Способ повышения добычи нефтей, газоконденсатов и газов из месторождений и обеспечения бесперебойной работы добывающих и нагнетательных скважин

Способ повышения добычи нефтей, газоконденсатов и газов из месторождений и обеспечения бесперебойной работы добывающих и нагнетательных скважин

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к горнодобывающей промышленности и может быть использовано для повышения добычи нефтей, газоконденсатов и газов из месторождений.

Известен способ солянокислотных обработок призабойной зоны пластов, сложенных карбонатными породами (Сучков Б.М. Интенсификация работы скважин. - Москва - Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика» Институт компьютерных исследований, 2007. - С.145-150), согласно которому в добывающие и нагнетательные скважины, пробуренные на месторождениях, закачивают рабочий кислотный раствор 12-15% или 24-28% соляной кислоты с добавками поверхностно-активных веществ, ингибиторов коррозии, уксусную кислоту и выдерживают определенное время кислотный раствор в обрабатываемых пластах, при этом режим обработки выбирается из следующего принципа: чем ниже проницаемость пластов, тем выше давление, чем больше глубина обработки, тем выше скорость закачки кислоты.

К главным недостаткам способа относятся следующие:

- возможность сильного разбавления кислотного раствора пластовыми водами, которые, практически, всегда присутствуют в нефтегазовых пластах;

- при снижении кислотности рабочего раствора до определенного уровня в пластах может начаться процесс вторичного осадкообразования и образуются нерастворимые соли, закупоривающие трещины и поры пластов;

- неравномерное воздействие кислотных растворов на трещины, особенно в условиях неоднородности отдельных слоев и пропластков по проницаемости, наличии крупных трещин и нарушений сплошности пород пластов. В этих случаях вся рабочая жидкость уходит в наиболее проницаемый пропласток или в трещины в зонах нарушений сплошности пластов, потому что невозможно изменять вязкость рабочей жидкости;

- чрезмерное воздействие кислоты, наоборот, вызывает закрытие трещин и снижает фильтрацию пластов;

- эффективность повторных обработок падает и невозможно многократно проводить глубокие обработки пластов;

- вследствие высокой коррозионной активности рабочей жидкости после обработок пластов быстро выходит из строя скважинное оборудование и трубы.

Известен способ нефтекислотных обработок призабойной зоны пластов (Сучков Б.М. Интенсификация работы скважин. - Москва - Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика» Институт компьютерных исследований, 2007. - С.441). В качестве рабочей жидкости используется смесь нефти, как растворителя смолопарафиновых отложений и кислоты, как растворителя солей карбонатных и терригенных пород, в виде эмульсии при добавке эмульгатора ЭС - 2. Способ эффективен только в высокопроницаемых пластах с явно выраженной неоднородностью по толщине пластов.

К недостаткам этого способа обработки призабойных зон пластов относится ограниченность области использования способа и очень низкая эффективность в низкопроницаемых пластах из-за высокой вязкости рабочей жидкости (эмульсии), потому что ее вязкость невозможно изменять.

Еще одним серьезным недостатком является очень высокая стоимость эмульгатора ЭС - 2 для приготовления рабочей смеси.

Известен также способ обработки призабойных зон, осложненных отложениями углеводородных соединений, основанный на применении химических реагентов, обладающих высокой растворяющей способностью и ингибирующим действием по отношению к органическим отложениям сложного состава с повышенным содержанием асфальтенов и смол (Сучков Б.М. Интенсификация работы скважин. - Москва - Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика» Институт компьютерных исследований, 2007. - С.473-474), принимаемый за прототип. Согласно прототипу, в добывающие и нагнетательные скважины, пробуренные на месторождениях, закачивают рабочие жидкости для обработки призабойных зон и вытеснения нефтей из пластов, производят ремонт скважин и антикоррозийную обработку труб и оборудования в них, а при низких температурах на поверхности очищают трубы в верхних частях добывающих скважин от асфальтеновых и смолопарафиновых отложений. Основой реагентов - растворителей отложений являются алкилзамещенные ароматические углеводороды - бутилбензольная фракция, бензолтолуольная фракция и другие, представляющие собой крупнотоннажный побочный продукт нефтехимического производства. При обработке глубоких скважин готовят смеси, содержащие вместе с указанными веществами предельные углеводороды, например стабильный газовый бензин и добавки массовой доли 0,1-1,5% нефтерастворимых ПАВ - алифатических аминов или соединений из класса непредельных жирных кислот, например реагент ИКНС «АзНИПИнефть 72». Концентрация в смесях ароматических углеводородов определяется составом углеводородных отложений в призабойной зоне пластов и увеличивается с повышением содержания в отложениях высокомолекулярных асфальтенов и смол. Вводимые в смеси растворители ПАВ (поверхностно-активные вещества) уменьшают поверхностное натяжение, диспергируют асфальтены и смолы и стимулируют процесс растворения. Разработанные составы обеспечивают более полную очистку призабойных зон пластов от тяжелых углеводородных соединений и замедляют последующее образование отложений. В качестве реагентов ингибиторов используют водные растворы силикатов и гидратов оксида натрия концентрации до 38 - 45%. Их действие основано на адсорбционных процессах, происходящих на границе раздела фаз. Асфальтены и смолы диспергируются за счет ингибирующего эффекта при использовании силикатов или гидратов оксида натрия. К недостаткам способа можно отнести следующие:

- невозможно изменять вязкость и плотность смесей растворителей, что значительно сужает область их применения только в узких условиях при наличии высоких температур в забоях скважин, необходимых для интенсивного растворения отложений и имеющих место на больших глубинах в пробуренных скважинах;

- эти смеси растворителей невозможно использовать при наличии развитых систем крупных трещин и в нарушениях сплошности пластов, а также после гидроразрывов пород пластов, в результате осуществления которых почти в 90% добывающих скважин для повышения притока в них нефтей и газов, в пластах образуются крупные горизонтальные и вертикальные трещины и смеси будут полностью фильтроваться в эти крупные трещины, а также проникать в прослои пластов с хорошей проницаемостью и слои с более низкой проницаемостью останутся необработанными, что значительно снизит в целом эффективность обработки призабойных зон пластов по всей мощности из добывающих скважин и эффективность глушения нагнетательных скважин потому, что будут оставаться неохваченные вытеснением нефтей значительные по размерам участки и области в пластах;

- высокая стоимость получаемых смесей растворителей.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности добычи нефти и газа путем обработки призабойных зон пластов и одновременного глушения добывающих скважин на время ремонтов комплексным органическим растворителем во всех встречающихся горно-геологических условиях месторождений нефти и газа, а также путем вытеснения им же нефтей из пластов через нагнетательные скважины, включая возможность пуска добывающих скважин в работу после ремонтов с глушением их комплексным органическим растворителем с изменяемыми вязкостью и плотностью и одновременной обработкой им призабойных зон пластов без дополнительных мероприятий по очистке и раскачке добывающих скважин для вызова притока нефтей и газов в них и исключения значительных затрат средств и времени на выполнение этих операций. При этом обеспечивается стабильная добыча нефти и газа на заданных на конкретных месторождениях уровнях, достигается наиболее полное их извлечение из нефтяных и газовых пластов и повышается надежность работы добывающих и нагнетательных скважин.

Технический результат изобретения достигается тем, что в способе повышения добычи нефтей, газоконденсатов и газов из месторождений и обеспечения бесперебойной работы добывающих и нагнетательных скважин, согласно которому в добывающие и нагнетательные скважины, пробуренные на месторождениях, закачивают рабочие жидкости для обработки призабойных зон и вытеснения нефтей из пластов, производят ремонт скважин и антикоррозийную обработку труб и оборудования в них, а при любых, в том числе и низких температурах на поверхности, очищают трубы в верхних частях добывающих скважин от асфальтеновых и смолопарафиновых отложений, согласно изобретению в качестве рабочей жидкости используют комплексный органический растворитель, состоящий из производных ароматических углеводородов, сложных эфиров карбоновых и органических кислот, у которого при использовании для обработки пластов различных месторождений со всегда изменяющимися плотностью пластовых вод и вязкостью нефтей, изменяют плотность и вязкость в зависимости от изменяющихся условий конкретных месторождений, при этом для глушения добывающих скважин на время проведения в них ремонтов, выполняемых одновременно с обработкой призабойных зон пластов, плотность комплексного органического растворителя изменяют для вытеснения нефтей, пластовых вод и других флюидов вглубь пластов в зависимости от их изменяющихся свойств и конкретных условий месторождений, а вязкость комплексного органического растворителя подбирают в соответствии с трещиноватостью пород нефтегазовых пластов или других коллекторов на конкретных участках месторождений с таким расчетом, чтобы образовавшиеся над забоями скважин столбы комплексного органического растворителя с увеличенной плотностью оставались неизменной высоты и препятствовали бы за счет давлений, создаваемых их собственными весами, поступлению пластовых вод, нефтей и других флюидов из пластов или других коллекторов в скважины при существующих на конкретных месторождениях внутрипластовых давлениях, а по окончании ремонтов в скважинах вязкость комплексного органического растворителя в них уменьшают путем добавления в его состав дополнительных химкомпонентов и продавливают комплексный органический растворитель с полученной в результате их смешивания с ним сниженной вязкостью под действием сначала собственных бесов его столбов в скважинах в пласты, а затем закачивают под заданными давлениями вглубь призабойных зон пластов, процесс их обработки комплексным органическим растворителем из всех добывающих скважин на месторождениях повторяют многократно через заданные промежутки времени и поддерживают требуемый уровень добычи нефтей и газов на конкретрых месторождениях, при этом для обеспечения бесперебойной работы добывающих скважин очищают трубы в верхних частях скважин от асфальтеновых и смолопарафиновых отложений для чего многократно прокачивают комплексный органический растворитель по трубам из забоев скважин на поверхность в резервуары или другие емкости и обратно по замкнутому циклу, причем нагревают его при циркуляции в скважинах до температуры пластов на глубине их залегания, уменьшают его вязкость после нагревания и увеличивают эффективность растворения им отложений на трубах, перед выполнением этих операций вводят в комплексный органический растворитель антикоррозийные добавки в виде фосфатов и многократно покрывают защитной антикоррозийной пленкой, образованной фосфатами, нефтепромысловое оборудование и трубы одновременно с многократными обработками призабойных зон пластов из добывающих скважин или с глушением нагнетательных скважин, или при очистках труб от асфальтеновых и смолопарафиновых отложений по замкнутому циклу, а для добычи газа из месторождений с высокой обводненностью пластов и низким пластовым давлением плотность комплексного органического растворителя изменяют для вытеснения пластовых вод вглубь пластов в зависимости от изменения их свойств в конкретных условиях месторождений газа и закачивают комплексный органический растворитель в призабойные зоны пластов под заданными максимально возможными для данных горно- геологических условий давлениями без разрыва сплошности пород и разрушения структуры пластов, путем применения многократных обработок призабойных зон закачиваемым под заданными давлениями комплексным органическим растворителем изменяют напряженно-деформированное состояние газовых пластов и раскрывают трещины и поры в их призабойных зонах, откачивают газы из пластов в добывающие скважины через проницаемый для газов комплексный органический растворитель после выдавливания им пластовых вод из призабойных зон вглубь пластов и перекрывают их приток в добывающие скважины, причем для увеличения объемов добычи нефтей из месторождений в целом одновременно с обработкой комплексным органическим растворителем призабойных зон всех добывающих скважин осуществляют глушение им всех нагнетательных скважин и вытесняют нефти в сторону добывающих скважин, при этом чередуют объемы закачки в нагнетательные скважины комплексного органического растворителя с объемами закачиваемых вслед за ним пластовых вод в соотношениях от 1:1 в начале закачки в пласты и до не менее 1:20 в конце по мере увеличения общего объема закачки в пласты этого состава.

Комплексный органический растворитель состоит из производных ароматических углеводородов и сложных эфиров карбоновых кислот для растворения асфальтеновых и смолопарафиновых отложений, а также в его состав входят органические кислоты для растворения солей.

Способ реализуется следующим образом. На новом месторождении бурятся вертикальные, наклонные и горизонтальные скважины на пласт или свиту пластов, которые размещают в определенном порядке и последовательности для оптимального воздействия через них на пласты или используют уже существующую сетку скважин. Рядом со скважинами на поверхности размещают резервуары или емкости для размещения в них комплексного органического растворителя и дополнительных химкомпонентов в достаточных количествах даже для одновременной обработки всех добывающих и нагнетательных скважин на месторождении или же только части скважин, которые будут работать при освоении первой очереди месторождения и заполняют их различными составами комплексного органического растворителя с различными плотностями и вязкостями и дополнительными химкомпонентами для изменения составов, плотности и вязкости комплексного органического растворителя находящегося в скважинах, которые имеют длительные сроки хранения - не менее 3 лет и возможность использования в широком диапазоне плюсовых и минусовых температур. При этом из одного резервуара обслуживают несколько рядом расположенных скважин и подают в них комплексный органический растворитель и химкомпоненты с помощью насосов по трубам. Причем при необходимости поддержания заданных уровней добычи нефти и газа процесс обработки пластов из всех добывающих скважин месторождения с использованием комплексного органического растворителя повторяют многократно через необходимые временные интервалы, которые определяют опытным путем, так как свойства всех пластовых флюидов могут изменяться даже в пределах одного и того же месторождения и осуществляют в необходимой последовательности с одновременным глушением им же всех нагнетательных скважин для вытеснения нефтей из пластов в сторону добывающих скважин.

В свою очередь необходимый порядок и последовательность определяют либо исходя из возможности равномерной обработки комплексным органическим растворителем призабойных зон пластов из добывающих скважин на определенных участках пластов на данном месторождении, либо в нескольких скважинах, либо в случаях наличия сложных геологических условий залегания нефтегазовых пластов, например, при нарушениях сплошности пластов многочисленными системами трещин, плоскостями ослабления, надвигами, сбросами или слияниями пластов в свитах, будет иметь место необходимый в данных условиях порядок и последовательность обработки пластов, предполагающий максимальный эффект воздействия на пласты при минимальных затратах средств и времени.

Многократная обработка пластов особенно актуальна в случаях добычи из месторождений вязких или высоковязких нефтей или при откачке газа из обводненных пластов с низким пластовым природным давлением или после интенсивной отработки газовых месторождений. После этого внутрипластовое давление в них значительно снижается и газовые скважины могут задавливаться водой, поступающей из пластов вместе с газом и тогда газ в скважины не фильтруется через воду, заполнившую трещины и поры. Путем применения многократных обработок таких газовых пластов комплексным органическим растворителем изменяют их напряженно-деформированное состояние и раскрывают трещины и поры в их призабойных зонах, затем откачивают газы из пластов в добывающие скважины через проницаемый для газов комплексный органический растворитель после выдавливания им пластовых вод из призабойных зон вглубь пластов и перекрывают приток пластовых вод в добывающие скважины. В этих случаях для осуществления добычи газа из месторождений с высокой обводненностью пластов и низким пластовым давлением при обработках их призабойных зон плотность комплексного органического растворителя увеличивают при изготовлении до значений, превышающих плотность пластовых вод на величину, например, не менее чем на 30% на конкретных месторождениях газа, а его вязкость уменьшают до значений ниже вязкости пластовых вод, закачивают его в призабойные зоны пластов под заданными максимально возможными для данных горно-геологических условий давлениями без разрыва сплошности и разрушения структуры пластов, вытесняют комплексным органическим растворителем пластовые воды из песчано-глинистых или других составов коллекторов газов (известняков, мергелей, алевролитов, сланцев) вглубь пластов, при этом повышают прочностные характеристики пластов и предотвращают массовый вынос песчаных и других породных частиц из пластов потоком добываемого газа и других флюидов в забои скважин, образование породных пробок и выход из строя скважинного оборудования. Причем газ беспрепятственно проникает через комплексный органический растворитель по трещинам и порам, очищенным от различных отложений (например, выпавших из пластовых вод солей и очень мелких частиц пород), из газовых пластов в скважины в отличии от тех случаев, когда призабойные зоны пластов заполнены пластовыми водами, препятствующими прохождению через них газов при низких пластовых давлениях.

Многократная обработка призабойных зон пластов из скважин также необходима и в обычных условиях залегания нефтегазовых пластов, потому что с течением времени происходит закупорка трещин и пор в призабойных зонах пластов, через которые нефть и газ поступают из пластов в добывающие скважины, отложениями парафинов, смол и асфальтенов, содержащихся в нефтях, а также отложениями минеральных солей из пластовых вод в смеси с очень мелкими породными частицами. Кроме того, на раскрытие или закрытие трещин и пор в призабойных зонах нефтяных и газовых пластов очень существенно влияет также процесс перераспределения напряжений в призабойных зонах пластов от воздействия горного давления. Этот процесс особенно интенсивно идет поблизости от зоны влияния скважин, где нарушено естественное гидростатическое напряжение нетронутого массива горных пород в результате бурения скважин в нем и дальнейших воздействий на пласты различными способами с целью повышения добычи нефтей и газов из месторождений. В конечном итоге воздействие горного давления приводит к смыканию трещин и пор даже в том случае, если они искусственно созданы при воздействии очень высоких давлений гидроразрывов с нарушениями сплошности и структуры пластов и заполнены при этом пропантом или другими наполнителями трещин для предотвращения их смыкания. Многократная обработка призабойных зон пластов комплексным органическим растворителем с изменяемыми плотностью и вязкостью при максимально возможных давлениях закачки для данных горно-геологических условий разработки месторождений без достижения разрывов сплошности горных пород пластов и нарушения их структуры позволяет изменить напряженно-деформированное состояние пород пластов, снизить напряжения около скважин и способствует большему раскрытию естественных трещин и пор, что дает возможность более эффективно очищать их от асфальтеновых, смолопарафиновых и соляных отложений с попавшими в них очень мелкими частицами горных пород, а также выдавливать пластовые воды из призабойных зон вглубь пластов и перекрывать их приток в добывающие скважины. В нагнетательных скважинах за счет многоразовой очистки трещин и пор от различных отложений комплексным органическим растворителем увеличивается приемистость пород пластов и, практически, охватывается вся площадь залегания месторождений для более эффективного вытеснения нефтей из пластов в сторону добывающих скважин. На нефтяных и газовых пластах становится возможным при использовании предложенного способа вытеснять из призабойных зон вглубь пластов пластовые воды, препятствующие фильтрации нефтей и газов из пластов в добывающие скважины при низких пластовых давлениях и перекрывать приток пластовых вод в них.

Скважины в области влияния многократных обработок пластов частично разгружаются от воздействия высоких давлений горных пород, которые перераспределяются из призабойных зон вглубь пластов на десятки метров и очищенные от отложений трещины и поры раскрываются на большую величину. При одновременном и многократном воздействии на пласты через все скважины, пробуренные на месторождении, изменяют напряженно-деформированное состояние пород пластов в областях влияния добывающих и нагнетательных скважин на всем месторождении в целом и увеличивают общий приток нефтей и газов в скважины.

Для глушения добывающих скважин на время выполнения в них ремонтов с одновременной обработкой призабойных зон пластов плотность комплексного органического растворителя задают при изготовлении выше плотности пластовых вод на конкретных месторождениях и затем поддерживают неизменной или увеличивают в случаях длительных сроков глушения скважин (более 8-12 суток) при взаимодействии комплексного органического растворителя с нефтями пластов и частичном снижении его плотности. В таких случаях плотность увеличивают путем добавления в него дополнительных химкомпонентов с поверхности, например, смеси этилена карбоната и сульфолана в количествах не менее 25% от его общего объема в скважинах или путем добавления новых порций растворителя с поверхности для частичного обновления на 15-20% комплексного органического растворителя, находящегося в скважинах конкретных месторождений с последующим перемешиванием в скважинах для достижения заданной плотности, а его вязкость увеличивают и подбирают в соответствии с трещиноватостью (коэффициентом трещиноватости) пород нефтегазовых пластов на конкретных участках месторождений с таким расчетом, чтобы образовавшиеся над забоями скважин столбы комплексного органического растворителя с увеличенной плотностью оставались неизменной высоты и препятствовали бы за счет давлений создаваемых собственными весами поступлению пластовых вод, нефтей и других флюидов из пластов или других коллекторов в скважины при существующих на этих участках месторождений внутрипластовых давлениях, а по окончании ремонта в скважинах его вязкость в них уменьшают путем добавления соответствующих химкомпонентов, например, смеси олеиновой кислоты и ксилола в количестве не менее 20% от его общего объема в скважинах или новых порций комплексного растворителя с поверхности с более низкой вязкостью, чем у состава растворителя, находящегося в скважинах конкретных месторождений, для его частичного обновления на 15-20% перемешивают их в скважинах, после чего комплексный органический растворитель с полученной в результате смешивания сниженной вязкостью под действием сначала собственных весов его столбов продавливают из скважин в пласты и затем закачивают под заданными давлениями вглубь пластов и растворяют асфальтеновые и смолопарафиновые отложения в терригенных породах пластов, приводят соли кальция и магния в растворимое состояние в карбонатных и терригенных породах пластов с помощью присутствующих в растворителе органических кислот, при этом повышают приемистость пластов при глушении комплексным органическим растворителем нагнетательных скважин и перекрывают приток пластовых вод в добывающие скважины благодаря более высокой, чем у пластовых вод, плотности комплексного органического растворителя и гидрофобизации поверхностей трещин, пор, капилляров, а также за счет вытеснения пластовых вод вглубь пластов из призабойных зон.

На обрабатываемой поверхности трещин и пор пород пластов, благодаря входящим в состав комплексного органического растворителя химкомпонентам и органическим кислотам, при многократных обработках формируется защитная гидрофобная пленка, которая после обработок призабойных зон пластов препятствует отложению асфальтенов, смол, парафинов и проникновению пластовой воды в трещины и поры пород пластов.

Чем выше внутрипластовое давление нефти и газа и других флюидов в конкретных условиях месторождений, тем больше должна быть высота столбов комплексного органического растворителя в заглушенных им на период ремонтов добывающих скважинах при его плотности, превышающей плотность пластовых вод, нефтей и других флюидов в пластах.

Для обеспечения бесперебойной работы добывающих скважин и своевременной и технологичной очистке труб в их верхних частях от асфальтеновых и смолопарафиновых отложений при любых, в том числе и низких температурах на поверхности комплексный органический растворитель многократно прокачивают по трубам из забоев скважин на поверхность в резервуары или другие емкости и обратно по замкнутому циклу. Растворитель в забоях скважин нагревают при циркуляции в скважинах до температуры пластов на глубине их залегания и, благодаря этому, уменьшают его вязкость и время растворения им отложений на поверхностях труб, прокачивают его по трубам вверх и за счет нагрева эффективнее растворяют асфальтеновые и смолопарафиновые отложения в верхних частях скважин, где и происходят основные отложения парафинов, смол и асфальтенов по мере снижения температуры нефтей в процессе их откачки по трубам на поверхность для очистки, сепарации из них газов, переработки и дальнейшей транспортировки к магистральным трубопроводам.

При достигнутых в настоящее время глубинах разработки нефтегазовых пластов, изменяющихся в среднем диапазоне от 1,5 до 6 километров, плюсовая температура на глубине их залегания может в среднем изменяться от 70 до 200 градусов по Цельсию. В резервуарах на поверхности происходит расслоение образовавшейся смеси по плотности и температуре застывания и более плотный комплексный органический растворитель, имеющий отрицательную температуру застывания ниже 60 градусов по Цельсию, оказывается внизу резервуаров или других емкостей и откачивается в скважины для повторных использований, а более легкие асфальтеновые и смолопарафиновые отложения оказываются в верхних частях резервуаров, застывают не только при низких температурах на поверхности, но и при положительных их значениях и затем удаляются из резервуаров специальными устройствами, например, скребковыми конвейерами с черпаками или другим образом для утилизации. До осуществления процессов обработки призабойных зон пластов, глушения скважин и очистки труб от отложений в комплексный органический растворитель вводят антикоррозийные добавки, например, в виде фосфатов - смеси ортофосфорной кислоты с однозамещенными фосфатами натрия и однозамещенными фосфатами аммония в количестве не менее 0.03% от общего объема комплексного органического растворителя и многократно покрывают защитной антикоррозийной пленкой нефтепромысловое оборудование и трубы в скважинах при многократных обработках призабойных зон пластов, очистках труб от асфальтеновых и смолопарафиновых отложений по замкнутому циклу или оборудование и трубы при глушении нагнетательных скважин.

Процесс обработки комплексным органическим растворителем призабойных зон пластов из всех добывающих скважин и глушения нагнетательных скважин на месторождениях повторяют многократно через необходимые временные интервалы, которые определяются практическим путем и на различных месторождениях будут различными в зависимости от свойств нефтей и горно-геологических условий. Благодаря систематическому осуществлению этих важных операций поддерживают требуемый уровень добычи нефтей и газов из добывающих скважин на конкретных месторождениях и обеспечивают непрерывность процессов добычи нефти и газа.

Необходимо отметить, что на различных месторождениях составы и свойства нефтей, пластовых вод и других пластовых флюидов, а также фильтрационные и физико-механические свойства пластов, геологические условия их залегания всегда значительно отличаются друг от друга, иногда даже в пределах одного месторождения их состав и свойства значительно различаются и, соответственно, должны будут различаться составы и свойства комплексного органического растворителя для очень разных геологических условий и свойств нефтей, пластовых вод, пластов различных месторождений и это различие составов комплексного органического растворителя необходимо для того, чтобы он был в конкретных всегда изменяющихся условиях месторождений максимально эффективным и экономичным. В этих всегда изменяющихся условиях на различных месторождениях будут изменяться свойства добавляемых дополнительных химкомпонентов для изменения плотности и вязкости комплексного органического растворителя и их количества, а также будут изменяться вязкости, плотности и количества новых порций комплексного органического растворителя подаваемого с поверхности для частичного обновления и изменения плотности и вязкости растворителя, находящегося в скважинах конкретных месторождений и, соответственно, с изменением свойств флюидов и условий будут изменяться свойства и количества антикоррозийных добавок в комплексный органический растворитель.

У разработанного комплексного органического растворителя свойства и соотношение химкомпонентов изменяются при сохранении базовых составляющих в соответствии с изменяющимися условиями на различных месторождениях. Количество закачиваемого в скважины комплексного органического растворителя изменяют в зависимости от многих факторов влияния: физико-химических свойств нефтей, горно-геологических условий залегания нефтегазовых пластов и технологических условий разработки, наличия или отсутствия на месторождениях свит соседних пластов и их взаимовлияния, наличия перетоков нефтей, газов и других флюидов по системам трещин между соседними пластами в свитах, водоносных слоев и горизонтов и других коллекторов в массивах горных пород, наличия или отсутствия значительных геологических нарушений сплошности пластов и систем трещиноватости пород (коэффициентов трещиноватости пород) и пластов на конкретных участках или областях расположения скважин на конкретных месторождениях. В таких условиях состав и количество добавляемых дополнительных химкомпонентов в процентах от общего объема комплексного органического растворителя в скважинах для эффективного и быстрого их перемешивания и последующего изменения плотности и вязкости растворителя устанавливают опытным путем. Для эффективного увеличения плотности и уменьшения вязкости комплексного органического растворителя по результатам проведенных лабораторных и натурных испытаний на пластах многих месторождений, например, установлено, что необходимо добавлять в его состав не менее 25% от общего объема в скважинах смесь этилена карбоната и сульфолана - для увеличения плотности и не менее 20% от его общего объема смесь олеиновой кислоты и ксилола - для уменьшения вязкости. В конкретных условиях множества других месторождений эти параметры могут частично изменяться. В процессе взаимодействия с нефтями пластов и при растворении асфальтеновых и смолопарафиновых отложений в трещинах и порах пластов происходят обратные процессы: плотность комплексного органического растворителя постепенно уменьшается, а его вязкость увеличивается и этот процесс можно многократно корректировать путем последующих добавок дополнительных химкомпонентов или новых порций комплексного органического растворителя с заданными плотностью и вязкостью и с последующим перемешиваним их с составами растворителя, уже находящимися в скважинах конкретных месторождений.

Для снижения количества закачиваемого в нагнетательные скважины комплексного органического растворителя при их глушении и повышения экономичности и эффективности разработки нефтегазовых месторождений чередуют объемы закачки в них растворителя для вытеснения нефтей в сторону добывающих скважин с объемами закачиваемых вслед за ним пластовых вод в соотношениях 1:1 в начале закачки и до не менее 1:20 в конце по мере увеличения общего объема закачки этого состава. Комплексный органический растворитель поступающий первым в начале закачки в пласты через нагнетательные скважины очищает трещины и поры от отложений асфальтенов и смолопарафинов, а также солей, увеличивает приемистость пластов и тем самым облегчает проникновение в пласты движущимся вслед за ним порциям пластовых вод, которые проникают в уже очищенные от отложений трещины и поры. Затем следующие порции комплексного органического растворителя, которые не смешиваются и не взаимодействуют с пластовыми водами, еще раз дополнительно прочищают трещины и поры от оставшихся отложений смол, парафинов и от частично остающихся после продвижения закачиваемых пластовых вод отложений солей и осадков из них и не дают снизится приемистости пластов, а также обеспечивают равномерное вытеснение нефтей, практически, со всей площади нефтяных залежей конкретных месторождений без оставления в пластах необработанных участков и целиков, что приводит к максимально эффективному и экономичному вытеснению нефтей из пластов в добывающие скважины. Процесс вытеснения нефтей из пластов можно считать законченным после появления в добывающих скважинах месторождений маркированных определенным составом в нагнетательных скважинах первых порций комплексного органического растворителя, обнаруженного в добывающих скважинах по результатам отбора проб.

Изобретение поясняется рисунками, на которых на Фиг.1 представлена схема реализации способа повышения добычи нефтей, газоконденсатов и газов из месторождений и обеспечения бесперебойной работы добывающих и нагнетательных скважин, а на Фиг.2 - схема изменения вязкости и плотности комплексного органического растворителя, находящегося в скважинах конкретных месторождений, путем добавления в них дополнительных химкомпонентов с поверхности отдельно или вместе с подачей новых порций комплексного органического растворителя для обновления и изменения плотности и вязкости ранее использованного в скважинах и эффективного перемешивания новых составов в добывающих скважинах для дальнейшего их использования с целью обработки призабойных зон пластов.

На Фиг.1 изображен разрез массива горных пород, на котором показана возможная схема размещения добывающей горизонтальной скважины 10 и двух нагнетательных скважин 11, пробуренных на нефтегазовый пласт 1, сложенный терригенными горными породами, для вытеснения из него вязкой нефти комплексным органическим растворителем с чередованием с объемами закачиваемых вслед за ним пластовых вод в сторону добывающей скважины 10. В процессе бурения с поверхности через массив горных пород 7, водоносный горизонт 8, вмещающие пласт 1 глинистые породы кровли 4, скважины, выходящие на пласт, недобуривают до уровня слоя подстилающих пластовых вод 2 и вмещающих пласт глинистых пород почвы 3. Горизонтальная добывающая скважина 10 после бурения оказывается в зоне повышенной трещино