Искусственные методы воздействия на нефтяные пласты реферат

Обновлено: 02.07.2024

Основная причина низкой продуктивности скважин наряду с плохой естественной проницаемостью пласта и некачественной перфорацией — снижение проницаемости призабойной зоны пласта.

Призабойной зоной пласта называется область пласта вокруг ствола скважины, подверженная наиболее интенсивному воздействию различных процессов, сопровождающих строительство скважины и ее последующую эксплуатацию и нарушающих первоначальное равновесное механическое и физико-химическое состояние пласта.

Само бурение вносит изменения в распределение внутренних напряжений в окружающей забой породе. Снижение продуктивности скважин при бурении происходит также в результате проникновения бурового раствора или его фильтрата в призабойную зону пласта. При взаимодействии фильтрата с пластовой минерализованной водой может происходить образование нерастворимых солей и выпадение их в осадок, набухание глинистого цемента и закупоривание порового пространства, образование стойких эмульсий и снижение фазовой проницаемости для нефти.

Причиной низкой продуктивности скважин может быть и некачественная перфорация вследствие применения маломощных перфораторов, особенно в глубоких скважинах, где энергия взрыва зарядов поглощается энергией больших гидростатических давлений.

Снижение проницаемости призабойной зоны пласта происходит и при эксплуатации скважин, сопровождающейся нарушением термобарического равновесия в пластовой системе и выделением из нефти свободного газа, парафина и асфальтосмолистых веществ, закупоривающих поровое пространство коллектора. Интенсивное загрязнение призабойной зоны пласта отмечается и в результате проникновения в нее рабочих жидкостей при проведении в скважинах различных ремонтных работ.

Приемистость нагнетательных скважин ухудшается вследствие закупорки порового пространства пласта продуктами коррозии, илом, нефтепродуктами, содержащимися в закачиваемой воде. В результате протекания подобных процессов возрастают сопротивления фильтрации жидкости и газа, снижаются дебиты скважин и возникает необходимость в искусственном воздействии на призабойную зону пласта с целью повышения продуктивности скважин и улучшения их гидродинамической связи с пластом.

Современные методы интенсификации добычи углеводородов являются мощным инструментом, позволяющим повысить продуктивность ПЗП, продлить эксплуатационный период имеющегося фонда скважин и сократить время разработки месторождения (объекта).

Назначение и классификация методов воздействия на ПЗП

Основное назначение методов воздействия на призабойную зону пласта или интенсификации добычи нефти и газа состоит в увеличении проницаемости призабойной зоны за счет очистки поровых каналов и трещин от различного рода материалов, отложившихся в них (смолы, асфальтены, парафин, глина, соли и др.), а также их расширения и создания новых трещин и каналов, улучшающих гидродинамическую связь пласта со скважинами.

По характеру воздействия на призабойную зону пласта все методы делятся на химические, механические, тепловые и комплексные (физико-химические).

В основу химических методов положено воздействие различными кислотами на породы призабойной зоны пласта с целью растворения частиц, засоряющих поровое пространство, и увеличения или уменьшения диаметров поровых каналов, увеличения нефтеотдачи, отсечения обводнившихся пропластков в добывающих скважинах, увеличения приёмистости, выравнивания профилей приёмистости в нагнетательных скважинах, повышения нефтеотдачи пласта в процессе заводнения при использовании системы поддержания пластового давления (ППД). Так же для очистки ствола скважины и ПЗП в результате засорения при цементировании эксплуатационной колоны, в процессе эксплуатации (набухание глин, отложений АСПО, отложений солей и т.д.).

Процесс воздействия осуществляется путём реакции химического реагента с элементом воздействия (горная порода, цементный камень, пластовая вода), при этом происходят процессы растворения одних элементов и образования других с выделением или поглощением энергии. Происходит изменение физико-химических свойств горной породы, пластовых жидкостей, газа. В результате происходят изменения процесса фильтрации жидкости и газа в ПЗП и пласте в целом в ту или иную сторону. В качестве химических реагентов используются кислоты, щелочи, ингибиторы, интенсификаторы, гели, суспензии и т.д.

Наиболее распространенным методом химического воздействия на призабойную зону пласта является солянокислотная обработка.

Механические методы воздействия направлены на нарушение целостности горных пород за счет расширения существующих или создания новых трещин. Их применение наиболее эффективно в плотных, низкопроницаемых коллекторах. К ним относятся гидропескоструйная перфорация, торпедирование, виброоработка.

Перестрел существующих интервалов перфорации проводится с целью создания дополнительных каналов связывающих призабойную зону пласта со скважиной для улучшения гидродинамической связи системы “пласт-скважина”. Данная технология применяется при выводе скважины из консервации, бездействия (простоя свыше 5 лет), при методах интенсификации и повышения нефтеотдачи пластов.

Дострел скважин производится при переходе на другой объект разработки с отсечением разрабатываемого объекта (установка цементного моста), а также на разрабатываемом объекте (пропластке), не вскрытом по тем или иным причинам.

Технология бурения второго ствола направлена на создание новой фильтрационной связи с пластом в существующей скважине дополнительным каналом. Производится строительство (бурение) бокового ствола через “окно”, вырезанное в обсадной колоне существующей скважины, до проектного горизонта. Ствол обсаживается колонной и цементируется. Производится вторичное вскрытие разрабатываемого (или проектного) горизонта. Скважина осваивается и вводится в эксплуатацию.

Основной метод механического воздействия—гидравлический разрыв пласта (ГРП).

Сущность ГРП состоит в нагнетании в скважину жидкости вод высоким давлением, в результате чего в призабойной зоне пласта раскрываются существующие трещины или образуются новые. Для предупреждения смыкания этих трещин (после снятия давления) в них вместе с жидкостью закачивается крупнозернистый песок (расклинивающий агент). В результате увеличивается проницаемость пород призабойной зоны пласта, а вся система трещин связывает скважину с удаленными от забоя продуктивными частями пласта. Радиус трещин может достигать нескольких десятков метров.

Дебиты скважин после гидроразрыва увеличиваются в десятки раз, что свидетельствует о значительном снижении гидравлических сопротивлений в призабойной зоне пласта и интенсификации притока жидкости из высокопродуктивных зон, удаленных от ствола скважины.

Тепловые методы призваны осуществлять прогрев призабойной зоны с целью расплавления и удаления из пласта тугоплавких агрегатных структур, а также снижения вязкости насыщающих флюидов. Применяются на месторождениях с вьюсоковязкими нефтями, содержащими большое количество смол, парафинов, асфальтенов. К ним относятся электропрогрев, закачка теплоносителей, паропрогрев.

Методы комплексного воздействия на призабойную зону пласта, сочетающие в себе элементы химического, механического и теплового воздействий, применяются в сложных горно-геологических условиях, где проявляются одновременно несколько факторов, ухудшающих фильтрационные свойства пласта. К ним относятся термохимические обработки, внутрипластовые термохимические обработки, термогазохимическое воздействие.

Технология термогазохимического воздействия (ТГХВ) направлена на интенсификацию отбора нефти в добывающих скважинах и интенсификации закачки воды в нагнетательных скважинах. Она основана на использовании эффекта ударной волны и сопутствующих ей колебаний. Ударная волна создаётся давлением пороховых газов заряда, спускаемого в скважину на кабеле (АДС). Возникающее максимальное давление, действующее короткий промежуток времени, позволяет деформировать горную породу в призабойной зоне, в результате чего образуются трещины, которые при снятии напряжения остаются в открытом состоянии. Продукты сгорания зарядов содержат азот, окись азота, углекислоту, соляную кислоту, воду и хлор. ТГХВ позволяет произвести комплексное воздействие давлением, температурой и химическими реакциями продуктов сгорания заряда на ПЗП.

Технология гидравлического воздействия также как и технология ТГХВ направлена на интенсификацию добычи и закачки воды. Она основана на создании максимального гидравлического давления жидкостью в ПЗП не достигающего давления разрыва горной породы, при котором образуются микротрещины в горной породе. После снятия напряжения микротрещины остаются в открытом состоянии.

Кроме перечисленных методов широкое применение получила обработкапризабойной зоны пластаповерхностно-активными веществами (ПАВ), свижающими поверхностное натяжение на жидкой или твердой поверхности раздела вследствие их адсорбции на этих поверхностях.

ПАВ (катионоактивные и анионоактивные) — это органические вещества, получаемые обычно из углеводородов, а также спирты, фенолы, жирные кислоты, и их щелочные соли — мыла и синтетические жирозаменители, моющие вещества.

Обработка призабойных зон пластов ПАВ предназначена для удаления воды, попавшей в пласт при глушении скважин, промывках забоя, вскрытии продуктивного пласта, для ускорения освоения скважин, повышения их продуктивности, а также для селективной изоляции притока пластовых вод.

Для обработки призабойной зоны ПАВ применяют в виде водного раствора или в смеси с нефтью.

Механизм действия ПАВ в пористой среде состоит в снижении поверхностного натяжения на границе фаз нефть — вода, нефть — газ, вода — газ, вода — поверхность поровых каналов. Благодаря этому, размер капель воды в нефти и поровом пространстве уменьшается в несколько раз и их вытеснение из пласта происходит более эффективно и с меньшей затратой внешней энергии.

Кроме уменьшения поверхностного натяжения некоторые ПАВ гидрофобизуют поверхности поровых каналов в породе, то есть ухудшают их способность смачиваться водой. Это происходит благодаря адсорбции ПАВ из его раствора поверхностным слоем поровых каналов. Пленочная вода при этом отрывается от твердой поверхности и, превращаясь в мелкие капельки, выносится потоком нефти из призабойной зоны пласта в скважину.

В результате обработки призабойной зоны пласта раствором ПАВ проницаемость породы для нефти увеличивается, а для воды уменьшается, то есть дебит скважин по нефти увеличивается, а по воде уменьшается.

Внутрипластовая термохимическая обработка комплексно сочетает в себе элементы гидравлического разрыва пласта, солянокислотной и тепловой обработок. Сущность обработки состоит в том, что по технологии гидравлического разрыва в пласте создаются трещины, которые заполняются гранулами магния или их смесью с песком с последующим растворением магния солянокислотным раствором. Гранулированный магний, применяемый при внутрипластовой термохимической обработке, выпускается металлургической промышленностью с диаметром гранул 0,5—1,6 мм.

Технология внутрипластовой термохимической обработки включает следующие операции: промывку скважины; спуск и установку пакера с якорем и хвостовиком (возможность проведения обработки без пакера определяется состоянием эксплуатационной колонны); обвязку устья скважины по схеме ГРП с подключением кислотного агрегата и опрессовку нагнетательных линий; закачку жидкости разрыва и осуществление разрыва пласта (раскрытия трещин); закачку смеси песка и гранулированного магния и их продавку в трещины пласта; закачку расчетного объема солянокислотного раствора; продавку солянокислотного раствора в пласт; демонтаж наземного оборудования и освоение скважины известными методами сразу после обработки. Требования к рабочим жидкостям предъявляются те же, что и при гидравлическом разрыве пласта, но жидкость-носитель должна быть химически нейтральной по отношению к гранулам магния.

Выбор конкретного метода воздействия осуществляется на основе комплекса исследований, направленных на изучение состояния призабойной зоны пласта, состава пород и жидкостей, а также систематического обобщения и изучения геолого-промыслового материала по рассматриваемому объекту.

Перечисленные краткие характеристики технологий воздействия, направленные на повышение нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти, а также увеличения приёмистости, применялись на Ярино-Каменноложском месторождении как отдельными, так и целыми комплексами.

Естественная пластовая энергия в большинстве случаев не обеспечивает высоких темпов и достаточной полноты отбора нефти из залежи. Даже при наиболее эффективном водонапорном режиме дренирования в процессе разработки залежи давление обычно снижается, что указывает на истощение пластовой энергии. Это объясняется тем, что объем поступающей в нефтяную часть залежи пластовой воды обычно меньше объема извлекаемых из пласта нефти и газа, вследствие чего пластовое давление начинает падать.

Файлы: 1 файл

ИСКУССТВЕННЫЕ МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА НЕФТЯНЫЕ ПЛАСТЫ.docx

ИСКУССТВЕННЫЕ МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА НЕФТЯНЫЕ ПЛАСТЫ

Искусственное поддержание пластовой энергии — наиболее эффективное мероприятие по увеличению темпа отбора нефти из залежи и получению повышенных коэффициентов

Рис. 3.1. Схема законтурного заводнения:

1,2, 3 — соответственно нефтяные, нагнетательные и контрольные скважины; 4, 5 —внутренний и внешний контуры нефтеносности

нефтеотдачи, характерных для напорных режимов разработки [9]. В большинстве случаев поддержание пластовой энергии осуществляется заводнением пластов. Различают следующие виды заводнения: законтурное и внутриконтурное.

Рис. 3.2. Схемы внутриконтурного заводнения:

1,2 — нагнетательные и эксплуатационные скважины соответственно

В ряде случаев для интенсификации разработки применяют комбинацию законтурного заводнения с внутриконтурным (центральным) или очаговым заводнением (рис. 3.2, б и в соответственно).

Для поддержания пластового давления в нефтяной залежи на заданном уровне объем закачиваемой воды в процессе заводнения должен равняться объему извлекаемых из залежи нефти, газа и пластовой воды. Во время проектирования процесса заводнения пласта учитываются возможные потери воды из-за ее утечки в периферийные зоны пласта. При внутриконтурном заводнении возможен уход части нагнетаемой воды в верхние или нижние пласты через неплотности в цементном кольце отдельных скважин.

Практикой установлено, что для поддержания пластового давления на одном уровне при законтурном или внутриконтурном заводнении в пласт следует закачивать 1,6 — 2,0 м 3 воды на каждую тонну извлекаемой нефти. При извлечении вместе с нефтью пластовой воды учитывается и ее объем. Если требуется повысить пластовое давление, то объем нагнетаемой воды увеличивают.

Число нагнетательных скважин при заводнении пластов определяют делением заданного объема закачиваемой воды на среднюю поглотительную способность одной скважины при оптимальном давлении нагнетания.

На месторождениях, разрабатываемых при помощи законтурного заводнения, высокий уровень текущей добычи нефти сохраняется длительное время и только на последних этапах разработки снижается до минимума.

При заводнении нефтяных пластов в качестве рабочего агента могут быть использованы воды как поверхностных водоемов (реки, моря, озера), так и глубинных водоносных горизонтов, а также пластовые воды, извлекаемые из недр вместе с нефтью. Для заводнения продуктивных пластов многих нефтяных месторождений Западной Сибири используются подземные воды водоносных отложений, залегающих выше продуктивных горизонтов. Дебиты скважин, пробуренных на эти горизонты, достигают 3000 — 4000 м 3 /сут.

Вода, предназначенная для закачки в пласт, должна быть по возможности чистой, не содержать больших количеств механических примесей, соединений железа, сероводорода, углекислоты, нефти, а также органических примесей (бактерии и водоросли). Схемы водоснабжения для заводнения пластов могут отличаться друг от друга в зависимости от местных условий каждого района. Однако любая схема, когда используются поверхностные водоемы в качестве источников водоснабжения, должна включать следующие основные элементы:

1) водозаборные сооружения, предназначенные для забора воды из источников и подачи ее в водопроводную сеть или на водоочистную установку;

2) водоочистную установку (если требуется очистка воды);

3) сеть магистральных и разводящих водопроводов;

4) насосные станции для подачи воды в водопроводную сеть и закачки ее в нагнетательные скважины;

5) нагнетательные скважины.

Для непосредственной закачки в пласт воды через нагнетательные скважины предназначены кустовые насосные станции. Они оборудованы мощными многоступенчатыми центробежными насосами с подачей до 150 м 3 /ч и развиваемым давлением до 10 — 20 МПа. В зависимости от числа установленных насосов (с учетом их резерва) рабочая подача одной кустовой станции составляет 4—10 тыс. м 3 воды в сутки.

Вода распределяется по нагнетательным скважинам через водораспределительные батареи, устанавливаемые на каждой кустовой станции. Через батареи регулируется подача воды в каждую скважину; установленные на них диафрагменные счетчики замеряют и записывают количество закачиваемой воды.

Рассмотрим следующий способ искусственного поддержания пластового давления — нагнетание в пласт газа. В залежах нефти с газовой шапкой или большими углами падения пород поддержание давления достигается нагнетанием газа или воздуха в повышенную ее часть (газовую шапку). Для осуществления этого метода с начала разработки пласта требуется строительство мощных компрессорных станций с компрессорами, рассчитанными на высокое давление, так как давление нагнетания должно быть на 10 — 20 % выше пластового. Сооружение таких компрессорных станций со всем подсобным хозяйством связано с затратой значительных капиталовложений и является весьма трудоемкой работой. Поэтому в большинстве случаев ограничиваются поддержанием пластового давления на уровне, который может быть обеспечен давлением стандартных, выпускаемых промышленностью компрессоров (5—10 МПа), т. е. закачку газа начинают на более поздней стадии его разработки.

Газ или воздух обычно нагнетается в скважины, расположенные в присводовой части залежи. При этом в качестве рабочего агента лучше всего применять естественный нефтяной газ, но если промысел не располагает нужным количеством газа, то при отсутствии в пласте газовой шапки можно в сводовую часть залежи нагнетать также и воздух. Нагнетание воздуха в газовую шапку нежелательно, так как это приводит к значительному ухудшению свойств газа. Количество нагнетаемого в скважины газа или воздуха оценивается опытным определением поглотительной способности скважин. Практически можно считать нормальным, если в каждую нагнетательную скважину закачивается от 10 до 25 тыс. м 3 газа в сутки.

Рассмотрим метод площадного заводнения. Его можно рассматривать как вторичный метод поддержания пластового давления. Если нефтяная залежь разрабатывается без поддержания пластового давления, то первоначальные запасы пластовой энергии быстро расходуются, из-за чего дебиты скважин значительно снижаются. При этом в залежи остаются огромные количества нефти.

Нагнетательные скважины располагают непосредственно в нефтяной зоне, между эксплуатационными скважинами. Обычно в качестве нагнетательных используют нефтяные скважины, выбывшие из эксплуатации.

Регулирование процесса площадного заводнения или площадной закачки газа в пласт преследует цель равномерного проталкивания нефти к забоям эксплуатационных скважин. Это достигается ограничением закачки воды или газа в скважины, являющиеся очагами их прорывов по отдельным направлениям, ограничением отбора нефти из эксплуатационных скважин или, наоборот, путем увеличения закачанных объемов воды или газа и усиленного отбора нефти из отдельных скважин или групп скважин. Для получения большего эффекта скважины (нагнетательные и нефтяные) желательно размещать по правильным геометрическим сеткам.

До начала ГРП необходимо исследовать скважину. После её подготовки и обвязки оборудования определяют приемистость. Для этого вначале одним агрегатом, а затем всеми закачивают жидкость до стабилизации давления в каждом случае. Общее количество жидкости должно быть по возможности минимальным. Физико-химические. Методы интенсификации работы скважин — виды интенсификации и их назначение. По принципу… Читать ещё >

Методы искусственного воздействия на пласт ( реферат , курсовая , диплом , контрольная )

По принципу действия все методы искусственного воздействия делятся на следующие группы:

1)Гидродинамические
2) Тепловые
3) Газовые

Физико-химические. Методы интенсификации работы скважин — виды интенсификации и их назначение.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП).

При выборе пласта для проведения ГРП необходимо располагать комплексом данных промыслово-геофизических исследований скважин; дедитограмм, данных о коллекторских свойствах пластов (проницаемость, пористость, состав глинистого материала и цемента). ГРП проводят в крепких малопроницаемых и плотных трещиноватых известняках и доломитах, трещиноватых гидроангибритовых толщах, крепких переслаидающихся песчано-глинистых или кардонатно-глинистых породах и т. д. В случае эксплуатации залежи пластового типа ГРП можно проводить д любых екдажинах, если залежь работает в газовом режиме.

Если наблюдается движение ГВК, то во всех скважинах крайнего ряда ГРП проводить нельзя.

Технология проведения ГРП.

При необходимости проведения многократного разрыва пласта после первого разрыва закупоривают образовавшиеся трещины либо легко извлекаемыми материалами, либо песком. Песок закачивают только при получении существенного повышения коэффициента приемистости не менее, чем 1,5 раза, свидетельствующего о раскрытии трещин. Вначале подают песок с небольшой концентрацией. При отсутствии каких-либо осложнений в работе наземного оборудования концентрацию песка увеличивают до расчетной (в пределах 100−350 г/л жидкости). Если в качестве жидкости песконосителя используют маловязкую жидкость, та закачку и просадку песка в трещину следует проводить с максимально возможной скоростью. При этом для более точной регулировки концентрации песка один из агрегатов подаёт чистую жидкость. Этот агрегат предотвращает образование песчаной пробки на забое скважины.

Рис. 3.1. Схема законтурного заводнения:

1,2, 3 — соответственно нефтяные, нагнетательные и контрольные скважины; 4, 5 —внутренний и внешний контуры нефтеносности

Рис. 3.2. Схемы внутриконтурного заводнения:

1,2 — нагнетательные и эксплуатационные скважины соответственно

2) водоочистную установку (если требуется очистка воды);

3) сеть магистральных и разводящих водопроводов;

4) насосные станции для подачи воды в водопроводную сеть и закачки ее в нагнетательные скважины;

5) нагнетательные скважины.

ГОСТ

Задачи методов воздействия на продуктивный пласт

Производительность скважины – это максимальный объем добываемого сырья, который она способна выдать.

В 1960-х – 1980-х года во всем мире началась активная разработка новых методов увеличения производительности скважин, причиной этому послужило то, что вытеснение нефти при помощи воды было недостаточно эффективно. За этот период было создано множество физико-химических способов, которые основывались на использовании растворителей, кислот, щелочей и поверхностно активных веществ.

Поверхностно активные вещества – это химические вещества, применение которых способствует снижению поверхностного натяжения.

Эффективность повышения производительности скважин во много зависит от геологических условий месторождения, химико-физических свойствах насыщающих жидкостей, эффективности системы разработки, свойств коллекторов. Самое заметное воздействие на эффективность методов оказывает проницаемая неоднородность. Основные методы воздействия направлены на то, чтобы увеличить конечную и текущую нефтеотдачу (производительность скважины). Такие методы основаны на искусственном заводнении пласта, которое может осуществляться посредством:

Внутриконтурного заводнения.
Площадного заводнения.
Заклонного заводнения.

Наибольшему охвату площади месторождения способствуют избирательное заводнение, циклическое заводнение и выбор оптимальной сетки скважин.

Методы воздействия на продуктивный пласт с целью повышения производительности скважин

Для увеличения производительности скважин применяются следующие методы воздействия на продуктивный пласт:

Тепловые методы.
Газовые методы.
Химические методы.
Гидродинамические методы.
Физические методы.

Готовые работы на аналогичную тему

Тепловые методы воздействия на продуктивный пласт подразумевают искусственное повышение температуры в пласте. Обычно такие методы используются для добычи высоковязкой, парафинистой и смолистой нефти. Суть их заключается в нагревании пласта для разжижения энергоресурсов, который оседает в призабойной зоне скважины и стенках буровых. К тепловым методам относятся внутрипластовое горение, паротепловая и пароциклическая обработка скважин. Паротепловую обработку обычно применяют для добычи высоковязкой нефти. Пар, распространяющийся внутри пласта, способствует понижению вязкости и расширению полезных компонентов (природный газ и нефть). Внутрипластовое горение может быть двух видов: сухое и влажное. В последнее время очень распространен метод влажного внутрипластового грения, который подразумевает закачку некоторого объема воды вместе с воздухом. Пароциклическая обработка основана на периодическом нагнетании пара в пласт через скважину.

Газовые методы воздействия на пласт основаны на закачке воздуха в пласт. Главным достоинством такого метода является его экономичность. Еще один газовый метод подразумевает закачку двуокиси водорода, так как она намного лучше растворяется в воде, чем углеводородные газы. Также в качестве агента для закачки в пласт используют дымовые газы и азот.

Химические методы воздействия на пласт применяются обычно как дополнительные. Эти способы подразумевают использование химических реагентов, растворов полимеров, щелочных растворов. Использование растворов полимеров для увеличения производительности скважин заключается в растворении в воде полиакриламида, который способствует снижению подвижности воды, увеличению вязкости нефти, из-за чего значительно увеличивается охват пласта. Главное его преимущество заключается в способности сгущать воду, что становится причиной уменьшения соотношения вязкости ресурса и воды, способствующее сокращению условия ее прорыва. Еще одним химическим способом воздействия является микробиологическое воздействие. Этот метод предполагает использование микроорганизмов, которые при попадании неприродным способом в пласт, в процессе своей жизнедеятельности выделяют газы, биополимеры, спирты и растворители.

Гидродинамические методы воздействия способствуют увеличению объемов добычи (производительности скважин), а также сокращению объема прокачиваемой через пласт воды. Все данные методы можно разделить на барьерное заводнение, форсированный отбор жидкости, нестационарное заводнение, использование интегрированных технологий.

Физические методы воздействия на пласт отличаются от остальных тем, что для их осуществления используется внутренняя энергия пласта. Данный методы увеличивает производительность скважины только временно и не влияет на конечную нефтеотдачу пласта. Одним из таких способов является вибрационное воздействие, которое изображено на рисунке ниже.

Рисунок 1. Вибрационное воздействие. Автор24 — интернет-биржа студенческих работ

Читайте также: