RU2128770C1

RU2128770C1 - Method for treating bottom-hole zone of bed

Info

Publication number: RU2128770C1
Application number: RU94022621/03A
Authority: RU
Inventors: В.П. Дыбленко; Е.Ю. Марчуков; И.А. Туфанов; Р.Я. Шарифуллин
Original assignee: Дыбленко Валерий Петрович; Марчуков Евгений Ювенальевич; Туфанов Илья Александрович; Шарифуллин Ришат Яхиевич
Priority date: 1994-04-27
Filing date: 1994-07-27
Publication date: 1999-04-10
Also published as: PE46196A1; AU6900594A; WO1995029322A1

Abstract

FIELD: oil and gas production industry. SUBSTANCE: method is used in completing and cleaning of wells. At first stage of treating cycle, bottom-hole pressure is raised. In this case, pressure level is limited by value of bed hydraulic fracturing pressure. Bottom-hole pressure is maintained during period of time required for obtaining piezometric curve which is monitored according to stabilization of flow rate. After repressuring, bottom-hole pressure is quickly reduced below bed pressure level. This is achieved by opening of annular space and actuation of jet pump. At bottom-hole pressure lowered below bed pressure level, undertaken is vibration-wave treatment by means of hydrodynamic generator with vibration displacement of oil reservoir to more than 0.1 of average diameter of pore passages and vibration acceleration higher than 0.1 of free fall acceleration. As bottom-hole zone is being cleaned, transmission of pressure pulsing deeper in bed is increased. Despite gradual reduction of depressuring value, simultaneously increasing is radius of zone subjected to depressuring and radius of treatment as well. Method is recommended for use in completing and cleaning of wells especially of wells which are operated in difficult conditions of development, and also of inclined and inclined-horizontal wells. Aforesaid method is characterized by high efficiency of cleaning wells operated in complicated conditions of developing oil deposits and also by possibility of efficient treating inclined and inclined-horizontal wells. EFFECT: higher efficiency. 5 cl, 2 dwg

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при освоении и очистке скважин, в особенности скважин, эксплуатируемых в осложненных условиях разработки, а также наклонных и наклонно-горизонтальных скважин. The invention relates to the oil and gas industry and can be used in the development and cleaning of wells, in particular wells operated in difficult development conditions, as well as deviated and deviated horizontal wells.

Известен способ обработки призабойной зоны скважины (патент США N 3520362, кл. 166-249, опубл. 1970 г.). A known method of processing the bottom-hole zone of the well (US patent N 3520362, CL 166-249, publ. 1970).

Недостатком известного способа является низкая эффективность очистки скважин. The disadvantage of this method is the low efficiency of well cleaning.

Известен способ обработки призабойной зоны пласта, включающий виброволновое воздействие и изменение давления (Гадиев С.М. Использование вибрации в добыче нефти. М., Недра, 1977 г., стр. 117-118). A known method of processing the bottom-hole zone of the formation, including the vibratory effect and pressure change (Gadiev S. M. Use of vibration in oil production. M., Nedra, 1977, pp. 117-118).

Недостатком известного способа является низкая эффективность очистки призабойной зоны скважин, эксплуатируемых в осложненных условиях разработки. The disadvantage of this method is the low cleaning efficiency of the bottom-hole zone of wells operated in complicated development conditions.

Задачей изобретения является повышение эффективности способа за счет уменьшения уноса частиц загрязняющего материала вглубь пласта, создания наиболее благоприятных условий для удаления загрязнений по геолого-физическим условиям и категориям скважин. The objective of the invention is to increase the efficiency of the method by reducing the ablation of particles of contaminant material deep into the reservoir, creating the most favorable conditions for removing contaminants according to the geological and physical conditions and categories of wells.

Поставленная задача достигается тем, что в способе обработки призабойной зоны пласта, включающем виброволновое воздействие и изменение давления, согласно изобретению давление на забое скважины снижают до значения ниже пластового с одновременным виброволновым воздействием, а при повышении давления его величину ограничивают давлением гидроразрыва пласта. The problem is achieved in that in the method for treating the bottom-hole formation zone, including vibrating the microwave and changing the pressure, according to the invention, the pressure at the bottom of the well is reduced to a value below the formation with simultaneous vibrating, and when the pressure is increased, its value is limited by the pressure of the hydraulic fracturing.

Помимо этого возможно, что:
а) виброволновое воздействие осуществляют с вибросмещением нефтяного коллектора не менее 0,1 величины среднего диаметра поровых каналов и с виброускорением не менее 0,1 величины ускорения свободного падения, при этом воздействие проводят до стабилизации отбора пластовой жидкости, при падении отбора пластовой жидкости цикл воздействия упругими колебаниями повторяют;
б) виброволновое воздействие осуществляют гидродинамическим генератором;
г) снижение давления на забое скважины осуществляют струйным насосом;
д) снижение давления на забое скважины осуществляют заполнением скважины газоводяной пеной, полученной на забое при использовании ее в качестве рабочей жидкости для гидродинамического генератора.In addition, it is possible that:
a) the microwave exposure is carried out with a vibration displacement of the oil reservoir of not less than 0.1 of the average diameter of the pore channels and with acceleration of not less than 0.1 of the acceleration of gravity, while the effect is carried out until stabilization of the formation fluid, with a drop in the selection of the formation fluid, the exposure cycle is elastic oscillations are repeated;
b) the vibrating microwave effect is carried out by a hydrodynamic generator;
g) pressure reduction at the bottom of the well is carried out by a jet pump;
d) the pressure at the bottom of the well is reduced by filling the well with gas-water foam obtained at the bottom when using it as a working fluid for a hydrodynamic generator.

По поводу виброволнового воздействия с вибросмещением нефтяного коллектора не менее 0,1 величины среднего диаметра поровых каналов и с виброускорением не менее 0,1 величины ускорения свободного падения можно сказать, что эти значения соответствуют энергетическому порогу проявления вибрационных эффектов: снижения эффективной вязкости структурированных кольматантов, отрыва жидких и механических кольматирующих частиц от стенок поровых каналов и вовлечения их в фильтрацию, изменения относительных проницаемостей фаз и устранения блокирующего влияния защемленных фаз газа, нефти и воды в пористой среде, вовлечение в фильтрацию низкопроницаемых, "застойных" зон коллектора за счет ускорения процессов капиллярной пропитки гравитационно-капиллярной сегрегации. Диапазон частот вибровоздействия в 1-700 Гц определен исходя из необходимости достижения максимального радиуса глубины обработки призабойной зоны, где одновременно достигаются в среде коллектора критические параметры виброускорения и вибросмещения. Regarding the microwave exposure with vibration displacement of the oil reservoir of at least 0.1 of the average diameter of the pore channels and with acceleration of at least 0.1 of the acceleration of gravity, we can say that these values correspond to the energy threshold for the manifestation of vibration effects: decrease in the effective viscosity of structured colmatants, separation liquid and mechanical clogging particles from the walls of the pore channels and their involvement in the filtration, changes in the relative permeabilities of the phases and eliminate blockage guide influence clamped gas phases, oil and water in a porous medium, low permeability filter involvement, "stagnant" areas of the collector due to acceleration of impregnation processes capillary gravitational segregation capillary. The range of vibration frequencies of 1-700 Hz is determined on the basis of the need to achieve the maximum radius of the depth of the bottomhole treatment zone, where critical parameters of vibration acceleration and vibration displacement are simultaneously achieved in the collector medium.

На фигуре 1 показано устройство для осуществления способа;
на фигуре 2 приведено распределение давления по радиусу призабойной зоны в различные моменты времени в процессе обработки.The figure 1 shows a device for implementing the method;
the figure 2 shows the pressure distribution along the radius of the bottom-hole zone at various points in time during processing.

Устройство содержит обсадную колонну 1 скважины, перфорационные каналы 2 интервала перфорации, колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) 3, струйный насос 4, пакер 5, фильтр 6, гидродинамический генератор 7 колебаний давления. Между колонной НКТ 3 и обсадной колонной 1 имеется межтрубное пространство 8. The device comprises a well casing 1, perforation channels 2 of the perforation interval, tubing string 3, a jet pump 4, a packer 5, a filter 6, a hydrodynamic generator 7 of pressure fluctuations. Between the tubing string 3 and the casing 1 there is an annulus 8.

Способ осуществляют следующим образом. The method is as follows.

На начальном этапе цикла обработки через спущенные до забоя трубы НКТ 3 со струйным насосом 4 и гидродинамическим генератором 7 при закрытом затрубе или через межтрубное пространство 8 с помощью насосных агрегатов в умеренном темпе производят повышение давления на забое скважины путем нагнетания жидкости (реагента) в пласт, то есть создают репрессию. Уровень давления при этом ограничивают величиной давления гидроразрыва пласта, а при нагнетании через межтрубное пространство 8 (при условии хорошего состояния обсадной колонны) устьевое давление может достигать 30 МПа. Давление на забое поддерживают в течение времени, необходимого для установления пьезометрической кривой - распределения давления в призабойной зоне (условно показано на фиг. 2, кривая 1), что контролируют по стабилизации расхода. При этом образуется высокий потенциальный запас упругой энергии сжатия жидкости и породы в наиболее загрязненной области призабойной зоны. Поскольку при этом виброволновое воздействие еще не производится, то не происходит заметного уноса частиц кольматирующего материала вглубь пласта. После репрессии быстро снижают давление на забое ниже пластового, для чего открывают затруб и включают откачивающее устройство, в качестве которого используют струйный насос 4, спущенный на забой на подъемных трубах (НКТ) 3 вместе с пакером 5 и проточным гидродинамическим генератором 7 колебаний давления. При этом образование единой линии питания при помощи прокачиваемой с устья по НКТ 3 жидкости от насосного агрегата существенно упрощает выполнение способа. Кроме того, появляется как дополнительная, так и самостоятельная, без использования струйного насоса 4, возможность снижения забойного давления. При прокачке через гидродинамический генератор 7 водогазовой смеси за счет интенсивных вихревых и динамических процессов в генераторе наряду с упругими колебаниями продуцируется газоводяная пена, которая заполняет межтрубное пространство 8 скважины с изливом на устье. При этом создаются наиболее благоприятные условия как для извлечения загрязняющих жидких частиц из поровой среды коллектора, так и для их эффективного выноса по стволу скважины из-за высокой удерживающей способности пены. At the initial stage of the treatment cycle, through the tubing 3, down to the bottom, with a jet pump 4 and a hydrodynamic generator 7 with a closed annulus or through the annulus 8 using pump units at a moderate pace, the pressure at the bottom of the well is increased by injecting fluid (reagent) into the formation, that is, they create repression. The pressure level in this case is limited by the hydraulic fracturing pressure, and when injected through the annulus 8 (provided the casing string is in good condition), wellhead pressure can reach 30 MPa. The bottomhole pressure is maintained for the time necessary to establish a piezometric curve — the pressure distribution in the bottomhole zone (conventionally shown in Fig. 2, curve 1), which is controlled by flow rate stabilization. In this case, a high potential reserve of elastic energy of liquid and rock compression is formed in the most contaminated region of the bottomhole zone. Since this does not yet produce a vibrating microwave, there is no noticeable entrainment of the particles of the clogging material deeper into the formation. After repression, the pressure at the bottom is quickly reduced below the reservoir, for which the annulus is opened and a pumping device is turned on, which is used as a jet pump 4, lowered to the bottom on lifting pipes (tubing) 3 together with a packer 5 and a flow hydrodynamic generator 7 of pressure fluctuations. At the same time, the formation of a single supply line with the help of a fluid pumped from the mouth through the tubing 3 from the pump unit greatly simplifies the implementation of the method. In addition, there is both an additional and independent, without the use of a jet pump 4, the possibility of reducing bottom-hole pressure. When pumping a gas-water mixture through a hydrodynamic generator 7 due to intense vortex and dynamic processes, a gas-water foam is produced in the generator along with elastic vibrations, which fills the annulus 8 of the well with a spout at the wellhead. In this case, the most favorable conditions are created both for the extraction of polluting liquid particles from the pore medium of the reservoir, and for their effective removal along the wellbore due to the high holding capacity of the foam.

Струйный насос 4 и гидродинамический генератор 7 включают вместе с открыванием затруба и подачей оптимального расхода рабочей жидкости от насосного агрегата по НКТ 3. При снижении давления на забое ниже пластового производят воздействие. Виброволновое воздействие осуществляют с вибросмешением нефтяного коллектора больше 0,1 среднего диаметра поровых каналов и виброускорением, большим чем 0,1 ускорения свободного падения. Величина депрессии сразу после снижения давления до P открытия < P пластового будет составлять P депрес. = P закрытия - P открытия = 20-40 МПа и при применении гидродинамического генератора 7, создающего колебания давления существенной амплитуды, создаются благоприятные условия для отрыва кольматирующей корки с поверхности перфорационных каналов и выноса кольматанта и из наиболее загрязненной кольцевой области, непосредственно примыкающей к скважине. По мере очистки призабойной зоны и увеличения пьезопроводности, передача пульсаций давления от генератора 7 вглубь пласта "как по жидкости" увеличится и хотя величина депрессии постепенно будет снижаться, но одновременно увеличивается и радиус охваченной депрессией зоны и радиус обработки (см. последовательно кривые 2 и 3 в моменты времени t₂ и t₃). С учетом того, что прочность сцепления кольматанта с коллектором убывает с увеличением расстояния от скважины, то поддерживается высокая эффективность удаления загрязняющего материала по всей глубине призабойной зоны. После снижения накопленного при репрессии запаса упругой энергии в момент времени t₄ (фиг. 2, кривая 4), будет производиться очистка и более глубоких зон, за счет "включения" пластового давления и притока жидкости уже из пласта. При закачке в режиме создания депрессии через НКТ 3 водогазовой смеси, приготавливаемой на устье с использованием насосного агрегата, и компрессора, на выходе гидродинамического генератора 7 образуется газоводяная пена и заполняет межтрубное пространство 8 с изливом на устье. Происходит добавочное снижение давления на забой. Из-за высокой удерживающей способности пены извлекаемые из пласта кольматирующие частицы эффективно выносятся из скважины потоком пены. Применение пены позволяет создавать режим депрессии без использования пакера 5 и струйного инжектора 4. В этом случае способ может успешно применяться в наклонных и наклонно-горизонтальных скважинах, где операции посадки пакера 5 сильно затруднены. Закачку пены в пласт можно осуществлять также в режиме репрессии (после заполнения скважины пеной). В этом случае из-за проникновения в коллектор газа и его сжатия запас упругой энергии и время ее истощения при последующей депрессии увеличиваются, что также повышает глубину и эффективность очистки. В случае пониженной проницаемости пласта (0,1 мкм и ниже), а также в осложненных условиях такие операции, как предварительное создание репрессии, виброволновое воздействие в условиях депрессии циклически повторяют. Время каждого цикла и их количество выбирают для каждой конкретной скважины в зависимости от величины радиуса загрязненной зоны, проницаемости, толщины пласта, величины создаваемой депрессии и мощности генератора 7. В случае сильной загрязненности в качестве рабочей жидкости, циркулирующей по межтрубному пространству, или при закачке в пласт через генератор колебаний используют различные реагенты: нефть, воду, растворы поверхностно-активных веществ, кислоты, растворители или их смеси, например соляную кислоту, глинокислоту, толуол, нефрас и др. При этом за счет интенсивного физико-химического взаимодействия реагентов с насыщенной пористой средой пласта и кольматантом в поле упругих колебаний происходит увеличение фильтрационных характеристик коллектора. При образовании газоводяной пены в водогазовую смесь добавляют небольшие количества пенообразующих и пеностабилизирующих веществ. Контроль за процессом очистки и его эффективностью может производиться по количеству взвешенных частиц (КВЧ) в отобранных пробах и расходу извлекаемой жидкости. При стабилизации расхода и отсутствии КВЧ в пробах, обработку прекращают. Окончательная эффективность обработки оценивается по результатам последующих гидродинамических и геофизических исследований. Ниже приведен конкретный пример реализации способа: имеется нефтедобывающая скважина с 5-дюймовой обсадной колонной, глубина интервала перфорации 2600 м, пластовое давление 25 МПа, плотность пластовой нефти 650 кг/куб. м, обводненность пластовой жидкости 50%, плотность пластовой воды 1100 кг/куб. м, вязкость нефти 2,5 МПа•сек, газовый фактор 50 куб.м/куб.м. Дебит пластовой жидкости в результате загрязнения призабойной зоны снизился с 80 до 20 куб.м/сут. при забойном давлении 18 МПа.The jet pump 4 and the hydrodynamic generator 7 are turned on together with the opening of the annulus and the supply of the optimum flow rate of the working fluid from the pumping unit through the tubing 3. When pressure is reduced at the bottom of the face below the reservoir, an effect is made. Vibration exposure is carried out with vibration mixing of the oil reservoir more than 0.1 of the average diameter of the pore channels and vibration acceleration greater than 0.1 acceleration of gravity. The magnitude of depression immediately after the pressure drops to P opening <P reservoir will be P depress. = P closing - P opening = 20-40 MPa, and when using a hydrodynamic generator 7, which creates pressure fluctuations of significant amplitude, favorable conditions are created for tearing the matting crust from the surface of the perforation channels and removing the colmatant and from the most contaminated annular region directly adjacent to the well. As the bottom-hole zone is cleaned and the piezoconductivity increases, the transfer of pressure pulsations from the generator 7 deep into the reservoir “as if by liquid” will increase and although the magnitude of the depression will gradually decrease, the radius of the zone covered by the depression and the radius of treatment will also increase (see successively curves 2 and 3 at times t ₂ and t ₃ ). Considering that the adhesion strength of the colmatant to the collector decreases with increasing distance from the well, the high efficiency of removing contaminant material along the entire depth of the bottomhole zone is maintained. After reducing the stock of elastic energy accumulated during repression at time t ₄ (Fig. 2, curve 4), deeper zones will also be cleaned up by “turning on” the reservoir pressure and the influx of fluid from the reservoir. When injection in the mode of creating depression through tubing 3 water-gas mixture prepared at the mouth using a pump unit, and a compressor, gas-water foam is formed at the outlet of the hydrodynamic generator 7 and fills the annulus 8 with a spout at the mouth. An additional decrease in pressure on the face occurs. Due to the high holding power of the foam, the fouling particles recovered from the formation are effectively carried out of the well by the foam stream. The use of foam allows you to create a depression mode without the use of packer 5 and jet injector 4. In this case, the method can be successfully applied in deviated and deviated horizontal wells, where the landing operations of packer 5 are very difficult. Foam injection into the formation can also be carried out in the repression mode (after filling the well with foam). In this case, due to the penetration of the gas into the collector and its compression, the supply of elastic energy and the time of its depletion during the subsequent depression increase, which also increases the depth and efficiency of cleaning. In the case of reduced permeability of the formation (0.1 μm and below), as well as in complicated conditions, operations such as the preliminary creation of repression, the microwave exposure in conditions of depression are cyclically repeated. The time of each cycle and their number is selected for each particular well depending on the size of the radius of the contaminated zone, permeability, thickness of the reservoir, the magnitude of the generated depression and the power of the generator 7. In the case of severe contamination, the quality of the working fluid circulating through the annulus, or when injected into the reservoir through the oscillation generator use various reagents: oil, water, solutions of surfactants, acids, solvents or mixtures thereof, for example hydrochloric acid, clay, toluene, nef Al and others. Thus, due to the intensive physical-chemical interaction of the reactants with a saturated porous medium reservoir and colmatant in the field of elastic vibrations is increased manifold filtration characteristics. During the formation of gas-water foam, small amounts of foaming and foam-stabilizing substances are added to the gas-water mixture. The cleaning process and its effectiveness can be controlled by the number of suspended particles (EHF) in the selected samples and the flow rate of the recovered fluid. When the flow rate is stabilized and there is no EHF in the samples, processing is stopped. The final processing efficiency is estimated by the results of subsequent hydrodynamic and geophysical studies. The following is a specific example of the implementation of the method: there is an oil well with a 5-inch casing string, the depth of the perforation interval is 2600 m, reservoir pressure is 25 MPa, reservoir oil density is 650 kg / cu. m, the water cut of the formation fluid is 50%, the density of the formation water is 1100 kg / cu. m, oil viscosity 2.5 MPa • s, gas factor 50 cubic meters / cubic meter. The rate of formation fluid as a result of contamination of the bottom-hole zone decreased from 80 to 20 cubic meters per day. at bottomhole pressure of 18 MPa.

Для обработки в скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб диаметром 2,5" с установленными на ней струйным насосом, пакером и гидродинамическим генератором. Струйный насос, а также генератор конструкции "АРМ-МЕЦИТ", устанавливают внутри НКТ. Гидродинамический генератор не имеет движущихся механических узлов, износоустойчив и генерирует низкочастотные колебания с амплитудой 4-6 МПа при расходе рабочей жидкости 4-5 куб.дм/сек. Глубина установки насоса - 2580 м, пакера - 2585 м, генератора - 2605 м. Характеристики струйного насоса, рассчитанные в соответствии с условиями скважины по специальной компьютерной программе, разработанной авторами предлагаемого изобретения, следующие: рабочая жидкость - пластовая вода, отношение площадей сопла и камеры смешения 0,46 коэффициент инжекции 0,4, давление закачки рабочей жидкости на устье 20 МПа, расход рабочей жидкости 10 куб.дм/сек. For processing, a 2.5 "diameter tubing string with a jet pump, packer and hydrodynamic generator installed on it is lowered into the well. The jet pump, as well as the ARM-METSIT design generator, are installed inside the tubing. The hydrodynamic generator has no moving mechanical nodes, wear-resistant and generates low-frequency oscillations with an amplitude of 4-6 MPa at a flow rate of 4-5 cubic dm / s, the depth of the pump is 2580 m, the packer is 2585 m, the generator is 2605 m. e in accordance with the conditions of the well according to a special computer program developed by the authors of the proposed invention, the following: working fluid - produced water, the ratio of the areas of the nozzle and the mixing chamber 0.46 injection coefficient 0.4, the injection pressure of the working fluid at the mouth of 20 MPa, the working flow liquids 10 cubic dm / sec.

После установки пакера подъемную колонну обвязывают с устьевым насосным агрегатом (4АН-700), и производят закачку рабочей жидкости при закрытом затрубе. Закачку ведут с небольшим расходом в течение 1,5 часа и давление на забое повышается до 40 МПа. Затем затруб открывают и расход рабочей жидкости через НКТ повышают до 15 куб.дм/сек при давлении 20 МПа. Давление на забое при работе струйного насоса и генератора снижается до 9 МПа. Значение перепада давления между пластом и забоем первое время составляет 30 МПа, а затем падает до значения 16 МПа. В этом режиме обработку продолжают 1 час. Частота работы генератора 40 Гц, глубина зоны обработки, где одновременно достигаются критические значения виброускорения и вибросмещения, при этом составляет 4-5 м. Затруб снова закрывают и на забое в течение часа поднимается давление до 35 МПа, а затем при открытом затрубе вновь повторяется в условиях депрессии виброволновое воздействие. After installing the packer, the lifting column is tied with a wellhead pump unit (4AN-700), and the working fluid is pumped with a closed annulus. The injection is carried out with a small flow rate for 1.5 hours and the pressure at the bottom increases to 40 MPa. Then the annulus is opened and the flow rate of the working fluid through the tubing is increased to 15 cubic dm / s at a pressure of 20 MPa. Downhole pressure during the operation of the jet pump and generator is reduced to 9 MPa. The value of the pressure drop between the reservoir and the bottom of the first time is 30 MPa, and then drops to a value of 16 MPa. In this mode, processing lasts 1 hour. The frequency of the generator is 40 Hz, the depth of the processing zone, where the critical values of vibration acceleration and vibration displacement are simultaneously achieved, is 4-5 m. The annulus is closed again and the pressure rises to 35 MPa within an hour, and then repeats in the open annulus conditions of depression vibrating microwave exposure.

Следующий цикл обработки проводят с закачкой водогазовой смеси через НКТ. Для этого через обратный клапан ко входу в НКТ подключают компрессор (типа СД9-101) и производят закачку смеси воздуха и воды до появления на выкиде из затруба пены. После этого вход в НКТ закрывают и производят закачку пены в пласт через затруб с небольшим расходом в течение получаса, после чего затруб пускают на выход в желобную емкость через сепаратор, а через НКТ проводят закачку водогазовой смеси с включением струйного насоса и генератора при давлении насосного агрегата 9,5 МПа и расходе воды 3-4 дм/сек. По окончании обработки скважину компрессируют. The next treatment cycle is carried out with the injection of the water-gas mixture through the tubing. For this, a compressor (type SD9-101) is connected to the tubing inlet through a non-return valve and the mixture of air and water is pumped until foam appears on the outflow from the annulus. After that, the entrance to the tubing is closed and the foam is injected into the formation through the annulus with a low flow rate for half an hour, after which the annulus is released into the trough through the separator, and the water-gas mixture is pumped through the tubing with the inclusion of the jet pump and generator at the pressure of the pump unit 9.5 MPa and a water flow rate of 3-4 dm / s. At the end of the treatment, the well is compressed.

В результате проведенных операций производительность скважины повышается до 60 тонн/сут. As a result of the operations, the productivity of the well rises to 60 tons / day.

Преимущества метода:
- высокая эффективность очистки скважин, эксплуатируемых в осложненных условиях разработки нефтяных месторождений;
- возможность эффективной обработки наклонных и наклонно-горизонтальных скважин.Advantages of the method:
- high cleaning efficiency of wells operated in complicated conditions of oil field development;
- the ability to effectively treat deviated and deviated horizontal wells.

Claims

1. The method of processing the bottom-hole zone of the formation, including the vibrating effect and the change in pressure, characterized in that the pressure on the bottom of the well is reduced below the formation with simultaneous microwave action, and when the pressure increases, its value is limited by the pressure of the hydraulic fracturing.

2. The method according to claim 1, characterized in that the vibrating microwave effect is carried out with a vibration displacement of the oil reservoir of not less than 0.1 of the average diameter of the pore channels and with acceleration of not less than 0.1 of the acceleration of gravity, while the effect is carried out until stabilization of formation fluid, with a fall in the selection of reservoir fluid, the cycle of exposure to elastic vibrations is repeated.

3. The method according to claim 1, characterized in that the microwave action is carried out at a frequency of 1 to 700 Hz.

4. The method according to claim 1, characterized in that the vibrating microwave effect is carried out by a hydrodynamic generator.

5. The method according to p. 1, characterized in that the pressure reduction at the bottom of the well is carried out by a jet pump.

6. The method according to claim 1 or 4, characterized in that the pressure is reduced at the bottom of the well by filling the well with gas-water foam obtained at the bottom when using it as a working fluid for a hydrodynamic generator.