На месторождениях севера Западной Сибири фонд находящихся в консервации газовых и газоконденсатных скважин составляет более семи тысяч единиц, включая «брошенные» скважины при распаде СССР (большей частью геологоразведочные). Наличие такого количества скважин, которые длительное время (30 лет и более) находятся в бездействии, колонны и внутрискважинное оборудование которых корродируют, а остаточный ресурс надежности которых катастрофически снижается, является реальной угрозой загрязнения окружающей природной среды.

Особенностью расконсервации разведочных скважин является отсутствие информации и материалов по многим законсервированным скважинам. Поэтому о достоверности места установки мостов и их количестве, а также о составе технологических растворов, заполняющих ствол скважины, судить не представляется возможным. Особенно это касается старых разведочных скважин, пробуренных 30-40 лет назад и «брошенных» своими заказчиками.

Данное обстоятельство подтверждает опыт расконсервации скважины № Р-707, пробуренной ОАО «Уренгойнефтегазгеология» для разведки юрских отложений Уренгойкого месторождения в феврале 1991 года. При техническом освидетельствовании ствола скважины было обнаружено, что фактическое месторасположение мостов оказалось ниже отметок, зафиксированных в деле при ее консервации. Так как ПЗП была загрязнена используемым при консервации тяжелым глинистым раствором, который глубоко проник в пласт и ухудшил фильтрационно-емкостные характеристики ПЗП, освоение затянулось на срок более 3-х месяцев.

В случае, когда скважина законсервирована путем отсечения продуктивного пласта от устья скважины с помощью цементного моста рекомендуется следующая технология. При расконсервации таких скважин проводятся работы по восстановлению сообщения продуктивного пласта с устьем скважины, в частности, по разбуриванию цементного моста, очистке ствола и призабойной зоны пласта (ПЗП) от технологического раствора и остатков цементного моста методами интенсификации, например, кислотными обработками или дополнительной перфорации, освоению скважины. Однако очистить ПЗП, закольматированную технологическим и цементным растворами, или преодолеть ее не всегда удается. В результате расконсервированная скважина не выходит на проектный режим эксплуатации или ее вообще невозможно освоить.

Практика показывает, что наиболее распространенным способом восстановления работоспособности законсервированных скважин является вторичная перфорация (реперфорация) эксплуатационной колонны перфораторами большой мощности (типа ПКС-105) с последующей кислотной обработкой ПЗП и освоением скважины. Однако имеющиеся экспериментальные данные показывают, что возможности регулирования фильтрационных свойств на этапе вскрытия пластов перфорацией невелики. При оптимальных условиях перфорации продуктивность снижается до 30 % от первоначальной, а при неудовлетворительных она может составить менее 1 %. Это обусловлено тем, что, помимо ухудшения фильтрационных свойств пласта, вокруг каждого перфорационного канала образуется блокированная зона, равная примерно 4 см., в которой снижение проницаемости в среднем составляет 80%. Поэтому, как правило работает лишь небольшой процент общего числа перфорационных каналов. 

Для достижения продуктивности скважины, близкой к потенциальной, необходимо, чтобы длина каналов перфорации была в 1,5 раза больше величины зоны проникновения фильтратов технологических жидкостей. Поскольку радиус зоны проникновения фильтратов таких жидкостей может достигать 5 м и более, а длина каналов наиболее мощных кумулятивных перфораторов не превышает 0,8 м, то выполнить указанное условие на данном уровне развития кумулятивной перфорации не удается, что подтверждает опыт восстановления простаивающих скважин на Уренгойском и Ямбургском месторождениях. При этом часто выявляются факты негерметичности цементного кольца за колонной и обводненности продуктивных пластов как подошвенными, так и водами из вышележащих пластов. 

Предлагаемый способ обеспечивает надежную расконсервацию скважины за счет преодоления закольматированной в процессе консервации ПЗП путем бурения бокового ствола с отходом его от старого на расчетное расстояние. Тем самым осуществляется восстановление сообщения продуктивного пласта с устьем скважины из незакольматированной его части, что способствует получения проектных дебитов газа из расконсервированной скважины.

Схема расконсервации газовой, газоконденсатной скважины забуриванием нового ствола:
	Пробуренный боковой ствол обсаживают новой эксплуатационной колонной (хвостовиком) и цементируют. После этого эксплуатационную колонну бокового ствола перфорируют с образованием новых перфорационных отверстий, осуществляя повторное вскрытие продуктивного пласта за пределами закольматированной ПЗП старого ствола скважины, и восстанавливают сообщение его с устьем скважины. Проводят вызов притока из пласта через новые перфорационные отверстия снижением противодавления на пласт за счет уменьшения плотности или снижением уровня технологического раствора, находящегося в скважине. Возможен вариант, когда пробуренный боковой ствол обсаживают новой эксплуатационной колонной выше кровли продуктивного пласта, а боковой ствол в продуктивном пласте не обсаживают, оставляя его открытым, либо спускают в него хвостовик-фильтр, который подвешивают в новой эксплуатационной колонне бокового ствола с помощью подвески хвостовика. Схема расконсервации газовой, газоконденсатной скважины забуриванием нового ствола: ликвидационный цементный мост; отводы фонтанной арматуры; фонтанная арматура; задвижки; штурвалы; манометры; существующий (старый) ствол скважины; щелевидное окно; новый боковой ствол; продуктивный горизонт; закольматированная, в процессе консервации, призабойная зона пласта; новая эксплуатационная колонна (хвостовик); новые перфорационные ошибки; цементный мост, на который устанавливается клин-отклонитель; клин-отклонитель.
Рисунок 1

Способ сокращает продолжительность ремонтных работ за счет исключения операций по разбуриванию цементного моста, установленного в процессе консервации, а также интенсификации притока газа из пласта, которые приходится выполнять неоднократно для очистки закольматированной ПЗП кислотными растворами или преодоления ее перфорационными зарядами большой мощности. При этом неоднократные кислотные обработки ПЗП могут привести к образованию участков повышенной проницаемости, через которые может произойти преждевременное обводнение скважины. Проведение дополнительной перфорации может привести к разрушению цементного камня за эксплуатационной колонной и возникновению межколонных газопроявлений или к образованию трещин, через которые к забою скважины может проникнуть пластовая вода.