методы интенсификации. Методы интенсификации. Методы увеличения производительности скважин
 Скачать 37.63 Kb.
|
|
Министерство науки и высшего образования Российской Федерации ФГБОУ ВО «ИРКУТСКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ» Межотраслевой региональный центр повышения квалификации и переподготовки специалистов Кафедра «Нефтегазового дела» Контрольная работа по дисциплине: Методы интенсификации притока нефти Тема: Методы увеличения производительности скважин Выполнил: студент группы ___________ подпись Проверил: ___________ подпись Иркутск 2023 г. Содержание Введение…………………………………………………………………….…..…3 1. Основные методы повышение производительности скважин…………...….4 2. Метод увеличения проницаемости пластов при использовании генератора упругих волн............................................................................................................9 Заключение………………………………………………………………..…...…14 Список литературы………………………………………………………..……..15 ВВЕДЕНИЕ Производительность скважин может быть повышена путем: увеличения эффективной мощности, увеличения проницаемости пласта, увеличения пластового давления, снижения забойного давления, снижения вязкости жидкости в пластовых условиях, уменьшения расстояния между скважинами, увеличения приведенного радиуса. Все способы увеличения производительности скважины, основанные на повышении проницаемости, обеспечивают увеличение проницаемости не всего пласта, а лишь участков вблизи забоев скважин. Но тем не менее, они весьма эффективны: гидроразрыв пласта; кислотная обработка; прогрев призабойной зоны; взрыв зарядов (торпедирование) на забое скважин; кратковременная закачка поверхностно-активных веществ (ПАВ); обработка призабойной зоны кислотными пенами и др. Способы, обеспечивающие повышение производительности скважин за счет увеличения их приведенного радиуса. Увеличить приведенный радиус можно: увеличением действительного ее радиуса, увеличением степени вскрытия пласта и созданием более полной гидродинамической связи ствола скважины с пластом во вскрытом интервале. Способы увеличения производительности скважин путем снижения забойных давлений являются самыми распространенными. К ним относятся все виды подземных ремонтов эксплуатационного оборудования, борьба с песком и отложениями парафина, все усовершенствования средств откачки жидкости из скважин и перевода их из одних способов эксплуатации на другие. Вязкость нефти в пластовых условиях может быть уменьшена путем мощного теплового воздействия на пласт или другими путями (растворение больших количеств газа в нефти, путем нагнетания его в пласт). Уменьшение расстояний между скважинами (уплотнение сетки) в практике почти не применяется, т.к. это дорогостоящее и малоэффективное мероприятие, а оптимальное значение плотности сетки определяется при проектировании системы разработки. Практически применяемые способы повышения производительности отдельных скважин путем проведения работ на самой скважине: а) способы, обеспечивающие увеличение приведенного радиуса; б) способы, обеспечивающие снижение забойного давления; в) способы, обеспечивающие увеличение мощности эксплуатируемого объекта. Выбираемый способ или их комплекс при этом должен удовлетворять следующим основным требованиям: а) не приводить к нарушению условий рациональной эксплуатации залежи в целом и правил охраны недр; б) он должен быть наиболее экономичен; 1. Основные методы повышение производительности скважин Одним из основных капитальных сооружений и статей капитальных затрат в разработке нефтяных месторождений является скважина. Для того, чтобы эти затраты не только окупились, но и принесли максимальную прибыль необходимо, чтобы скважина эксплуатировалась с максимальной эффективностью. Эффективность эксплуатации скважин зависит от состояния: призабойной зоны пласта, а также долговечности, надёжности и работоспособности основных элементы крепления скважины - эксплуатационной колонны и цементного каменя. Основные нефтяные месторождения Волго-Уральского региона и, в частности, Татарстана находятся на поздней стадии разработки нефтяных месторождений, которая характеризуется низкими и медленно снижающимися уровнями добычи нефти, высокой обводненностью и массовым выходом скважин из действующего фонда. Обводненность на этой стадии разработки достигает по девонским месторождениям 86,7-90,7%. Извлечение большого количества воды, требует компенсации, поэтому растут объемы закачкиводы, как за счет увеличения количества нагнетательных скважин, так и за счет увеличения объемов закачки в каждую скважину, что требует увеличения давления нагнетания Остаточные нефти становятся более вязкими и менее подвижными из-за извлечения легких фракций, вымывания газов водой и охлаждения пластов. В призабойной зоне пласта откладываются асфальтены, смолы, парафины, соли. Для заводнения все в больших объемах используются коррозионно-активные сточные воды, объем закачки которых в 2000г. достиг в ОАО "Татнефть" 80% от общего объема закачанных вод. Возраст 75% скважин ОАО "Татнефть" превышает 20 лет, а 5% - 40 лет. Высокие давления закачки и коррозия за эти годы приводят к учащению случаев потери герметичности эксплуатационной колонны, если в 1998г. в ОАО "Татнефть" было выполнено 140 ремонтов по герметизации эксплуатационной колонны, то в 2000г. их количество превысило 300. В связи со старением скважин, а также ростом перепадов давлений между пластами, растет количество случаев потерь герметичности цементного камня и появления заколонных перетоков между пластами. Нередки случаи негерметичности цементного камня новых скважин из-за некачественного цементирования. Все это приводит к снижению эффективности эксплуатации скважин и повышению себестоимости продукции. Призабойная зона пласта (ПЗП) - это та часть пласта, которая сообщается непосредственно со скважиной. Через нее проходит вся продукция скважины. Поэтому ее пропускная способность - проницаемость во многом определяет эффективность эксплуатации скважины. Методами повышения и восстановления ее проницаемости являются различные способы обработки призабойной зоны пласта (ОПЗ). В добывающих скважинах, пробуренных на терригенные коллекторы, ОПЗ проводится в основном при их эксплуатации, а на залежах в карбонатных коллекторах - обязательно перед их освоением и периодически в процессе эксплуатации. Основные причины, обусловливающие необходимость проведения ОПЗ на добывающих скважинах, следующие: - сравнительно небольшая проницаемость карбонатных коллекторов и части терригенных; - отложения асфальтеносмолистых и парафиновых веществ при эксплуатации скважин при низкихзабойных давлениях; - обводнение скважин и образование стойких эмульсий. Нагнетательные скважины подвергаются ОПЗ как при освоении их под закачку воды, так и после снижения или прекращения приемистости в процессе эксплуатации. Значительный объем работ по ОПЗ применяется в процессе эксплуатации нагнетательных скважин. Снижение или прекращение приемистости нагнетательных скважин в процессе их эксплуатации объясняется следующими факторами: - загрязнением поровых каналов ПЗП продуктами коррозии металла и взвешенными частицами, вносимыми впласт закачиваемой водой; - снижением проницаемости призабойной зоны пласта в результате физико-химических процессов, происходящих при контакте закачиваемой воды с породами и пластовой водой. В ОАО «Татнефть» применяются около 40 различных видов ОПЗ. До 80-х годов ОПЗ преимущественно использовали (80-90%) для восстановления и увеличения приемистости нагнетательных скважин. Но с начала 80-х годов ОАО «Татнефть» приступило к разбуриванию залежей в карбонатных коллекторах, в основном, низкопроницаемых, а также неоднородных с низкой продуктивностью, залежей высоковязкой нефти терригенных пластов. При этом возникла необходимость усиления работ по повышению производительности добывающих скважин. Поэтому доля работ по добывающим скважинам возросла. При выборе метода ОПЗ для конкретной скважины обычно нет достоверных сведений о причинах снижениядебитов, поэтому предпочтительны способы обработки, совмещающие в себе несколько механизмов воздействия. Кроме того, поздняя стадия разработки нефтяных месторождений характеризуется снижением производительности добывающих скважин по нефти и увеличением содержания воды в их продукции, что приводит, в конечном счёте, к повышению себестоимости нефти. Поэтому важными факторами, определяющими предпочтительность выбора способа ОПЗ являются его эффективность, простота осуществления и низкая стоимость. Одним из таких методов стало термогазохимическое воздействие на пласт (ТГХВ) пороховыми газами с использованием зарядов АДС и ПГД БК, который стал активно применяться с середины 70-х годов. Способ был разработан Мальцевым H.A., Чазовым Г.А .и др. в ПермНИПИнефти и, несмотря на широкое применение, был малоисследован механизм воздействия, не были отработаны оптимальные величины зарядов. Начало ввода в разработку месторождений с карбонатными коллекторами, вызвало рост применениясолянокислотных ОПЗ. Наибольшее применение тогда нашла технология создания каверн-накопителейАширова К.Б., заключавшаяся в том, что закачкой нескольких порций кислоты в призабойную зону пласта, за обсадной колонной создавались каверны. Естественно, это приводило к увеличению поверхности фильтрации и, соответственно, дебита скважины. Но способ не вводил в эксплуатацию малопроницаемые интервалы пласта, а из-за длительного контакта с кислотой интенсивно корродировали цементный камень и эксплуатационная колонна. Гораздо более перспективное направление - это направленные кислотные обработки с блокировкой на время обработки проницаемых участков пласта каким-либо инертным материалом. И хотя такое направление существовало, не были отработаны технологии, материалы, не исследована эффективность. В нагнетательные скважины вместе с водой закачиваются огромные количества твердых частиц, что со временем приводит к потере проницаемости их призабойной зоны, требуются депрессионные методы, позволяющие очищать призабойную зону нагнетательных скважин. Другой стороной вопроса повышения эффективности эксплуатации скважин является сохранение проницаемости призабойной зоны пласта при проведении ремонтов скважины. Жидкости глушения, представляющие собой водные растворы солей, наносят огромный вред призабойной зоне пласта. Скважины подолгу выходят на доремонтный режим и не всегда его достигают. Одним из путей борьбы с этим явлением является применение жидкостей глушения на углеводородной основе, другим - использование клапанов-отсекателей. Созданием клапанов-отсекателей занимались многие конструкторы и исследователи - ДоброскокБ.Е., Габдуллин Р.Г., Асфандияров Х.А., Зайцев Ю.В., Попов А.А, Сафин В.А. и др и некоторые из них успешно применялись, но изменившиеся условия на поздней стадии разработки нефтяных месторождений требуют разработки соответствующих им технологий и конструкций. Кроме проницаемости, на эффективность эксплуатации скважин влияет прочность пород, слагающих продуктивный пласт. Если они слабосцемен-тированы, ПЗП разрушается под действием депрессии и потока жидкости, и в скважину выносится песок, приводящий к интенсивному износу скважинного оборудования и образованию пробок. Ввод в эксплуатацию таких месторождений, как Архангельское, выдвинуло проблему их эксплуатации и борьбы с выносом песка. Поздняя стадия разработки основных нефтяных месторождений Татарстана обуславливает и возраст скважин, который достигает 30-40 лет. Поэтому нарастают проблемы, связанные с герметичностью эксплуатационной колонны. По данным Загирова М.М. скорость коррозии в сероводо-родосодержащих средах достигает 0,6-1,2 мм/год. Средние сроки службы эксплуатационных колонн до первого ремонта на Ромашкинском месторождении для добывающих скважин составляют 29,2 года, а для нагнетательных - 17,5 лет. Количество же отказов и ремонтов, связанных с восстановлением работоспособности эксплуатационной колонны, подчиняются, В ОАО Татнефть количество ремонтов по восстановлению работоспособности эксплуатационной колонны в 2000 году превысило 300. А общее количество капитальных ремонтов с 1999 по 2000г. выросло на 25% - с 6 тысяч до 7,5 тысяч. Существующие же методы восстановления герметичности эксплуатационной колонны: цементные заливки, цементируемые летучки трудоемки и малоуспешны - не более 60%. Технология герметизации продольно-гофрированными трубами, разработанная во ВНИИКРнефти под руководством М.Л.Кисельмана, не допускает больших депрессий, а технология с использованием профильных перекрывателей, разработанная в ТатНИПИнефть Г.А.Абдрахмановым, довольно таки трудоемка. Технологии отворота верхней части эксплуатационной колонны также трудоемки и не обеспечивают отворота в заданном муфтовом соединении. Положение с эксплуатационными колоннами в нагнетательных скважинах осложняет и повышение давлений закачки с 6-9 МПа в конце 80-х годов до 1520 МПа в настоящее время. Резко возросли объемы закачки сточных вод и о достигли в 2000г. 110 млн.м , что составляет 80% всего объема закачки воды. В то же время существующие пакера быстро теряют герметичность и не защищают эксплуатационную колонну. За 2000г. в ОАО «Татнефть» выполнено около 50 ремонтов по восстановлению работоспособности, т.е. герметизации цементного камня. Основной причиной потери герметичности цементного камня, по даннымЮсупова И.Г., является коагуляция глинистой корки в результате действия поливалентных катионов пластовыхвод. Количество проведенных ремонтов не полностью отражает актуальность проблемы - многие скважины ожидают ремонта. Технология герметизации цементного камня сложна, требуются разбуриваемые пакера с возможностью закачки под большими давлениями (до 25 МПа) тампонажного раствора. Из всего сказанного вытекают основные задачи, которые предстоит решить в работе: исследование механизма и эффективности воздействия на ПЗП пороховыми газами, оптимизация существующих и разработка новых способов; исследование и совершенствование технологии направленной кислотной обработки карбонатных коллекторов; разработка и исследование методов очистки ПЗП нагнетательных скважин; разработка и исследование методов защиты ПЗП при ремонте скважин; исследование и разработка технологии эксплуатации слабосцементированных пластов; исследование и разработка технологий и техники для зашиты и восстановления эксплуатационной колонны; разработка и исследование методов устранения заколонных перетоков. Решение этих задач позволит повысить эффективность эксплуатации скважин на поздней стадии разработки нефтяных месторождений. 2. Метод увеличинения проницаемости пластов при использовании генератора упругих волн Метод основан на акустическом воздействии на флюидосодержащие пласты. Генератор упругих волн, смонтированный на устье скважины, по волноводу НКТ, (которые позволяют создавать неразрывный поток жидкости при любых низких уровнях в скважине) заполненным технологической жидкостью, посылает волну сжатия, заданной направленности. ЦА-320 подает рабочий агент под излучатель генератора, при этом гидромолот производит удары по излучателю. Генерируемая упругая волна трансформируется на продольные, поперечные и поверхностные волны с энергией 5-1500 Дж и частотой 0.5-80 Гц проходит по волноводу, разворачивается на отражателе и попадает в пласт. Хорошее акустическое согласование жидкостного волновода с породой способствует высокому коэффициенту полезного воздействия на обрабатываемые отложения. Под воздействием высокого импульсного давления, технологический раствор проникает в естественные трещины, расширяет их, создает новые в соответствии с природой усталостного трещинообразования. Традиционные методы увеличения дебита скважин хорошо известны: компрессирование скважин, свабирование скважин, однако вышеперечисленные методы не всегда эффективны. Увеличение дебита по скважинам, где проведена обработка упругими волнами, подтверждается документально. Всего, обработка упругими волнами при помощи упругих волн произведена в более, чем 50 скважин. Кроме того, аналогичным генератором УГСВ-3 проводились обработки продуктивных горизонтов в нефтяных скважинах на предприятиях АО "Нижневолжскнефть", АО "Татнефть", АО "Пурнефтегазгеология", ОАО "Роснефть", ТОО "Гюрал". Сведения о работе генератора упругих волн УГСВ-3, приведены в таблице 1. Отличие УГСВ-3 от УГСВ-1 в мощности и виде привода, привод УГСВ-1 пневматический, меньше мощность, но она достаточная для работы в водозаборных скважинах. Кроме того, привод от компрессора позволяет производить очистку пласта сразу после обработки. В качестве генератора упругих волн используется УГСВ-1 и УГСВ-3. Спецификация: 1. корпус генератора; 2. гидромолот (пневмомолот); 3. подача масла, воздуха со станции управления; 4. сброс масла, воздуха со станции управления; 5. устье скважины; 6. подача рабочего агента от ЦА - 320; ЦН-10; 7. контейнер отражатель; 8. зона перфорации; 9. волновод (НКТ). Характеристики генераторов упругих волн: Характеристика УГСВ-3 УГСВ-1 Мощность(кДж) 3 0,13 Энергия волны (Дж) 5-1500 До 1 Глубина скважины (м) 5000 1500 Рабочий агент Жидкость неспособная кольматировать пласт Вода Радиус действия волны (м) До 400 До 150 Шаг обработки (м) 0,5 - 1,5 0,5 - 1,5 Интервал обработки Без ограничений Без ограничений Привод генератора Дизель + НШ-100 КомпрессорР=0,7-1,0Мпа,Q=10-20 м3/мин Привязка отражателя к подошве продуктивного горизонта Геофизическими методами По мере инструмента Работа генератора по воздействию на пласт происходит следующим образом: После спуска НКТ с контейнером - отражателем до кровли продуктивного горизонта с привязкой по локатору муфт, НКТ подвешивается на планшайбу, монтируется задвижка и на нее устанавливается генератор на фланцевом соединении. ЦА-320 подает рабочий агент под излучатель генератора, при этом гидромолот производит удары по излучателю. Сформированная волна проходит по волноводу, разворачивается на отражателе и попадает в пласт.Упругая волна продвигается по пласту одновременно с жидкостью, которая подается агрегатом. Обработка пласта происходит снизу вверх, либо сверху вниз с интервалом 0,5 м. - 1,5 м. , выбросом 0,5 м. - 1,5 м. патрубков из верхней части НКТ. После обработки, как правило, скважина какое-то время очищается, так как волна отслаивает продукты загрязнения из призабойной зоны и с внутренней поверхности обсадной колонны. Хорошее акустическое согласование жидкостного волновода со спущенным отражателем способствует высокому коэффициенту полезного воздействия на коллектор, что приводит к их значительному увеличению приемистости в скважинах. Высокая эффективность волнового воздействия может быть достигнута при создании в пласте интенсивных сдвиговых деформаций, действующих в насыщенных нефтью породах и оказывающих прямое воздействие на пластовую систему и протекающие в ней процессы. Волны ударного воздействия имеют большой радиус воздействия и составляют величину порядка десятков и сотен метров от скважины. Их воздействие основывается на импульсном дренировании продуктивных пластов, что приводит: • к рассредоточению кольматантов по объему пласта; • к разблокированию зон, целиков, насыщенных пластовым флюидом; • к развитию "техногенных" микротрещин и изменению структуры скелета пласта. При циклическом ударном воздействии происходит следующее: • в зоне перфорационных отверстий вызывается отрыв отложений от стенок поровых каналов; • волны сжатия, многократно отражаясь, трансформируются в волны напряжения-растяжения, способствующие развитию и образованию новых трещин; • перепады давления при импульсном воздействии изменяются попеременно по величине и направлению, в результате чего жидкость перемещается из застойных зон и каналов в зоны активного дренирования. В пласте генерируются колебания, которые должны, по возможности, соответствовать частоте естественных колебаний скелета породы и насыщающих флюидов. Такие колебания вызывают несколько эффектов, отражающихся на жидкостях и остающихся в пласте газах. Они снижают когезионные и адгезионные связи, значительно уменьшают проявление капиллярных сил, слипание между породой и жидкостью, способствуют стимулированию группирования нефтяных капелек в потоки, облегчая течение углеводородов в пористой среде. Колебания, которые распространяются в продуктивном пласте в виде упругих волн, изменяют контактный угол между жидкостями и пластовой породой, уменьшая гидравлический коэффициент трения. Облегчается течение в направлении скважин, дебиты которых возрастают, и перепады давления на ПЗП увеличиваются. Упругие волны способствуют развитию в пласте осциллирущей силы, что приводит к разным ускорениям пластовых флюидов из-за различия их плотностей. Между жидкими фазами развивается поверхностное трение в связи с разными ускорениями, что способствует выделению теплоты, которая, в свою очередь, снижает их поверхностное натяжение. Благодаря колебаниям освобождается также защемленный газ, способствующий проявлению эффекта газлифта нефти в скважине. Осциллирующая сила развивает колебательное звуковое давление, которое способствует течению нефти. Остаточная нефть в истощенном пласте обычно присутствует в виде капелек, диспергированных в воде. Под действием разницы плотностей происходит разделение нефти и воды. Силы притяжения, действующие между колеблющимися капельками одной жидкости в другой, способствуют слиянию капелек нефти. Данное воздействие также основано на использовании явления тиксотропии. Поведение углеводородов сильно зависит от содержания высокомолекулярных фракций и окружающей температуры. Парафины и другие высокомолекулярные фракции конденсируются в виде игольчатых, напоминающих кристаллы, тел и со снижением температуры количество этих псевдокристаллов растет из-за присоединения конденсата фракций с меньшей молекулярной массой. Конденсат начинает образовывать сетчатую структуру. Образование структурного каркаса резко увеличивает эффективную вязкость углеводородов и, соответственно, снижает их подвижность и способность к фильтрации. Эта посылка особенно актуальна для нефти, находящейся в пласте с низкой температурой. Нефть с такими свойствами, как и все структурированные среды, обладает свойством тиксотропии, которое заключается в том, что при встряхивании среды происходит резкое снижение вязкости из-за разрушения структурного каркаса. Это явление используется в практике увеличения нефтеотдачи пластов. Исследования подтверждают, что при воздействии низкими частотами импульсы давления распространяются в пласте на 500 м., а, в некоторых случаях, до 2000 м. от источника излучения. Воздействие на пласт мощными упругими волнами с частотой 0,5-80 Гц перекрывает весь спектр резонансных частот пород коллектора, включая доминантную. Гидроудары, согласованные по частоте повторения со скоростью ударной волны и глубиной скважины, способны раскачать столб жидкости до получения периодических перепадов давления на забое в десятки МПа. Потери на затухание для инфрачастотных волн составляют 10-12% на километр длины скважины. Создание перепадов давления способствует не только очистке поровых каналов прискважинной зоны пласта, но и разрушению его скелета. Механизм разрушения следующий. Известно, что для разрыва нетрещиноватой породы необходим градиент давления порядка 23 кПа/м, трещиноватой- 12-13 кПа/м. Повышение давления приводит к расширению существующих трещин коллектора и образованию новых, спад давления сопровождается их смыканием. Повторяющаяся деформация способствует усталостному разрушению породы и выкрашиванию фрагментов пласта, имеющих низкую проницаемость.Изменение скорости и направления движения жидкости в прискважинной зоне пласта при изменении давления на забое позволяет использовать и радиальные, и тангенциальные силы, применять к пластовой породе растяжение, изгиб и сдвиг, т. е. расшатывать, выламывать, выкрашивать ее частицы. Оторванные твердые частицы в струе жидкости являются абразивом, а также выполняют роль проппанта. Таким образом, при одновременной обработке мощными забойными гидравлическими вибраторами с импульсами давления 5-1500 Дж нескольких скважин, можно достигнуть две цели : возможность расширить контур питания скважин за счет увеличения проницаемости коллектора и улучшить фильтрационную способность нефти. В итоге такое воздействие приводит к увеличению дебитов скважин и увеличению коэффициента извлечения нефти. При проведении испытаний практически не отмечено случаев порыва труб. При скорости ударной волны 1350-1550 м/с трубы не успевают деформироваться и не разрушаются даже при высоких величинах импульсного давления. К преимуществам метода воздействия упругими волнами можно отнести следующее: • простота оборудования; • несложность монтажа из-за размещения оборудования на устье скважины; • противофонтанная безопасность (оборудование можно монтировать на ПВО, или на перфорационную задвижку); • увеличение приемистости и улучшение свойств коллекторов в несколько раз, что приводит к увеличению дебитов флюидов; • возможность ввода скважины в эксплуатацию сразу после обработки пласта, не извлекая отражатель; • равномерная обработка волнами всего коллектора, а при работах по интенсификации притока кислотами и т.д., их проникновение во все участки интервала перфорации (в отличие от гидроразрыва); • очистка внутренней поверхности НКТ волнами Релея во время обработки; • как сопутствующий фактор, в результате этого хорошее прохождение приборов ГИС контроля за разработкой месторождений; • отсутствие высоких давлений в скважине и нежелательных побочных явлений; • возможность расширить контур питания скважин за счет увеличения проницаемости коллектора и улучшить фильтрационную способность нефти; • в результате вибровоздействия в работу включаются все пропластки находящиеся в интервале перфорации. Заключение Повышение производительности скважин является неотъемлемой частью процесса разработки нефтяного месторождения. Практически все методы, направленные на сохранение или восстановление емкостно-фильтрационных свойств призабойной зоны пласта необходимо рассматривать как прямые методы повышения нефтеизвлечения пластов. Методы повышения производительности скважин по своему назначению можно разбить на две группы : Первая группа объединяет методы, направленные на сохранение естественной емкостно-фильтрационной характеристики призабойной зоны пласта при первичном , вторичном вскрытии пласта в процессе строительства скважины и при ремонтных работах при ее эксплуатации ; вторая группа – методы, направленные на восстановление ухудшенных при строительстве и эксплуатации скважин фильтрационных свойств пласта. В настоящее время назрела острая необходимость в разработке и внедрении третьей группы методов, направленных на улучшение фильтрационной способности закачиваемой воды, (очистка, подготовка, облагораживание и др.). К химическим методам ОПЗ относятся кислотные, обработки углеводородными и водными растворами ПАВ, растворителями тяжелых углеводородов и др. Физические методы широкое распространение получили в последнее время : гидравлический разрыв пласта , гидропескоструйная перфорация, волновые методы, имплозивные . Тепловые методы объединяют такие ОПЗ , как термохимические , ТГХВ , электроподогрев и др. Список литературы 1. Сургучев М.Л., Желтов Ю.В., Симкин Э.М. «Физико-химические микропроцессы в нефтегазоносных пластах». Москва 1997 г. 2. Амелин И.Д., Сургучев М.Л., Давыдов А.В. «Прогноз разработки нефтяных залежей на поздней стадии». Москва 2001 г. 3. Шелепов В.В. «Состояние сырьевой базы нефтяной промышленности России Повышение нефтеотдачи пластов». Москва 1999 г. 4. Журнал «Нефтяное хозяйство», январь 2008. |