Методы увеличения производительности скважин

механическими примесями, имеющимися в зака­чиваемой воде (ил, глина, оксиды железа). Проницаемость по­род призабойной зоны скважин улучшают путем искусствен­ного увеличения числа и размеров дренажных каналов, увели­чения трещиноватости пород, а также путем удаления парафи­на, смол и грязи, осевших на стенках поровых каналов.

Методы увеличения проницаемости пород призабойных зон скважин можно условно разделить на химические, меха­нические, тепловые и физические. Часто для получения луч­ших результатов эти методы применяют в сочетании друг с другом или последовательно.

Выбор метода воздействия на призабойную зону скважин определяется пластовыми условиями. Химические методы воз­действия дают хорошие результаты в слабопроницаемых кар­бонатных породах. Их успешно применяют также в сцемен­тированных песчаниках, в состав которых входят карбонат­ные включения и карбонатные цементирующие вещества. Механические методы обработки применяют обычно в плас­тах, сложенных плотными породами, с целью увеличения их трещиноватости. Тепловые методы воздействия применяют для удаления со стенок поровых каналов парафина и смол, а также для интенсификации химических методов обработки призабойных зон [9]. Физические методы предназначены для удаления из призабойной зоны скважины остаточной воды и твердых мелкодисперсных частиц, что в конечном итоге уве­личивает проницаемость пород для нефти.

Расчет и методы увеличения производительности нефтяной скважины

Производительность скважины – это один из ключевых параметров, определяющих полезность объекта и потенциальные возможности разработки всего месторождения.

Этот термин обозначает количество сырья, извлекаемого из нефтяной или газовой скважины за определенный отрезок времени, и этот показатель зависит от нескольких аспектов, которые следует учитывать при бурении и разработке. На производительность влияет степень гидропроводности пластов, вязкость нефтяного продукта, разница между давлением пластов и в забое. Расчет производительности осуществляется с применением специальных формул, а увеличение параметров возможно несколькими способами.

Производительность нефтяной скважины – что это такое?

Производительностью скважины считается объем нефтепродуктов, которые можно получить в ходе разработки за определенное время, которое может исчисляться в часах, месяцах или определяться в течение года.

При этом большое значение имеет определение вязкости продукта, разница давлений, измеряемых для конкретных пластов, откуда добывается нефть, и призабойной зоны, под которой понимается тот пласт, который находится в области фильтра и примыкает к этой зоне для роста проницаемости и увеличения степени сообщаемости с самой скважиной. В случае, когда производительность снижается или оказывается изначально не слишком высокой при разработке, ее можно повысить, для чего применяются как традиционные, так и современные способы.

Методы увеличения производительности скважин

Всего существует три разновидности методов увеличения производительности скважин посредством влияния на призабойную зону:

• Химические способы. Их обычно используют, если проницаемость стала хуже по причине отложения растворимых в реагентах веществ. В качестве примера можно привести соляно-кислотную призабойную обработку, метод СКО.
• Механические способы. Их используют в твердой породе с низкой степенью проницаемости, основной вид работы – гидроразрыв пласта.
• Тепловые способы применяются в случае отложения смол, парафина, асфальтовых компонентов или в случае фильтрации нефтепродукта высокой вязкости. В этом случае проводится прогрев призабойной зоны.

Помимо того, методы увеличения производительности могут быть комплексными: сочетание гидроразрыва с СКО, тепловой с кислотной обработкой. Выбор способа делается, исходя из условий конкретной скважины.

Обработка при помощи кислоты необходима для очистки при забойной области и компрессионных труб от отложений солей, парафиновых элементов, коррозионных продуктов, когда проводится запуск оборудования. При влиянии кислотных составов в породах появляются специфичные пустоты, из-за чего растет их проницаемость, что необходимо и для увеличения производительности скважины.

Обычная обработка проводится для поднятия пластовой проницаемости, а работы под давлением выполняются для продавливания составов в затрудненные для проницания участки пласта, для чего используются пакеры.

Обработка нефтяных скважин пенокислотными методами используется, если пласт имеет увеличенную толщину и низкое давление; при этом в призабойную область вводится кислотный состав и пена ПАВ, для работы применяется специальный агрегат подачи кислоты, аэратор и компрессорное оборудование. Данный метод предпочтителен тем, что активные кислотные компоненты быстрее попадают в пласты, охват воздействия существенно увеличен за счет малой плотности пены, а наличие сжатого воздуха позволяет улучшить нефтяной приток в скважине и повысить показатели освоения.

Постепенная обработка пластовых слоев, если пласт имеет большую толщину, применяется для его наибольшего охвата. Особенно актуален способ при выводе скважины из процесса бурения или на первом этапе разработки.

Еще один комплекс методов – термохимические виды обработки, когда применяется соляная кислота вкупе с магнием, который содержится в головке-наконечнике, спускаемой в компрессионную трубу на требуемый отрезок. Метод подходит для очистки от парафинов, смолы и асфальтовых выделений.

Также для увеличения производительности нефтяных скважин используется термокислотный способ, в первой части которого делается термохимическая обработка, а затем меняется на обычное СКУ. Наконечник с магниевым содержимым опускается на нужный отрезок, после чего закачивается нефтепродукт и кислота. Для работы обычно используется 15-процентный раствор соляной кислоты, поскольку он оптимально подходит для подобной обработки.

Расчет производительности скважины

Данный показатель измеряется с заданной периодичностью посредством подключений нефтяных скважин к специальному оборудованию. Мерник может работать как с одним, так и несколькими объектами, и при групповом исследовании полученные пробы перемешиваются и подаются в общий коллектор. Клапанная система, которая представляет собой манифольд для распределения, позволяет, напротив, получить пробу конкретной скважины, не мешая при этом функционированию остальных.

При отображении производительности скважины следует учитывать несколько параметров: среднеарифметический результат за выбранный отрезок времени, изначальный экстремальный показатель и характеристику трансформации данного значения за определенный временной отрезок. Также для расчета производительности желательно знать дебит скважины по нефтепродуктам и показателям давления.

Чтобы держать производительность под контролем и правильно учитывать количество добываемых нефтепродуктов, а также уточнить показатели деятельности отдельных бригад, требуется правильно рассчитывать дебит и отслеживать изменения. Грамотный расчет производительности скважин сказывается на положительном развитии всей энергетической отрасли и позволяет уточнить стратегию разработки как отдельных месторождений, так и в целом полезных ископаемых.

Для расчетов нефтегазовой производительности используются специальные формулы. Так, чтобы рассчитать производительность газовой скважины, применяется классическая формула Дюпуи:

Согласно этой формуле, k – показатель проницаемости, р – степень пластовой продуктивности, Рпл – средний уровень давления, Рзаб – показатели давления в забое, μP0 – коэффициент нефтяной вязкости.

Чтобы рассчитать дебит для нефтяной скважины, у которой не установлен режим притока, применяют следующую формулу:

Здесь, помимо других данных, используется коэффициент нефтяного объема (B0), радиус скважины (rw) и степень пересчета (α).

Для расчета производительности скважины, которая имеет псевдоустановленный режим притока, применяют формулу следующего вида:

В вычислениях появляется skin фактор (S).

Наконец, для вычисления производительности для скважин с нормальным уровнем притока используют формулу:

Нетрудно заметить, что основным отличием является изменение показателя с 0,75 на 0,5.

В случае, если расчеты показывают нехватку производительности по конкретной скважине, данный результат можно увеличить, для чего применяются различные методы (выбор конкретного способа осуществляется, исходя из показателей дебита, геологических данных, перспектив развития месторождения, технических возможностей и ряда иных факторов). Так, одним из наиболее популярных методов является пластовый гидроразрыв, который используется при необходимости воздействия на призабойную область (впервые способ был применен в США).

Действия, нацеленные на рост производительности, осуществляются так, чтобы колонны НКТ оставались неразрушенными и не были деформированы, как и кольца, окружающие сверху и снизу продуктивный пласт. После этих мероприятий измерение проводится заново, чтобы оценить их эффективность.

Способы увеличения производительности скважин

Одним из самых важных направлений повседневной практической деятельности предприятий нефтедобывающей промышленности является повышение (или восстановление) производительности скважин. Для этой, цели на вооружении промысловых работников имеется весьма широкий непрерывно пополняющийся арсенал различных способов. Для того чтобы классифицировать эти способы, вернемся к формуле Дюпюи. Из формулы видно, что производительность скважины может быть повышена путем:

1) увеличения эффективной толщины вскрытого пласта,

2) увеличения проницаемости пласта,

3) увеличения пластового давления,

4) уменьшения забойного давления,

5) снижения вязкости жидкости в пластовых условиях,

6) уменьшения расстояний между данной скважиной и соседними (при сохранении других условий неизменными),

7) увеличения приведенного радиуса.

Этот перечень по существу и определяет полную классификацию возможных способов увеличения производительности скважин.

Рассмотрим способы, которые приводят к повышению проницаемости пласта. Таких способов много, но почти все они обеспечивают повышение проницаемости не всего пласта, а лишь небольших его участков вблизи забоев скважин, в так называемых призабойных зонах; тем не менее, их эффективность весьма значительна. К этой группе способов относятся:

1) гидравлический разрыв пласта, в результате которого вблизи скважины образуются трещины, что существенно повышает проницаемость призабойной зоны;

2) кислотная обработка, в результате которой увеличиваются размеры поровых каналов в призабойной зоне пласта;

3) паротепловая обработка, заключающаяся в кратковременной закачке пара в пласт и приводящая к расплавлению в призабойной зоне парафино-асфальтовых отложнений, снижающих ее проницаемость;

4) прогрев призабойной зоны с помощью нагревателей различных конструкций, дающий тот же эффект, что и паротепловая обработка;

5) взрыв зарядов на забое скважины (торпедирование), приводящий к созданию сети трещин в призабойной зоне;

6) кратковременная закачка поверхностно-активных веществ в скважину, приводящая к увеличению проницаемости для нефти; обработка призабойных зон кислотными пенами и др.

Принципиально возможны и способы повышения проницаемости пласта не только в призабойной зоне, но и на большей площади (например, путем взрывов большой мощности). Эти способы находятся пока в стадии опробования, и поскольку они приводят к росту дебитов не одной, а многих скважин, то их можно отнести к группе способов повышения производительности пластов (залежей).

По причинам, которые будут ясны для учащихся ниже, нарушим принятую последовательность и перейдем сразу к способам, обеспечивающим повышение производительности скважин за счет увеличения их приведенного радиуса.

Учащимся уже известно, что приведенный радиус характеризует степень совершенства скважины. Чем выше степень вскрытия пласта и чем полнее связь скважины с пластом во вскрытом интервале, тем выше коэффициент совершенства скважины и, следовательно, тем больше ее приведенный радиус. Отметим здесь также, что при одинаковых степени и характере вскрытия пласта приведенный радиус скважин будет тем больше, чем больше ее действительный радиус.

Таким образом, увеличить приведенный радиус скважины можно следующими путями: увеличением действительного ее радиуса, увеличением степени вскрытия пласта и созданием более полной гидравлической связи ствола скважины с пластом во вскрытом интервале.

Первый путь, хотя он принципиально и осуществим, практически не используется, так как он мало эффективен и технически труден. Второй и третий пути широко используются в нефтепромысловой практике и вкдючают все виды перфорации (пулевую, кумулятивную, гидропескоструйную, торпедную).

Увеличение интервала перфорации в пределах толщины уже эксплуатируемого пласта приводит к увеличению степени вскрытия, а увеличение плотности перфорации, глубины и диаметра каналов улучшает характер вскрытия. Совершенно очевидно, что перфорация воздействует не только на обсадную колонну и цементное кольцо между этой колонной и стенками скважины, но и на сам продуктивный пласт в непосредственной близости от ствола.

Создание каналов в пласте и трещин, расходящихся от них, повышает проницаемость пласта в призабойной зоне. Таким образом, эффект различных методов перфорации аналогичен эффекту методов увеличения проницаемости призабойной зоны пласта. Поэтому естественно все методы увеличения проницаемости призабойной зоны пласта, а также методы увеличения степени и улучшения характера вскрытия пласта объединить в одну группу. Эффективность всех мероприятий этой группы можно оценивать одинаковым образом - по изменению коэффициента совершенства скважины или по изменению приведенного радиуса. При таком подходе к оценке эффекта исходят из вполне допустимого предположения, что в результате проведения на скважине мероприятий рассматриваемой группы проницаемость пласта в призабойной зоне остается неизменной, но изменяется приведенный радиус. Это значительно упрощает комплекс исследований, осуществляемых на скважинах до и после проведения мероприятий по повышению производительности, с целью выявления действительной эффективности этих мероприятий.

Чем сильнее изменяется приведенный радиус в большую сторону, тем эффективнее мероприятие.

Следующая группа способов повышения производительности скважин связана с увеличением толщины эксплуатируемого пласта. Сюда относятся все способы дополнительного вскрытия новых интервалов продуктивного разреза (подключение скважины к неэксплуатируемым в ней ранее пластам или пропласткам). Эти способы широко применяют в практике.

Эффективным и также широко используемым в практике способом увеличения производительности скважин является повышение пластового давления, которое осуществляется путем нагнетания в пласт воды, газа или других рабочих агентов. При этом повышается производительность многих скважин одного объекта, поэтому все способы повышения пластового давления относят к группе способов увеличения производительности пластов (залежей).

Способы увеличения производительности скважин путем снижения забойных давлений в нефтепромысловой практике являются, пожалуй, самыми распространенными. К ним относятся все виды подземных ремонтов эксплуатационного оборудования, борьба с песком и отложениями парафина и солей, все усовершенствования средств откачки жидкости из скважин и перевода скважин с одних способов эксплуатации на другие. В частности перевод скважины с фонтанного способа эксплуатации на компрессорный позволяет ее эксплуатировать при более низких забойных давлениях, т. е. с более высокими дебитами. Увеличение межремонтного периода скважины позволяет снизить среднее за год забойное давление и тем самым увеличить общее количество нефти, отбираемой из скважины в расчете на год. Увеличение числа качаний станка-качалки или длины хода плунжера также являются мероприятиями повышения производительности скважины за счет снижения забойного давления.

Вязкость нефти в пластовых условиях может быть уменьшена путем мощного теплового воздействия на пласт или другими путями (например, путем растворения в нефти больших количеств газа, нагнетаемого в пласт при высоком давлении). Эти способы также приводят к повышению производительности объектов в целом. В практике они пока еще не нашли ши­рокого применения.

Уменьшение расстояний между скважинами (уплотнение сетки) как способ увеличения их производительности в практике не применяется, так как, во-первых, этот способ мало эффективен, а во-вторых, его практически невозможно осуществить без применения дополнительного воздействия на пласт.

Если говорить о практически применяемых способах повышения производительности отдельных скважин (а не пласта в целом), связанных с проведением каких-либо работ именно на этих скважинах, то, как следует из вышеизложенного, они разделяются на следующие три группы:

1) способы, обеспечивающие рост производительности за счет увеличения приведенных радиусов скважин;

2) способы, повышающие производительность за счет сни­жения забойных давлений скважин;

3) способы увеличения производительности скважин за счет увеличения толщины эксплуатируемого объекта.

Задача выбора оптимального способа повышения произво­дительности, скважин в тех или иных конкретных условиях, вообще говоря, является весьма сложной. Выбираемый способ должен удовлетворять следующим основным требованиям:

1) не приводить к нарушению условий рациональной эксплуатации залежи в целом и правил охраны недр;

2) по сравнению с другими способами, позволяющими получить тот же технологический эффект (прирост дебита), он должен быть самым экономичным.

Если, например, скважина эксплуатируется при забойном давлении, которое с точки зрения условий разработки залежи минимально допустимо, то на такой скважине нельзя приме­нять способы второй группы. Если с увеличением производительности скважины одновременно возрастает и газовый фактор выше допустимых пределов, то примененный способ также непригоден.

В заключение коротко остановимся на технологической сущности таких широко распространенных методов увеличения производительности скважин, как гидроразрыв, кислотная обработка и гидропескоструйная перфорация.

Гидравлический разрыв пластов осуществляется путем нагнетания в скважину жидкости при повышенном давлении. В таком случае в пласте расширяются или открываются ранее существовавшие трещины и образуются новые. Для предотвращения их смыкания после прекращения процесса закачки (снятия давления) в трещины в процессе разрыва вводится крупнозернистый песок (он добавляется в жидкость разрыва). Этот метод применяют для освоения и повышения производительности нефтяных и газовых скважин, а также освоения и повышения приемистости нагнетательных скважин.

Для обработки призабойных зон некарбонатных коллекторов применяют смесь соляной и плавиковой кислот, которая хорошо растворяет глины и частично материал зерен кварцевого песка. В результате призабойная зона очищается от глинистых частиц, и расширяются поровые каналы.

Плотные малопроницаемые доломиты и некоторые другие породы плохо растворяются в холодной кислоте. В этих случаях можно использовать так называемую термокислотную обработку (обработку горячей кислотой). Кислота нагревается химическим путем, за счет экзотермической реакции (реакции, идущей с выделением тепла) с реагентами, загружаемыми в специальный наконечник, спускаемый в скважину на трубах.

При гидропескоструйной перфорации в скважину через насосно-компрессорные трубы при высоком давлении и большом расходе закачивается жидкость, содержащая во взвешенном состоянии песок. На нижнем конце насосно-компрессорных труб устанавливается специальное устройство — гидроперфоратор, который в простейшем виде представляет собой патрубок с насадками из твердых материалов, установленными в его стенках. Струи жидкости с песком, выбрасываемые из отверстий насадок, разрушают колонну, цементное кольцо и создают в пласте каверны.

Перфоратор в процессе работы может с помощью специального устройства вращаться, а вся колонна насосно-компрессорных труб вместе с перфоратором может опускаться и подниматься. Это позволяет создавать вертикальные и горизонтальные надрезы, что в ряде случаев бывает необходимо.

Методы увеличения производительности скважин

В нефтяных и газовых скважинах с течением времени снижается дебит и производительность скважин . Это естественный процесс, так как происходит постепенное понижение пластового давления, уменьшается энергия пласта, необходимая для подъема жидкости и газа на поверхность .

Производительность скважин уменьшается также в результате ухудшения проницаемости пород, продуктивного пласта из за закупорки его пор в призабойной зоне смолистыми , парафинистыми отложениями, механическими частицами выноса пласта.

Для стабилизации уровня добычи нефти и газа применяются различные методы воздействия на призабойную зону пласта , позволяющие повышать нефтеотдачу пластов и не снижать производительность скважин. Методы повышения производительности скважин при воздействии на призабойную зону пласта разделяются на химические , механические , тепловые и комплексные.

Решающие значение при выборе способа воздействия в каждом конкретном случае имеет необходимая глубина обработки продуктивного пласта для восстановления или улучшения проницаемости. Поэтому по глубине воздействия на пористую среду способы интенсификации скважины можно разделить на две большие категории: способы с небольшим радиусом воздействия и способы с большим радиусом воздействия. Основные способы улучшения сообщаемости пласта со скважиной с небольшим радиусом воздействия:

а) Использование взрывчатых веществ. К ним относятся пулевая, кумулятивная перфорация, различные варианты торпедирования.

При недостаточной сообщаемости между пластом и скважиной можно повторно провести обычную перфорацию пулевым перфоратором. Для повышения её эффективности скважина заполняется не глинистым раствором или водой., а жидкостями, не загрязняющими вновь созданные перфорационные отверстия.

При твердых и плотных породах можно торпедировать продуктивный пласт взрывчатым веществом, спускаемым в интервал залегания пласта в гильзах, и электрическим взрывателем, который подрывают с помощью кабеля с устья скважины. Гильзы изготавливают из металла асбеста или пластмасс. В качестве взрывчатых веществ наиболее часто используют нитроглицерин, динамит тротил и др. Взрыв может создавать в продуктивном пласте каверны и трещины. Таким образом, одновременно с улучшением сообщаемости пласта со скважиной увеличивается и проницаемость пласта в зоне с большим радиусом (создание микро и макротрещин, которые могут распространяться на десятки метров).

Направленное торпедирование можно осуществить за счет использования соответствующей внешней формы заряда и вставок на пути взрывной волны. В зависимости от необходимости можно использовать торпеды бокового рассеянного действия, бокового сосредоточенного и вертикального действия.

Перфораторы с разрывными снарядами создают круглые отверстия в колонне и с цементом кольце, проникая в породу, и, взрываясь, образуют каверны и трещины. Кумулятивный перфоратор состоит из устройства, в ячейках которого содержатся заряды кумулятивного действия. Каждая ячейка с противоположной стороны взрывателя оснащена выемкой соответствующего профиля. Таким образом, газообразные продукты взрыва направляются вдоль оси заряда в виде мощной струи, которая создает в колонне, цементе и породе канал в соответствующем направлении.

б) Очистка ствола скважины и зоны перфорации поверхностно активными веществами или кислотными ваннами. Используемые при этом жидкости состоят либо из раствора 1 5%ных поверхностно активных веществ, растворенных (или диспергированных) в воде, либо из раствора с содержанием 15% HCI , В который добавляется 0,5 2% ингибитора коррозии и иногда 1 4% фтористоводородной кислоты. В некоторых случаях используют смешанные составы кислот и ПАВ. Обычно скважину промывают одним из упомянутых растворов, затем в пласт заключают рабочую жидкость в объёме 0,3 0,7 м 3 на каждый метр интервала перфорации. Для кислотных составов даётся выдержка 1 6 часов, для ПАВ без кислоты выдержка составляет 24 ч, затем отработанный раствор удаляют и скважину пускают в работу или приступают к обработке пласта, используя способ с большим радиусом воздействия.

Использование поверхностно активных растворов для промывки скважины или закачки в пласт на небольшую глубину обеспечивает деспергирование и удаление со стенок скважины и из пласта твердых частиц и фильтрата бурового раствора, а также водонефтяной эмульсии.

Кислотные ванны очищают от глинистого раствора в новых скважинах (или вышедшие из капитального ремонта), а также ликвидируют отложения солей из пластовой воды, накопившейся в процессе эксплуатации.

в) Повышение температуры в стволе скважины в интервале продуктивного пласта. Термические способы. Для повышения температуры можно использовать циркуляцию горячей жидкости в скважине, термохимические процессы, электрические нагреватели. Продолжительность нагрева зоны перфорации скважины обычно составляет 5 50 часов. При этом происходит разжижение отложений твердых углеводородов (парафина, смол, асфальтенов и т.д.), которые потом удаляются при пуске скважины в эксплуатацию. Циркуляция горючих жидкостей в скважине легко реализуема, но при глубинах более 1000 2000м. мало эффективна в следствие больших потерь теплоты из скважины в отложения вскрытого геологического разряда.

В электрических нагревателях применяют систему электрических сопротивлений, смонтированных в трубе, которую устанавливают на конце колонны НКТ. Питание электрической энергией осуществляется по кабелю с поверхности. Существуют и нагреватели, основанные на использовании тонов высокой частоты. Электрические нагреватели могут находиться на забое скважины и во время ее эксплуатации. Запуск и остановка нагревателей в этом случае осуществляются включением и выключением питания электрической энергии

Газовые горелки состоят из трубчатой камеры, спущенной в скважину, с двумя концентрическими колоннами насосно компрессорных труб. По трубам малого диаметра нагнетают горючие газы, по кольцевому пространству первичный воздух, а по колонне вторичный. Инициирование горения осуществляется подачей электрической энергии по кабелю с поверхности. Другим кабелем с термопарой измеряется температура с наружи, которая не должна превышать 300 400 0 С, чтобы не повредить колонну скважины. Температуру на желаемом уровне поддерживают соответствующим регулированием объемов нагнетания газов и воздуха.

Термохимическая обработка базируется на выделении теплоты на забое скважины за счет химического процесса, которая расправляет тяжелые углеводороды, выпавшие в зоне перфорации скважины, с целью последующего их удаления. Для этого используют реакцию 15% ного раствора HCI с едким натром ( Na ОН ), алюминием и магнием.

В результате реакции 1 кг едкого натра с соляной кислотой выделяется 2868 кДж теплоты. Большое количество теплоты получают при реакции HCI с алюминием (которая генерирует 18924 кДж на кг Al ). Однако при этом образуется хлопья гидроокиси алюминия Al ( OH )3, которые способны забивать поры и проточные каналы в продуктивном пласте. Наиболее эффективно использование магния, который при реакции с HCI выделяет 19259 кДж, а хлористый магний MgCi 2 хорошо растворяется в воде.

Основные способы улучшения сообщаемости продуктивного пласта со скважиной с большим радиусом воздействия:

а) Кислотные обработки призабойной зоны продуктивного пласта. Эти способы главным образом используются в песчаных породах с содержанием карбонатов более 20% или с цементирующим материалом, состоящим из карбонатов кальция или магния.

Основной используемой кислотой является H С I . Она эффективно воздействует на карбонат кальция или магния, образуя растворимые и легко удаляемые хлориды. Соляная кислота является дешевой и недефицитной. Используются и другие кислоты: уксусная, муравьиная и др. В кислотные растворы вводятся и различные присадки: ингибиторы коррозии, присадки для уменьшения поверхностного натяжения, замедления реакции, рассеивании и т. д.

При закачке в пласт кислотного раствора при давлениях нагнетания меньших, чем давление гидроразрыва, очищаются и расширяются поры в призабойной зоне пласта или трещины и микротрещины в породе коллекторе, восстанавливая, таким образом, ухудшенную проницаемость обработанной зоны, а в некоторых случаях даже увеличивая её первоначальное значение.

Технология работ следующая: скважину очищают и заполняют нефтью или водой (солёной или пресной) с присадкой 0,1 0,3% ПАВ. На поверхности готовят кислотный раствор с добавками необходимых компонентов, последовательность введения которых устанавливает преимущественно по данным лабораторных исследований. Кислотный раствор закачивают в НКТ при открытой задвижки на затрубном пространстве скважины. Когда он достигает интервала перфорации скважины, закрывают упомянутый вентиль и закачивают кислотный раствор по трубам до тех пор, пока он не проникнет в продуктивный пласт, при чем на последнем этапе раствор продавливает нефтью или водой с присадкой 0,1 0,3% ПАВ. Выдерживают 1 6 часов (но не более) для реакции кислоты, затем раствор удаляют. Скважину вводят в эксплуатацию. При этом внимательно наблюдают за изменением дебита для определения эффекта от проведенной обработки.

Существуют различные технологические варианты кислотной обработки, как то: простая, селективная, повторная, поочередная, с вибрацией и т.д.

б) Гидравлический разрыв продуктивного пласта в призабойной зоне скважины. Этот способ используется в пластах, представленных твердыми, плотными породами с низкой проницаемостью (песчаники, известняки, доломиты и т.д. Давление разрыва достигают закачкой в скважину жидкости под высоким давлением. В продуктивном пласте при этом открываются существующие трещины и микротрещины или создаются новые, которые могут заметно улучшить гидродинамическую связь между пластом и скважиной.

в) Подземные ядерные взрывы. Взрывы были экспериментально исследованы с положительными результатами в твердых, плотных породах с низкой проницаемостью. Вокруг зарядной скважины в продуктивном пласте в следствии ядерного взрыва образуется полость, заполненная разрушенной породой, затем зона дробления и за ней зона с системой трещин и микротрещин. Этот способ представляет интерес, особенно для газовых скважин, дебит которых может быть таким образом увеличен в несколько десятков раз.

г) Термические способы. Они основываются на повышении температуры в пласте вокруг скважины и используются в продуктивных отложениях, насыщенных высоковязкими нефтями с повышенным содержанием парафина. Эти способы аналогичны способам повышения температуры в стволе скважины, но требуют большей теплоты для прогрева пласта в радиусе 2 15 м. С этой целью можно использовать термохимическую кислотную обработку, основанную на закачке в пласт нагретой кислоты в результате её реакция с некоторыми металлами, периодическую закачку в пласт ограниченных объёмов пара (циклическая закачка пара) или круговой фронт подземного горения вокруг эксплуатационной скважины, определяемой расчетным радиусом, до которого необходимо разогреть пласт. Кроме того за последние годы разработаны различные новые технологии воздействия на призабойную зону пласта, основанных на использовании современных реагентов и отходов химической промышленности.

Читайте также:

  
• Унитаз витра с функцией биде установка
  
• Ореховая роща джубга гостевой дом с бассейном
  
• Крепление для подвесного унитаза vitra
  
• Отделка бассейна пленкой пвх
  
• Сколько метров бурить скважину