Спосіб відновлення нафтової або газової свердловини на пізній стадії експлуатації

1. Спосіб відновлення газової або нафтової свердловини на пізній стадії експлуатації, який включає вирізання вікна в експлуатаційній колоні вище покрівлі продуктивного пласта, через яке здійснюють буріння похилого стовбура свердловини за зону кольматації з використанням бурового розчину, який містить флюїди, який відрізняється тим, що перед бурінням похилого стовбура визначають конфігурацію контур у відносної проникності продуктивного пласта навколо свердловини за радіальними напрямками і напрямками переважного руху флюїдів, які видобуваються, до свердловини, напрямок буріння похилого стовбура свердловини визначають за азимутом всередині кута між радіальним напрямком переважного руху U 2 (19) 1 3 25333 розчину, який містить флюїди. Буровий розчин приготовляють з використанням композитних розчинів на нафтовій основі, рецептуру яких підбирають на основі аналізу керна з найближчої вертикальної свердловини даної дільниці. Збігаються з суттєвими ознаками відомого способу вирізання вікна в експлуатаційній колоні вище покрівлі продуктивного пласта, через яке здійснюють буріння похилого стовбура свердловини за зону кольматації з використанням бурового розчину, який містить флюїди. За відомим способом відновлення газової або нафтової свердловини на пізній стадії експлуатації розкриття продуктивного пласта з використанням похилого стовбура свердловини відбувається при недостатньому їх кінцевому контакті, що знижує ефективність роботи свердловини. В основу корисної моделі поставлена задача вдосконалення способу відновлення газової або нафтової свердловини на пізній стадії експлуатації, в якому шляхом зміни операцій покращено кінцевий контакт похилого стовбура свердловини і продуктивного пласта, чим підвищено ефективність роботи свердловини. Ця задача вирішується тим, що у способі відновлення газової або нафтової свердловини на пізній стадії експлуатації, який містить вирізання вікна в експлуатаційній колоні вище покрівлі продуктивного пласта, через яке здійснюють буріння похилого стовбура свердловини за зону кольматації з використанням бурового розчину, який містить флюїди, згідно з корисною моделлю перед бурінням похилого стовбура визначають конфігурацію контуру відносної проникності продуктивного пласта навколо свердловини за радіальними напрямками і напрямки переважного руху флюїдів, які видобуваються, до свердловини, напрямок буріння похилого стовбура свердловини визначають за азімутом всередині кута між радіальним напрямком переважного руху флюїдів і ближнім до нього радіальним напрямком пониженої проникності. Крім того, конфігурацію контуру відносної проникності продуктивного пласта визначають за результатами геологічних досліджень і досліджень при будівництві свердловини з урахуванням кольматації. Крім того, мінімальну відстань наближення ділянки стовбура похилої свердловини, на якій здійснюють повторне розкриття продуктивного пласта, до ділянки експлуатаційної колони, на якій проведено перше розкриття продуктивного пласта визначають як суму максимального радіусу області кольматації навколо експлуатаційної колони, який визначають експериментальним і/або розрахунковим способом, та радіусу прогнозного формування області кольматації навколо стовбура похилої свердловини, який визначають за розмірами і часу утворення області кольматації навколо експлуатаційної колони і часу проектної експлуатації свердловини. Сукупність наведених основних ознак способу відновлення газової або нафтової свердловини на пізній стадії експлуатації забезпечує орієнтацію похилого стовбура свердловини у напрямку найбільш вірогідного залягання залишків флюїдів, 4 покращує умови розкриття і ефективної роботи свердловини. На Фіг. схематично зображено привибійну зону свердловини. Експлуатаційна колона 1 видобувної свердловини розташована в неоднорідному пласті біля зони пониженої проникності 2. Навколо експлуатаційної колони 1 розташований контур відносної проникності 3 продуктивного пласта і напрямки переважного руху флюїдів, позначені векторами 4 і об'єднані контуром 5. Радіальний напрямок 6 переважного руху флюїдів і ближній до нього радіальний напрямок 7 пониженої проникності утворюють кут a. Спосіб здійснюють таким чином. Перед бурінням похилого стовбура визначають конфігурацію контуру відносної проникності 3 продуктивного пласта навколо свердловини за радіальними напрямками, для чого використовують дані геологічних досліджень і досліджень при будівництві свердловини з урахуванням кольматації. Виявлена зона пониженої проникності 2 вказує на місце розташування неоднорідності пласта, яка суттєво впливає на рух флюїдів при їх видобутку. Визначають напрямки за векторами 4 переважного руху флюїдів, які видобуваються, до експлуатаційної колони 1 свердловини. Ці напрямки у нафтовому родовищі, яке розробляють з використанням нагнітальних свердловин, близькі до напрямків підвищеного пластового тиску, зв'язаного з поступовим наближенням водонафтового контакту. У газовому та газоконденсатному родовищі зони підвищеного пластового тису і напрямки переважного руху флюїдів визначають з використанням більшого числа різноманітних факторів, до яких включають динаміку видобутк у продукції і пластовий тиск у свердловині порівняно з навколишніми свердловинами, як варіант, дані акустичних і температурних досліджень продуктивного пласта тощо. Незалежно від виду продукції і способу її видобутку біля свердловини на пізній стадії експлуатації існують „промиті" зони або зони з достатньо високою проникністю, з яких вилучені основні запаси продукції. За отриманими даними будують контур 5, відмічають напрямок 6 переважного руху флюїдів і напрямок 7 пониженої проникності, між якими в межах кута a визначають напрямок буріння похилого стовбура свердловини за азімутом. Таким чином відновлення газової або нафтової свердловини проводять із залученням у розробку таких ділянок продуктивного пласта, які знаходяться поблизу області інтенсивного вилучення флюїдів і з порівняно більшою вірогідністю зберегли запаси флюїдів, вилучення яких має економічну доцільність. Крім того, мінімальну відстань наближення ділянки стовбура похилої свердловини до експлуатаційної колони визначають як суму максимального радіусу області кольматації навколо експлуатаційної колони та радіусу прогнозного формування області кольматації навколо стовбура похилої свердловини. Запропонований спосіб підвищує ефективність відновлення газової або нафтової свердловини на 5 25333 пізній стадії експлуатації і ефективність вилучення Комп’ютерна в ерстка Л. Купенко 6 залишкових запасів продукції з родовища. Підписне Тираж 26 прим. Міністерство осв іт и і науки України Держав ний департамент інтелектуальної в ласності, вул. Урицького, 45, м. Київ , МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут промислов ої в ласності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601