Содержание к диссертации
Введение
1. Опыт заводнения и эксплуатации нагнетательного фонда скважин туймазинской группы месторождений
1.1. Геолого-физическая характеристика основных объектов разработки месторождений
1.2. Краткая историческая справка об освоении залежей нефти
1.3. Система поддержания пластового давления Туймазинской группы месторождений
1.4. Анализ причин загрязнения призабойной зоны пласта нагнетательных скважин .
Выводы по главе 1
2. Основные причины ухудшения проницаемости призабойной зоны продуктивных пластов и технологии её восстановления .
2.1. Классификация причин повышения фильтрационного сопротивления призабойной зоны пласта и факторы, влияющие на них
2.2. Структура и состав кольматирующего материала призабойной зоны пласта
2.3. Технологии декольматации призабойной зоны пласта
2.3.1. Имплозионное воздействие .
2.3.2. Гидроимпульсные технологии, применяемые в Западной Сибири
Выводы по главе 2 .
3. Анализ состава сточных вод, закачиваемых в систему поддержания пластового давления, и качества их подготовки по содержанию твердых взвешенных частиц и нефтепродуктов .
3.1. Состав, качество сточных вод и основные требования, предъявляемые к ним на промыслах .
3.2. Причины появления нефтяной фазы в сточной воде и корреляционная связь остаточного количества нефти и твердых взвешенных частиц в воде
3.3. Корреляционная зависимость соотношения нефтепродуктов и твердых взвешенных частиц в сбрасываемой воде от средней вязкости нефти на группе добывающих скважин
Выводы по главе 3 .
4. Разработка технических средств предварительной фильтрации от твердых взвешенных частиц добываемой продукции и сточной воды .
4.1. Скважинный фильтр с промывкой фильтрующего элемента без подъема насосного оборудования
4.2. Исследования и разработка конструкции фильтра на приеме насосов кустовых станций
Выводы по главе 4
5. Колтюбинговая технология восстановления приемистости нагнетательных скважин .
5.1. Принцип выбора скважины для обработок с помощью колтюбинговой установки и агентов воздействия на призабойную зону пласта нагнетательных скважин .
5.2. Подготовка скважины, технических средств и проведение технологического процесса
5.3. Опытно-промышленные испытания технологии и анализ эффективности ее применения на нагнетательных скважинах НГДУ «Туймазанефть»
5.4. Расчет дополнительной добычи нефти от применения колтюбинговой технологии
Выводы по главе 5 .
6. Разработка и опытно-промышленные испытания импульсно-волнового способа восстановления приемистости нагнетательных скважин
6.1. Принципиальные основы технологии
6.2. Теоретические основы импульсно-волнового воздействии на пласт
6.3. Опытно-промышленные испытания технологии
6.4. Регрессионный анализ влияния основных факторов на эффективность низкочастотного воздействия
Выводы по главе 6
7. Тепловой способ повышения эффективности воздействия на призабойную зону нагнетательных скважин
7.1. Технология нагрева закачиваемой в пласт воды.
7.2. Теоретические основы расчета нагрева призабойной зоны пласта...
7.3. Результаты опытно-промышленных испытаний технологии .
Выводы по главе 7
Основные выводы и рекомендации
Библиографический список использованной литературы
- Краткая историческая справка об освоении залежей нефти
- Технологии декольматации призабойной зоны пласта
- Причины появления нефтяной фазы в сточной воде и корреляционная связь остаточного количества нефти и твердых взвешенных частиц в воде
- Подготовка скважины, технических средств и проведение технологического процесса
Краткая историческая справка об освоении залежей нефти
В целом по Туймазинской группе месторождений подсчитаны начальные геологические запасы нефти категорий А + В + С1 в количестве 651856 тыс. т; категории С2 – 21426 тыс. т.
Наибольшая часть начальных извлекаемых запасов нефти Туймазинской группы месторождений приходится на Туймазинское месторождение – 96 % (350080 тыс. т). Основная часть начальных извлекаемых запасов была сконцентрирована в девонских пластах – 82 %, 12 % запасов составляли запасы нижнего карбона, в известняках турнейского яруса было сосредоточено 5 % [1, 4, 8, 9].
На данный момент разработка Туймазинского месторождения находится на заключительной стадии [10, 11, 12]. По отношению к остальным месторождениям группы Туймазинское по прежнему остается лидером по остаточным извлекаемым запасам (27838 тыс. т). Но остаточные извлекаемые запасы сконцентрированы в известняках турнейского яруса – 38 %, в пласте нижнего карбона остается 29 %, а в терригенной толще девона – 23 % остаточных извлекаемых запасов. Выработано более 90 % извлекаемых запасов. Практика разработки Туймазинского месторождения и сегодня представляет исключительный интерес. Прежде всего, большое значение имеет опыт разработки месторождения на заключительной стадии [6, 8, 9, 10].
Туймазинское месторождение можно назвать флагманом отрасли, проложившим путь научно обоснованной разработке нефтяных месторождений. Именно на этом месторождении были предложены и реализованы многие принципиально новые пути разработки крупных месторождений, ставшие позднее хрестоматийными. Немало технологий было предложено и производственниками [1, 4].
Представляется полезным вспомнить, как решались проблемы, связанные с разработкой Туймазинского месторождения. Можно выделить два основных этапа открытия и разработки объектов месторождения.
Первый этап охватывает период времени с 1937 по 1944 гг. На этом этапе, этапе разработки залежи в песчаниках угленосной свиты (бобриковский горизонт) и в карбонатных коллекторах турнейского яруса, образно говоря, не разрабатывались, а эксплуатировались, т.е. никаких новых решений не было. Залежи эксплуатировались на естественном режиме, т.е. вначале – на упруговодонапорном, а затем – на смешанном – упруговодонапорном, переходящем в режим растворенного газа.
Слабая подвижность краевых вод предопределяла весь процесс разработки – пластовое давление снижалось, пропорционально снижался и дебит скважин и, следовательно, суммарная их добыча.
С целью поддержания добычи во многих скважинах к угленосному горизонту подключали и турнейский объект. Однако это не влияло на уровень добычи нефти. Так, к моменту открытия девонских залежей суточная добыча по нефтепромыслу не превышала 250 т/сут. Бурение новых скважин существенного увеличения добычи не давало [6, 8].
Понятно, что перспективы развития нефтедобыча не имела. Образование на базе промысла треста «Туймазанефть» (1938 г.) существенных изменений в эту ситуацию не внесло. Бурение скважин на девон было осуществлено только в 1944 г. В итоге были открыты залежи в верхах среднего (муллинский горизонт – DII) и в низах верхнего девона (пашийский горизонт – DI). В двух скважинах (№№ 100 и 119) были получены мощные фонтаны нефти (до 250 т/сут). С этого времени начался второй этап разработки месторождения [1, 4, 5, 8].
Открытие девонских залежей на Туймазинском месторождении в годы войны явилось крупным событием в экономике страны. Требовалось ускорить ввод месторождения в разработку, хотя оно практически было не разведано. Не были установлены контуры залежей, не определены запасы нефти и газа, совершенно не была изучена геология продуктивных горизонтов. Несмотря на это, было принято решение о вводе месторождения в разработку. Материалы первых же скважин показали, что нефтеносность в девоне приурочена к трем продуктивным горизонтам и что залежи в них отличаются от всех известных в стране огромной площадью и запасами [4, 8, 9].
Первые же разведочные скважины показали [1, 9], что месторождение имеет огромные размеры и запасы, и что ввод в разработку с применявшейся тогда на большинстве месторождений плотностью сетки скважин 2…4 га/скв. затянется на многие годы. Немаловажное влияние оказывал и упругий режим работы пласта, наличие которого было установлено в 1944 г. и подтверждено инструментальными исследованиями в 1945 г. П.К. Михайловским. В 1945 г. на основе изучения небольшого объема информации Г.К. Максимовичем было предложено законтурное заводнение. Впервые в мире такой метод воздействия на продуктивные пласты предлагался с самого начала разработки. Это радикально меняло существовавшие в те годы взгляды на разработку нефтяных месторождений.
По этому предложению было принято решение о необходимости поддержания пластового давления путем нагнетания воды через законтурные нагнетательные скважины [13, 14, 15, 17, 19].
Проблема разработки Туймазинского месторождения стала важнейшей задачей отрасли. На первом этапе эксплуатационные скважины на северо-западном крыле размещались тремя батареями, на юго-восточном – двумя батареями по сетке 400 х 500. Ввод в эксплуатацию последующих четвертой, пятой и т.д. батарей намечалось производить после обводнения скважин на 50 % и отключения первой, второй и т.д. батарей [7, 8, 9].
В принципе предполагался перенос фронта нагнетания, но когда он должен осуществляться, точно не указывалось.
Всего на горизонт DI на первом этапе намечалось пробурить 325 эксплуатационных и 27 нагнетательных скважин.
Последующее бурение показало, что контуры залежей в обоих продуктивных горизонтах сильно отличаются от представлений, существовавших на время составления проектов.
В процессе осуществления проекта возникли определенные затруднения со строительством объектов очистных сооружений и освоением нагнетательных скважин. В результате закачка воды в горизонт DI была начата лишь в апреле 1949 г., с опозданием на два года по сравнению с проектом.
Проектный уровень добычи нефти и закачки воды в целом по девону был достигнут к 1950 г. Однако при этом закачка воды в горизонт DI была ниже, а в горизонт DII – значительно выше проектной.
Однако в 1949 г. выяснилось, что принятая технология подготовки воды (осветление и осаждение солей) не обеспечивала необходимых объёмов закачки [3, 13, 15, 17]. Суточная производительность установки составляла всего 6000…6500 м3. Очистка воды от кислорода сернистым газом также не обеспечивала потребные расходы воды. Первым шагом по увеличению производительности явилось упрощение технологии за счет меньшего расхода каустической соды. На основании рекомендации ВодГЕО было решено расширить объем закачки необработанной дренажной воды. С 29 июня 1949 г. во все скважины КНС № 2 и 3 начата закачка дренажной воды.
Технологии декольматации призабойной зоны пласта
Капли углеводородов становятся центрами флокуляции минеральных крупиц. Кристаллы и зерна гипса и карбонатов, а также взвесь сульфида железа сцепляются между собой смолистыми отложениями. Образуется механический конгломерат, состоящий из гипса, карбонатов, продуктов коррозии и сульфида железа. Нефтяные компоненты комплексных осадков обладают свободной поверхностной энергией и закрепляются на поверхности солевых частиц за счет физической адсорбции, гидрофобизируют эти поверхности. Кроме того, создаются условия для кристаллизации хлоридов, которыми перенасыщены сточные воды. Основной их компонент – хлорид натрия, присутствие хлоридов кальция и магния способствует образованию нерастворимого осадка [56].
Область высокой концентрации сульфидожелезистых отложений расположена в зоне перфорации скважины. На расстоянии 3…8 м от стенки скважины образование сульфида железа резко прекращается. Крупицы образовавшейся соли могут быть удалены из пласта изливом, если они находятся во взвешенном состоянии, т.е. не закреплены на стенке канала в пласте. В противном случае, для их отрыва необходимо высокое депрессивное воздействие [57].
Физико-литологические причины ухудшения проницаемости ПЗП обусловливаются действием пресной воды на цемент и скелет породы [58, 59]. Причиной набухания глин является интенсивный катионный обмен с поглощением воды. Химический состав воды оказывает значительное влияние на набухаемость глин и снижение проницаемости коллекторов. Вода проникает в пласт по следующим причинам: – закачка воды в пласт для поддержания пластового давления; – закачка водного раствора кислоты при капитальном ремонте скважины или в случае, когда в качестве промывочной жидкости используют воду или жидкость на водной основе; – прорыв в продуктивный пласт посторонних пластовых слабоминерализованных вод или проникновение их в эту зону в результате капиллярных процессов.
К физико-литологической группе причин ухудшения проницаемости ПЗП можно отнести также: – растворение, перенос и отложение солей при больших объемах проникающих фильтратов, а также отложение их из высокоминерализованного фильтрата; – попадание в глинистый раствор при разбуривании вышележащих пород глинистых частиц минералов с высокой степенью разбухания. В порах или трещинах происходит значительное увеличение их размеров, в результате чего они не могут быть вымыты [54]; – разложение минералов при контакте с пресной водой, перераспределение зерен и перекрытие фильтрационных каналов.
К физико-химической группе причин ухудшения проницаемости ПЗП относят: – возникновение капиллярного давления при проникновении фильтрата в породу. Капиллярные силы создают на стенках фильтрующих каналов слои связанных жидкостей, обладающих аномально высокой сдвиговой вязкостью, которые сужают эти каналы и тампонируют их. Силы поверхностного натяжения на границах раздела несмешивающихся жидкостей формируют глобулы с низкой подвижностью. Влияние капиллярных сил снижается при закачке растворителей, поверхносто-активных веществ (ПАВ), мицеллярных растворов, двуокиси углерода, при воздействии теплотой или механическим волновым полем. В пласте, сложенном из гидрофильной породы, капиллярные явления ухудшают проницаемость [60]; – создание «блокирующей» преграды фильтрации нефти и газа за счет изменения поверхностного натяжения с пластовым флюидом при проникновении в пористую среду воды; – образование на поверхности пор нерастворимых в нефти прочных и вязких по сравнению с объемной нефтью адсорбционно-сольватных оболочек, создающих дополнительное сопротивление при течении жидкости вследствие уменьшения эффективного диаметра поровых каналов [61]; – образование эмульсии в гидрофобной среде. На поверхности раздела «нефть – вода» концентрируются асфальтосмолистые отложения, образуя твердые пленки, присутствие которых исключает возможность слияния капель воды и вызывает закупорку отдельных пор или участков пористой среды; – образование эмульсии в крупнозернистой среде. Повышенная прочность эмульсионной пленки создается прилипшими к ней микроскопическими твердыми частицами, которые на своей поверхности тоже имеют пленку из жидкости с поверхностно-активными веществами. Эмульсия продавливается в крупные поры и трещины призабойной зоны, в результате чего ухудшается фильтрационная характеристика ПЗП [59]; – гидрофильную коагуляцию, обусловленную электролитами, содержащимися в глинистых суспензиях, особенно в естественном промывочном растворе. Щелочные электролиты, натриевые соли, сода и полифосфаты после обменной адсорбции ионов вызывают сильную гидратацию частиц глины; – ухудшение в нагнетательных скважинах проницаемости в начальный период закачки воды вследствие выпадения солей на скелете породы ПЗП при контакте минерализованных пластовой и закачиваемой вод, происходящее в начальный период ее нагнетания; – вспенивание в пористой среде фильтрата бурового раствора, который, как правило, обрабатывается различными химическими реагентами; – адсорбцию на скелете породы ПЗП масляных веществ из бурового раствора.
Причины появления нефтяной фазы в сточной воде и корреляционная связь остаточного количества нефти и твердых взвешенных частиц в воде
В скважину 1 спускают насос 2 в сборе с трубой-хвостовиком 3 и пакером 4. Негерметичное исполнение клапанов 10 и 11 в трубе 5 позволяет осуществлять гидравлическую связь между продуктивным пластом и надпакерным (затрубным) пространством скважины через фильтр и радиальные каналы 6 и 7.
При запуске насоса 2 в работу (рисунок 4.1) сферические клапаны 10 и 11 благодаря плавучести и зазору между ними и трубой 5 всплывут в жидкости и займут крайнее верхнее положение, при котором отверстие перегородки 8 будет открыто, а перегородки 9 перекрыто клапаном 11. Пластовая жидкость будет поступать в насос 2 через фильтр 14, очищаясь от механических примесей, каналы 7, отверстие в перегородке 8, окна 13, концентрическое пространство, минуя наружные стороны радиальных каналов 6.
При засорении фильтра 14, о чем будут свидетельствовать замеры дебита скважины на поверхности, без остановки работы насоса 2 в затрубное пространство скважины производят закачку промывочной жидкости. В качестве таковой может быть использована подогретая или маловязкая нефть для одновременного отмыва фильтра от смолопарафиновых веществ.
Промывочная жидкость из затрубного пространства (рисунок 4.2) попадает через каналы 6 в трубу 5 и отжимает сферический клапан 10, шток 12 и клапан 11 вниз. При этом сферический клапан 10 перекрывает проходное отверстие перегородки 8 и открывает доступ закачиваемой жидкости из труб 5 в каналы 7 и далее к фильтру с внутренней его стороны. Напор жидкости будет смывать налипшие снаружи частицы механических примесей и смолопарафиновые отложения. Одновременно с этим при отжатии клапанов 10 и 11 вниз откроется проходное отверстие перегородки 9. Промывочная жидкость, резко изменив направление через отверстие в перегородке 9, поступит в окна 13 и далее по межтрубному пространству – к приему насоса и будет откачиваться на поверхность.
Резкое изменение направления движения промывочной жидкости после фильтра 14 позволяет ей освободиться от взвешенных частиц за счет центростремительных сил. Эти частицы свободно будут опускаться вниз и собираться в зумпфе скважины. После длительной эксплуатации забой скважины может быть промыт с удалением накопившихся механических примесей.
Постоянная работа насоса 2 при промывке фильтра позволяет избежать задавки жидкости в пласт и кольматации порового пространства частицами механических примесей.
После промывки фильтра закачку промывочной жидкости прекращают и насосную установку возвращают в обычный режим работы.
Технико-экономическим преимуществом фильтра является обеспечение промывок фильтра от ТВЧ без подъема насосного оборудования, а также предупреждение засорения забоя скважины выносимыми из пласта твердыми частицами породы.
Разработанная конструкция с небольшими изменениями была испытана на скважинах № 142 и 1101, отличающихся повышенным влиянием механических примесей на межремонтный период работы (МРП). За 6 месяцев эксплуатации этих скважин подача УСШН снижалась в среднем на 22 %. Содержание ТВЧ в добываемой продукции согласно исследованиям ЦНИПР НГДУ «Туймазанефть» по названным скважинам составляло соответственно 215 и 360 мг/л.
В системах ППД наиболее целесообразной является установка фильтров на приеме насосов блоков кустовых насосных станций (БКНС). С одной стороны, снижение содержания ТВЧ в сточной воде повышает ресурс работы центробежных агрегатов, блоков гребенок и устьевой арматуры скважин, с другой, снижает кольматацию прискважинной зоны пласта.
Конструкция фильтра тонкой очистки Фильтр представляет собой вертикально устанавливаемый цилиндр общей высотой 1405 мм и диаметром 426 мм с присоединительными фланцевыми соединениями под трубопровод диаметром 159 мм (рисунок 4.3). Фильтрующий элемент – металлическая сетка. Размер ячейки для улавливания частиц механических примесей, который подбирают исходя из требований к качеству воды для закачки, составляет 5…10 мкм. Фильтрующий элемент представляет собой цилиндрический барабан с отверстиями, обернутый металлической сеткой.
Согласно каскадной технологии, для воды, закачиваемой в нагнетательные скважины с низкими коллекторскими свойствами пласта, предъявляются дополнительные требования по качеству. Вода для этой категории скважин должна проходить доочистку от механических примесей и нефтепродуктов на устье скважины.
В качестве фильтра для устьевой арматуры в соавторстве разработана конструкция, представляющая собой горизонтальный цилиндр с сеткой, установленный перед центральной задвижкой. Основным материалом в качестве фильтрующего элемента фильтров является металлическая сетка, используемая в «вибросите» промывочной системы при бурении скважин. В качестве альтернативы применяемым сетчатым элементам предложен для испытания комбинированный фильтроэлемент, состоящий из металлической сетки П48-12 18Н9Т ГОСТ 3187-70 в два слоя в сочетании с сорбирующим материалом «Сормат» арт. С-53 производства ООО «Туймазинская текстильная фабрика».
Для повышения качества сточной воды, используемой в системе ППД, необходимо использовать фильтры различных конструкций как на устье нагнетательных скважин, так и после трубного водоотделителя (ТВО) или приеме БКНС. Фильтрование сточной воды происходит под действием перепада давления на входе и выходе из фильтра. Сорбирующий материал обладает высоким гидрофобизирующим действием и хорошо улавливает нефтепродукты.
На этапе проведения опытно-промысловых испытаний были поставлены задачи: – подбор фильтрующего материала по физико-химическим и технологическим свойствам; – определение срока эксплуатации и периодичности замены фильтрующего элемента. С сорбирующим материалом «Сормат» были проведены лабораторные испытания по определению потери напора на единицу площади материала и максимального объема проходящей жидкости, необходимой для полного насыщения фильтроэлемента частицами механических примесей и нефтепродуктов.
Подготовка скважины, технических средств и проведение технологического процесса
Стенки НКТ, обладая значительной упругостью, способствуют своеобразной «канализации» траектории волнового фронта. Сказанное справедливо для волн инфранизкой частоты, имеющих малое затухание. Исключаются потери от затухания волн Рэлея и поперечных волн, которые составляют основные потери в сейсмическом методе.
Скорость ударной волны в колонне близка скорости звука. Трубы, имея большую массу и, следовательно, высокую инерцию, не успевают деформироваться от перепадов давления при прохождении ударной волны, поэтому порывы колонны и разрушения цементного камня маловероятны, и в процессе испытаний не отмечались.
Ударно-волновое воздействие формирует в нефтяном пласте процессы, которые не могут быть объяснены только воздействием давления и температуры. Ударная волна воздействует на молекулярные цепи, в результате чего могут возникать локальные перегрузки, способные превышать прочность химической связи.
Разработаны следующие варианты создания ударов на устье скважины с последующей передачей энергии с помощью ударной волны к забою: – распространение по металлу колонны труб молекулярно-волновых колебаний, способствующих отслоению АСПО [78]; – использование на устье скважины излучателя, механически связанного с системой НКТ для передачи энергии в интервал перфорации [79]; – осуществление гидроудара в верхней части колонны, передача его по столбу жидкости и отклонение в зоне перфорации [80, 81]; – чередование периодических импульсов давления с промывкой скважины [82]; – формирование стоячей ударной волны чередованием давления и разрежения на устье скважины [83]; – формирование перепадов давления между прискважинной зоной пласта и полостью скважины с постепенной и равномерной очисткой прискважинной зоны пласта по всей длине интервала перфорации [84]; – формирование перепадов давления между прискважинной зоной пласта и полостью скважины периодическим открыванием в такт устья для вытекания скважинной жидкости и ее долива [85]; – формирование перепадов давления между прискважинной зоной пласта и полостью скважины периодическим, программно задаваемым временем открывания устья скважины [86]; – усиление ударной волны применением гидропневмоаккумуляторов для накопления энергии [87 – 89]; – импульсную закачку рабочего агента чередуют с выдержкой и динамическим изливом [90]; – генерирование на устье скважины упругой ударной волны путем импульсной закачки дозированного объема жидкости и поддержание колебаний столба жидкости [75]; – формирование перепадов давления между прискважинной зоной пласта и полостью скважины периодическим открыванием в такт со скоростью, обеспечивающей резкое падение давления на устье скважины до атмосферного, а закрывание – со скоростью в 2…5 раз ниже скорости его открывания [91]; – синхронизация закрывания и открывания устья скважины по фазе с периодическим понижением и повышением давления в призабойной зоне при формировании ударной волны [92]; – установка обратного клапана над пакером для возможности промывки скважины между операциями импульсно-волновой обработки [93]; – импульсная закачка через затрубное пространство и излив через НКТ при формировании ударной волны в скважинах с низким пластовым давлением [94].
Большинство перечисленных решений предлагает повышение давления в скважине и создание гидравлических ударов в столбе жидкости путем периодической коммутации устьевого оборудования. В этом случае столб скважинной жидкости подвергается ударному воздействию, распространяющемуся до забоя и способному оказывать влияние на фильтрационные свойства прискважинной зоны пласта.
В некоторых случаях предусматривается применение волн звуковой частоты либо молекулярно-волновых колебаний, которые также близки к спектру звукового диапазона. Излучение такой частоты не может распространяться на значительное расстояние и оказывать влияние на продуктивный пласт, его назначение – борьба с отложениями АСПО на стенках колонны труб, облегчение извлечения штанговой колонны.
Интересен опыт применения пневмоударника «Eureka Hammer», который работает от гидравлического блока питания, располагаемого на устье скважины. Скорость ударного воздействия зависит от расхода закачиваемого масла и может регулироваться. При ударе плунжера по хвостовику генерируется так называемый свистящий шум частотой от 1000 Гц и ниже. В данном случае пневмоударник работает как источник акустического излучения, причем генератор звука находится на забое, а энергия к нему подводится с поверхности за счет волновых колебаний низкой частоты.
Комплексное воздействие на ПЗП ультразвуковыми колебаниями приводит к уменьшению сцепления кольматирующего материала со скелетом породы. Низкочастотная составляющая, которая генерируется при гидравлическом ударе, приводит к образованию сетки трещин [95].
Многократную депрессию можно создавать с помощью струйных аппаратов. При включении создается депрессия, при выключении давление восстанавливается. Струйные аппараты способны обеспечивать отбор из скважин до 1000 м3/сут жидкости и более. Технология позволяет регулировать величину и продолжительность депрессии в течение всей операции по вызову притока, проводить циклическое многократное воздействие на пласт без применения газообразных агентов. При применении этого способа в 70 % длительно эксплуатировавшихся скважин приток нефти увеличился в 1,5 раза и более [96].
По сравнению с другими способами обработка скважин импульсно-волновым воздействием с поверхности без применения спускоподъемных работ характеризуется малыми материальными и временными затратами. Не требуется дорогостоящая техника, из специального оборудования используется только модифицированная устьевая обвязка, в некоторых случаях – генератор ударных импульсов и насосный агрегат. Длительность проведения обработки обычно от 3 до 8 ч.
Гидроудары, согласованные по частоте повторения со скоростью ударной волны и глубиной скважины, усиливаются за счет резонанса. Потери на затухание для волн инфранизкой частоты составляют величину порядка 10…12 % на километр длины скважины.
Технологии по перечисленным патентам позволяют производить направленную обработку неоднородных по проницаемости пропластков для выравнивания профиля притока или приемистости, а также селективную обработку обводненных пропластков. Импульсно-волновая обработка способствует уменьшению обводненности ПЗП.
При проведении работ по технологии, описанной в патентах РФ № 2190762, 2310059, необходимо осуществление спускоподъемных работ для размещения в интервале перфорации устройства для отклонения ударной волны.
