Содержание к диссертации
Введение
1 Проблемы увеличения нефтегазоотдачи- механизм экранирования остаточных запасов в низкогтроницаемых высокоглинистых коллекторах 6
1.1 Аналитический обзор методов увеличения нефтеотдачи пластов и характеристика основных технологий 6
1.2 Водоизоляция флюидонасыщенных пластов 32
1.3 Механизм экранирования остаточных запасов в низкопроницаемых высокоглинистых коллекторах 39
1.4 Фильтрационные процессы и качество закачиваемых вод 45
2 Моделирование вытеснения нефти водой из пластов с изменяющейся структурой порового пространства 51
2.1 Теоретические особенности переноса частиц 51
2.2 Законы сохранения 54
2.3 Функция распределения пор по размерам 56
2.4 Скорости сужения и блокирования поровых каналов 58
2.5 Функция распределения частиц по размерам 61
2.6 Интенсивность массообмена. Скорости роста и изъятия частиц из 61 процесса
2.7 Пористость и проницаемость 63
2.8 Перенос малоконцентрированной суспензии 63
3 Разработка технологий волнового воздействия при декольматации высокоглинистых коллекторов 69
3.1 Разработка математических моделей многофазных сред 72
3.2 Вибрационное движение в плоской стоячей волне 76
3.3 Вибрационное движение в плоской бегущей волне 78
3.4 Движение пузырьков в плоской бегущей волне 79
3.5 Движение пузырьков в сферической бегущей волне 81
3.6 Движение жидких капель при воздействии вибрации 83
3.7 Технология введения в резонанс нефтяных пластов 84
3.8 Область и порядок применения технологии. 86
3.9 Промысловые испытания виброволновой технологии 94
Основные выводы и рекомендации 98
Список использованных источников 99
- Аналитический обзор методов увеличения нефтеотдачи пластов и характеристика основных технологий
- Механизм экранирования остаточных запасов в низкопроницаемых высокоглинистых коллекторах
- Функция распределения пор по размерам
- Разработка математических моделей многофазных сред
Введение к работе
Переход крупных нефтяных месторождений в позднюю стадию разработки, ухудшение структуры запасов, ввод в разработку месторождений с трудноизвлекаемыми запасами обусловливают негативное изменение фонда добывающих скважин нефтедобывающих предприятий, характеризующееся увеличением доли малодебитных скважин, ростом числа скважин с высоковязкой продукцией, увеличением количества высокообводненных скважин. Месторождения нефти и газа Республики Башкортостан представлены практически всеми известными типами залежей. Большинство из них уже вступило в позднюю и завершающую стадию разработки. Из недр Башкортостана добыто более 1,5 млрд.т нефти и более 70 млрд. м3 газа. Степень выработки начальных извлекаемых запасов достигла 84,5%, текущая обводненность -90,9%. За последние пять лет добыча нефти снизилась на 29%. Доля остаточных запасов растет с переходом от девонских отложений к отложениям верхнего карбона и перми. В этом направлении отмечаются закономерности ухудшения состава и свойств углеводородного сырья, усиливается неоднородность коллекторских свойств пород.
Заключительный этап разработки месторождений, как правило, характеризуется большой степенью выработки запасов из высокопродуктивных коллекторов и крайне низкими темпами извлечения нефти из высокоглинистых и малопродуктивных коллекторов. Поэтому доля запасов, содержащихся в таких коллекторах, возросла к настоящему времени до 80% от остаточных извлекаемых, что в целом определяет будущее разработки месторождений.
Несмотря на значительное расширение применения в последние годы физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пластов дальнейшее совершенствование разработки месторождения с целью повышения эффективного воздействия на остаточные запасы в высоко глинистых и малопродуктивных пластах будет определяться технологиями, обеспечивающими пе-
4 рераспределение пластового давления в этих коллекторах с целью включения
в разработку заблокированных зон.
Проблема заключается в том, что методы по совершенствованию системы разработки, предпринимаемые на первых этапах, были ориентированы на вытеснение нефти из высокопродуктивных коллекторов, что привело к созданию гидродинамически изолированных участков залежи, приуроченных к высоко глинистым и малопродуктивным пластам без поддержания в них необходимой пластовой энергии.
Большой вклад в исследование и успешное решение этих проблем внесли работы институтов Азинефтехим им. М.М. Азизбекова, БашНИПИнефть, ВНИИБТ, ВНИИнефть, ВНИИкрнефть, ВолгоградНИПИнефть, Иваново-ФранковскиЙ институт нефти и газа, РГУНГ им. И.М. Губкина, СибНИИНП, ТатНИПИнефть, УГНТУ, ТюмГНГУ и др., а также производственные объединения "Башнефть", "Беларусьнефть", "Главтюменнефтегаз", "Нижневолж-скнефть", "Пермнефть", "Татнефть" и др.
Началом разработки актуального в настоящее время научного подхода к извлечению запасов из глинистых и малопродуктивных коллекторов следует считать восьмидесятые годы, когда институтом «ТатНИПИнефть» был оценен характер воздействия заводнения на различные группы коллекторов. Было выявлено отсутствие воздействия пресных вод на вытеснение нефти из высокоглинистых и малопродуктивных коллекторов и крайне слабое воздействие на этот процесс минерализованных (попутных) вод.
Кроме того, как показали исследования последних лет (Н.И. Хаминов, Н.Ф. Гумаров и др.), при заводнении на границе раздела высокопродуктивных и глинистых коллекторов создается кольматационныЙ экран, препятствующий охвату заводнением именно глинистых коллекторов, прочность и время формирования которого определяется минерализацией закачиваемой воды, содержанием и распределением пелитовой составляющей глинистого материала в породе.
Цель работы. Интенсификация выработки остаточных запасов из заблокированных зон разработкой технологии, основанной на эффектах теории нелинейной волновой механики.
Основные задачи исследований
Объяснение механизма экранирования остаточных запасов в низкопроницаемых высокоглинистых коллекторах.
Обоснование и разработка моделей процессов вытеснения с изменяющейся структурой порового пространства.
Разработка технологий волнового воздействия для извлечения остаточных запасов из заблокированных зон высокоглинистых коллекторов.
Научная новизна
Объяснен механизм явлений, происходящих при переносе малоконцентрированных суспензий двухфазным фильтрационным потоком, позволяющий определить место изменения коллекторских свойств пласта, время и степень их влияния на нефтеотдачу пластов в зависимости от конкретных физико-геологических условий и режимов заводнения.
Теоретически обосновано воздействие тонкодисперсной ПЄЛИТОВОЙ составляющей глинистого цемента коллектора на изменение его фильтрационных характеристик, обусловленное сужением сечения поровых каналов, их частичным или полным блокированием, особенно на границе между высоко и низкопроницаемыми зонами.
Предложен научно обоснованный подход к разблокированию остаточных запасов, сосредоточенных в низкопроницаемых глинистых коллекторах.
Практическая ценность. Разработано временное руководство по технологии воздействия на призабойную зону добывающих и нагнетательных скважин с применением гидродинамических генераторов волн.
Аналитический обзор методов увеличения нефтеотдачи пластов и характеристика основных технологий
В условиях, когда доля трудноизвлекаемых запасов основных месторождений России неуклонно растет и превысила в настоящее время 80% остаточных запасов, в осуществлении поддержания уровней добычи нефти определяющая роль принадлежит применению методов увеличения нефтеотдачи (МУН) и интенсификации разработки нефтяных месторождений. Так, на нефтяных и нефтегазовых месторождениях НГДУ "Ишимбайнефть" применяется комплекс технологий увеличения нефтеотдачи пластов, реализуемый с помощью гидродинамических, газовых, физико-химических и биологических методов воздействия на продуктивные горизонты [1].
Группа гидродинамических методов представлена различными методами.
Зарезка боковых стволов. Бурение боковых стволов скважин осуществлялось на рифогенных месторождениях (Введеновское месторождение) и на платформенных пластовых залежах (Добровольское, Уразметовское, Уршак-ское, Янгурчинское месторождения). Эксплуатация этих скважин позволила получить дополнительно 3312т нефти в среднем на одну операцию по зарезке бокового ствола.
Нестационарное циклическое поддержание пластового давления. К группе газовых методов относятся модификации технологий закачки углеводородных газов в нефтегазовые рифовые залежи. Работы по закачке в пласт газа высокого давления проводятся на трех месторождениях по двум технологиям. На Озеркинском месторождении осуществлялась циклическая закачка газа. На Грачевском и Старо - Казанковском месторождениях - технология сводового вытеснения нефти оторочкой углеводородных растворителей и сухим газом.
Озеркинское месторождение расположено в непосредственной близости от Канчуринского подземного газохранилища, и это определило циклическую технологию закачки газа. Газ ежегодно закачивался 3-4 месяца летнего периода в объеме - 40 млн.м3.
Закачка газа позволила стабилизировать уровень добычи нефти по месторождению. Газовый фактор увеличился с 40 м /т (до начала закачки) до 2179 м3/т в 1991г., в 1993 году был равен 1090 м3/т, в настоящее время составляет 650 м3/т. Текущее пластовое давление 4,0 МПа. По проекту конечный КИН 43,8%, дополнительная добыча 456 тыс.тн. Этого достичь не удалось из-за недостатка газа в первые годы применения технологии.
В 1987г. закачку газа увеличили, высокий темп закачки газа способствовал быстрому прорыву газа в добывающие скважины. С каждым последующим годом прорыв газа после начала его закачки происходил все быстрее, поэтому в 1993 году закачка его была прекращена. Однако технологический эффект продолжается и сегодня.
На Грачевском месторождении опытно-промышленные работы были начаты в 1983 г. На месторождении ликвидированы скважины старой конструкции (46 скважин) и пробурены новые (42 скважины, в том числе 6 газонагнетательных). В 1983-1986г,г. в залежь закачано 371 тыс. т. ШФЛУ (0,02 объема пор). Для закачки газа построена Казанковская компрессорная станция производительностью 1 млн. м /сут и сеть газопроводов. Закачка газа в сводовую часть залежи ведется с 1985г. Текущая годовая добыча нефти в 15 раз больше базовой добычи, рассчитанной при разработке месторождения на естественном режиме истощения.
На Старо-Казанковском месторождении на Троицком участке в 1982-1987гг. проведена закачка ШФЛУ и конденсата в количестве 734 тыс.тн. (0,18 объема пор). Проведено перебуривание месторождения скважинами новой конструкции и ликвидация старого фонда скважин. В 1988г. начата за качка газа на Троицком участке. Пластовое давление в зоне отбора максимально удалось поднять до 6,2 МПа в 1990-1991 годах. Текущее пластовое давление 4,0 Мпа. Текущая нефтеотдача по месторождению увеличилась на 2,9 %, конечная составит 36,6%, вместо 28,4% при режиме растворенного газа.
Следует сказать, что с 1996г и по настоящее время закачка газа производится на Грачевском и Центральном массиве Старо-Казанковского месторождений и лишь в тех объемах, которые обеспечиваются рециркуляцией добытого собственного газа и частично природного покупного.
В группу физико-химических технологий входят : закачка дистиллерной жидкости; неонола АФ-І2 (ВодоПАВ); силикат-но-щелочных растворов (СЩВ); отработанной щелочи (КОК); цеолита.
Закачка дистиллерной жидкости. Закачка дистиллерной жидкости является основным методом увеличения нефтеотдачи, реализуемым в промышленном масштабе на юге Башкортостана, Закачиваемый реагент является отходом содового производства Стерлитамакского производства АО " Сода " -дистиллерной щелочной жидкостью (ДЩЖ), содержащей в основном, растворы хлоридов кальция и натрия, сульфиды и карбонаты кальция. Показатель рН щелочной ДЖ равен 11.
Закачиваемая в пласт ДЩЖ взаимодействует с породой пласта и, в первую очередь, с содержащейся в ней глиной, которая приводит к изменению ее агрегативной устойчивости и набухаемости, что способствует снижению проницаемости водопромытых зон и увеличению охвата пласта заводнением; снижает поверхностное натяжение на границе нефть - вода, нефть -порода, обладает "отмывающими" способностями, тем самым уменьшая количество остаточной нефти в пласте.
Технология заводнения ДЩЖ на Уршакском месторождении в промышленном масштабе реализуется в течение 20 лет в терригенных (ДО и карбонатных (Д&, Дст) продуктивных пластах. Доля добычи нефти от этого метода в общей добычи от МУН составляет 25,4 %.
Механизм экранирования остаточных запасов в низкопроницаемых высокоглинистых коллекторах
Причины снижения проницаемости пористой среды в начальный период даже при закачке чистых жидкостей ранее не имели приемлемых объяснений. Наибольшее влияние на этот процесс, как оказалось, оказывают взвеси различною типа, содержащиеся как в закачиваемой воде, так и в самой пористой среде [45].
Пористая среда всегда содержит в своем составе большое количество изначально заблокированных в ней свободных частиц, а также таких из них, которые могут быть сдвинуты с места и перемещаться потоком. Причинами ослабления сцементированности частиц в пласте являются: изменения солености воды, рН, чрезмерная скорость закачки и т.д.
Исследования, выполненные [46, 47] с применением микрокиносъемки, позволили установить следующее.
При закачке жидкости такие частицы кольматируют сужения в поро-вых каналах, снижая таким образом проницаемость (эффект прямого клина). По мере закупорки части пор в движение приходят те из частиц, которые сначала участия в этом процессе не принимали. Таким образом, процесс продолжается до тех пор, пока проницаемость не установится на более или менее стабильном уровне.
При повышении давления многие частицы, застрявшие в сужениях пор, проталкиваются через них (как через фильеры) частично дробятся и продвигаются дальше, восстанавливая, таким образом, проницаемость в той ее части, которая зависима от кольматирующих эффектов. Процесс дробления для многих частиц и их последующее застревание в сужениях других пор может повторяться многократно, вплоть до выноса частиц к забоям нагнетательных скважин. При обратной промывке эти частицы (по крайней мере, многие из них) будут вынесены потоком и произойдет частичная очистка пласта.
Особую роль играют те частицы, которые блокированы в расширениях пор и практически никогда не могут выскользнуть из них. Последние играют роль клапанов, последовательно перекрывающих сужения пор при нагнетании воды и открывающих их при обратной промывке. Этим объясняется завидное постоянство в снижении проницаемости пористой среды в начальный период прокачки жидкости через керны или при закачке воды в пласт.
Увеличение проницаемости или приемистости над базовым уровнем во время обратной промывки, наблюдаемое в некоторых случаях и объявляемое обычно нетипичным, не принимаемым в расчет, объясняется выносом блокирующих частиц из узких зон пор в более широкие при обратном направлении потока (эффект обратного клина) и в последующем — вообще за пределы пласта. При этом выносятся как закачиваемые вместе с водой, так и частично изначально присутствующие в порах частицы.
Недостижение проницаемости до базового уровня при обратной промывке объясняется кольматацией пор при движении жидкости в обратном направлении, накапливающимися в порах агломератами, состоящими из отдельных частиц (эффект тромбов).
Имеющее иногда место возрастание приемистости скважин с увеличением времени закачки объясняется промыванием в породе микро- и макрока, по которым и движется основной поток закачиваемой жидкости, либо образованием трещин в породе, связанных с техногенным воздействием на пласт, либо же тектоническими процессами.
Справедливость упомянутого подтверждается экспериментальными данными [46, 47].
Слабая изученность формирования отложений ТВЧ в призабойной зоне служит серьезным тормозом в развитии экономичных средств борьбы с ними и повышении в связи с этим продуктивности скважин и эффективности выработки нефтяных пластов с использованием методов поддержания пластового давления.
Соизмеримость размеров порового пространства с величиной частиц может несколько изменять механизм формирования обычных отложений в пористой среде за счет оттеснения частиц в мертвые зоны порового пространства.
Экспериментальными работами с использованием микрокиносъемки по изучению фильтрации жидкости в кварцевом песке при различных давлениях и температурах установлено, что интенсивное образование отложений начинается в застойных зонах, сопровождаемое снижением скорости фильтрации жидкости.
Под механизмом возникновения отложений в пористой среде призабойной зоны следует понимать способ накопления КВЧ в поровых каналах.
В зависимости от особенностей условий движения нефти и ее термодинамических характеристик возможны следующие варианты закрепления частиц в поровом пространстве пласта: а) возникновение и рост кристаллов солей или парафина на стенках порового пространства; б) прилипание частиц к зернам породы; в) кольматационные эффекты и последующее заполнение порового объема частицами при фильтрации воды или нефти;
Функция распределения пор по размерам
На других рисунках показано изменение во времени давления (рис.2.6.), концентрации частиц в первом континууме (рис,2.8), динамической пористости (рис.2.9) и проницаемости (рис.2.11), пористости второго континуума (рис. 2.10) и насыщенности водой второго континуума (рис. 2.12).
Снижение проницаемости пласта приводит к падению расхода жидкости и практически полному затуханию фильтрации. На рис.2.13 приведена динамика суммарного отбора жидкости (кривая 1). Для сравнения приведены кривые суммарного отбора жидкости при закачке относительно чистой воды (кривая 2) с концентрацией частиц С;=2 10 4 и воды, не содержащей частицы (кривая 3). Соответствующее рис.2.9 (кривая 2) изменение функции распределения пор по размерам во входном сечении пласта приведено на рис. 2.2.
Выводы по разделу 2
В разделе представлен единый подход к моделированию различных технологических процессов нефтедобычи, сопровождающихся изменениями структуры порового пространства. В частности, смоделированы явления, происходящие при переносе малоконцентрированных суспензий двухфазным фильтрационным потоком. Модели позволяют определить в каком месте происходят изменения коллекторских свойств пласта, в какое время и как изменения отразятся на нефтеотдаче в зависимости от конкретных физико-геологических условий и режимов заводнения. Следует отметить одну особенность предлагаемых моделей: в каждой точке пласта необходимо решать задачу Коши для функций распределения пор и частиц по размерам, что удобно делать на современных ЭВМ с параллельной архитектурой.
Таким образом, модельные представления теоретически обосновывают возможность блокирования запасов углеводородов в определенных зонах пласта.
Рассмотрим основные перспективы увеличения нефтеотдачи пластов с помощью волновых методов, используя теорию нелинейных колебаний MHO Еще в 70-80 годы коллективом НЦ НВМТ РАН были изложены научные основы нелинейной волновой механики и технологий, открыт ряд новых волновых и колебательных явлений и эффектов. Суть этих эффектов в преобразовании волновых и колебательных движений жидкостей и взвешенных в них включений в монотонное, односторонне направленное движение [83]. Наряду с НЦ НВМТ РАН работы такого же направления по разработке новых технологий волнового воздействия на пласт проводились во многих научно-исследовательских институтах и научных центрах. Были разработаны, опробованы с различной успешностью на производстве и нашли или не нашли свое применение технологии виброволнового, электроакустического, гидроакустического, химико-акустического, сейсмоакустического и др. волнового воздействия на пласт. Однако многие разработанные технологии оказывают влияние только на ПЗП с различной глубиной проникновения от оси скважины и поэтому являются технологиями ОПЗ с различной степенью эффективности.
Последние достижения НЦ НВМТ РАН по изучению волновых и колебательных явлений и разработанные методы математического моделирования гидромеханических, в частности, многофазных систем применительно к процессам бурения и добычи нефти позволили разработать основы гидромеханических волновых технологий нового поколения, которые являются одними из новых и перспективных областей техники и технологии в нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленности и нефтехимии. В настоящее время речь идет об обработке призабойных зон уже на новой научной основе со знанием физических и коллекторских характеристик пластов с целью увеличения их фильтрационных способностей, а это важная задача по совершенствованию вскрытия пласта. Однако созданные научные и практические основы гидромеханической волновой технологии нового поколения позволяют ставить и практически решать более важные и глобальные задачи по обработке целых пластов, по воздействию на межскважинное пространство, с целью уменьшения обводненности и увеличения нефтеотдачи пластов, т.е. можно вести речь о совершенно новых нетрадиционных и нестандартных технологиях по водоизоляционным мероприятиям в обводненных пластах, по вовлечению в разработку неизвлекаемых по различным причинам (капиллярные силы, многофазные жидкости, ухудшение со временем коллекторских свойств в основном высокоглинистых коллекторов и др.) стандартными методами добычи нефти и технологиями по ГГНП запасов нефти.
Современные применяемые технологии по водоизоляционным работам основаны на: - улучшении крепи обсадной колонны для разделения, изоляции коллекторов друг от друга; - на изоляции водоносных и обводненных коллекторов закачкой различных реагентов, связующих пластовую или закачиваемую воду или же реагентов резко ухудшающих коллекторские свойства пласта (пористость и проницаемость); - на изоляции промытых пропластков разрабатываемого пласта закачкой реагентов взаимодействующих с водой, но не реагирующих с нефтью. Такие работы проводятся как в добывающих (селективная изоляции вод), так и в нагнетательных скважинах с применением технологий МУН.
Первые два направления традиционно применяемых технологий водо-изоляционных работ, а также методы селективной изоляции вод проводятся в ПЗП, поскольку физические возможности технологий не позволяют сколько-нибудь существенно дальше углубиться в пласт, следовательно все старания и затраты по водоизоляционным работам оказываются напрасными, если геологическое строение пластов такое, что в небольшом отдалении от скважины - в радиусе ее работы - пласты сливаются и сообщаются между собой.
Разработка математических моделей многофазных сред
При движении капель жидкости, не смачивающей стенки капилляра, с постоянной скоростью первый и второй по ходу мениски капли имеют разную кривизну. Поэтому благодаря разности сил поверхностного натяжения, возникает так называемое капиллярное сопротивление Fk. Волны, как показали исследования, могут способствовать снижению капиллярного сопротивления. Воздействие волны на каплю в среднем может быть охарактеризовано так называемой вибрационной силой Fw ,которая в случае действия волн определенных характеристик, зависящих от геометрических размеров капель и капилляра, а также от физических свойств жидкости капель и стенок капилляра, может быть направлена против вектора сил капиллярного сопротивления. В этом случае действие волн приводит к уменьшению сил капиллярного сопротивления. На рисунке 3.1 представлена зависимость суммы капиллярного сопротивления и вибрационной силы, действующих на каплю, движущуюся в капилляре под действием внешнего градиента давления, от вибрационной перегрузки, которая представляет собой произведение амплитуды волны на квадрат частоты. Как видим, фактически волна снижает капиллярное сопротивление. Для приведения капли в движение при наличии волны необходим существенно меньший перепад давления, чем при отсутствии волны. Этот факт открывает практические возможности использования волн для перемещения капель и целиков нефти в узких капиллярах и трещинах. С его помощью при сравнительно незначительных энергозатратах может быть осуществлено разрушение так называемых четочных структур, возникающих в ряде случаев в нефтяных пластах и практически останавливающих движение нефти в таких пластах, так как для их разрушения требуются значительные статические градиенты давления порядка нескольких сотен атмосфер.
Наряду с обработкой призабойных зон скважин волновая технология также дает возможность оказывать воздействие на месторождение в целом. Для этого необходимо обеспечить выделение волновой энергии и ее поглощение нефтенасыщенным пластом. Соответствующие расчеты были проведены в НЦ НВМТ РАН. Чтобы оценить реальность такого воздействия была рассмотрена задача, расчетная схема которой представлена на рис. 3.2. Рассматривался круговой слой конечной толщины, насыщенный жидкостью пористой среды, в центре которого располагался источник волн. Было установлено, что в зависимости от частоты поглощения энергии пластом изменяется. Соответствующие типовые результаты расчетов представлены на рис.3.3. Как видно, для каждой толщины слоя существует частота, на которой поглощение энергии максимально. Это частота зависит также от характеристик пористой среды и жидкости, ее насыщающей. Таким образом, зная реальные характеристики горных пород, типичных для данного месторождения, а также толщины нефтенасыщенных слоев, можно расчетным путем определить необходимые частоты волновых воздействий.
Технология введения в резонанс нефтяных пластов апробирована в НГДУ «Азнакаевскнефть», проведен выбор объекта на Дачном месторождении
Областью применения технологии являются скважины, эксплуатирующие месторождения (залежи), представленные слоисто-неоднородными пластами с минимальным значением проницаемости отдельных пропластков Ктіп = 0,01Д. Скважины, планируемые под обработку ГДГВ, должны иметь качественное цементное кольцо в зоне перфорации и герметичную обсадную колонну. В добывающих скважинах водоносный горизонт должен быть отделен непроницаемыми пропластками толщиной, по крайней мере, 2-3 м. Обводненность продукции не должна превышать 95%. Под обработку планируются добывающие скважины, снизившие свою производительность в результате засорения ПЗП, либо скважины с закольматированньши пропластками после бурения, а также нагнетательные скважины снизившие свою приемистость в процессе закачки.
Обработка ПЗП в добывающих скважинах производится прокачкой через ГДГВ нефти (либо 0,2-0,5% водного раствора неонола), в нагнетательных - прокачкой воды. Добывающие скважины обрабатываются при циркуляционной промывке, нагнетательные - как при циркуляционной промывке, так и при закачке воды в пласт от системы ППД. Добывающие скважины обрабатываются только ГДГВ несъемной конструкции, нагнетательные могут обрабатываться как съемными, так и несъемными конструкциями ГДГВ. Скважины с интервалом перфорации более 8 м обрабатываются при циркуляционной промывке в несколько приемов путем перемещения ГДГВ в интервале перфорации.
