 32/27, 1480412, кл. Е 21 В 43/24), позволяющие более интенсивно разрушать кольматирующие элементы и расширять существующие и образованные при сжигании порохового заряда трещины в призабойной зоне скважины. Однако из-за создания одиночного импульса давления невозможно получить трещины большой протяженности. Для создания трещин большей протяженности необходимо либо увеличить время воздействия избыточного давления, либо повысить амплитуду давления. Но это может привести к разрушению обсадной колонны и к нарушению сцепления цементного камня с колонной.

Известны также способы обработки призабойной зоны пласта, в которых для образования трещин предлагается спускать в скважину различные приспособления с мембраной на конце, которая разрушается при достижении определенного давления (Пат. РФ №2065949, пат. США №4548252, кл. Е 21 В 43/263). Недостатком данных способов являются низкая эффективность трещинообразования вследствие одноразового воздействия на пласт и из-за малого создаваемого давления.

Известны способы обработки продуктивного пласта, включающие создание трещин в пласте и волновое воздействие упругими колебаниями (Пат. РФ №2085721, Кл. Е 21 В 43/25, Гадиев С.М. Использование вибрации в добыче нефти. М.: Недра, 1977). Недостатком этих известных технических решений является низкая эффективность передачи упругих колебаний в пласте.

Наиболее близким техническим решением является способ обработки нефтяных скважин по пат. РФ №2168006, кл. Е 21 В 43/25, 43/00, согласно которому на продуктивный пласт воздействуют колебаниями от излучателя в интервале перфорации скважины. Скважину оборудуют насосно-компрессорными трубами (НКТ) и герметично перекрывают затрубное пространство с перфорацией. Через НКТ закачивают в скважину через перфорацию в пласт растворяющую частицы пласта жидкость. Здесь создают зону повышенного гидростатического давления, вызывают колебания в жидкости с воздействием ими на пласт. Излучатель устанавливают на устье скважины и механически связывают с НКТ. После этого производят промывку скважины от продуктов реагирования закачанной жидкости с материалами пласта путем вымывания продуктов реагирования через затрубное пространство.

Хотя сочетание повышенного давления закачиваемой жидкости с ее колебаниями, предложенное в данном способе, повышает интенсивность и соответственно эффективность воздействия на пласт, однако недостатками этого способа являются небольшая амплитуда колебаний, связанная с установкой излучателя на устье скважины и соответственно существенным затуханием волны в НКТ, при этом закачиваемый в пласт реагент, в основном, проникает в пропластки с повышенной проницаемостью.

Задачей изобретения является увеличение интенсивности воздействия путем создания благоприятных условий как для полнообъемного охвата пласта сетью глубоких несмыкающихся трещин и их эффективного закрепления, так и для увеличения глубины реагентного воздействия, и расширение эксплуатационных возможностей способа.

Поставленная задача достигается тем, что в известном способе обработки продуктивного пласта, включающем колебательное воздействие в интервале продуктивного пласта от излучателя, закачку химреагентов и промывку скважины, оборудованную системой насосно-компрессорных труб и пакером, согласно изобретению в продуктивном пласте создают и развивают новые трещины и/или интенсифицируют имеющиеся путем последовательного проведения промывки скважины рабочей жидкостью, периодического депрессионно-репрессионного воздействия с промывкой на стадии циркуляции или излива, изоляции пакером обрабатываемого интервала пласта, циклического изменения давления с последующей закачкой рабочей жидкости, например нефти, и/или по крайней мере одной оторочки химреагента, например соляной кислоты, при этом вышеуказанные операции осуществляют при колебательном воздействии излучателем, установленным напротив обрабатываемого интервала продуктивного пласта.

Вышеуказанные отличительные признаки предложенного способа проявляются в возникновении нового режима воздействия на пласт, который характеризуется не только увеличением числа образующихся трещин и глубины их образования, но и возможностью управления их образованием и распространением по пласту.

Согласно изобретению на первом этапе осуществляют воздействие упругими колебаниями на прискважинную зону пласта в сочетании с промывкой скважины рабочей жидкостью, затем периодически производят депрессионно-репрессионное воздействие с повышением забойного давления выше пластового и последующим его снижением до излива (притока) из пласта. При этом благодаря предложенному расположению гидродинамического генератора зона максимального колебательного воздействия локализуется посередине интервала пласта. В данной зоне происходит интенсивное разупрочнение кольматантов и их эффективное извлечение из существующих трещин и поровых каналов пласта в стадиях излива. Такая очистка и восстановление естественной проницаемости в сочетании со стадиями повышения и сброса давления в поле упругих колебаний вызывает существенное ослабление скелета и структуры породы пласта и инициирует образование большого числа зародышей трещинообразования в центральной зоне интервала пласта. Благодаря воздействию упругими колебаниями на нефтегазонасыщенную среду пласта происходит существенное снижение эффективной вязкости пластовых флюидов, уменьшается гистерезис смачивания, инициируются и интенсифицируются фильтрационные процессы в низкопроницаемых каналах и микротрещинах геологической среды пласта. В результате характерные времена смачивания и фильтрации флюидов по вновь образующейся системе микротрещин становятся сопоставимы со временем воздействия, что определяет новое качество - образование необратимой разветвленной системы новых каналов фильтрации с изменением проницаемости, гидропроводности, пьезопроводности и в достаточно локальных объемах среды вблизи скважины, и в заметных областях пласта в целом. При депрессионно-репрессионном воздействии с упругими колебаниями происходит наложение дополнительных быстропеременных упругих деформаций сжатия-разряжения, что интенсифицирует как собственно образование сети микротрещин на поверхности каналов и по радиусу от них, так и создание трещин, протяженных в глубь пласта при больших градиентах давления, а при снижении давления в ПЗП способствует перераспределению и уменьшению остаточных упругих напряжений и уменьшает смыкаемость трещин, соответственно увеличивается площадь открытых пор для фильтрации жидкости. На втором этапе после изоляции обрабатываемого интервала пласта пакером производится циклическое изменение давления, чем достигается расширение и углубление образованных трещин, происходит инициирование и создание сети новых трещин. При последующей закачке рабочей жидкости и/или химреагентов в пласт, одновременно с воздействием на него упругими колебаниями и поднятием давления в пласте, в нем образуется разветвленная и глубокая сеть трещин. Процессы трещинообразования и перестройки матрицы насыщенной углеводородным флюидом среды пласта неразрывно связаны с относительно кратковременным, но интенсивным процессом разгазирования флюида высокого давления по вновь образующейся системе пустот-микротрещин, который протекает скачкообразно по принципу резонансной синхронизации и в целом определяет высокую энергетику и лавинообразность процесса отклика пласта, вызывает подпитывание энергии разгрузки геологической среды пласта. При этом при распространении упругих колебаний по пласту их амплитуды будут уменьшаться слабо, а в определенных условиях даже возрастать.

В отличие от известных способов, при реализации которых трещины образуются из изначально наиболее слабой зоны интервала пласта (наиболее вероятно - в области его кровли или подошвы) и уходят в окружающие непродуктивные породы, в предложенном способе трещины инициируют из предварительно подготовленной центральной зоны интервала пласта и это обеспечивает наиболее полнообъемное по ширине и глубине пласта развитие трещин. Колебательное воздействие при закачке химреагентов приводит к эффективному заполнению как крупных, так и самых узких трещин, и обеспечивает эффективность обработки как по толщине пласта, так и по его простиранию.

Кроме того, поскольку при создании микротрещин для образования новых фильтрационных полей в пластах требуется достаточно полное смачивание вновь образующейся поверхности породы флюидом, а характерные времена фильтрационных процессов в известных способах намного превышают характерные времена раскрытия трещин, то по окончании воздействия происходит смыкание образующихся микротрещин по «сухим» контактами и необратимого разветвленного трещинообразования не происходит. В результате воздействие не оказывает заметного положительного влияния на фильтрационные поля пласта в целом.

В целях оптимизации способа и увеличения охвата воздействием целесообразно при периодическом депрессионно-репрессионном воздействии в пласт дополнительно закачивать по крайней мере одну оторочку химреагента, например, раствора поверхностно-активного вещества, химреагентов с кислой или щелочной реакцией, углеводородных растворителей или их композиций, причем в карбонатные пласты дополнительно закачивают соляную кислоту или ее растворы и/или нефтекислотную эмульсию. В качестве рабочей жидкости могут быть использованы нефть, вода, растворы поверхностно-активных веществ и других химреагентов.

Понижение забойного давления при периодическом депрессионно-репрессионном воздействии можно осуществлять с помощью инжектора.

При необходимости периодическое депрессионно-репрессионное воздействие можно создавать весом столба жидкости, например заполнением скважины газожидкостной пеной или раствором хлористого кальция.

Для улучшения технологических показателей обработки при периодическом депрессионно-репрессионном воздействии с промывкой на стадии циркуляции или излива целесообразно увеличивать технологические параметры рабочей жидкости, например, давление и/или расход, в зависимости от характеристик призабойной зоны пласта, например приемистости.

Для оценки результативности проведенных операций при периодическом депрессионно-репрессионном воздействии можно проводить гидродинамическое тестирование и по его результатам судить о времени перехода к изоляции пакером обрабатываемого интервала пласта.

Циклическое изменение давления можно осуществлять периодическим повышением и понижением забойного давления, а при необходимости и в несколько стадий, вплоть до разрыва пласта, постепенно увеличивая технологические параметры рабочей жидкости, например давление и расходы, при этом после разрыва пласта можно закачивать рабочую жидкость, например соляную кислоту, и дополнительно продавливать ее нефтью.

Для закрепления трещин от смыкания можно после разрыва пласта в скважину закачивать закрепляющий агент, например проппант.

Для уменьшения ухода жидкости из трещин в поры коллектора в одном из циклов повышения давления в продуктивный пласт полезно закачивать рабочую жидкость, например эмульсию, раствор реагента с повышенной вязкостью, а в случае сильного поглощения в продуктивный пласт дополнительно закачивать изолирующий или блокирующий состав, например эмульсию.

При пониженной приемистости целесообразно после изоляции пакером обрабатываемого интервала пласта циклическое изменение давления начинать с закачки оторочки кислоты.

При обработке карбонатных пластов при закачке оторочки химреагента можно производить чередующуюся закачку в пласт оторочек кислоты и нефтекислотной эмульсии.

Для повышения проникающей способности и снижения отрицательных последствий в закачиваемую кислоту полезно вводить функциональные добавки, например, поверхностно-активных вещества, деэмульгирующие, диспергирующие, антиосадковые вещества.

В плотных коллекторах желательно предварительно создавать и/или инициировать начальный процесс трещинообразования, например пороховыми зарядами.

Для оптимизации колебательного воздействия можно предварительно определять параметры имеющихся в продуктивном пласте трещин, например методом сейсмолокации бокового обзора скважин, и по их совокупности определять параметры упругих колебаний и рабочей жидкости.

В качестве излучателя можно использовать гидродинамические генераторы, например импульсные или с регулярными волнами, или электромеханические преобразователи.

Для интенсификации очистки призабойной зоны скважины после закачки хотя бы одной оторочки химреагента производят извлечение продуктов реакции с использованием инжектора или прокачкой пены.

При возможном нефтегазопроявлении целесообразно вместо глушения водой обработку карбонатного продуктивного пласта завершать заполнением скважины обратной водонефтяной эмульсией, приготовляемой на забое или на устье скважины при прокачке водонефтяных смесей через вихревой гидродинамический генератор.

Можно на продуктивный пласт в околоскважинной зоне дополнительно воздействовать источником физических полей, например вибросейсмическим или переменным электромагнитным.

Для поддержания достигнутой продуктивности полезно после обработки продуктивного пласта в скважину на постоянную работу опускать импульсные или волновые устройства на период эксплуатации скважины.

Способ осуществляют следующим образом.

Для назначенной скважины производят анализ геолого-технических характеристик и промысловых данных, на основании которого выбирают в интервале продуктивного пласта уровень размещения излучателя, а также рабочую жидкость и химические агенты, например воду и глинокислоту (водный раствор смеси плавиковой и соляной кислот). В качестве генератора для виброволнового воздействия выбирают гидродинамический генератор, например, типа ГД2В-20 технологического комплекса оборудования «СТРЭНТЭР».

В скважину в интервал пласта спускают на насосно-компрессорных трубах (НКТ) генератор колебаний, пакер с якорем и, при необходимости документирования забойных параметров, автономный многосуточный глубинный прибор, например манометр-термометр. Устанавливают устьевую арматуру или превентор. От затрубной задвижки прокладывают выкидной трубопровод в технологическую емкость с рабочей жидкостью, например, желобную емкость. К НКТ с помощью нагнетательного трубопровода подключают насосные агрегаты для параллельной работы, у которых конец приемного рукава с фильтром опускают в желобную емкость. В рабочую жидкость добавляют ПАВ.

Сначала на средних оборотах насосного агрегата производят долив скважины до появления циркуляции. По израсходованному объему жидкости V [м³], плотности ρ [кг/м³], известной глубине скважины Н [м] и удельному объему внутреннего пространства скважины V_c [м³/пог.м] уточняют пластовое давление по формуле:

P_пл=ρg(H-V/V_c)·10^-6 [МПа],

где g=9,81 м/с² - ускорение свободного падения.

Далее включают насосные агрегаты, производят промывку скважины с циркуляцией через желобную емкость путем прокачки рабочей жидкости через НКТ, генератор, межтрубное пространство, выкидную линию с выходом загрязненной жидкости обратно в емкость, где происходит оседание взвешенных частиц. Изменением расхода насосов настраивают номинальный режим работы генератора. По объему кольцевого зазора между колонной и НКТ (затрубном пространстве) V_к и расходу Q₁ рассчитывают время t=V_к/Q₁, когда первые порции забойной жидкости выйдут на устье и можно будет отбирать первую пробу вытекающей жидкости. Последующие пробы отбирают через каждые 10-30 мин в зависимости от интенсивности выноса кольматанта. В отобранных пробах визуально оценивают цвет и компонентный состав жидкости (наличие твердых и мягких частиц, эмульсии, газа и др.) и количество осадка. В таком режиме работают в течение 2-8 часов или до снижения количества взвешенных частиц в жидкости. С помощью гидродинамического генератора, установленного напротив обрабатываемого интервала продуктивного пласта, возбуждаются высокоамплитудные колебания давления, которые передаются через обсадную колонну и перфорационные каналы скважины (или стенку открытого ствола) в пласт и трансформируются в призабойной зоне в упругие колебания достаточно большой интенсивности. Упругие колебания наряду со стимулированием трещинообразования способствуют разрушению отложений на поверхности перфорационных каналов; в пористой среде происходит тиксотропное разжижение глинистых включений, дезинтеграция кольматирующего материала, ослабляется связь его с породой, облегчается перенос частиц потоком жидкости по поровым каналам, а также уменьшается блокирующее влияние присутствующих фаз - воды, нефти и/или газа, увеличивается фильтрация жидкости и вынос кольматирующего материала в скважину, в результате чего очищаются естественные поровые каналы и увеличивается гидропроводность приствольной зоны коллектора.

Далее производят периодическое депрессионно-репрессионное воздействие. При этом повышают забойное давление в течение определенного времени (обычно 15-60 мин), достаточного для накопления высокого потенциального запаса упругой энергии сжатия жидкости и породы в наиболее загрязненной области ПЗП, вблизи скважины создается зона с повышенным давлением, так называемая «воронка репрессии». Повышение давления проще всего осуществлять нагнетанием рабочей жидкости от насосного агрегата, хотя можно увеличивать вес столба жидкости повышением ее плотности, причем это осуществляется как с остановкой, так и без прекращения циркуляции. Для качественной оценки фильтрационных свойств ПЗП в процессе повышения давления проводят гидродинамическое тестирование путем определения темпа роста давления и последующего прослеживания динамики его падения. Максимальное давление при этом ограничивают давлением опрессовки эксплуатационной обсадной колонны. Затем понижают забойное давление и одновременно включают промывку скважины. В это время накопленная упругая энергия сжатия жидкости и породы начинает высвобождаться в виде излива из пласта, по отношению к призабойной зоне образуется локальная «депрессионная воронка». При изливе вместе с потоком жидкости выносится кольматант, а упругие колебания интенсифицируют его извлечение. Для создания депрессии можно использовать инжектор или прокачивать пену.

Чередование депрессии и репрессии позволяет вблизи ствола скважины, в наиболее загрязненной зоне, создавать направленные из пласта к забою большие локальные градиенты давления, которые кратковременно могут даже превышать давление гидроразрыва по абсолютной величине, и при этом создаются знакопеременные упругие деформации в перфорационных каналах и в приствольной зоне пласта. При колебательном воздействии происходит наложение дополнительных быстропеременных упругих деформаций сжатия-разряжения, что интенсифицирует как собственно образование сети микротрещин на поверхности каналов и по радиусу от них, так и создание дополнительных трещин, протяженных в глубь пласта при больших градиентах давления, а при снижении давления в ПЗП способствует перераспределению и уменьшению остаточных упругих напряжений и уменьшает смыкаемость трещин, соответственно увеличивается площадь открытых пор для фильтрации жидкости.

С увеличением количества чередований депрессий и репрессий на пласт будут обрабатываться все более отдаленные от ствола скважины области за счет создания локальных градиентов в далее распределенных закольматированных зонах, что приводит к их последовательному расформированию и выносу кольматанта в скважину вместе с притекающей жидкостью. В результате производится глубокая очистка ПЗП и восстанавливается естественная проницаемость.

Для удаления отложений, которые образуют с поверхностью породообразующих минералов коллектора сильные химические и физико-химические связи, на стадии репрессионного воздействия закачивают в пласт одну или несколько оторочек расчетных объемов реагентов различного функционального назначения - растворителей, растворов ПАВ, кислот, щелочей и других активных солей и реагентов или их композиций, в том числе и в виде эмульсий. Колебательное воздействие не только облегчает внедрение в пропластки, мелкие поры и малопроницаемые зоны коллектора, но и интенсифицирует действие реагентов.

На втором этапе производится изоляция обрабатываемого интервала пласта пакером, после чего производится циклическое изменение давления, например периодическим повышением и понижением забойного давления нагнетанием рабочей жидкости насосными агрегатами, поднимая давление выше давления опрессовки эксплуатационной обсадной колонны, даже вплоть до гидроразрыва пласта. Этим достигается расширение и углубление образованных трещин, происходит инициирование и создание сети новых трещин. При последующей закачке рабочей жидкости и/или химреагентов в пласт поднимают давление в пласте, а благодаря одновременному воздействию на него упругими колебаниями в нем образуется разветвленная и глубокая сеть трещин.

Чтобы охватить большую площадь пласта реагентным воздействием, увеличивают темп закачки химического агента и продавочной жидкости, тогда реагент, не теряя своей реакционной способности, успевает проникнуть гораздо глубже в пласт. С этой же целью можно добавлять в реагент замедлители реакции. Для карбонатных пластов хорошо зарекомендовала себя нефтекислотная эмульсия, которая благодаря гидрофобным свойствам и совместимости с пластовыми флюидами и породой характеризуется способностью далеко проникать в карбонатный пласт до обеднения реакционной способности. По свойствам она подобна кислоте с замедлителями реакции, но ниже по стоимости. В то же время после внедрения в трещины на достаточную глубину эмульсия за счет повышенной вязкости оказывает сопротивление закачке и заставляет вводить в работу другие поры и трещины для внедрения в пласт. Если за оторочками эмульсии закачивать порции кислоты, то наряду с расширением каналов в приствольной зоне они будут внедряться в поры породы и раскрывать не охваченные воздействием трещины.

Повышение эффективности достигается за счет равномерности взаимодействия кислоты с породой при снижении давления нагнетания, увеличения скорости реакции, создания новых и стимуляции имеющихся трещин, что способствует последующему рациональному использованию оторочек кислоты и нефтекислотной эмульсии для создания собственно каверн накопителей. При этом уменьшается опасность поступления воды из водонасыщенного интервала.

При постепенном повышении давления до давления гидроразрыва колебания давления, возбуждаемые генератором на забое скважины, создают в приствольной зоне упругие деформации пласта, способствующие образованию микротрещин и первичной трещины гидроразрыва при меньших забойных давлениях. При последующем развитии трещины колебания давления в ней оказывают расклинивающее действие и способствуют образованию дополнительных микро- и макротрещин, а при закреплении трещины облегчается перенос песчаной фракции вглубь и она более равномерно распределяется в ней, тем самым повышается эффективность гидроразрыва. Для интенсификации процесса можно на продуктивный пласт в околоскважинной зоне дополнительно воздействовать источником физических полей, например вибросейсмическим или переменным электромагнитным.

На третьем этапе после рассасывания и снижения давления в скважине ее осваивают на приток снижением уровня в ней, например компрессированием или свабированием или в процессе эксплуатации глубинным насосом. Для повышения эффективности извлечения из пласта продуктов реакции освоение лучше производить с использованием инжектора в сочетании с колебательным воздействием.

Далее производят работы по вводу скважины в эксплуатацию.

Для продолжительного поддержания достигнутой продуктивности полезно после обработки продуктивного пласта в скважину на постоянную работу спускать импульсные или волновые устройства на период эксплуатации скважины. При этом в нагнетательные скважины спускают гидродинамические генераторы конструкции «НПП ОЙЛ-ИНЖИНИРИНГ» типа ГД2В технологического комплекса «СТРЭНТЭР» на постоянной подвеске и включают в работу подключением к водоводу. В добывающие скважины спускают скважинные импульсные устройства типа «УНИС» конструкции «НПП ОЙЛ-ИНЖИНИРИНГ», позволяющие одновременно с колебательным воздействием импульсами давления производить добычу нефти встроенным в него глубинным насосом.

При разработке залежи с осложненными геолого-физическими условиями системой очаговых скважин целесообразно в каждой скважине производить обработку продуктивного пласта по предлагаемому способу, что позволит увеличить область дренирования каждой скважины и вовлечь в работу застойные зоны с соответствующим увеличением нефтеотдачи пласта.

Пример осуществления способа на нагнетательной скважине.

Для проведения обработки выбрана нагнетательная скважина, вскрывшая в интервале глубин 1790-1796 м терригенный пласт Д₁ "б" девонских отложений, представленных заглинизированными алевролитами. Скважина обсажена эксплуатационной колонной 146 мм с толщиной стенок 7,75 мм. Пористость пласта равна 17%, средняя проницаемость - 0,58 мкм². Пластовое давление 16,5 МПа. Текущая приемистость 0 м³/сут при давлении 14,5 МПа.

Этап 1.

Предварительно произвели кумулятивную перфорацию в интервале пласта перфоратором ПК-105, всего - 60 отв.

Спустили генератор ГД2В-15 конструкции «НПП Ойл-Инжиниринг» с резонатором и пакером типа ПВМ-122-1000 и якорем. С привязкой по радиоактивному каротажу и локатору муфт установили генератор посередине интервала пласта.

Обвязали устье скважины с 2-мя насосными агрегатами типа ЦА-320.

Включили оба агрегата, произвели долив 4 м³ водой (1,18 г/см³) и промывку скважины. Испытали скважину на приемистость - не принимает при давлении 16 МПа.

При открытом затрубе произвели промывку скважины с колебательным воздействием в течение 2,5 часа. В пробах содержалась взвесь черного цвета, в конце - грязно-рыжеватого цвета.

Произвели 3 раза депрессионно-репрессионное воздействие. Испытали на приемистость - появилось слабое поглощение.

Этап 2.

Спуском клапана спрессовали НКТ давлением 34 МПа. Посадили пакер.

Произвели циклическое изменение давления повышением и понижением забойного давления нагнетанием рабочей жидкости насосными агрегатами, в результате скважина при давлении Р=18 МПа начала принимать с расходом 2 л/сек, затем давление закачки снизилось до 10 МПа. При Р=12 МПа расход 4 л/сек, при Р=13 МПа принимает с расходом 5 л/сек. подключили в работу 4 насосных агрегата СИН-31. Повысили расход рабочей жидкости и сначала закачали 30 куб.м воды, затем 11 куб.м глинокислоты и в конце продавили 30 куб.м воды. Оставили на снижение давления, при этом дополнительно спустили гидродинамический генератор колебаний типа ГД2В технологического комплекса «Стрэнтэр» на постоянной подвеске и включили в работу от водовода.

Этап 3.

Произвели заключительные работы по пуску скважины в эксплуатацию.

По результатам замеров приемистости при закачке от водовода расход составил 250 м³/сут при давлении 9,5 МПа.

Пример осуществления способа на добывающей скважине.

Для проведения обработки выбрана добывающая скважина, вскрывшая продуктивные карбонатные отложения Башкирского яруса среднего карбона. Интервал перфорации 982,0-992 м (100 отв. перфоратором ЗПК-105С). Эксплуатационная колонна 146 мм. Текущий забой 1201 м. Пластовое давление 8,0 МПа. Дебит нефти 1,3 т/сут, обводненность 34,7%.

Предварительно произвели кумулятивную перфорацию в интервале 983,5-986,5 м перфоратором ЗПК-105С, всего - 30 отв.

Спустили в скважину генератор колебаний ГД2В-20 конструкции «НПП Ойл-Инжиниринг», через 2 трубы - пакер типа ПВМ-118- 700 с якорем типа ЯГ, через 1 трубу установили вставной фильтр и еще через 2шт. НКТ - реперный патрубок. В нижнюю часть резонатора установили автономный глубинный манометр-термометр. С привязкой по радиоактивному каротажу и локатору муфт установили генератор на глубине 985 м.

Сменили объем жидкости в скважине на нефть.

Этап 1

Произвели промывку скважины с прокачкой нефти от 2-х насосных агрегатов типа ЦА-320 в трубы в режиме циркуляции через желобную емкость в течение 2,5 часа. Далее осуществили депрессионно-репрессионное воздействие с закачкой жидкости в пласт при давлении до 15 МПа и изливом при одновременной прокачке жидкости, а также повышением забойного давления путем прикрывания затрубной задвижки при продолжающейся циркуляции и поддержании оборотов насосов. При этом наблюдалось поглощение жидкости. Закачали в пласт соляную кислоту 3 м³, продавили в пласт нефтью в объеме 6 м³.

Этап 2.

Посадили пакер. Обвязали 4 насосных агрегата и 2 кислотные установки на параллельную работу. Произвели циклическое изменение давления повышением и понижением забойного давления нагнетанием рабочей жидкости насосными агрегатами, после чего включили закачку нефти от 2-х, а затем 4-х агрегатов. При достижении давления 21,5-22,5 МПа наблюдалось резкое снижение давления до 19,5-20,0 МПа. После закачки 5-6 куб.м переключились на чередующуюся закачку нефтекислотной эмульсии (суммарно 10 куб.м) и кислоты (суммарно 4 куб.м) и продавили нефтью 6 куб.м. Остановили на снижение давления на 12 часов. Скважина стала изливать, заглушили прокачкой водонефтяной эмульсии.

Этап 3.

Произвели завершающие работы по извлечению глубинного оборудования и пуску скважины в эксплуатацию, при этом спустили скважинную импульсную установку типа «УНИС».

По результатам замеров дебита приток составил 10,0 т/сут безводной нефти.

Использование изобретения позволяет существенно повысить рентабельность обработок скважин за счет оптимизации последовательности операций при осуществлении технологического процесса, улучшения качества очистки, сокращения гидродинамических и геофизических исследований, энергетических и трудозатрат, сроков ремонта скважин, а также оптимизации расхода химреагентов, повышения производительности и условий труда. Кроме того, улучшается качество ввода добывающих скважин в эксплуатацию, увеличивается охват зоны воздействия и повышается эффективность гидродобычи полезных ископаемых.

1. Способ обработки продуктивного пласта, включающий колебательное воздействие в интервале продуктивного пласта от излучателя, закачку химреагентов и промывку скважины, оборудованную системой насосно-компрессорных труб и пакером, отличающийся тем, что в продуктивном пласте создают и развивают новые трещины и/или интенсифицируют имеющиеся путем последовательного проведения промывки скважины рабочей жидкостью, периодического депрессионно-репрессионного воздействия с промывкой на стадии циркуляции или излива, изоляции пакером обрабатываемого интервала пласта, циклического изменения давления с последующей закачкой рабочей жидкости, например нефти, и/или по крайней мере одной оторочки химреагента, например соляной кислоты, при этом вышеуказанные операции осуществляют при колебательном воздействии излучателем, установленным напротив обрабатываемого интервала продуктивного пласта.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при периодическом депрессионно-репрессионном воздействии в пласт дополнительно закачивают по крайней мере одну оторочку химреагента, например раствор поверхностно-активного вещества, химреагентов с кислой или щелочной реакцией, углеводородные растворители или их композиции.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в карбонатных пластах при периодическом депрессионно-репрессионном воздействии дополнительно закачивают соляную кислоту или ее растворы и/или нефтекислотную эмульсию.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве рабочей жидкости используют нефть, воду, растворы поверхностно-активных веществ, кислот.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что периодическое депрессионно-репрессионное воздействие осуществляют с помощью инжектора.

6. Способ по любому из пп.1-3, отличающийся тем, что периодическое депрессионно-репрессионное воздействие создают весом столба жидкости, например заполнением скважины газожидкостной пеной или раствором хлористого кальция.

7. Способ по п.1, отличающийся тем, что при периодическом депрессионно-репрессионном воздействии с промывкой на стадии циркуляции или излива увеличивают технологические параметры рабочей жидкости, например, давление и/или расход, в зависимости от характеристик призабойной зоны пласта, например, приемистости.

8. Способ по любому из пп.1-5, 7, отличающийся тем, что при периодическом депрессионно-репрессионном воздействии осуществляют гидродинамическое тестирование и по его результатам судят о времени перехода к изоляции пакером обрабатываемого интервала пласта.

9. Способ по п.1, отличающийся тем, что циклическое изменение давления осуществляют периодическим повышением и понижением забойного давления.

10. Способ по п.9, отличающийся тем, что циклическое изменение давления осуществляют в несколько стадий, вплоть до разрыва пласта, постепенно увеличивая технологические параметры рабочей жидкости, например давление и расходы.

11. Способ по п.10, отличающийся тем, что после разрыва пласта закачивают рабочую жидкость, например соляную кислоту, и дополнительно продавливают ее нефтью.

12. Способ по п.10, отличающийся тем, что после разрыва пласта в скважину закачивают закрепляющий агент, например проппант.

13. Способ по п.9, отличающийся тем, что в одном из циклов повышения давления в продуктивный пласт закачивают рабочую жидкость, например эмульсию, раствор реагента с повышенной вязкостью.

14. Способ по п.9, отличающийся тем, что при циклическом изменении давления в случае сильного поглощения в продуктивный пласт дополнительно закачивают изолирующий или блокирующий состав, например эмульсию.

15. Способ по п.1, отличающийся тем, что после изоляции пакером обрабатываемого интервала пласта циклическое изменение давления начинают с закачки оторочки кислоты.

16. Способ по п.3, отличающийся тем, что в карбонатных пластах