Помощничек
Главная | Обратная связь


Археология
Архитектура
Астрономия
Аудит
Биология
Ботаника
Бухгалтерский учёт
Войное дело
Генетика
География
Геология
Дизайн
Искусство
История
Кино
Кулинария
Культура
Литература
Математика
Медицина
Металлургия
Мифология
Музыка
Психология
Религия
Спорт
Строительство
Техника
Транспорт
Туризм
Усадьба
Физика
Фотография
Химия
Экология
Электричество
Электроника
Энергетика

Вскрытие и освоение нефтяных и газовых скважин



Заключительный этап строительства скважин является одним из важных. Он включает в себя вскрытие продуктивного пласта бурением, спуск и цементирование обсадной эксплуатационной колонны, оборудование забоя, вызов притока и освоение скважины.

От качественного проведения заключительного этапа во многом зависит долговечность работы скважины, ее добывные возможности, экономические показатели.

Методы вскрытия продуктивного пласта могут быть различными в зависимости от геологических и технических условий. Однако все они должны решать следующие основные задачи:

1. При вскрытии продуктивных пластов с высоким пластовым давлением необходимо принять меры по предупреждению возможного открытого фонтанирования. Для этого применяют глинистый раствор такой плотности, чтобы обеспечивалось превышение забойного давления над пластовым примерно на 10%.

2. Вскрытие продуктивного пласта должно проводится с сохранением естественных фильтрационных свойств породы.

При вскрытии продуктивного пласта давление столба глинистого раствора всегда бывает выше пластового давления.

За счет перепада между пластовым и забойным давлениями в продуктивный пласт может проникать глинистый раствор или фильтрат и снижать проницаемость в призабойной зоне пласта. При взаимодействии фильтрата глинистого раствора с пластовыми водами или нефтью возможно выпадение нерастворимых осадков в порах и трещинах пласта, а также образование стойких водонефтяных эмульсий. С учетом этого глинистые растворы, на которых вскрывают продуктивные пласты, должны иметь низкую водоотдачу, не вызывать набухания глинистого материала пород продуктивного пласта и не создавать осадков вследствие взаимодействия их с пластовыми жидкостями. При вскрытии высокопроницаемых пластов, имеющих низкие пластовые давления, происходит поглощение глинистого раствора. Такие пласты вскрывают растворами на углеводородной основе или растворами, облегченными за счет их аэрации, с добавками поверхностно-активных веществ, пен и др.

Глинистый раствор может попадать в призабойную зону пласта по трещинам, которые могут образоваться вновь или расширить имеющиеся за счет повышенных давлений, возникающих при спуске бурового инструмента на больших скоростях. В этой связи при вскрытии продуктивного пласта нельзя превышать скорости спуска бурового инструмента выше критически допустимых, при которых происходит разрыв пласта или раскрытие имеющихся трещин.

3. Должна быть обеспечена надлежащая полнота вскрытия пласта, при которой обеспечивается длительная безводная добыча нефти и максимальное облегчение притока жидкости к забою скважин. Если бурится нагнетательная водяная скважина в законтурной части залежи, то пласт необходимо вскрывать полностью с целью достижения высокой приемистости. В тех случаях, когда в подошве пласта нет воды и скважина находится на большом расстоянии от водонефтяного (ВПК) или газонефтяного (ГНК) контакта, следует вскрывать пласт в нефтяной части пласта на всю его толщину.

Если нефтедобывающая скважина вскрыла газовую шапку, то перфорацию пласта необходимо проводить с некоторым отходом от ГНК, а забой оборудовать так, чтобы нефть, поступающая к забою скважины, не увлекала газ из газовой шапки.

Конструкция и оборудование забоя скважин.Цилиндрическая горная выработка малого поперечного сечения, но имеющая значительную длину, называется скважиной. Начало скважины от поверхности земли называется устьем, а ее конец - забоем. Все полое пространство скважины, от устья до забоя, называется стволом скважины. Весь фонд нефтяных, газовых и водяных скважин, предназначенных для добычи нефти, газа или воды, называется эксплуатационным фондом. Кроме эксплуатационных скважин имеются вспомогательные скважины: нагнетательные, контрольные, оценочные и др. Совокупность данных, характеризующих диаметр пробуренной скважины на разных глубинах, количество, диаметр и длину обсадных колонн, спущенных в скважину, а также интервалы пространства за колоннами, заполненные цементным раствором, называется конструкцией скважины. Наиболее простой, дешевой и часто применяемой является одноколонная конструкция, когда в скважину спускается и цементируется одна колонна труб, не считая направления и кондуктора. При любой конструкции скважины последняя обсадная колонна, которая спускается до проектной глубины, называется эксплуатационной колонной. Через эту эксплуатационную колонну осуществляется эксплуатация скважины. Чаще всего в качестве эксплуатационных колонн применяются обсадные трубы с наружным диаметром 146 и 168 мм и толщиной стенок от 6 до 12 мм.

Конструкция скважины должна обеспечивать:

1. Устойчивость стенок ствола скважины и надежное разобщение нефтяных, газовых и водоносных пластов друг от друга.

2. Надежное сообщение ствола с продуктивным пластом.

3. Герметизацию устья скважины и направление добываемой продукции в систему сбора, транспорта и подготовки или нагнетания жидкости и газа в пласт.

4. Спуск в скважину оборудования и средств для извлечения из продуктивного пласта нефти и газа.

5. Проведение различных геолого-технических мероприятий (ГТМ).

6. Проведение всевозможных скважинных исследований.

7. Возможность избирательного воздействия на различные пропластки пласта.

Для обеспечения устойчивости стенок скважин и разобщения пластов друг от друга в скважину после завершения бурения спускают стальные трубы, называемые обсадными. Межтрубное пространство между внешними стенками обсадных труб и стенкой скважины заполняют специальным цементным раствором под давлением. После затвердения цементного раствора (48 часов) образуется цементный камень, который разобщает пласты между собой.

Оборудование забоя скважин.Конструкцию забоев нефтяных и газовых скважин определяют с учетом литологических и физических свойств продуктивных пластов и местоположения скважин на залежи.

На рис. 51 показано расположение скважин на антиклинальной складке.

На антиклинальной складке (рис. 1) скважина 2 не должна вскрыть пласт до подошвы, так как ее забой будет находиться в обводненной части залежи. При бурении и освоении нагнетательной скважины № 1 пласт необходимо вскрывать на всю его толщину, чтобы достичь наибольшей приемистости. Если в подошве пласта нет воды, то следует вскрывать пласт в нефтяной части залежи на всю толщину. При этом скважину бурят несколько ниже (20-30 м) продуктивного пласта (скважина № 3). Эту часть пласта называют зумпф, который служит для сбора обрушившейся породы, улетевших скребков, манометров и т.д.

В тех случаях, когда скважина вскрыла газовую шапку (скважина 4), забой ее оборудуют так, чтобы притекающая нефть не увлекала газ из газовой шапки. Скважина может быть оборудована с открытым или закрытым забоем (рис. 52).

Скв. 1 Скв. 2 Скв. 3 Скв. 4

Рис. 51. Расположение скважин

В том случае, когда продуктивный пласт сложен крепкими однородными породами (песчаники, известняки), скважину оборудуют открытым забоем.

Если продуктивный пласт сложен неоднородными породами с прослоями песка, глины, неустойчивыми слабоцементированными песчаниками, забой скважины оборудуется закрытым. При открытом забое скважину бурят до кровли продуктивного пласта, спускают эксплуатационную колонну и ее цементируют до устья. Затем после затвердевания цементного раствора продуктивную часть пласта вскрывают (бурят) долотом, диаметр которого несколько меньше внутреннего диаметра обсадной колонны.

При закрытом забое скважину бурят до проектной глубины, спускают эксплуатационную колонну, цементируют ее до устья и после затвердевания цементного раствора перфорируют нефте-или газонасыщенные участки продуктивного пласта.

Иногда если продуктивный пласт сложен слабоцементированными песчаниками и алевролитами, то продуктивный пласт

 

Рис. 52. Конструкции забоев скважин: а ~ с открытым забоем: б -с обсадными трубами; в - с щелевым фильтром; г - с заранее перфорированным фильтром с манжетной заливкой; 1 - обсадные трубы, 2 - цементный камень, 3 - газоносный пласт, 4 - продуктивный пласт, 5 - перфорационные отверстия, 6 - уплотнение, 7 - щелевой фильтр-хвостовик, 8 - заливочное отверстие, 9 - манжета, 10 - место установки обратного клапана, 11 - отверстия в фильтре

вскрывают при открытом забое с последующим спуском специального фильтра-хвостовика с воронкообразным раструбом в верхней части. Фильтр имеет щелевые отверстия (0,8-3 мм).

Применяют также конструкции скважин с заранее перфорированным фильтром с манжетной заливкой. При этом скважину бурят до проектной глубины, спускают эксплуатационную колонну с манжетой и заранее перфорированными трубами (фильтром). После этого через специальные отверстия в колонне выше манжеты затрубное пространство заполняют цементным раствором. Перфорированную часть труб (фильтр) перед цементированием заполняют песком или отделяют чугунным обратным клапаном для того, чтобы цементный раствор не попал в эту часть трубы. После затвердевания цементного раствора чугунный обратный клапан разбуривают, а песок вымывают. Главное - забой скважины должен обеспечивать высокий коэффициент гидродинамического совершенства скважины. Это достигается при открытом забое скважин или качественной избирательной перфорацией (20-25 отверстий на 1 м толщины продуктивного пласта) скважин. Конструкция забоя скважины должна также давать возможность направленного поинтервального воздействия на призабойные зоны пласта с целью восстановления или повышения их проницаемости (гидроразрыв, кислотная обработка, щелевая разгрузка и т.д.). С целью недопущения попадания цементного раствора в продуктивный пласт и ухудшения за счет этого проницаемости пласта применяют цементные растворы с низкой или нулевой водоотдачей.

Перфорированный забой, склонный к пескопроявлению, не обеспечивает надежную защиту скважины от поступления песка и образования песчаных пробок на забое. При вскрытии рыхлых коллекторов для защиты от песка против перфорированного интервала устанавливают дополнительный фильтр для задержки песка. Но в этом случае фильтрационное сопротивление потоку пластовой жидкости резко возрастает. Кроме того, перфорированный участок вызывает сгущение линий тока у перфорационных отверстий, что приводит к увеличению фильтрационного сопротивления по сравнению с открытым забоем.

Перфорация скважин.После того как обсадные трубы спущены в скважину и зацементированы, против продуктивной части пласта при помощи перфораторов делают отверстия в эксплуатационной колонне и цементном камне для соединения продуктивной части пласта с забоем скважины. Эта операция называется перфорацией. Применяются различные методы перфорации скважин: пулевая, торпедная, кумулятивная и гидропескоструйная.

Пулевой перфоратор (ПП) представляет собой трубу длиной 1 м и диаметром 100 мм, которая заряжается спрессованным порохом и 10 стальными пулями. На каротажном кабеле пулевой перфоратор спускают в скважину, заполненную глинистым раствором, устанавливают против заданного интервала продуктивного пласта и делают выстрелы. Глубина отверстий в породе не превышает 5-7 см. Многие пули застревают в эксплуатационной

колонне, в цементном камне, и только небольшое число их пробивает колонну и цементный камень. Практически в настоящее время не находит применения.

Торпедный перфоратор (777). Торпедная перфорация осуществляется аппаратами, спускаемыми на кабеле и стреляющими разрывными снарядами диаметром 22 мм. Аппарат состоит из секций, в каждой из которых имеется по два горизонтальных ствола. Снаряд снабжен детонатором накольного типа. При остановке снаряда происходит взрыв внутреннего заряда и растрескивание окружающей горной породы. Глубина каналов, по данным испытаний, составляет 100-160 мм, диаметр канала 22 мм. На 1 м продуктивной части пласта делается не более четырех отверстий, так как при торпедной перфорации часто происходит разрушение обсадной колонны. Так же, как и пулевая, торпедная перфорация применяется очень ограниченно.

В настоящее время в основном применяют кумулятивную перфорацию (ПК). Кумулятивные перфораторы имеют заряды с конусной выемкой, которые позволяют фокусировать взрывные потоки газов и направлять их с большой скоростью перпендикулярно к стенкам скважины (рис. 53).

Рис. 53. Схема образования отверстия кумулятивным зарядом: 1 -:шряд, 2 - детонатор, 3 - кабель, 4 - зона распространения горения заряда, 5 - металлическая облицовка, 6 - коллектор, 7 - перфорационное отверстие в коллекторе, 8 - цементный камень, 9 -обсадная труба U<1

В кумулятивный перфоратор вставляют шашку из спрессованного порошкообразного взрывчатого вещества, которая имеет конусную выемку, облицованную металлической плашкой.

Кумулятивная перфорация осуществляется стреляющими перфораторами, не имеющими пуль или снарядов. Прострел колонны, цементного камня и породы достигается за счет сфокусированного взрыва. Такая фокусировка обусловлена конической формой поверхности заряда взрывчатого вещества (ВВ), облицованной тонким металлическим покрытием (листовая медь толщиной 0,6 мм). Энергия взрыва в виде тонкого пучка газов - продуктов облицовки - пробивает канал. Кумулятивная струя имеет скорость в головной части до 6-8 км/с и создает давление 3-5 тыс. мПа.

При выстреле кумулятивным зарядом в колонне и цементном камне образуется узкий перфорационный канал глубиной до 350 мм и диаметром в средней части 8-14 мм. Все кумулятивные перфораторы имеют горизонтально расположенные заряды и разделяются на корпусные и бескорпусные. Корпусные перфораторы после их перезаряда используются многократно. Бескорпусные - одноразового действия. В кумулятивных перфораторах выстрелы производят замыканием электрической цепи в установке. За один спуск делают 10-12 выстрелов. Для бескорпусных перфораторов кумулятивные заряды делают в стеклянных или пластмассовых оболочках и устанавливают в круглые сквозные отверстия алюминиевой ленты.

Бескорпусные перфораторы спускают в скважину на каротажном кабеле. При выстреле стеклянные или пластмассовые оболочки полностью разрушаются. Бескорпусные перфораторы позволяют значительно увеличить массу кумулятивных зарядов и, следовательно, их пробивную способность.

В настоящее время применяются малогабаритные кумулятивные перфораторы, позволяющие перфорировать скважины через насосно-компрессорные трубы. Максимальная толщина вскрываемого интервала кумулятивным перфоратором достигает 30 м.

На нефтяных промыслах применяют также гидропескоструйный перфоратор (ГПП). Гидропескоструйный перфоратор (рис. 54) состоит из толстостенного корпуса, в который ввинчивается до десяти насадок из абразивно-стойкого материала (керамики, твердых сплавов) диаметрами отверстий 3-6 мм. Гидропескоструйный перфоратор спускают в скважину на насосно-компрессорных трубах. Перед проведением перфорации скважины с поверхности в НКТ бросают шар, который перекрывает сквозное отверстие перфоратора. После этого с помощью насосных агрегатов АН-500 или АН-700 через НКТ в скважину закачивают жидкость с песком. Нагнетаемая жидкость с песком выходит только через насадки. Концентрация песка в жидкости обычно составляет 80-100 кг/м3, диаметр частиц кварцевого песка 0,3-0,8 мм. При

Рис. 54. Гидропескоструйный ВыХОде из насадок развиваются перфоратор: 1 - хвостовик-перо, огромные скорости абразивной 2 - корпус, 3 - шариковый кла- струи в результате за короткое пан, 4 - держатель насадок, 5 - пробиваются отверстия в

насадка, 6 - заглушка - _

обсадных трубах, цементном камне и породе, ствол скважины соединяется с продуктивным пластом. В зависимости от диаметра насадок, их числа и скорости закачки жидкости глубина перфорационных отверстий достигает 40-60 см. При этом сохраняется герметичность цементного камня за колонной. При гидропескоструйной перфорации на устье скважины создается давление до 40 мПа. Темп прокачки жидкости с песком составляет 3-4 л/с на одну насадку. При этом объемная скорость струи в насадке достигает 200-300 м3/сут, а перепад давления 18-22 мПа. Продолжительность перфорации одного интервала - 15-20 минут. По окончании перфорации заданного интервала перфоратор поднимают и устанавливают на следующий интервал, и операция повторяется.

 

Гидропескоструйный перфоратор применяют и для выполнения других работ в скважинах: срезание обсадных насосно-компрессорных и бурильных труб и извлечение их из скважины по частям; разрушение цементного стакана и твердых песчано-глинистых пробок в скважине, проведение щелевой разгрузки пласта и т.д. На промыслах в основном применяют кумулятивную перфорацию из-за сравнительно низкой стоимости по сравнению с гидропескоструйной перфорацией и простоты проведения. Высокая стоимость гидропескоструйной перфорации объясняется необходимостью проведения дополнительных спуско-подъемных операций с предварительным глушением скважин глинистым раствором или высокоминерализованной пластовой водой, установкой противовыбросового оборудования и т.д.

Освоение и пуск в эксплуатацию скважин.Освоение скважины - это проведение комплекса мероприятий по вызову притока жидкости или газа из продуктивного пласта к забою скважины с суточным дебитом, близким к потенциальному. Приток жидкости или газа из продуктивного пласта к забою скважины возможен, когда пластовое давление больше забойного:

Следовательно, для удовлетворения этого неравенства нужно уменьшать Н, р или Рлоп. На практике для освоения скважин чаще уменьшают Рзаб за счет снижения уровня жидкости в стволе скважины или за счет снижения плотности одним из имеющихся способов. Цель освоения - восстановление естественной проницаемости коллектора и получение дебита скважины, соответствующей ее потенциальным возможностям.

В промысловой практике применяют следующие способы вызова притока жидкости из продуктивного пласта к забою скважины: тартание, поршневание, замена жидкости в скважине на более легкую, компрессорный метод, прокачка газожидкостной смеси, откачка глубинными насосами. Перед освоением скважины на устье устанавливается арматура. В любом случае на фланце обсадной колонны должна устанавливаться задвижка высокого давления для перекрытия ствола скважины в аварийных ситуациях.

Поршневание.При поршневании (свабировании) поршень, или сваб, спускается в НКТ на стальном канате. Поршень (сваб) представляет собой трубу диаметром 25-37,5 мм с клапаном, в нижней части открывающимся вверх. На наружной поверхности трубы (в стыках) устанавливаются резиновые манжеты (3-4 шт.), армированные проволочной сеткой. При спуске сваба под уровень жидкость в скважине перетекает через клапан в пространство над поршнем. При подъеме сваба клапан закрывается, а манжеты, распираемые давлением столба жидкости над ними, прижимаются к стенкам НКТ и уплотняются. За один подъем поршень выносит столб жидкости, равный глубине погружения его под уровень жидкости.

Глубина погружения ограничивается прочностью тарталь-ного каната и обычно составляет 100-150 м.

Тартание - это извлечение жидкости из скважины желонкой, спускаемой на стальном (16 мм) канате с помощью лебедки на тракторе (автомобиле). Изготавливается желонка из трубы длиной 7,5-8 м, имеющей в нижней части клапан со штоком, открывающимся при упоре на шток. В верхней части желонки имеется скоба для крепления каната. Диаметр желонки не должен

(36)

где Рпл - пластовое давление, Рзаб - забойное давление, Рдоп -дополнительное давление, необходимое для преодоления гидравлических сопротивлений, которые возникают в перфорационных отверстиях и в фильтрационных каналах из-за закупоривания по-рового пространства призабойной зоны пласта.

Если скважина заполнена жидкостью плотностью р, а высота столба жидкости Я, неравенство (36) можно записать в виде

(37)

превышать 0,7 диаметра обсадной колонны. За один спуск желонка выносит из скважины жидкость объемом не более 0,06 м .

Тартание - трудоемкий и малопроизводительный способ. В то же время тартание дает возможность извлекать глинистый раствор с забоя и контролировать уровень жидкости в скважине. Многократные спуск и подъем поршня приводят к постепенному понижению уровня жидкости в скважине. Большим недостатком этого метода является то, что приходится работать при открытом устье, что связано с опасностью выброса жидкости и открытого фонтанирования. Поэтому поршневание применяется в основном при освоении нагнетательных скважин.

Замена жидкости в скважине.Скважина, законченная бурением, обычно заполнена глинистым раствором. Если заменить глинистый раствор в скважине водой или дегазированной нефтью, то уменьшим забойное давление на величину

где /?j - плотность глинистого раствора; рг - плотность замещающей жидкости; L - глубина спущенных НКТ; /3 - средний угол кривизны скважины.

Этим способом осваиваются скважины с большим пластовым давлением и хорошими коллекторскими свойствами.

Компрессорный способ освоения.Компрессорный способ имеет более широкое применение при освоении скважин (рис. 55). В скважину перед освоением спускаются насосно-компрессорные трубы, а устье оборудуется фонтанной арматурой. К межтрубному пространству через нагнетательный трубопровод подсоединяют передвижной компрессор или газовую линию с высоким давлением от газокомпрессорной станции.

При нагнетании газа в скважину жидкость в межтрубном пространстве оттесняется до башмака НКТ или до пускового отверстия (3-4 мм) в НКТ, сделанного заранее на глубине 700-800 м от устья, и прорывается в НКТ. Газ, попадая в НКТ, газирует жидкость в них. В результате давление на забое значительно снижается. Регулируя расход газа, изменяют плотность газожидкостной смеси в трубах, а соответственно, и давление на забое

РИС. 55. Схема оборудования скважины для освоения методом аэризации: 1 - выкидная линия аэрированной жидкости, 2 - компрессор, 3 - насосный агрегат, 4 - смеситель (аэратор), 5 - НКТ, 6 - межтрубное пространство, 7 - продуктивный пласт

скважины Р3. При Р3 < Рпл начинается приток жидкости и газа в скважину. После получения устойчивого притока скважина переводится на стационарный режим работы. Этот способ позволяет сравнительно быстро получить значительные депрессии на пласт, что особенно важно для эффективной очистки призабойной зоны скважины. В условиях крепких пород (песчаников, известняков) >то приводит к интенсивной очистке порового пространства от кальматирующего (закупоривающего) материала, а в условиях рыхлых пород - к разрушению призабойной зоны пласта. Чтобы обеспечить более плавный пуск скважины, проводят закачку

аэрированной нефти через межтрубное пространство с использованием компрессора, промывочного агрегата и смесителя. После выброса газожидкостной смеси через выкидную линию в приемную емкость подачу аэрированной нефти постепенно уменьшают до полного ее прекращения.

Освоение скважин сжатым воздухом в основном проводят с применением передвижных компрессоров УКП-80 или КС-100. Компрессор УКП-80 развивает давление 8 МПа с подачей воздуха 8 м3/мин, а КС-100 развивает давление 10 МПа с подачей воздуха 16 м3/мин. Следует отметить, что при освоении скважин сжатым воздухом возможны взрывы, так как при содержании углеводородного газа в смеси с воздухом от 6 до 15% образуется гремучая смесь.

Освоение скважин закачкой газированной жидкости.Освоение скважин газированной жидкостью заключается в том, что вместо газа или воздуха в межтрубное пространство закачивается смесь газа с жидкостью (вода или нефть). Плотность такой газожидкостной смеси зависит от соотношения расходов закачиваемых газа и жидкости, что позволяет регулировать параметры процесса освоения. С учетом того, что плотность газожидкостной смеси больше плотности чистого газа, этот метод позволяет осваивать глубокие скважины компрессорами, которые создают меньшее давление.

Освоение нагнетательных скважин.Нагнетательные скважины должны иметь высокую приемистость по всей толщине продуктивного пласта. Этого можно достичь хорошей очисткой призабойной зоны продуктивного пласта от грязи и других каль-матирующих материалов. Призабойную зону пласта очищают перед пуском нагнетательной скважины под закачку теми же способами, что и при освоении нефтедобывающих скважин, но дренирование призабойных зон пласта проводят по времени значительно дольше. Длительность промывки достигает одних суток и более и зависит от количества механических примесей, содержащихся в выходящей из скважины воде. Содержание механических примесей в конце промывки не должно превышать 10-20 мг/л.

Максимальная очистка порового пространства призабойной зоны пласта происходит с использованием таких способов дренирования, которые позволяют создавать очень высокие депрессии на пласт, обеспечивающие высокие скорости фильтрации жидкости к забоям скважин в условиях неустановившихся режимов. Чаще всего дренирование пласта проводят методами само-излива, аэризации жидкости, откачки с применением высокопроизводительных погружных центробежных насосов и др. При освоении нагнетательных скважин широкое применение получил метод переменных давлений (МПД). При использовании этого метода в призабойную зону пласта через НКТ с использованием насосных агрегатов в течение короткого времени периодически создают высокое давление нагнетания, которое затем резко сбрасывают через межтрубное пространство (проводят «разрядку»). При закачке жидкости с высоким давлением в призабойной зоне пласта раскрываются имеющиеся и образуются новые трещины, а при сбрасывании давления происходит приток жидкости к забою с большой скоростью. Хорошие результаты получают при использовании способа периодического дренирования призабойных зон созданием многократных мгновенных высоких депрессий на забое (автор Ф.С. Абдулин).

Иногда плохая приемистость нагнетательных скважин происходит или из-за низкой природной проницаемости пород пласта, или большого количества глинистых пропластков, освоить которые проведением дренажа призабойных зон не удается. В таких случаях для увеличения приемистости нагнетательных скважин используют другие методы воздействия, которые позволяют увеличивать диаметры фильтрационных каналов или создавать систему трещин в породах пласта. К таким методам относятся различные кислотные обработки, тепловые методы, гидравлический разрыв пласта, щелевая разгрузка, обработка пласта оксидатом и т.д.

 

Глава X ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА




©2015 studopedya.ru Все права принадлежат авторам размещенных материалов.