Способ импульсно-волновых обработок продуктивного пласта и устройство для его осуществления

Авторы патента:

Андреев Вадим Евгеньевич (RU)

Мияссаров Альберт Шамилевич (RU)

Хузин Ринат Раисович (RU)

Хузин Наиль Ирикович (RU)

Дубинский Геннадий Семенович (RU)

E21B43/25 - способы возбуждения скважин (цементировочные желонки E21B 27/02; устройства для генерирования вибраций E21B 28/00)

E21B28/00 - Устройства для генерирования вибраций для буровых скважин, например для возбуждения скважин (для бурения E21B 7/24, для передачи сигналов измерения E21B 47/14; для геофизических измерений G01V 1/02)

Владельцы патента RU 2566343:

Государственное автономное научное учреждение "Институт нефтегазовых технологий и новых материалов Республики Башкортостан" (RU)
Общество с ограниченной ответственностью "Благодаров-Ойл" (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей и газодобывающей отраслям промышленности, в частности к волновым методам увеличения коэффициента извлечения нефти, газа и газоконденсата. Способ импульсно-волновой обработки продуктивного пласта включает возбуждение в потоке жидкости периодической срывной кавитации. При этом до срывной кавитации создают дополнительную приосевую кавитационную полость путем завихрения потока жидкости. Устройство для импульсно-волновой обработки продуктивного пласта содержит входной и выходной трубопроводы, трубку Вентури и резонатор. На входе в трубку Вентури установлена завихряющая камера. Резонатор расположен на конце выходного трубопровода и выполнен прямоточным в виде металлического кольца с металлическими стержнями, расположенными параллельно оси устройства. При этом устройство для импульсно-волновой обработки продуктивного пласта перемещают циклически от кровли продуктивного пласта к подошве пласта и обратно к кровле пласта. Техническим результатом является повышение эффективности обработки призабойной зоны пласта и повышение надежности работы устройства. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 4 ил.

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.

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 м³ жидкости, расход соляной кислоты или керосина берется из расчета 2-3 м³ 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	Д₁
2. Искусственный забой	1893 м
3. Интервал перфорации	1851-1856 м
4. Пластовое давление	10,5 МПа
5. Дебит жидкости	0,3 м³/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 м³/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	Д₁
2. Искусственный забой	1829 м
3. Интервал перфорации	1812-1815 м
4. Пластовое давление	10,5 МПа
5. Дебит жидкости	0,3 м³/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.

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.

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).

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 м³/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*	C₁
2. Искусственный забой	1318 м
3. Интервал перфорации	1242-1245 м
4. Пластовое давление	7,9 МПа
5. Дебит жидкости	1,1 м³/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.

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.

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).

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.

17. Закачали в НКТ 3 м³ 15% раствора ингибированной соляной кислоты, закрыли затрубное кольцевое пространство, закачали 1,5 м³ 15% раствора ингибированной соляной кислоты и продавили 4 м³ 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.

20. Через НКТ прокачали 20 м³ 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 м³/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	$C_{1}^{b b}$
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 м³/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.

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).

11. В колонну НКТ закачали 4 м³ 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 м³ углеводородного растворителя. Прокачивали через устройство для осуществления импульсно-волновых обработок, находящееся на башмаке колонны НКТ, то есть было осуществлено импульсно-волновое воздействие.

13. Продавили углеводородный растворитель в пласт закачкой в НКТ 4 м³ 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 м³/сут
2. Давление приемистости на устье	8,0 МПа

Таким образом, в результате импульсно-волновой обработки продуктивного пласта в скважине №5 Кереметьевского месторождения приемистость увеличилась в 2,3 раза и составила 238 м³/сут.

Пример №5

Для обработки выбрана скважина №Р50 Сергеевской площади.

Геолого-техническая характеристика скважины:

1. Продуктивный горизонт*	С₁
2. Искусственный забой	1387 м
3. Интервал перфорации	1282-1298 м
4. Пластовое давление	8,1 МПа
5. Дебит жидкости	1,5 м³/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.

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.

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%).

11. В колонну НКТ закачали 4 м³ 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.

17. Закачали в НКТ 3 м³ 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 м³ 15% раствора ингибированной соляной кислоты с добавлением 9% «ЗСК-1» (замедлитель соляной кислоты по ТУ 2458-002-14702906-08) и продавили 4 м³ 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.

20. Через НКТ прокачали 20 м³ неонол АФ 9-12 с концентрацией 0,1%.

21. Приподняли НКТ с устройством для осуществления импульсно-волновых обработок до глубины 1282 м и через НКТ прокачали 20 м³ 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 м³/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	$C_{1}^{b b}$
2. Искусственный забой	1450 м
3. Интервал перфорации	1331-1339 м
4. Пластовое давление	15,7 МПа
5. Приемистость по воде	68,4 м³/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).

29. В колонну НКТ закачали 4,1 м³ 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 м³ 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%.

31. Продавили углеводородный растворитель в пласт закачкой в НКТ 4,1 м³ 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 м³/сут
2. Давление приемистости на устье	8,0 МПа

Таким образом, в результате импульсно-волновой обработки продуктивного пласта в скважине №4 бис Кереметьевского месторождения приемистость увеличилась в 2,6 раза и составила 179 м³/сут.

Через 30 дней (1 месяц) работы скважины выполнили замеры приемистости, по результатам исследований установили:

1. Приемистость по воде	199 м³/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 м³/сут
2. Давление приемистости на устье	8,0 МПа

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 м³/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*	С₁
2. Искусственный забой	1390 м
3. Интервал перфорации	1292-1306 м
4. Пластовое давление	8,2 МПа
5. Дебит жидкости	1,9 м³/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.

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.

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.

11. Закачали в НКТ 4 м³ 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 м³ 15% раствора ингибированной соляной кислоты с добавлением 9% «ЗСК-1» (замедлитель соляной кислоты по ТУ 2458-002-14702906-08) и продавили 4 м³ 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.

14. Через НКТ прокачали 20 м³ 5%-ного раствора нефтенол-НЗ в нефти.

15. Приподняли НКТ с устройством для осуществления импульсно-волновых обработок до глубины 1282 м и через НКТ прокачали 20 м³ 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 м³/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	C₁
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.

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.

8. Всасывающий шланг насосного агрегата с фильтром опустили в емкость с углеводородным растворителем (нефрас А 150/330).

9. В колонну НКТ закачали 4 м³ 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.

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 м³. 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 м³/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	Д₁
2. Искусственный забой	1835 м
3. Интервал перфорации	1810-1815 м
4. Пластовое давление	10,5 МПа
5. Дебит жидкости	0,3 м³/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).

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.

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 м³/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.

1. Способ импульсно-волновой обработки продуктивного пласта, включающий возбуждение в потоке жидкости периодической срывной кавитации, отличающийся тем, что до срывной кавитации создают дополнительную приосевую кавитационную полость путем завихрения потока жидкости, при этом устройство для импульсно-волновой обработки продуктивного пласта перемещают циклически от кровли продуктивного пласта к подошве пласта и обратно к кровле пласта.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве жидкости используют сточную воду - солевой раствор, пластовую воду, нагретую воду, раствор поверхностно-активных веществ в воде или в нефти, нефть, углеводородный растворитель, кислотный раствор.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что устройство для импульсно-волновой обработки продуктивного пласта размещают в нагнетательной скважине на глубине кровли продуктивного пласта или 1-2 м выше кровли пласта и импульсно-волновую обработку осуществляют в постоянном режиме в течение одного и более месяцев до стабилизации объема закачиваемой жидкости или при возникновении иной технологической необходимости.

4. Устройство для импульсно-волновой обработки продуктивного пласта, содержащее входной и выходной трубопроводы, трубку Вентури и резонатор, отличающееся тем, что на входе в трубку Вентури установлена завихряющая камера, а резонатор расположен на конце выходного трубопровода и выполнен прямоточным в виде металлического кольца с металлическими стержнями, расположенными параллельно оси устройства, а не в виде стакана.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности, к гидрокавитационной обработке продуктивных пластов и фильтров скважин. Устройство содержит корпус с входным штуцером и кавитаторы, сопла которых направлены на обрабатываемую поверхность скважин, ротор с крыльчаткой и два шнека.

Способ освоения и эксплуатации скважин и компоновка внутрискважинного оборудования для его осуществления // 2559999

Группа изобретений относится к области горного дела и, в частности, к нефтедобывающей промышленности и может быть использована при эксплуатации скважин. Технический результат - повышение надежности эксплуатации скважины.

Способ восстановления обводненной скважины // 2558837

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к восстановлению обводненной скважины и, в частности, к восстановлению обводненной скважины, верхняя часть которой расположена в заглинизированном низкотемпературном терригенном коллекторе вблизи многолетнемерзлых пород.

Способ интенсификации добычи углеводородов // 2555977

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для интенсификации добычи углеводородов, в частности нефти или газоконденсата, в скважинах - повышения коэффициента их извлечения из продуктивного пласта за счет обработки призабойной зоны этого пласта, вскрытого скважинами, участвующими в разработке пласта.

Способ и устройство для возбуждения волнового поля на забое нагнетательной скважины // 2555738

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и предназначена для повышения нефтеотдачи продуктивных пластов. Способ возбуждения волнового поля на забое нагнетательной скважины заключается в том, что плоскую стесненную струю жидкости подают непрерывно из щелевого сопла на носик клина.

Способ разработки обводненных залежей нефти свч электромагнитным воздействием (варианты) // 2555731

Группа изобретений относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использована для повышения нефтеотдачи пласта при разработке обводненных залежей с вязкой нефтью и битума на поздней стадии разработки.

Способ обработки и очистки призабойной зоны скважины и устройство для его осуществления // 2555718

Группа изобретений относится к нефтедобывающей отрасли, в частности к увеличению притока нефти на добывающих скважинах и приемистости нагнетательных скважин. Способ включает формирование компрессионного перепада давления между призабойной зоной пласта и полостью насосно-компрессорных труб путем закачки флюида, стравливание давления при передвижении флюида из призабойной зоны к дневной поверхности, создание периодических импульсов давления в призабойной зоне пласта, повторение этапов стравливания и создания импульсов давления; контроль за этими этапами.

Способ добычи метана из угольных пластов // 2554611

Изобретение относится к области добычи метана в зоне угольных пластов. Технический результат - увеличение добычи угольного метана, уменьшение энергозатрат, повышение безопасности и экологичности процесса.

Устройство для освоения пласта скважины // 2553798

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при освоении скважины в процессе ее эксплуатации с целью повышения продуктивности скважины.

Устройство для импульсной закачки жидкости в пласт // 2553687

Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений для импульсной закачки жидкости в пласт.

Осциллятор для бурильной колонны // 2565316

Изобретение относится к гидравлическим приводам для вращательного бурения, размещаемым в скважинах, в частности к осцилляторам для бурильной колонны, предназначенным для создания гидромеханических импульсов, воздействующих на бурильную колонну.

Способ и устройство для возбуждения волнового поля на забое нагнетательной скважины // 2555738

Способ добычи метана из угольных пластов // 2554611

Устройство для закачки жидкости в нагнетательную скважину // 2548286

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено в системе поддержания пластового давления. Устройство включает полый корпус с крышкой, в которой выполнены каналы подачи рабочего агента, и дном с выпускным каналом, расположенным в нем концентрично и имеющем площадь поперечного сечения, большую площади поперечного сечения канала подачи рабочего агента для сообщения полости корпуса с призабойной зоной скважины, подвижный рабочий орган, который образует с корпусом рабочие камеры.

Устройство для генерирования регулируемых гидродинамических волн в добывающей скважине // 2547880

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеизвлечения из продуктивных пластов при их эксплуатации скважинными штанговыми глубинно-насосными установками.

Способ и устройство для генерирования волнового поля на забое нагнетательной скважины с автоматической настройкой постоянной частоты генерации // 2544201

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для повышения нефтеотдачи продуктивных пластов. Способ генерирования волнового поля на забое нагнетательной скважины с автоматической настройкой постоянной частоты генерации заключается в формировании колебаний давления в потоке жидкости, закачиваемой в продуктивный пласт по насосно-компрессорной трубе (НКТ) путем ее прокачивания через струйный резонатор Гельмгольца (СРГ).

Способ и устройство для генерирования волнового поля на забое нагнетательной скважины с автоматической настройкой резонансного режима генерации // 2544200

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и предназначена для повышения нефтеотдачи продуктивных пластов. Способ генерирования волнового поля на забое нагнетательной скважины с автоматической настройкой резонансного режима генерации заключается в формировании колебаний давления в потоке жидкости, закачиваемой в продуктивный пласт по насосно-компрессорным трубам (НКТ), путем ее прокачивания через струйный резонатор Гельмгольца (СРГ).

Ротационный гидравлический вибратор // 2542015

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может использоваться и в других отраслях для импульсно-ударного воздействия в скважине на продуктивные пласты с целью интенсификации отбора нефти, газа артезианской воды или увеличения приемистости нагнетательных скважин.

Способ и устройство для генерирования волнового поля на забое нагнетательной скважины с постоянной частотой генерации при изменяющемся пластовом давлении // 2540746

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для повышения нефтеотдачи продуктивных пластов. Представлен способ генерирования волнового поля на забое нагнетающей скважины и настройки струйного резонатора Гельмгольца на поддержание постоянной частоты колебаний давления в потоке жидкости, нагнетаемой в пласт, при изменении пластового давления.

Забойный пульсатор // 2539087

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к устройствам для воздействия на продуктивный пласт. Устройство для гидроударного воздействия на пласт в составе колонны насосно-компрессорных труб включает гидроцилиндр с переводником, плунжер с радиальными отверстиями, подпружиненный толкатель с кольцевой проточкой и кольцевой поршень.

Устройство для обработки призабойной зоны пласта и освоения скважины // 2568457

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для обработки призабойной зоны пласта и освоения скважины. Устройство для обработки призабойной зоны пласта и освоения скважины включает спущенную в скважину колонну труб со стоп-муфтой на конце, оснащенной отверстием, а также клапан-поршень. Клапан-поршень состоит из корпуса с манжетой и запорным элементом снизу. Колонна труб образует с эксплуатационной колонной скважины затрубное пространство. Клапан-поршень установлен в колонне труб с возможностью осевого перемещения до взаимодействия со стоп-муфтой и перекрытия отверстия стоп-муфты запорным элементом клапан-поршнем. Стоп-муфта снизу оснащена хвостовиком с размещенным на нем пакером. При этом пакер имеет возможность посадки над пластом в эксплуатационной колонне с разобщением затрубного и подпакерного пространств скважины. В хвостовике выше пакера выполнены отверстия, в которых жестко зафиксированы патрубки, сообщающие затрубное пространство скважины с соплом, концентрично размещенным в хвостовике. Причем в хвостовике напротив сопла выполнена камера низкого давления, которая посредством внутреннего пространства хвостовика соединена с подпакерным пространством скважины. В хвостовике над соплом установлен эжектор. Корпус клапана-поршня оснащен тремя опорными кольцами, выполненными в виде наружных цилиндрических выборок. Причем два опорных кольца загумированы в манжету, а одно опорное кольцо загумировано в запорный элемент. Манжета выполнена самоуплотняющейся двухстороннего действия, а запорный элемент клапана-поршня выполнен в виде резиновой пробки, имеющей возможность герметичного взаимодействия с отверстием ступ-муфты. Техническим результатом является повышение эффективности обработки призабойной зоны пласта и надежности работы клапана-поршня, повышение эффективности очистки призабойной зоны в скважинах с низким пластовым давлением. 3 ил.