погіршення гідродинамічної зв'язку стовбура свердловини з продуктивним пластом.
До першої групи можна віднести динаміку падіння пластового тиску (перепаду тисків забійного і пластового), зміна наведеного радіуса свердловини і радіуса контуру її живлення. На практиці основним способом зниження експлуатаційних витрат багатьма нафтогазовими компаніями є виведення в бездіяльність свердловин, дебіт яких не передбачений проектом і науково необгрунтоване, означає зменшення щільності сітки свердловин, що знижує кінцевий коефіцієнт нефтегазоотдачі пластів. Все це призводить до зниження поточного видобутку вуглеводнів і в цілому, ефективності розробки родовищ. Важко видобувні запаси нафти і газу вимагають посилення контролю і регулювання роботи видобувних свердловин, без застосування яких неминуче катастрофічне падіння видобутку вуглеводнів.
Важливою умовою повноти витягання запасів нафти і газу є використання раціональних методів розробки покладів, визначення найбільш ефективних об'єктів для застосування технологій інтенсифікації видобутку. Скорочення недіючого фонду свердловин в результаті проведення планомірного їх ремонту із застосуванням передових технологій дозволяє інтенсифікувати процес розробки, залучити до неї запаси, що знаходяться в застійних зонах, підвищити коефіцієнт нефтегазоізвлеченія.
До другої групи можна віднести високу фільтраційне опір в привибійній зоні пласта (ПЗП), яке в загальному випадку обумовлено фільтраційно-ємнісними характеристиками, способом розтину, а також чинниками, що викликають часткову закупорку мікроканалів в пористої середовищі і, відповідно, погіршення фільтраційно-ємнісних властивостей шару в ПЗП, а також гідродинамічним недосконалістю свердловин.
2.3 Методи відновлення фільтраційних характеристик привибійної зони
Додатковий приплив нафти в свердловини, а, отже, і додатковий дебіт забезпечують застосування методів збільшення проникності привибійної зони пласта. На остаточній стадії буріння свердловини глинистий розчин може проникати в пори і капіляри привибійної зони пласта, знижуючи її проникність. Зниження проникності цієї зони, забруднення її можливо і в процесі експлуатації свердловини. Проникність привибійної зони продуктивного пласта збільшують за рахунок застосування різних методів:
хімічних (кислотні обробки);
механічних (гідравлічний розрив пластів і за допомогою імпульсно-ударного впливу і вибухів);
теплових (паротеплового обробка, електропрогрев) та їх комбінуванням.
Кислотна обробка свердловин пов'язані з подачею на забій свердловини під певним тиском розчинів кислот. Розчини кислот під тиском проникають в наявні в пласті дрібні пори і тріщини і розширюють їх. Одночасно з цим утворюються нові канали, по яких нафта може проникати до забою свердловини. Для кислотної обробки застосовують в основному водні розчини соляної і плавикової (фтористоводородной) кислоти. Концентрація кислоти в розчині звичайно приймається рівної 10 15%, що пов'язано з небезпекою корозійного руйнування труб і устаткування. Однак у зв'язку з широким використанням високоефективних інгібіторів корозії і зниженням небезпеки корозії концентрацію кислоти в розчині збільшують до 25 28%, що дозволяє підвищити ефективність кислотної обробки. Тривалість кислотної обробки свердловин залежить від багатьох факторів - температури на вибої свердловини, генезису порід продуктивного пласта, їх хімічного складу, концентрації розчину, тиску закачування. Технологічний процес кислотної обробки свердловин включає операції заповнення свердловини кислотним розчином, продавлювання кислотного розчину в пласт при герметизації гирла свердловин закриттям засувки. Після закінчення процесу продавлювання свердловину залишають на деякий час під тиском для реагування кислоти з породами продуктивного пласта.
Тривалість кислотної обробки після продавлювання становить 12-16 год на родовищах з температурою на забої не більше 40 0С і 2-3 год при забійних температурах 100-150 0С.
Гідравлічний розрив пласта (ГРП) полягає в утворенні і розширенні в пласті тріщин при створенні високих тисків на вибої рідиною, закачиваемой в свердловину. У утворилися тріщини нагнітають пісок, щоб після зняття тиску тріщина не зімкнулася. Тріщини, що утворилися в пласті, є провідниками нафти і газу, що зв'язують свердловину з віддаленими від забою продуктивними зонами пласта. Протяжність тріщин може досягати декількох десятків метрів, ширина їх 1-4 мм. Після гідророзриву пласта продуктивність свердловини часто збільшується в кілька разів.
Операція ГРП складається з наступних етапів: закачування рідини розриву для утворення тріщин; закачування рідини - пісконосіїв; закачування ріди...
