Пример отчета. Введение данная практика была пройдена мной в нгду "Октябрьскнефть"
 Скачать 156.28 Kb.
|
|
5 Система ППД Естественные режимы залегания залежей нефти недолговечны. Процесс снижения пластового давления ускоряется по мере наращивания отборов жидкостей из пласта. И тогда, даже при хорошей связи залежей нефти с контуром питания, его активным воздействием на залежь, неминуемо начинается истощение пластовой энергии. Это сопровождается повсеместным снижением динамических уровней жидкости в скважинах и следовательно, уменьшением отборов. При организации поддержания пластового давления (ППД) наиболее сложным из теоретических вопросов и до сих пор решенных не полностью, являются достижение максимального вытеснения нефти из пласта при эффективном контроле и регулировании процесса. При этом следует иметь ввиду, что вода и нефть отличаются своими физико химическими характеристиками: плотностью, вязкостью, коэффициентом поверхностного натяжения, смачиваемостью. Чем больше различие между показателями, тем сложнее идет процесс вытеснения. Механизм вытеснения нефти из пористой среды нельзя представлять простым поршневым вытеснением. Здесь имеет место и смешение агентов, и разрыв струи нефти, и образование отдельных, чередующихся потоков нефти и воды, и фильтрация по капиллярам и трещинам, и образование застойных и тупиковых зон. Коэффициент нефтеотдачи месторождения, к максимальной величине которого должен стремиться технолог, зависит от всех вышеназванных факторов. Накопленные к сегодняшнему дню материалы позволяют оценить влияние каждого из них. Значительное место в эффективности процесса ППД занимает размещение скважин на месторождении. Они определяют картину заводнения, которое подразделяется на несколько видов. Законтурное заводнение предполагает закачку воды в нагнетательные скважины, расположенные за внешним контуром нефтеносности. По мере удаления контура нефтеносности от нагнетательных скважин и обводнения первого ряда эксплуатационных скважин , фронт нагнетания переносится. Критерием нормального ведения процесса является величина пластового давления в зоне отбора, которая должна иметь тенденцию к росту или стабилизации. Законтурное заводнение эффективно при наличии следующих факторов: - небольшие размеры залежи (отношение площади залежи к периметру контура нефтеносности 1,5…1,75 км); - пласт однородной с хорошими коллекторскими свойствами по толщине и по площади; - нагнетательные скважины отстоят от контура нефтеносности на расстоянии 300…800 м, что обеспечит более равномерное продвижение фронта воды и предотвратит образование языков обводнения; существует хорошая гидродинамическая связь между зоной отбора и зоной нагнетания. К недостаткам законтурного заводнения можно отнести: 1 большие потери закачиваемой воды из за ее утечек в сторону, противоположную области нагнетания, что приводит к дополнительным затратам энергии; 2 удаленность линии нагнетания от зоны отбора, что требует значительных затрат энергии на преодоление потерь; 3 замедленная реакция фронта отбора на изменение условий на линии нагнетания; 4 необходимость сооружений большого количества нагнетательных скважин; удаленность нагнетательных скважин от основных объектов закачки, возрастающая в процессе разработки, увеличивает стоимость системы. Внутриконтурное заводнение предполагает закачку воды непосредственно в нефтяную зону, организацию одного или нескольких рядов нагнетательных скважин в центре месторождения и расчленения за счет этого залежи на отдельные участки, разрабатываемые самостоятельно. Разрезание может быть осуществлено на полосы, кольца и т.д. Экономичность данного метода заводнения очевидна: повышается коэффициент полезного действия системы за счет исключения оттока жидкости, приближения фронта нагнетания к фронту отбора. Разновидностью внутриконтурного заводнения являются: площадное, очаговое, избирательное, блочное. Площадное заводнение предусматривает размещение нагнетательных скважин на площади месторождения по одной из схем. Площадное заводнение организуют обычно на поздней стадии разработки месторождения, когда начинается интенсивное обводнение залежи и другие методы заводнения не достигают цели Нагнетательные скважины располагают по геометрической сетке: пяти , семи или девятиточечной. При этом на одну нагнетательную скважину приходится при пятиточечной системе одна эксплуатационная, при семиточечной – две, девятиточечной – три. Очаговое заводнение схематично может быть представлено в виде одной или нескольких нагнетательных скважин, располагаемых в центре залежи и некоторого количества – эксплуатационных на периферии. Такой способ заводнения характерен для небольших по площади, локализованных залежей (линзы, застойные зоны). Избирательное заводнение применяют для вытеснения нефти из отдельных, плохо дренируемых пластов, неоднородных по простиранию. Для его применения необходима информация о характеристике разреза, нарушениях и связях продуктивного пласта с другими. Такие данные можно иметь после некоторого времени разработки залежи, поэтому избирательное заводнение применяют на поздней стадии разработки. Блочное заводнение состоит в разрезании залежи на отдельные части и оконтуривании каждой из них нагнетательными скважинами. Внутри каждого блока бурят добывающие скважины, число и порядок расположения которых определяют расчетами. Блочное заводнение позволяет вводить в разработку месторождение сразу, до его полного изучения и, таким образом, сократить время разработки. Это эффективно для больших месторождений. К существующим недостаткам системы ППД путем закачки воды следует отнести: 1) прогрессирующие обводнение месторождения при большом не извлеченном количестве нефти; 2) невысокие отмывающие свойства закачиваемой в пласт воды; 3) большое количество осложнений, вызываемых возвращением в пласт добываемых вместе с нефтью пластовых вод, выражающихся в виде разрушений водоводов, засоления водоисточников питьевого водоснабжения, нарушения экологического равновесия. Совершенствование ППД идет по следующим направлениям: 1) разработка новых технологических жидкостей или добавок к воде, улучшающих ее отмывающие свойства и обладающих меньшей агрессивностью по отношению к оборудованию и к природе; 2) разработка надежного контроля за движением жидкости в пласте; 3) разработка метода регулирования фильтрационных потоков в пласте и исключение образования тупиковых и не выработанных зон. ППД проектируется в начала разработки большинства нефтяных месторождений. В настоящее время для целей ППД используется несколько видов воды, которые определяются местными условиями. Это – пресная вода, добываемая из специальных артезианских или подрусловых скважин, вода рек или других открытых водоисточников, вода водоносных горизонтов, встречающихся в геологическом разрезе месторождения, пластовая вода, отделенная от нефти в результате ее подготовки. Все эти воды отличны друг от друга физико химическими свойствами и, следовательно, эффективностью воздействия на пласт не только для повышения давления, но и повышения нефтеотдачи. Пластовые воды в процессе отделения от нефти смешиваются с пресными, с деэмульгаторами, а также с технологической водой установок по подготовке нефти. Именно эта вода, получившая название сточной, закачивается в пласт. Характерной особенностью сточной воды является содержание нефтепродуктов (до 100 г/л), углеводородных газов до 110 л/куб.м., взвешенных частиц – до 100 мг/л. Закачка в пласт такой воды не может проводиться без очистки до требуемых нормативов, которые устанавливаются по результатам опытной закачки. В настоящее время с целью сокращения потребления пресных вод и утилизации добываемых пластовых вод широкое использование для целей ППД получило очистка сточных вод. Наиболее широко распространенный способ очистки – гравитационное разделение компонентов в резервуарах. При этом применяется закрытая схема. Отточная вода с содержанием нефтепродуктов до 500 тыс.мг/л и мехпримесей до 1000 мг/л поступает в резервуары отстойники сверху. Слой нефти, находящийся вверху, служит своеобразным фильтром и улучшает качество очистки воды от нефти. Мехпримеси осаждаются вниз и по мере накопления удаляются из резервуара. Из резервуара вода поступает в напорный фильтр. Затем в трубопровод подают ингибитор коррозии, и насосами вода откачивается на КНС. Для накопления и отстоя воды применяют вертикальные стальные резервуары. На их внутреннюю поверхность наносятся антикоррозийные покрытия с целью защиты от воздействия пластовых вод. 6 Эксплуатация нефтяных и нагнетательных скважин Самым распространенным технологическим комплексом при экспуатации месторождения на предприятии ООО НГДУ «Октябрьскнефть» является добыча нефти штанговыми глубинными насосами. Принудительный подъем нефти из скважин с помощью УШГН является наиболее продолжительным в жизни месторождения. Современными штанговыми насосными установками можно добывать нефть из одного или двух пластов скважин глубиной до 3500 м с дебитом жидкости от нескольких кубометров до нескольких сотен кубометров в сутки. На Серафимовском месторождении 172 скважины оборудованы штанговыми насосными установками, что составляет 94% от всего фонда добывающих скважин. УШГН представляет собой поршневой насос одинарного действия, шток которого связан колонной штанг с наземным приводом – станком качалкой. Последний включает в себя кривошипно шатунный механизм, преобразующий вращательное движение первичного двигателя в возвратно поступательное движение и сообщает его колонне штанг и плунжеру насоса. Подземное оборудование составляют: насосно компрессорные трубы, насос, штанги, устройства для борьбы с осложнениями. К наземному оборудованию относится привод (станок качалка), устьевая арматура, рабочий монифольд. Установка работает следующим образом. При ходе плунжера вверх в цилиндре насоса снижается давление и нижний (всасывающий) клапан поднимается, открывая доступ жидкости (процесс всасывания). Одновременно столб жидкости, находящийся над плунжером, прижимает к седлу верхний (нагнетательный) клапан, поднимается вверх и выбрасывается из НКТ в рабочий монифольд. При ходе плунжера вниз верхний клапан открывается нижний клапан давлением жидкости закрывается, а жидкость находящаяся в цилиндре, перетекает через полый плунжер в НКТ. В ООО НГДУ «Октябрьскнефть» наземное оборудование скважин представлено в основном станками качалками нормального ряда типа СКН5 31%, СКД8 15%, 7СК8 29% Также на месторождении применяют установки электроцентробежных насосов (УЭЦН). В качестве привода УЭЦН применяют погружной электродвигатель, спускаемый в скважину совместно с насосом на заданную глубину. По конструктивному исполнению УЭЦН подразделяются на три группы: а) насосы исполнения 1 предназначены для эксплуатации нефтяных и обводненных скважин с содержанием механических примесей до 0,1 г/л; б) насосы исполнения 2 (износостойкое исполнение) предназначены для эксплуатации сильно обводненных скважин с содержанием механических примесей до 0,5 г/л; в) насосы исполнения 3 предназначены для откачки жидкости с водородным показателем pH=5 8,5 и содержанием до 1,25 г/л сероводорода. К подземному оборудованию относятся: а) электроцентробежный насос, являющийся основным узлом установки (ЭЦН); б) погружной электродвигатель (ПЭД), являющийся приводом насоса; в) система гидрозащиты, осуществляющая защиту ПЭД от попадания в него пластовой жидкости и состоящая из протектора и компенсатора; г)токоведущий кабель, служащий для подачи электроэнергии к ПЭД; д) насосно компрессорные трубы (НКТ), являющиеся каналом, по которому добываемая жидкость поступает от насоса на дневную поверхность. К наземному оборудованию относятся: а) устьевая арматура, служащая для направления и регулирования поступающей жидкости из скважины и герметизации устья и кабеля; б) станция управления погружным двигателем, осуществляющая запуск, контроль и управление работой УЭЦН; в) трансформатор, предназначенный для регулирования величины напряжения, подаваемого на ПЭД; г) подвесной ролик, служащий для подвески и направления кабеля в скважину при спуско подъемных операциях. ЭЦН является основным узлом установки. В отличие от поршневых насосов, сообщающих напор перекачиваемой жидкости посредством возвратно поступательных движений поршня, в центробежных насосах перекачиваемая жидкость получает напор на лопатках быстровращающегося рабочего колеса. При этом происходит превращение кинетической энергии движущейся жидкости в потенциальную энергию давления. Перед монтажем УЭЦН необходимо подготовить скважину для ее эксплуатации. Для этого ее промывают, т. е. очищают забой от песчаной пробки и возможных посторонних предметов. Затем в обсадную колонну от устья до глубины, превышающей глубину спуска агрегата на 100 – 150м., спускают и поднимают специальный шаблон, диаметр которого несколько больше максимального диаметра погружного агрегата. При этом тщательно центрируют вышку или мачту относительно устья скважины. В большинстве своем нагнетательные скважина по конструкции не отличаются от добывающих. Более того, некоторое количество добывающих скважин, оказавшихся в зоне контура водоносности или за ним, переводятся в разряд нагнетательных. При внутриконтурном и площадном заводнении перевод добывающих скважин под закачку воды считается нормальным. Существующие конструкции нагнетательных скважин предусматривают закачку воды через насосно компрессорные трубы, спускаемые с пакером и якорем. Над пакерное пространство следует заполнить нейтральной к металлу жидкостью. Забой должен иметь достаточный по толщине фильтр, обеспечивающий закачку запланированного объема воды, глубиной не менее 20 м для накопления механических примесей. Целесообразно применение вставных фильтров, которые могут периодически подниматься из скважин и очищаться. Устьевая арматура нагнетательной скважины предназначена для подачи и регулирования объема воды в скважину, проведения различных технологических операций промывок, освоения, обработок и т.д. Арматура состоит из колонного фланца, устанавливаемого на обсадную колонну, крестовины, применяемой для сообщения с затрубным пространством, катушки, на которой подвешиваются НКТ, тройника для подачи нагнетаемой жидкости в скважину. Назначение и конструкция пакера и якоря принципиально не отличаются от применяемых при фонтанной эксплуатации скважин. 7 Исследование скважин В процессе эксплуатации скважин осуществляется их исследование в целях контроля технического состояния эксплуатационной колонны, работы оборудования, проверки соответствия параметров работы скважин установленному технологическому режиму, получения информации, необходимой для оптимизации этих режимов. При исследовании скважин: а)проверяется техническое состояние скважины и установленного оборудования (герметичность цементного камня, обсадной колонны и насосно компрессорных труб, состояние призабойной зоны пласта,загрязненность ствола скважины, подача насосов, работа установленных на глубине клапанов и других устройств); б) оценивается надежность и работоспособность узлов оборудования, определяется меж ремонтный период работы оборудования и скважин; в) получают информацию,необходимую для планирования различного рода ремонтно восстановительных и других работ в скважинах, а также для установления технологической эффективности этих работ. Для решения перечисленных задач используется комплекс различного рода исследований и измерений (замер дебита нефти, обводненности продукции, газового фактора, глубинные измерения температур и давлении,промеры глубин, динамометрирование, запись расходов рабочего агента, учет отказов и ремонтов оборудования, анализ проб продукции скважин и др.). Виды, объем и периодичность исследований и измерений с целью контроля за работой оборудования для всех способов эксплуатации скважин устанавливаются управлением совместно с научно исследовательскими организациями и геофизическими предприятиями . Исследования по контролю за работой добывающих скважин должны осуществляться в полном соответствии с правилами безопасности в нефтегазодобывающей промышленности, с соблюдением требований охраны недр и окружающей среды. Основой исследования УШГН является динамометрирование – метод оперативного контроля за работой подземного оборудования и основа установления правильного технологического режима работы насосной установки. Суть метода заключается в том, что нагрузку на сальниковый шток определяют без подъема насоса на поверхность с помощью динамографа. На бумаге в виде диаграммы записываются нагрузки при ходе вверх и вниз в зависимости от перемещения штока. Для определения расстояния от устья до динамического уровня применяются методы звукометрии. Наиболее распространены различные эхометрические установки для скважин с давлением 0,1 МПа. Принцип действия этих установок заключается в том, что в затрубное пространство посылается акустический импульс из пороховой хлопушки. Этот импульс, отразившись от уровня жидкости , возвращается к устью, воздействуя на термофон, и после преобразования и усиления в электрический фиксируется перописцем на движущейся бумажной ленте. Волнометрирование выполняется при помощи эхолота, который позволяет определить динамический уровень в скважинах глубиной до 4000 м. при давлении в затрубном пространстве до 7,5 МПа. На забое и по стволу скважины давление и температуру измеряют с помощью глубинных термометров, которые объединяются в одном приборе. 8 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 м3 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. |