Классификация методов интенсификации притока в процессе освоения скважины

ПРИМЕНЕНИЕ ВТС

Опыт проведения РИР показывает, что наиболее перспективные методы изоляции водопритока основаны на комбинации двух или нескольких тампонажных материалов. Технология применения водопоглощающих тампонажных составов (ВТС) предполагает установку гидроэкрана в интервале негерметичности обсадной колонны для снижения фильтрационных характеристик интервала или ликвидации зоны интенсивного поглощения с последующим закреплением твердеющим тампонажным составом — цементом. Закачка изолирующего состава может производиться как через существующий интервал негерметичности, так и через специальное технологическое отверстие.

РИР с применением технологии на базе ВТС могут выполняться в добывающих и нагнетательных скважинах. В качестве технологических жидкостей обычно используются составы на основе водонабухающих полимеров на углеводородной основе. Изолирующие свойства ВТС сопряжены с их способностью поглощать воду или водные растворы и удерживать их в своей структуре даже при определенных градиентах давлений. При этом происходит увеличение объема частиц полимера, за счет чего последние удерживаются в объеме пор и блокируют их. Соответственно при попадании ВТС в водонасыщенную часть пласта происходит замещение углеводородной основы водой и интенсивное набухание полимерных частиц.

Выбор носителя водонабухающего полимера — углеводородной основы — обусловлен ее физической и химической инертностью по отношению к водонабухающему полимеру с высокой коагулирующей способностью. Также в качестве носителя могут применяться маловязкая, средневязкая дегазированная безводная нефть, дизельное топливо, керосин или многоатомные спирты. Оптимальным вариантом жидкости-носителя для полимера служит дизельное топливо, где частицы полимера равномерно распределены в объеме жидкости, но самым распространенным остается нефть. Степень набухания сшитых полимеров в воде в первую очередь определяется минерализацией растворителя: при увеличении минерализации водопоглощающая способность снижается.

В технологии на базе ВТС могут применяться фенолрезорциноформальдегидные, гипаноформальдегидные, ацетоноформальдегидные, карбамидоформальдегидные, полиуретановые и гидрофобные смолы.

ИЗВЛЕКАЕМЫЙ МЕТАЛЛИЧЕСКИЙ ПЛАСТЫРЬ

Технология извлекаемого металлического пластыря разработана компанией «Навигатор» и в настоящее время широко применяется на скважинах «Роснефти». Пластырь предназначен для отключения пластов и герметизации обсадной колонны в добывающих и нагнетательных скважинах и представляет собой стальной патрубок с приваренными на концах суженными наконечниками, на которые надеты резиновые уплотнители (рис. 6). После спуска пластыря в заданный интервал лифтовых труб закачивается жидкость под давлением 18–25 МПа, за счет чего гидропривод тянет шток. Последний перемещает конус и протягивает его сначала через нижний, затем верхний наконечник. При этом верхний наконечник через центратор упирается в гидравлический привод, благодаря чему данный механизм может срабатывать независимо от обсадной колонны. Центратор обеспечивает соосность наконечника и гидропривода. После прохождения конусов через наконечники посадочный инструмент освобождается и его извлекают из скважины. При необходимости пластырь может быть сорван с места и извлечен из скважины специальным инструментом.

Пластырь изготавливается для обсадных колонн диаметром 146 и 168 мм, имеет проходной диаметр 104 и 123 мм и длину до 18 м. Он выдерживает депрессию до 15 МПа для ЭК 146 мм и 13 МПа для ЭК 168 мм.

Данная технология позволяет сократить сроки ремонта на двое-трое суток по сравнению с использованием цемента. Средняя продолжительность установки пластыря составляет 90–120 часов. Эффективность применения технологии находится на уровне 90%. Оборудование устанавливается и извлекается за одну СПО. Ориентировочная стоимость одного извлекаемого металлического пластыря с доставкой до базы КРС и техническим сопровождением составляет 400 тыс. руб. (без НДС).

Рис. 7. Последовательность работ профильным перекрывателем

Вместе с тем данный метод не лишен недостатков. В частности, он дает уменьшение внутреннего диаметра до 104 мм для ЭК 146 мм и 123 мм для ЭК 168 мм. Максимальная депрессия на пластырь составляет 15 (13) МПа, а протяженность ремонтируемого участка ограничивается 14 м.

Среди других технологических методов ОВП следует отметить применение профильных перекрывателей (рис. 7) и расширяющих труб для КРС (рис. 8).

Рис. 8. Примеры применения расширяющихся труб при КРС в горизонтальных скважинах

КЛАССИФИКАЦИЯ МЕТОДОВ БОРЬБЫ С ВОДОПРИТОКАМИ

Борьба с водопритоками включает в себя как профилактические методы, направленные на предупреждение водопритоков, так и технологии их ликвидации.

Профилактика водопритоков может проводиться как на стадии бурения, так и при эксплуатации скважин.

Методы предупреждения водопритока подразделяются на химические и технологические. Химические методы предполагают соответствие используемого тампонажного раствора минералогическому составу пород для надежного сцепления раствора с породой, а также обязательное использование буферных составов перед закачиванием тампонажного раствора.

Рис. 1. Классификация методов ограничения водопритока (Ю.М. Басарыгин)

Технологические методы при бурении включают предупреждение кавернообразования, опережающую изоляцию водопритока и установку центрирующих фонарей. К технологическим методам при эксплуатации скважин относятся выбор оптимальной депрессии, соответствие скорости вытеснения скорости пропитки и методы выравнивания профиля приемистости.

Рис. 2. Классификация методов ограничения водопритока (ВНИИКрнефть)

Методы ликвидации водопритока также делятся на технические и физико-химические. К первым относятся спуск дополнительной ЭК, установка гофрированных, извлекаемых и полимерных пластырей, использование двухпакерной системы. Среди физико-химических методов можно выделить закачивание селективных и неселективных материалов. Существуют и более подробные классификации методов ограничения водопритока (рис. 1, 2).

Методы повышения коэффициента

В ряде случаев, когда коэффициент слишком низок, газоотдачу можно повысить, применяя следующие способы:

• Кислотная обработка. К этой категории относится ввод в скважину соляной кислоты, обработка составами с применением повышения температуры и другие методы. Чаще всего методы повышения газоотдачи пластов применимы на слоях с карбонатными породами в составе. Перед вводом состава скважину чистят от песка, грязи и бурового раствора, после чего обрабатывают призабойную область раствором соляной кислоты. Метод предусматривает работу с различными по концентрации составами; этот параметр определяется числом обработок и степенью газоотдачи. Разновидностью обработки является ввод в скважину кислоты с повышением температуры; особенно эффективен такой метод в пластах с доломитовыми и известняковыми слоями.
• Гидроразрыв пласта. В этом случае в слоях делается высокопроводимая трещина, которая резко повышает дебит скважины и, соответственно, влияет на газоотдачу. Метод позволяет обеспечить приток флюида к призабойной части скважины. В качестве последнего может выступать вода, специальная жидкость, газ и другие вещества.

Также в современной добыче могут применяться такие методы повышения газоотдачи пластов, как торпедирование или отбор продукта при вакууме. В процессе работы обычно используются облегченные жидкости и растворы для тампонажа при добуривании стволов, которые нужны для расположения скважин по равномерной схеме, детального анализа состава месторождения, дренирования максимальной площади и предотвращения обводнения эксплуатационных скважин. При необходимости устроить равномерный дренаж созданного разреза требуется устранить пробки из песка и жидкости в забое, использовать специальную технику и внедрять создание кислотных, конденсатных и нефтяных ванн.

Методы, обеспечивающие рост газоотдачи на 1%, равны по значению росту нефтедобычи без лишних финансовых трат на обустройство и перевозку газа, поскольку на их применение не нужно тратить много времени и денег. Применение способов особо актуально для месторождений, где залежи не превышают по объему 10 млрд кубометров и где наблюдается низкий коэффициент газоотдачи. Также повышение актуально для тех мест, где пластовое давление очень низко, и разработка скважин в таком регионе не будет продуктивной без применения стимулирующих методов. Чаще всего для этой цели применяется гидроразрыв пласта, поскольку его применение позволяет быстро и без лишних побочных явлений усилить приток газа в скважине.

ОСАДКООБРАЗУЮЩИЕ РЕАГЕНТЫ, ГИДРОФОБИЗАТОРЫ, ПЕННЫЕ СИСТЕМЫ И ЦЕМЕНТНЫЕ РАСТВОРЫ

Применение осадкообразующих реагентов в пластовых условиях приводит к выпадению нерастворимого осадка в водонасыщенных зонах. Эти реагенты образуются в результате взаимодействия между собой, с солями пластовой воды или непосредственно с пластовой водой.

Гидрофобизаторы представляют собой ПАВ, аэрированные жидкости, полиорганосилоксаны и другие химические гидрофобные продукты. Их действие основано на гидрофобизации поверхностных пород ПЗП, что ведет к снижению фазовой проницаемости пород для воды и, следовательно, к повышению фильтрационного сопротивления для ее движения.

Пенные системы образуются в результате взаимодействия химических реагентов и позволяют блокировать пути продвижения воды за счет прилипания к поверхности водопроводящих каналов пузырьков газа и образования пленок из коллоидно-дисперсных соединений. Наибольший эффект от применения пенных систем достигается в газовых скважинах.

Несмотря на появление новых материалов, основным для изоляции водопритока остается тампонажный цемент. По типу вяжущего компонента выделяют портландцемент и микроцемент. По типу жидкости затворения цементный раствор может быть на водной или углеводородной основе. Типы и концентрации добавок для регулирования свойств цементного раствора подбираются исходя из геологических условий интервала РИР и типа жидкости затворения.

Циклическое заводнение

Метод циклического заводнения основан на представлении о том, что периодическая закачка воды в пласт взамен непрерыв­ной может вызвать перераспределение давлений в пропластках различной проницаемости. Это значит, что из зон, насыщенных нефтью и имеющих низкую проницаемость, при снижении давле­ния, вызванного прекращением закачки, начнется переток нефти в зоны повышенной проницаемости. Последние, как правило, бо­лее обводнены и, вследствие лучшей характеристики, в них быс­трее снижается давление. Кроме того, капиллярные силы созда­ют дополнительное сопротивление для перемещения воды в низ­копроницаемых поровых каналах, что благоприятствует переме­щению нефти.

По разным данным рекомендуемый цикл «закачка-останов­ка» может составлять от 10 до 80 суток, и он должен отрабаты­ваться непосредственно в условиях месторождения.
 

Следует учесть, что при увеличении срока работы залежи в условиях отсутствия закачки, могут наступить необратимые про­цессы, связанные с резким падением пластового давления, отка­зами скважинных насосов и т. д. поэтому здесь выступает на первый план контроль за работой скважины и системы в целом.

Прекращение закачки может вызвать снижение пластового давления до критических величин, и оно может быть восстанов­лено за счет ограниченных мощностей системы ППД.

→

→

→

→

→

ВЫБОР СКВАЖИН-КАНДИДАТОВ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ ОВП

Выбор скважин-кандидатов для проведения РИР необходимо делать на основе анализа следующих данных:

• геолого-технические характеристики нагнетательных скважин (данные геофизических исследований, индикаторные исследования);
• динамика дебита нефти, обводненности с момента начала эксплуатации скважины;
• описание проведенных работ на скважине и их результаты;
• наличие в разрезе скважин водоносных пластов и их расположение по отношению к продуктивному пласту;
• расположение скважины-кандидата в залежи по отношению к внешнему и внутреннему контурам нефтеносности, нагнетательным скважинам;
• начальное и текущее положение ВНК;
• степень выработанности запасов нефти;
• физико-химические свойства ПДВ;
• особенности конструкции скважины;
• характеристика насыщенности продуктивного пласта по толщине, его литологическая характеристика и строение.

Рис. 22. Алгоритм подбора скважины для РИР ЗКЦ и расчет потенциалаРис. 22. Алгоритм подбора скважины для РИР ЗКЦ и расчет потенциала

Для подбора скважин для РИР по устранению ЗКЦ, расчета потенциала скважины, выбора технологии ликвидации ЗКЦ и устранению негерметичности ЭК в нефтяных компаниях разрабатываются специальные алгоритмы (рис. 22–25). В качестве примера рассмотрим процесс выбора технологии РИР по УНЭК c двумя или более нарушениями ЭК, находящимися в интервале менее 20 м, в одной из добывающих компаний.

Рис. 23. Пример выбора технологии РИР по ликвидации ЗКЦРис. 24. Пример выбора технологии РИР по устранению НЭК

Сначала производится временное отключение нижнего интервала нарушения ЭК и тампонажный материал закачивается в верхний интервал нарушения ЭК. Технология и материалы выбираются в соответствии с матрицей для случая одного нарушения. Далее разбуривается цементный мост, пакер или песчаная пробка, установленная против нижнего интервала нарушения. Тампонажный материал закачивается в нижний интервал негерметичности через пакер.

Для отключения интервала негерметичности применяются пакер или дополнительная колонна-летучка. При эксплуатации скважин с помощью СШН, если насос находится ниже интервала негерметичности, пакер устанавливается над насосом, в обратном случае используется сдвоенный пакер. При эксплуатации скважин ЭЦН сдвоенный пакер устанавливается выше интервала герметичности. Установка пакера возможна при приемистости нарушения более 500 м3/сут (более 50 м3/сут×МПа) и при отсутствии ЗКЦ.

Дополнительная колонна-летучка ставится при обнаружении смещения колонны, повреждения колонны в процессе бурения из-за технических ошибок или при обнаружении нескольких нарушений в большом интервале.

При подборе технологий ОВП также важно учитывать имеющийся мировой опыт (табл. 4)

Таблица 4. Мировой опыт применения селективной изоляции, ликвидация ЗКЦ жидкости, устранения негерметичности ЭКТаблица 4. Мировой опыт применения селективной изоляции, ликвидация ЗКЦ жидкости, устранения негерметичности ЭК

С точки зрения дальнейшего развития технологий ОВП весьма перспективен комплексный подход. Он, в частности, подразумевает:

• выбор участка месторождения с наиболее выгодными остаточными запасами нефти на основании изучения степени выработки запасов нефти и характеристики насыщения продуктивного пласта и другой геологической информации;
• селективную изоляцию по пласту, РИР по устранению ЗКЦ и УНЭК в добывающих скважинах с использованием эффективных методов;
• проведение РИР ЗКЦ и УНЭК в нагнетательных скважинах;
• работы в нагнетательных скважинах по выравниванию профиля приемистости с целью включения в работу непромытых насыщенных нефтью участков залежи;
• проведение экономической оценки через квартал, полугодие и год с момента завершения РИР;
• предпочтение одного подрядчика при проведении работ.

Показать выдержки из обсуждения

Применение Фонтанного способа

Фонтанный метод добычи нефти предполагает обязательное присутствие определенного объема жидкости в стволе:

• во время бурения — специального раствора;
• по окончании — технической воды;
• в процессе работы — сырой нефти.

Бурения нефти

Жидкость, находящаяся в стволе установки, создает гидростатическое давление. Для того чтобы стартовал процесс поступления нефти из источника, внутрипластовое давление должно превысить давление воды в стволе. При соблюдении таких условий происходит естественный подъем вещества. Подымаясь по стволу, нефть фонтанирует на выходе, что и стало поводом для названия метода.

Подъем и выброс сырья может происходить как естественным путем, так и при внешнем воздействии. Способ искусственного стимулирования предполагает поддержку давления в пласте за счет дополнительной закачки жидкости или газа.

Фонтанирующая скважина, оснащается оборудованием, позволяющим осуществлять контроль за движением потоком вещества в резервуаре. Чтобы предотвратить спонтанные выбросы, колонны оборудуют муфтами, и клапанами для добавки химических реагентов и движения сырья.

Подъем вещества из пласта происходит за счет уменьшения давления жидкости в стволе, путем снижения ее плотности или объема, включающего замещение бурового раствора на пресную воду.

Общая схема добычи нефти

ПРИЧИНЫ ОБВОДНЕНИЯ СКВАЖИН

Обводнение скважин вызывают такие факторы, как подъем водонефтяного контакта, поступление нагнетаемой и контурной воды по пласту, потеря герметичности ЭК, подтягивание конуса подошвенной воды и ЗКЦ.

Содержание ПДВ в скважинной продукции часто увеличивается из-за остановки и глушения скважин для ремонтов. Накопившаяся на забое вода во время простоев поступает в ПЗП, причем радиус ее проникновения может достигать нескольких метров. В зимнее время глушение скважины холодной жидкостью существенно снижает температуру в ПЗП и ухудшает фильтрационные свойства пласта вследствие отложения высокомолекулярных углеводородных соединений. Кроме того, скважины нередко простаивают из-

за отключения электричества, ремонта станков-качалок, устьевого оборудования и нефтепроводов. Более того, высокообводненные скважины могут подвергаться самоглушению «собственной» водой с такими же отрицательными последствиями. Все это приводит к увеличению времени освоения скважин и снижению их дебитов.

Обводненность продукции может увеличиваться изза плохого качества первичного цементирования скважин. В этом случае на стенках скважины образуется толстая глинистая корка, которая мешает хорошему сцеплению цемента с породой, а пластовые флюиды проникают в цемент в процессе его схватывания. В период критической гидратации обычный цементный раствор теряет способность передавать гидростатическое давление на пласт. Когда это происходит, пластовые флюиды свободно мигрируют в цемент и образуют каналы для дальнейшего поступления пластовых флюидов.

При некачественном цементировании в процессе схватывания образуются водные и газовые языки, нарушается сцепление цемента с ЭК при циклическом нагружении, наблюдается неконтролируемая потеря циркуляции, а в пласте при продавке цемента за колонну под действием избыточного давления образуются трещины. Отсутствие цементного кольца за ЭК приводит к возникновению заколонных перетоков соленых вод и рассолов, которые агрессивно воздействуют на металл и становятся причиной сквозных коррозионных отверстий в ЭК.

Поступление воды по стволу скважины вызывает ЗКЦ по цементному камню, по контакту обсадных труб с цементным камнем и по контакту цементного камня со стенкой скважины. Кроме того, вода по стволу скважины может поступать из-за нарушения его герметичности в результате разрушения цементных мостов и из-за нарушения герметичности ЭК.

Целостность цементного камня после схватывания обычно нарушается в результате механических воздействий при СПО, расширения обсадной колонны и сжатия цемента при опрессовках, расширения и сжатия труб из-за циклических изменений давления и температуры при эксплуатации скважины. Кроме того, нарушить целостность цементного камня способны перфорации, создающие ударные нагрузки на ЭК.

ОТВЕРЖДАЮЩИЕСЯ И ГЕЛЕОБРАЗУЮЩИЕ РЕАГЕНТЫ

Отверждающиеся реагенты (табл. 1) после попадания в пласт образуют водоизолирующую массу, растворимую в нефти и нерастворимую в воде. Сегодня наиболее востребованы синтетические отверждающие реагенты — их расход на скважину минимален, а применение не требует специального оборудования.

Гелеобразующие реагенты (табл. 2) используются для образования пространственных гелеобразных систем с неорганической или органической твердой фазой высокой степени дисперсности с водной или неводной дисперсионной средой. На сегодняшний день эти реагенты наиболее широко применяются для ОВП. Кроме того, они могут использоваться для выравнивания профиля приемистости.

Гелеобразующие реагенты обладают различными свойствами в зависимости от химического состава, обуславливающими сферу их применения. Так, гели на основе полиакриламида (ПАА) со сшивателем позволяют создавать большие гелевые экраны и производить изоляцию трещиноватых пластов.

Скорость сшивания ПАА зависит от концентрации сшивателя и температуры (рис. 3). Для полимер-дисперсных составов характерны повышенные прочностные свойства за счет стабилизации структуры геля дисперсными частицами. При применении дисперсных систем размер частиц должен обеспечивать формирование фильтрационной корки, с тем чтобы в низкопроницаемый пласт попадало минимальное количество геланта.

Рис. 4. Принцип применения дисперсных систем

В высокопроницаемом интервале (в трещине) частицы способствуют существенному упрочнению геля (рис. 4).

Кремнийорганические составы образуют высокопрочный гель, но их высокая стоимость ограничивает масштабы их применения. Для жидкого стекла характерна высокая проникающая способность состава в пласты, низкая стоимость реагентов и низкая устойчивость геля в трещинах. Минеральным гелям на основе соляной кислоты присущи такие свойства, как высокая проникающая способность, высокая устойчивость в трещинах и высокая коррозионная активность.

Подъем колодца

Некоторые методы интенсификации притока не обязательно подразумевают изменение проницаемости за пределами ствола скважины. Иногда они включают в себя облегчение потока жидкости вверх по стволу скважины, уже вошедшей в нее. Газлифт иногда считается формой интенсификации притока, особенно когда он используется только для пуска скважины и отключается во время работы в установившемся режиме. Однако чаще под подъемом в качестве стимуляции подразумевается попытка поднять тяжелые жидкости, скопившиеся на дне, либо за счет поступления воды из пласта, либо за счет закачки химикатов с поверхности, таких как ингибиторы образования отложений и метанол (ингибитор гидратообразования). Эти жидкости находятся на дне скважины и могут действовать как груз, сдерживающий поток пластовых флюидов, что, по сути, приводит к глушению скважины.. Их можно удалить путем циркуляции азота с помощью гибкой трубы .

МЕТОДОЛОГИЯ ПРОВЕДЕНИЯ РИР

Для повышения эффективности РИР необходимо обеспечить как минимум три условия. Во-первых, при проведении работ следует четко знать, что именно нужно изолировать, а также иметь представление о текущих запасах в пласте. Вторым условием выступает возможность выбора технологии проведения РИР, а третьим — наличие современной специальной техники и разнообразных современных тампонажных материалов.

Рис. 9. Организация РИРРис. 10. Графическая диагностика обводненности скважины

Организация РИР включает такие этапы, как рассмотрение входных данных и выбор технологии, непосредственно проведение работ, анализ результатов и корректирующие мероприятия по улучшению и доработке материалов и технологий (рис. 9).

При выборе технологии РИР учитывается ряд геолого-технологических условий: приемистость объекта (пласта) изоляции, депрессия на продуктивный пласт, расстояние от верхних отверстий перфорации до водоили газоносного пласта и направление движения перетоков. Для наглядности строится график обводненности скважины (рис. 10), на котором любое одновременное изменение угла наклона кривых, отражающее увеличение темпа добычи воды и снижение темпа добычи нефти, свидетельствует о поступлении в скважину избыточной воды или возникновении другого осложнения.

Также при проведении РИР важно учитывать типы вод месторождения по отношению к продуктивным коллекторам. Это позволяет установить источник поступления воды в скважину

Выделяют чуждые (верхние/нижние относительно данного горизонта), подошвенные, краевые или контурные, промежуточные и тектонические воды.

Основным критерием выбора реагентов для водоизоляционных работ выступает показатель приемистости. Так, при приемистости менее 0,6 м3/ч×МПа следует осуществить операции по ее увеличению — например, кислотным воздействием. При приемистости скважины 0,6–1,6 м3/ч×МПа проводится обработка фильтрующимися осадкогелеобразующими составами (ОГС) типа ВУС, ГОС, АКОР, гипан+жидкое стекло, силикагель, кремнийорганическая эмульсия. При приемистости 1,6–2,1 м3/ч×МПа используют в качестве последнего цикла закачки ОГС состав «Эском» или системы типа АКОР, силикат-гель, продукт 119–20 ВТС. При приемистости более 2,1 м3/ч×МПа предусматривается докрепление фильтрующегося материала цементным раствором на углеводородной или водной основе или составом «Эском» (гипан «Комета» + смола ТЭГ, ДЭГ).

Рис. 11. Технология РИР с механическим пакером

ТЕСТИРОВАНИЕ МАТЕРИАЛОВ ДЛЯ ОВП

Каждый материал для ОВП проходит проверку по определенным параметрам. Так, отверждающие составы тестируются на эффективную вязкость, время схватывания (период прокачиваемости), прочность при сжатии на изгиб, адгезионную прочность, коэффициент расширения/усадки. Для гелеобразующих составов важна проверка на такие параметры, как эффективная вязкость, время гелеобразования (сшивания), предельное/статическое напряжение сдвига, остаточный фактор сопротивления, объем геля относительно объема геланта.

Полученные в ходе тестирования свойства материалов позволяют максимально точно подобрать их для проведения РИР на той или иной скважине (табл. 3).

Таблица 3. Свойства тампонажных материалов, применяемых для РИР

Очистка пласта

Ассортимент бурового раствора , закачиваемого в скважину во время бурения и заканчивания , часто может нанести ущерб окружающему пласту , попадая в породу-коллектор и блокируя поровые каналы (каналы в породе, по которым течет пластовый флюид). Точно так же акт перфорации может иметь аналогичный эффект, выбрасывая обломки в каналы перфорации. Обе эти ситуации снижают проницаемость в призабойной зоне скважины и, таким образом, уменьшают приток флюидов в ствол скважины.

Простым и безопасным решением является закачка разбавленных кислотных смесей с поверхности в скважину для растворения мешающего материала. После растворения проницаемость должна быть восстановлена, и пластовые флюиды будут поступать в ствол скважины, очищая то, что осталось от повреждающего материала. После первоначального завершения обычно используют минимальное количество муравьиной кислоты для очистки грязи и повреждений кожи. В этой ситуации процесс условно называют «интенсификация скважин». Часто группы, выступающие против добычи нефти и газа, называют этот процесс «кислотной обработкой», что на самом деле представляет собой использование кислот в больших объемах и под высоким давлением для стимулирования добычи нефти.

В более серьезных случаях откачка с поверхности недостаточна, поскольку она не нацелена на какое-либо конкретное место в скважине и снижает вероятность того, что химическое вещество сохранит свою эффективность, когда оно попадет туда. В этих случаях необходимо направить химическое вещество непосредственно на цель с помощью гибкой трубы . В скважину спускают гибкую трубу со струйным инструментом на конце. Когда инструмент достигает своей цели, химическое вещество прокачивается через трубу и выбрасывается прямо на поврежденный участок. Это может быть более эффективно, чем откачка с поверхности, хотя это намного дороже, а точность зависит от знания места повреждения.

Классификация нефтеотдачи пластов

На сегодняшний день большая часть мировых залежей углеводородов обрабатывается недостаточно эффективно. Средний показатель нефтеотдачи
составляет около 30%.

Ориентируясь на тенденцию увеличения спроса на энергоресурсы и другие продукты, изготавливаемые из такого сырья, современные добывающие
компании уделяют максимум внимания увеличению данного показателя.

Повышение нефтеотдачи пластов компании востребовано не только в России, но также и в других странах, в частности, входящих в состав ОПЭК.

Причины низких показателей нефтеотдачи – это не только применение устаревших технологий, но также и естественная выработка запасов. Для извлечения остаточных залежей требуется разрабатывать и вводить в эксплуатацию новые МУН. Использование более современных методов увеличения нефтеотдачи позволяют увеличить экономическую эффективность добычи.

Одно месторождение за время своей разработки проходит три этапа:

1. Начальный. Добыча происходит за счет естественных процессов в залежи – использования энергии упругости, газов, вод и гравитации.
2. Вторичный. Для поддержания показателя нефтеотдачи применяется закачка воды или газа.
3. Завершающий. В зависимости от особенностей конкретного пласта для поддержания необходимого давления используются различные МУН.

Эффективно воздействовать на залежи можно путем сбора энергоресурса в заводненных или насыщенных газом частях месторождения, а также в слабопроницаемых слоях и конкретных линзах и зонах, не подверженных дренированию в период начальной добычи.

Каждый из методов, направленный на повышение нефтеотдачи пластов компании, может воздействовать только на конкретную причину, определяющую состояние источника.

Существует несколько распространенных методов:

1. Тепловые. Инициация горения внутри пласта, использование пара для циклического  и постоянного воздействия, а также подъем нефти, вытесненной подогретой жидкостью.
2. Газовые. Интегрирование в пласт воздуха CO2, N, а также дымовых газов и ШФЛУ.
3. Химические. Применение растворов щелочей, кислот, полимеров для вытеснения нефти, а также микробиологическая стимуляция.
4. Гидродинамические. Барьерные, этапно-термические и циклические заводнения, скоростная откачка жидкостей.

Наиболее эффективным считается применение нескольких способов одновременно с особыми условиями комбинирования.

Кроме того, существуют еще физические методы, используемые для временного повышения коэффициента нефтеотдачи. К этой категории относятся гидроразрывы, бурения горизонтальных скважин, электромагнитное и волновое влияние.

В целом совокупность различных методов повышения добычи требует применения существенного количества специфической технологической оснастки.