|
продуктивностью, а лучшие результаты получаются при разрыве неоднородных пластов, когда прискважинная зона засорена при бурении, освоении и эксплуатации скважин, скважина низкодебитная, но расположена вблизи объектов с высокой продуктивностью [115]. Прокачку горячей нефти и паропрогрев применяют в течение многих лет для прогрева ПЗП и депарафинизации труб в нефтяных скважинах. Прокачка горячей нефти с температурой 80-100°С на входе в скважину позволяет очистить НКТ, в лучшем случае промыть забой, но существенного влияния на очистку призабойной зоны не оказывает. Однако благодаря своей простоте он находит широкое применение, особенно на истощенных месторождениях, где другие методы оказываются безрезультатными. Существуют два вида электронагревательных устройств для обработки ПЗП: так называемые погружные или глубинные и наземные, расположенные у устья скважины. Использование последних, как показали исследования, для подогрева теплоносителей (воздух, газы, пар, вода и т. д.) и последующего введения их в пласт малоэффективны и экономически не оправданы вследствие многих причин (значительной глубины залегания пластов, а значит и значительных потерь тепловой энергии теплоносителей и т.д.) [54]. Применение погружных электронагревателей требует длительных простоев скважин, что приводит к потерям нефти, которые зачастую не могут быть компенсированы приростом добычи, достигнутым в результате обработок. Кроме того, установки ненадежны в эксплуатации. В особенности уязвимым местом был кабельный ввод, который при высоких температурах терял герметичность [54, 68]. Перспективен новый, диссипативный способ обработки скважин, при котором в качестве генератора теплоты используют погружной электронасос, вся потребляемая мощность которого рассеивается в виде тепловых потерь [68]. 17 |
Гидравлический разрыв пласта стали широко применять с 1961 года. Часто наблюдались случаи увеличения дебита в десятки раз. При этом рост дебитов не зависит от количества закачанного в пласт песка [94]. Гидроразрыв как метод интенсификации добычи нефти в условиях месторождений с терригенными коллекторами оказался одним из самых эффективных. Однако в последние годы ег о применяют все реже, поскольку стали чаще применять менее трудоемкие методы воздействия на ПЗП термогазохимическое воздействие, а также тем, что они малоэффективны на старых, истощенных месторождениях, разрабатываемых без поддержания пластового давления [11, 102]. Термогазохимическое воздействие сравнительно новый метод интенсификации добычи нефти и закачки воды в пласт путем разрыва и прогрева его пороховыми газами. Разновидности термогазохимического воздействия отличаются по типам, составу, числу зарядов, способу из доставки до обрабатываемого пласта, конструкцией аппаратов для спуска зарядов в скважину и временем их горения. Доставку осуществляют через НКТ, в контейнерах, самотеком по трубам или другими способами. Однако и пороховые генераторы имеют недостатки, заключающиеся в опасности разрыва колонны, так как при взрыве пороха создаются высокие давления. Наиболее благоприятными объектами для разрыва пласта давлением пороховых газов служат скважины, находящиеся в начальной стадии эксплуатации, с высокими пластовыми давлениями и низкой продуктивностью, а лучшие результаты получаются при разрыве неоднородных пластов, когда прискважинная зона засорена при бурении, освоении и эксплуатации скважин, скважина низкодебитная, но расположена вблизи объектов с высокой продуктивностью [102]. Прокачку горячей нефти и паропрогрев применяют в течение многих лег для прогрева ПЗП и депарафинизации труб в нефтяных скважинах. Прокачка горячей нефти с температурой 80-100°С на входе в скважину позволяет очистить НКТ, в лучшем случае промыть забой, но существенного влияния на очистку призабойной зоны не оказывает. Однако благодаря своей простоте он находит широкое 18 применение, особенно на истощенных месторождениях, где другие методы оказываются безрезультатными. Существуют два вида электронагревательных устройств для обработки ПЗП: так называемые погружные или глубинные и наземные, расположенные у устья скважины. Использование последних, как показали исследования, для подогрева теплоносителей (воздух, газы, пар, вода и т. д.) и последующего введения их в пласт малоэффективны и экономически не оправданы вследствие многих причин (значительной глубины залегания пластов, а значит и значительных потерь тепловой энергии теплоносителей и т.д.) [37]. Применение погружных электронагревателей требует длительных простоев скважин, что приводит к потерям нефти, которые зачастую не могут быть компенсированы приростом добычи, достигнутым в результате обработок. Кроме того, установки ненадежны в эксплуатации. В особенности уязвимым местом был кабельный ввод, который при высоких температурах терял герметичность [37, 53]. Перспективен новый, диссипативный способ обработки скважин, при котором в качестве генератора теплоты используют погружной электронасос, вся потребляемая мощность которого рассеивается в виде тепловых потерь [53]. Обработка скважин растворителями применяется с 1971 года на старых истощенных месторождениях. В скважину закачивают бензин, конденсат или дизтопливо от 3 до 12 т. для растворения асфальто-смолистых отложений ПЗП. Практиковались методы обработки скважин бензино-нефтяной смесью с ПАВ и препарата МЛ-72, но положительных результатов при этом получено не было, иногда дебит после таких обработок уменьшался [17, 61,67, 102]. Результативность этого способа была бы значительно выше при комплексном его использовании с последующей закачкой в пласт кислотных растворов. Вследствие дефицита бензина, дизтоплива и конденсата на нефтяных скважинах обработка скважин углеводородными растворителями резко сокращена, хотя зна19 |