Причины снижения производительности скважин реферат
Обновлено: 05.07.2024
В системе комплексного контроля за разработкой месторождения наблюдение за состоянием призабойной зоны пласта занимает одно из первых мест. Известно, что дебит скважины и ее продуктивность зависят от гидродинамических параметров пласта, размеров зоны дренирования, а также от состояния эффективности гидравлической связи скважины с пластом. Эффективность гидравлической связи скважины с пластом зависит в основном от первичного и вторичного вскрытия пласта, в результате проведении которых при дальнейшей эксплуатации большинство скважин становятся несовершенными в силу чего фактическая их продуктивность становится меньше потенциальной. Кроме того, в процессе разработки гидродинамические параметры призабойной зоны пласта, такие как проницаемость и гидропроводность постоянно изменяются и, как показывает практика, чаще ухудшаются.
Факторами, влияющими на снижение продуктивности скважин, являются:
Коллекторские свойства нефтеносных пород определяются их минералогическим составом и структурой порового пространства. Одной из важных физико-литологических причин снижения проницаемости при первичном вскрытии пласта с применением бурового раствора на водной основе, а также последующее заводнение с целью поддержания пластового давления является разбухание глинистого материала и повышение водосодержания, что приводит к снижению фазовой проницаемости для нефти.
К физико-химическим факторам снижения продуктивности скважин относятся - эмульсеобразования, отложения парафина, солей и асфальто-смолистых веществ на поверхности скелета пород. К термобарическим факторам снижения продуктивности скважин относятся изменение температуры пласта и давления, что приводит к активизации физико-химических факторов изменения фильтрационно-емкостных свойств пород и флюидов. Снижение температуры вызывает резкое увеличение вязкости нефти, уменьшение ее подвижности, снижение производительности скважин. Как известно, пластовое давление – важный фактор, определяющий энергетические возможности пласта. При снижении пластового давления ниже давления насыщения уменьшается проницаемость по нефти. Кроме того, снижение давления приводит к уменьшению проницаемости пласта вследствие упругих и упругопластических деформаций пористой среды.
При вскрытии пласта за счет больших репрессий в пласт проникает как фильтрат, так и твердая фаза бурового раствора. В зависимости от величины репрессии и времени ее воздействия глубина проникновения компонентов раствора может достигать до нескольких метров. Таким образом, основными факторами снижения проницаемости ПЗП и продуктивности скважин являются:
1. Разбухание цементирующего материала пород-коллекторов
за счет проникновения фильтрата бурового раствора, технологических жидкостей при ремонте скважин и воды, закачиваемой для поддержания пластового давления;
2. Увеличение водонасыщенности пород с образованием эмульсии;
3. Снижение пластового давления и температуры, приводящие к выпадению парафина и асфальто-смолистых веществ на скелете породы и к его необратимым изменениям за счет уплотнения упаковки и изменения структуры перового пространства;
4. Выпадение солей в поровом пространстве вследствие несовместимости закачиваемых и пластовых вод;
5. Механическое засорение ПЗП глинистым материалом, осадками механических примесей с последующим их уплотнением и образованием непроницаемой корки (кольматация).
Все описанные изменения проницаемости ПЗП значительно
снижают потенциальные возможности скважин и проявляются как
совместно, так и по отдельности. Следовательно, для успешной стабильной добычи нефти необходимо планировать и проводить мероприятия по восстановлению и улучшению ухудшенных фильтрационных свойств ПЗП нагнетательных и добывающих скважин с целью увеличения охвата пласта вытеснением нефти водой.
Классификация гидродинамического
Несовершенства скважин
Как указывалось выше, эффективность гидродинамической
связи пласта и скважин зависит от величины дополнительных
фильтрационных сопротивлений в ПЗП, от ее гидродинамического
несовершенства. Различают следующие виды гидродинамического несовершенства скважин:
1. По степени вскрытия С1, когда пласт вскрывают не на всю нефтенасыщенную толщину;
2. По характеру вскрытия С2, когда связь со скважиной осуществляется не через открытый забой, а через перфорационные
каналы;
3. По характеру движения жидкости в рабочей части интервала ствола СЗ, вызываемое образованием пробок из песка и глины, формированием столба воды выше перфорационных каналов и отложением солей;
4. По качеству вскрытия , когда проницаемость ПЗП снижена (или увеличена) по отношению к естественной проницаемости
породы до вскрытия пласта.
Первые два вида несовершенства называют геометрическим несовершенством, т.к. вблизи стенки скважины нарушается геометрия потока в виде искривления и сгущения линии токов жидкости, что ведет к возникновению дополнительных затрат пластовой энергии на продвижение жидкости к забою скважины.
Качество вскрытия пласта определяется так называемым показателем "скин-эффекта" или эффекта повреждения пласта .
Обозначим через суммарное сопротивление, вызываемое
вскрытием пласта и эксплуатацией скважины
Отметим, что применяемый в иностранной литературе термин
"скин-эффект" по смыслу равнозначен коэффициенту .
С учетом вышеприведенных коэффициентов несовершенства выражение для установившегося и неустановившегося движения жидкости примет вид:
где - гидропроводность пласта , мкм 2 ·см/МПа·с;
- установившееся, текущее давление соответственно, МПа;
- радиус скважины по долоту,м;
- радиус дренирования, м;
- приведенный радиус скважины, м.
здесь - диаметр скважины, м;
- соответственно глубина и диаметр перфорационных отверстий, м;
- толщина пласта, вскрытая перфорацией, м;
- среднее число перфорационных отверстий на 1 м вскрытой толщины пласта.
Определение представляют определенную сложность.
Гидродинамическое несовершенство, вызванное изменением
проницаемости призабойной зоны пласта, или так назваемый скин-эффект, который на сегодняшний день может быть определен, в основном, по данным исследования скважин в открытом стволе.
При этом можно воспользоваться следующими формулами:
где - проницаемость ПЗП радиуса , м;
- проницаемость пласта, мкм 2 ;
При работе скважины сопротивления, входящие в формулы (9.1) и (9.2), действуют комплексно и одновременно, поэтому по данным исследования скважин трудно оценить каждое из них. Общим недостатком формул (9.3) и (9.4) является и то, что они не учитывают изменения сопротивлений во времени.
Необходимо отметить, что многолетняя практика оценки
составляющих общего сопротивления по различным методикам показывает, что большая часть общего сопротивления приходится на
скин-эффект. Применяемый на месторождениях принцип вскрытия
всей эффективной нефтенасыщенной толщины пласта и достаточная
плотность и глубина перфорации позволяет до минимума уменьшить
величины фильтрационных сопротивлений по степени и характеру вскрытия соответственно. Некоторую часть общего фильтрационного сопротивления занимает сопротивление в стволе скважины. Для оценки качества вскрытия пласта и изменения состояния ПЗП во времени в нефтепромысловой практике используют гидродинамические методы.
ГОСТ
Продуктивность скважины и факторы, влияющие на нее
Продуктивность скважин — это характеристика добывающей скважины, которая определяет отбор полезного ископаемого и продуктивного пласта при ее эксплуатации.
Продуктивность скважины зависит от степени загрязненности призабойной зоны, физико-химических свойств горных пород, выбранного способа вскрытия, степени вскрытия пласта, ее диаметра, а также состава полезного ископаемого, гидродинамических параметров пласта, размера зоны дренирования, эффективности ее гидравлической связи с пластом.
Все факторы оказывают влияние на продуктивность скважины делятся на:
- Механические.
- Физико-химические.
- Термобарические.
- Физико-литологические.
Коллекторские свойства пород — это характеристика, которая определяет возможность горной породы вмещать и пропускать через себя жидкости и газы.
Коллекторские свойства пород во многом определяют степень продуктивности скважины. Данные свойства пород зависят от их структуры, порового пространства и минералогического состава. Одной из основных физико-литологических причин снижения проницаемости является разбухание глинистых пород, которое происходит из-за применения буровых растворов и заводнения скважины, производящегося для поддержания энергии пласта (внутрипластового давления).
К физико-химическим факторам, которые могут воздействовать на продуктивность скважины относятся отложения солей, асфальто-смолистых веществ на поверхности пород, а также образование эмульсий.
К термобарическим факторам, влияющим на продуктивность скважины относятся изменение давления или температуры, что становится причиной физико-химических факторов, а также изменение фильтрационных свойств полезного ископаемого и горных пород. Например, уменьшение температуры сопровождается увеличением вязкости нефти, падением степени ее подвижности и уменьшением производительности скважин. А при снижении пластового давления (уровня пластовой энергии) резко снижается проницаемость нефти через горные породы.
Готовые работы на аналогичную тему
К механическим факторам воздействия на продуктивность скважины относятся засорение призабойной зоны пласта остатками механических примесей, глинистыми материалами, а также процесс кольматации, который характеризуется образованием непроницаемой корки на породах и оборудовании.
Методы увеличения продуктивности скважин
В процессе разработки нефтяных и газовых месторождений широко применяются методы, увеличивающие продуктивность добывающих скважин. Такие методы делятся на:
- Физические.
- Химические.
- Механические.
К химическим методам увеличения продуктивности скважин относится обработка призабойной зоны органическими растворителями, кислотами, химическими реагентами и поверхностно-активными веществами.
Основным способом химического метода увеличения продуктивности пласта является кислотная обработка. Кислотная обработка скважин заключается в подаче на забой скважины раствора кислот под определенным давлением. Попадая в поры и трещины горных пород, благодаря своим химическим свойствам, кислоты способствуют их расширению и образованию новых каналов, по которым нефть движется к скважине. Для этих целей в основном применяют водные растворы плавиковой и соляной кислот. При этом концентрация кислоты в растворе находится в диапазоне от 10 до 15 %. Длительность такой обработки зависит от температуры на забое скважины, химического состава горных пород, давления, под которым кислота поступает в скважину и генезиса горных пород продуктивного пласта и может длиться от 2 до 16 часов.
К механическим методам относятся: торпедирование, гидроразрыв пласта и гидропескоструйная перфорация.
Процесс торпедирования заключается в воздействии на продуктивный пласт взрывом. Для осуществления этого способа в скважине, напротив продуктивного пласта, размещается взрывчатка. При взрыве ударная волна проходит по скважине, что способствует разрушению отложений (парафина, солей и т.п.).
Гидроструйкая перфорация представляет собой процесс создания отверстий в горной породе, за счет струй жидкости и песка, создаваемых специальными перфораторами. По новообразовавшимся трещинам, порам и каналам нефть двигается к скважине. Аппарат спускают в скважину по насосно-компрессорным трубам, а вытекающая из него смесь из воды и песка разрушает колонну, цементное кольцо и горную породу (скорость струи достигает несколько сот метров в секунду), глубина отверстий может достигать одного метра (рис).
Рисунок 1. Гидроструйкая перфорация. Автор24 — интернет-биржа студенческих работ
Гидравлически разрыв пласта производится с помощью закачки в пласт жидкости под давлением (около 60 МПа), из-за чего в горной породе образуются новые трещины, по которым движется нефти. Для укрепления этих трещит в них нагнетают пластмассовые шарики или песок.
К физическим методам воздействия на продуктивность скважины относятся вибровоздействие и тепловые обработки. Целью тепловых обработок является удаление из пласта парафина и других веществ, для чего применяют электронагреватели, горячую нефть, пар и т.п.
При вибровоздействии на призабойную зону скважины по жидкости в трещинах пород распространяются колебания, которые образуют новые трещины и поры в них, для движения полезного ископаемого.
При первичном вскрытии продуктивных пластов (бурении) фильтрационная способность призабойной зоны ухудшается в результате:
1. Уже на стадии бурения во время первичного вскрытия продуктивного пласта в призабойной зоне происходят необратимые процессы связанные с уплотнением, а иногда и пластической деформацией пород от бурового инструмента и горного давления, т.е. перераспределением внутренних напряжений в окружающей забой породе.
2. Проникновение фильтрата (дисперсионной среды) бурового раствора в поровое пространство вызывает:
- набухание глинистых компонентов призабойной зоны;
- при взаимодействии фильтрата с пластовой минерализованной водой может происходить образование нерастворимых солей и выпадение их в осадок;
- наличие фильтрата в призабойной зоне снижает фазовую проницаемость для нефти.
Глубина проникновения в пласт фильтрата может составлять порядка 3х метров.
3. Проникновение твердых частиц (дисперсной фазы) бурового раствора в поровое пространство вызывает:
- кольматацию призабойной зоны, т.е. заполнение внутрипорового пространства наиболее проницаемой части пласта дисперсионной и тонкодисперсионной фазами глинистого раствора с последующим ее закреплением в каналах порового пространства. Так исследованиями установлено, что проникновение частиц дисперсионной фазы наблюдается при
dп /d ч > 3 и особенно сильно проявляется при dп /d ч ≥5. Исследованиями также установлено, что глубина кольматации зависит от соотношения диаметров пор dп и частиц d ч, от физико-химических свойств дисперсной среды, от репресии на пласт, от проницаемости пород и составляет по разным оценкам 5 - 6 см - для пород высокой проницаемости и 1.5 - 2 см - для пород с низкой проницаемостью, что способно снизить проницаемость продуктивного пласта на 30 - 50 %.
4. Фильтрация бурового раствора в призабойную зону сопровождается закреплением более крупных частиц на стенке скважины с образованием глинистой корки, что наблюдается при dп /d ч
Быть нежеланным, нелюбимым, покинутым всеми — ещё более страшный голод для человека, чем просто не иметь пищи. © Мать Тереза ==> читать все изречения.
Министерство образования и науки Республики Татарстан
Альметьевский государственный нефтяной институт
Кафедра автоматизации и информационных технологий
Альметьевск 2012
Содержание
Введение……………………………………………………………………………3
Основные методы повышение производительности скважин………………….5
Метод увеличинения проницаемости пластов при использовании генератора упругих волн. 12
Заключение……………………………………………………………………. …21
Список литературы………………………………………………………………..22
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;
Основные методы повышение производительности скважин
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.
Читайте также: