Восстановление продуктивности скважин со вторыми стволами, горизонтальных и после гидроразрыва пласта виброволновым методом

Текущее состояние разработки нефтяных месторождений Западной Сибири показывает, что большая часть запасов нефти и газа сосредоточены в продуктивных объектах на третьей и четвертой стадии эксплуатации, характеризующейся снижением продуктивности скважин, повышением преждевременной обводненности. По анализу исследователей, эта проблема большинства месторождений Западной Сибири, к примеру: Самотлорского, Комсомольского, Тарасовского, Барсуковского, Хохряковского, Пермяковского, Верх-неколик-Еганского, Варьеганского и т.д. Особенно осложнились проблемы с массовым проведением гидроразрыва пласта (ГРП) на месторождениях, который часто в процессе эксплуатации скважин сопровождается загрязнением призабойной зоны пласта (ПЗП) сложным по составу кольматантом. Для борьбы с этим явлением и с целью восстановления продуктивности

Рис. 1. Технологическая схема обработки с ВГМ.

Технологическая схема виброволнового воздействия содержит компоновку из последовательно установленных и соединенных трубами ВГМ с обратным клапаном 3 в интервале продуктивного пласта 2, фильтра-резонатора и насосно-компрессорных труб 8 до устья скважины (НКТ). Компоновка может быть снабжена пакером 4, струйным насосом 5, установленным выше ВГМ 1.

На основании практического и теоретического опыта сформировались определенные технологические требования к технологии, по нашему мнению, создание лишь одних гидравлических ударов заданной силы и частоты недостаточно для достижения конечного эффекта по скважинам. Для достижения этих целей, необходимо: на первом этапе разрушить сложный состав загрязнения коллоидных растворов, гидравлическими импульсами давлений привести их в дисперсное взвешенное состояние в порах пласта; на втором этапе растворить максимально эти загрязнения кислотным составом в виброволновом режиме за счет колебаний давлений жидкости с низкой частотой; на третьем этапе оттеснить остатки частиц загрязнений рабочей жидкостью в колебательном режиме вглубь пласта за пределы призабойной зоны, тем самым очистить каналы для фильтрации пластовой жидкости к забою скважины [3, 4].

В итоге, главным фактором успешности метода в скважинах после ГРП является обработка интервала перфорации большим объемом рабочей жидкости под давлением в виде упругой волны с определенной частотой и амплитудой, способствующей очистке коль-матанта с ПЗП. Оптимальное сочетание расхода и объема рабочей жидкости с селективной кислотной обработкой, а также высокие гидравлические колебания позволяют значительно увеличивать продуктивность добывающих скважин [2, 3, 4]. С учетом выявленных особенностей и факторов в дальнейшем разработан волновой гидромонитор ВГМ-1 и ВГМ-2 и апробирована комплексная технология обработки ПЗП в горизонтальных скважинах и со вторыми стволами на месторождениях ООО «РН – Пурнефтегаз».

Рис. 2 . Схемы ОПЗ в скважинах с горизонтальным вскрытием пласта.

композициями с последующим освоением струйным насосом с регулируемыми переменными депрессиями, сопровождением гидродинамическими исследованиями.

Обработки пласта проводились при ПРС и КРС на 7 добывающих скважинах. Успешность работ составила 75 %. Добыча нефти по скважинам составила 11573 т, при среднем приросте дебита нефти на одну скважину 4,6 т/сут. Апробирование комплексной обработки пласта с применением волнового гидромонитора ВГМ-2 проводилось отдельно на 25 горизонтальных добывающих скважинах и в скважинах со вторыми стволами. Успешность работ составила 75%. Дополнительная добыча нефти по скважинам составила 31835 т, при среднем приросте дебита нефти на одну скважину 3,5 т/сут, схема проведения работ на рис. 2.

В процессе внедрения комплексная виброволно-вая технология была усовершенствована, при использовании в горизонтальных скважинах одновременно использовались несколько гидромониторов при увеличенном расходе рабочей жидкости до 10 л/сек.

В итоге внедрена комплексная технология с ВГМ на 32 скважинах, общая дополнительная добыча нефти по скважинам за период с 2010-2011 гг. составила 43409 т нефти. Средний прирост на скважину 3,8 т/сут, при продолжительности эффекта 6,0 месяцев [3].

Технология комплексной обработки пласта на скважинах с ВГМ-1 проводилась с селективным и по-интервальным воздействием на продуктивный пласт упругой волной с разными частотами и химическими