Методы освоения эксплуатационных и нагнетательных скважин

 

Освоение скважины — комплекс технологических операций по вызову при­­то­ка и обеспечению ее продуктивности или при­емистости, соот­ветст­вую­щей локальным возможностям пласта. После проводки скважины, вскрытия плас­та и перфорации об­садной колонны, которую иногда называют вторичным вскры­­тием пласта, призабойная зона и, особенно, поверхность вскрытого плас­та бывают загрязнены тонкой глинистой взве­сью или глинистой коркой. Кроме то­го, воздействие на поро­ду ударных волн широкого диапазона частот при пер­фо­рации вызывает иногда необратимые физико-химические процессы в пог­ра­нич­ных слоях тонкодисперсной пористой среды, раз­меры пор которой соиз­ме­ри­мы с размерами этих погранич­ных слоев с аномальными свойствами. В ре­зуль­тате образует­ся зона с пониженной проницаемостью или с полным ее от­сутст­вием [12].

Цель освоения — восстановление естественной проницаемос­ти коллектора на всем протяжении вплоть до обнаженной по­верхности пласта перфо­рацион­ных каналов и получения про­дукции скважины, соответствующей ее потен­циаль­ным возмож­ностям. Все операции по вызову притока и освоению сква­жи­ны сводятся к созданию на ее забое депрессии, т.е. давления ниже пластового. При­чем в устойчивых коллекторах эта депрессия должна быть достаточно боль­шой и достигаться быстро, в рыхлых коллекторах, наоборот, - небольшой и плав­­ный.

Различают методы освоения пластов с высоким начальным давлением, ког­да ожидаются фонтанные проявления, и с малым давлением (на разработанных пло­щадях), когда угрозы открыто­го фонтанирования нет и предполагается ме­ха­низированный способ эксплуатации. В практике нефтедобычи известно мно­го случаев открытого нерегулируемого фонтанирования скважин с длитель­ны­ми пожарами в результате нарушения технологии вскрытия пласта и освоения сква­жины. Такие явления не толь­ко выводят из строя скважину, но и приводят к истощению дан­ного месторождения.

Можно выделить шесть основных способов вызова притока: тартание, сва­би­рование (поршневание), замену скважинной жидкости на более легкую, комп­­рессорный метод, прокачку га­зожидкостной смеси, откачку глубинными на­­сосами.

Перед освоением на устье скважины устанавливается арматура или ее часть в соответствии с применяемым методом и предлагае­мым способом эксплуа­тации скважины. В любом случае на флан­це обсадной колонны должна быть установлена задвижка высоко­го давления для перекрытия при необ­ходи­мос­ти ствола скважины.

Тартание — это извлечение из скважины жидкости желон­кой, спускаемой на тонком (до 16 мм) канате с помощью лебед­ки. Желонка изготавливается из тру­­бы длиной 8 м, имеющей в нижней части клапан со штоком, откры­ваю­щим­ся при упоре штока на уровень жидкости или забой. В верхней части желонки пре­дусматривается скоба для прикрепления каната. Диаметр же­лонки обычно не превышает 0,7 диаметра обсадной колонны. За один спуск желонка выносит жид­­кость объемом, не превышаю­щим 0,06 м³.

Тартание — малопроизводительный, трудоемкий способ с очень огра­ни­чен­­ными возможностями применения, так как ус­тьевая задвижка при фон­тан­ных проявлениях не может быть зак­рыта до извлечения из скважины желонки и ка­ната. Однако воз­можность извлечения осадка и глинистого раствора с забоя и кон­троля за положением уровня жидкости в скважине дают это­му способу не­ко­торые преимущества.

Поршневание. При свабировании (поршневании) поршень или сваб спус­кает­ся на канате или стальной ленте в НКТ. Поршень представляет собой трубу ма­ло­го диаметра (25,0...37,5 мм) с при­емным клапаном в нижней части. На нару­жной поверхности трубы (в стыках) укреплены эластичные резиновые ман­же­ты (3 — 4 шт.), армированные проволочной сеткой. При спуске поршня под уро­вень жидкость перетекает через клапан в пространство над поршнем. При подъе­ме клапан закрывается, а манжеты, рас­пираемые давлением столба жид­кос­ти над ними, прижимаются к стенкам НКТ и уплотняются. За один подъем пор­шень выно­сит столб жидкости, равный глубине его погружения под уро­вень жид­кости. Глубина погружения ограничена прочностью тартального каната и обыч­но не превышает 75...150 м.

Свабирование (поршневание) в 10...15 раз производительнее тартания.

Устье при свабировании часто также остается открытым, что связано с опас­­ностями неожиданного выброса.

Замена скважинной жидкости. Замена осуществляется при спу­щенных в сква­жину НКТ и герметизированном устье, что пре­дотвращает выбросы и фон­тан­ные проявления. Выходящая из бурения скважина обычно заполнена гли­нис­тым раствором. Производя промывку скважины (прямую или обратную) во­дой или дегазированной нефтью, можно получить уменьшение за­бойного дав­ле­ния на величину

, (2.1.1)

где Р ₁ — плотность глинистого раствора; Р ₂ — плотность про­мывочной жид­кос­ти; L — глубина спущенных НКТ; β — сред­ний угол кривизны скважины.

Таким способом осваиваются скважины с большим пласто­вым давлением и при наличии коллекторов, хорошо поддаю­щихся освоению. Как видно из фор­­мулы (2.1.1), при смене гли­нистого раствора (Р ₁ = 1200 кг/м³) на нефть (Р ₂ = 900 кг/м³) максимальное снижение давления составит всего лишь 25% от дав­ления, создаваемого столбом глинистого раствора.

Этим обстоятельство является ограничение возможности метода.

Замена жидкости в скважине проводится с помощью насос­ных агрегатов, а иног­да и буровых насосов. В некоторых случа­ях, когда по опыту освоения сква­жи­ны данного месторождения имеется уверенность в безопасности, применяют до­полнитель­но поршневание для отбора части жидкости из скважины и даль­ней­шего снижения забойного давления.

Компрессорный способ освоения. Этот способ нашел наиболее широкое расп­ространение при освоении фонтанных, полуфон­танных и частично ме­ха­ни­зи­рованных скважин. В скважину спус­кается колонна НКТ, а устье оборудуется фон­танной арматурой. К межтрубному пространству присоединяется нагне­та­тель­ный трубопровод от передвижного компрессора.

При нагнетании газа жидкость в межтрубном пространстве оттесняется до баш­ма­ка НКТили до пускового отверстия в НКТ, сделанного заранее на соот­ветст­вующей глубине. Газ, попадая в НКТ, разгазирует жидкость в них. В ре­зуль­тате давление на за­бое сильно снижается. Регулируя расход газа (воздуха), мож­но изменять плотность газожидкостной смеси в трубах, а следова­тельно, дав­ление на забое Р_з. При Р_з < Р_пл начинается приток, и скважина переходит на фон­танный или газлифтный режим ра­боты. После опробования и получения устой­чивого притока сква­жина переводится на стационарный режим работы.

Освоение ведется с непрерывным контролем параметров про­цесса при гер­ме­тизированном устье скважины. Поэтому этот способ наиболее безопасен и поз­воляет быстро получить значи­тельные депрессии на пласт, что особенно важ­но для эффектив­ной очистки призабойной зоны скважины. Однако при­ме­не­ние компрессорного способа освоения ограничено в скважинах, про­буренных в рыхлых и неустойчивых коллекторах. В некоторых районах возникает необ­хо­димость освоения скважин глубиной 4500...5500 м, а увеличение глубины так­же ограничивает исполь­зование компрессорного способа.

Для более полного использования пластовой энергии, выно­са жидкости с за­боя и возможных промывок скважин башмак НКТ опускают до верхних пер­фо­рационных отверстий. Чтобы оттеснить уровень жидкости до башмака НКТ, осо­бенно при больших глубинах, нужны компрессоры, развивающие давление в несколько десятков мегапаскалей. Это осложняет освоение. Поэтому в ко­лон­не труб на заранее определенной глубине дела­ют так называемое пусковое отверс­тие (пусковые муфты или пус­ковой клапан). Опускающийся в межт­руб­ном пространстве уро­вень жидкости обнажает это отверстие, нагнетаемый газ пос­тупа­ет через него в НКТ и разгазирует столб жидкости выше отвер­стия. Если давление внутри НКТна уровне отверстия после разгазирования обоз­на­чить Р_i то забойное давление Р _cбудет равно

, (2.1.2)

где Н — глубина забоя (до верхних отверстий перфорации); L — глубина пуско­во­го отверстия; ρ ₁ — плотность скважинной жидкости; β — средний угол кри­виз­ны скважины.

Забойное давление до нагнетания газа равно

, (2.1.3)

Вычитая из (2.1.3) (2.1.2), найдем депрессию на пласт

, (2.1.4)

Чем больше давление, развиваемое компрессором, тем на большей глубине L может быть предусмотрено пусковое отвер­стие или башмак НКТ, а следо­ва­тель­но, больше ΔP при прочих равных условиях.

Однако с увеличением L увеличивается и ρ _i, которое, вообще говоря, зави­сит от расхода газа, но оно не может быть снижено менее чем до 7... 10% от гид­рос­татического давления, определяе­мого первым слагаемым в (2.1.4). Поэ­то­му для освоения глубо­ких скважин требуются компрессоры, развивающие вы­сокое дав­ление. В момент оттеснения уровня жидкости к башмаку НКТ или пус­ковому отверстию давление в межтрубном пространстве, а следовательно, и на выходе компрессора максимально. По мере разгазирования жидкости в НКТ дав­ление ρ_i,. (внутри НКТ на уровне отверстия) будет снижаться, а давление на за­бой падать.

Необходимо отметить, что по решению Госгортехнадзора ос­воение неф­тя­ных и газовых скважин с закачкой воздуха запре­щено в связи с возможностью обра­зования в скважинах взрыво­опасных смесей. Однако использование инерт­ных или взрывобезопасных газов (азот, выхлопные газы с минимальным содер­жа­нием кислорода и т.д.) позволяет применять компрессорный способ освоения сква­жин.

Освоение скважин закачкой газированной жидкости. Освоение сква­жин путем закачки газированной жидкости заключается в том, что вместо чис­то­го газа или воздуха в межтрубное про­странство закачивается смесь газа с жид­костью (обычно вода или нефть). Плотность такой газожидкостной смеси за­висит от соотношения расходов закачиваемых газа и жидкости. Это по­зволяет ре­гулировать параметры процесса освоения. Поскольку плотность га­зо­жид­кост­ной смеси больше плотности чистого газа, то это позволяет осваивать более глу­бокие скважины компрес­сорами, создающими меньшее давление.

Для такого освоения к скважине подвозится передвижной компрессор, на­сос­ный агрегат, создающий по меньшей мере такое же давление, как и комп­рес­сор, емкости для жидкости и смеси­тель для диспергирования газа в нагне­Тае­мой жидкости. В пос­леднее время для этих целей применяются специально спроек­­тированные бустерные установки, имеющие в своем составе все пе­ре­чис­лен­ное выше узлы. При нагнетании газожидкостная смесь движется сверху вниз при непрерывно изменяющихся давлении и температуре. Процесс этот слож­ный, однако, может быть смо­делирован уравнением баланса давлений с усред­ненными пара­метрами смеси и расхода.

При закачке газожидкостной смеси (ГЖС) на пузырьки воз­духа действует архи­медова сила, под действием которой они всплывают в потоке жидкости. Ско­рость всплытия зависит от размеров газовых пузырьков, вязкости жидкости и разности плот­ностей: чем мельче пузырьки, тем меньше скорость их всплы­тия. Обычно эта скорость относительно жидкости составляет 0,3...0,5 м/с. Поэ­то­му скорость движения жидкости вниз должна быть больше скорости всплы­тия пузырьков газа. Иначе газ не достигнет башмака НКТ и давление на забое не снизится. Для создания достаточно больших скоростей жидкости необ­ходи­мы большие расходы. Поэтому при закачке ГЖС предпочтительно это делать не через кольцевое пространство, а через НКТ, так как малое их сечение позво­ляет получить достаточно большие нисхо­дящие скорости при умеренных объем­ных расходах жидкости. Считается, что для успешного осуществления про­цесса достаточ­но иметь нисходящую скорость жидкости порядка 0,8...1,0 м/с.

Для выноса с забоя тяжелых осадков (глинистого раствора, утяжелителя и час­тиц породы) обычно применяется обратная промывка. Поэтому закачка ГЖС, которая осуществляется пос­ле промывки, также производится по схеме обрат­ной промывки без изменения обвязки скважины.

Запишем баланс давлений при закачке ГЖС в кольцевое про­странство в тот момент, когда давление на насосе будет максимально. Рассмотрим случай, ког­да НКТ до башмака заполнены жидкостью, а затрубное пространство за­пол­не­но ГЖС, причем обе системы движутся со скоростями, соответствующими тем­пу нагнетания ГЖС [12].

Обозначим:

а_т — удельные потери на трение в НКТ при движении по ним жидкости, вы­Ра­жен­ные в метрах столба жидкости;

а_к — удельные потери на трение в кольцевом пространстве, выраженные в мет­рах столба ГЖС.

При обратной промывке давление у башмака НКТ со сторо­ны кольцевого прост­ранства равно

, (2.1.5)

Давление у башмака со cтороны НКТ равно

, (2.1.6)

где ρ _см — среднеинтегральное значение плотности ГЖС в коль­цевом прост­ранст­ве; ρ _ж — плотность скважинной жидкости; L — длина НКТ; β — средний угол отклонения ствола скважины от вертикали; Р _к — давление нагнетания на устье скважины в кольцевом пространстве; Р _у — противодавление на устье сква­­жины; g — ускорение свободного падения.

Очевидно, р_т = р_см, поэтому, приравнивая (2.1.5) и (2.1.6) и решая урав­не­ние относительно L, получим:

(2.1.7)

Формула (2.1.7) определяет предельную глубину спуска баш­мака НКТ при за­дан­ных параметрах процесса (а_т, ρ_ж, а_к, ρ_см, р_к, р_у). Решая уравнение (2.1.7) отно­сительно р_к, получим дав­ление на устье скважины, необходимое для за­кач­ки ГЖС при Заданной глубине L спуска НКТ:

(2.1.8)

Величины P _у, L, ρ _ж, β обычно известны. Величины а_т, ρ _см и а_к опре­де­ляют­ся: а_т — по формулам трубной гидравлики, ρ _ж, а_к — сложными вычислениями с исполь­зованием ЭВМ для числен­ного интегрирования дифференциального урав­нения движения ГЖС.

При освоении скважины газированной жидкостью к устью присоединяется че­рез смеситель линия от насосного агрегата, ко второму отводу смесителя — вы­кидная линия компрессора. Сна­чала запускается насос и устанавливается цир­куляция. Скважинная жидкость (глинистый раствор) сбрасывается в зем­ля­ной ам­бар или другую емкость. При появлении на устье нагнетаемой чистой жид­кости (вода, нефть) запускается компрессор и сжатый газ подается в сме­си­тель для образования тонкодисперсной ГЖС.

По мере замещения жидкости газожидкостной смесью давле­ние наг­не­та­ния увеличивается и достигает максимума, когда ГЖС подойдет к башмаку НКТ. При попадании ГЖС в НКТ давле­ние нагнетания снижается.

Освоение скважинными насосами. На истощенных месторож­дениях с низ­ким пластовым давлением, когда не ожидаются фонтанные проявления, сква­жины могут быть освоены откач­кой из них жидкости скважинными на­со­са­ми, спускаемыми на проектную глубину в соответствии с предполагаемыми де­би­том и динамическим уровнем. При откачке из скважины жидкости насосами за­­бойное давление уменьшается, пока не достигнет величины Р _с < Р _пл, при ко­то­рой устанавливается приток из пла­ста. Такой метод эффективен в тех слу­чаях, когда по опыту из­вестно, что скважина не нуждается в глубокой и дли­тель­ной деп­рессии для очистки призабойной зоны от раствора и разруше­ния гли­нистой корки.

Перед спуском насоса скважина промывается до забоя водой или лучше нефтью, что вызывает необходимость подвоза к сква­жине промывочной жид­кос­­ти — нефти и размещения насосного агрегата и емкости. При промывке во­дой в зимних условиях воз­никает проблема подогрева жидкости для предотв­Ра­ще­ния за­мерзания.

Необходимо отметить, что в различных нефтяных районах выра­ба­Тыва­лись и другие практические приемы освоения сква­жин в соответствии с особен­нос­тями того или иного месторож­дения. В качестве примера можно указать и на такой прием, когда при компрессорном методе в затрубное пространство, за­пол­ненное нагнетаемым воздухом, подкачивают некоторое количество воды для увеличения плотности смеси и снижения дав­ления на компрессоре. Это поз­воляет осуществить продавку сква­жины при большей глубине спуска НКТ.

Если целью освоения эксплуатационной скважины является получение воз­можно большего коэффициента продуктивности при данных параметрах плас­та, то цель освоения нагнетатель­ной скважины — получение возможно боль­шего коэффициента поглощения или приемистости, который можно опре­де­лить как отношение изменения количества нагнетаемой воды к соответ­ствую­щему изменению давления нагнетания

(2.1.9)

Освоение нагнетательных скважин обеспечивает закачку в пласт рас­чет­ных количеств воды при относительно низких дав­лениях нагнетания. Это при­во­дит к сокращению энергетичес­ких затрат на поддержание пластового дав­ле­ния и к некоторому сокращению необходимого числа нагнетательных скважин.

Нагнетательные скважины бурятся в водонасыщенной (например, закон­тур­ные) и в нефтенасыщенной (скважины разреза­ющих рядов или внут­рикон­тур­ные) частях пласта. Методы их освоения различны. Если первые осваи­вают­ся сразу под нагнетание воды, то вторые обычно предварительно эксплуа­ти­руют­ся на нефть для получения самой нефти, а также для понижения Плас­тово­го давления в зоне скважины. Если осваивается под нагнетание внут­рикон­тур­ный ряд нагнетательных скважин, то они осваиваются через одну, т.е. одна сква­жина ряда используется под нагнетание воды, а соседняя эксплуатируется как не­фтяная с максимально возможным отбором жидкости. Следую­щая сква­жи­на также осваивается под нагнетание, а соседняя — как эксплуатационная и т.д.

Максимально возможный отбор нефти из скважин нагнетательного ряда произ­водится до тех пор, пока в их продукции появится вода, нагнетаемая в со­сед­ние водяные скважины. Та­кой порядок освоения позволяет сформировать в неф­тенасы­щенной части пласта линейный фронт нагнетаемой воды, вы­тес­няю­щий нефть к эксплуатационным рядам скважин.

По степени трудности освоения нагнетательные скважины можно условно раз­делить на три группы [12].

I группа. Скважины, пробуренные в монолитные сравнитель­но одно­род­ные песчаники с хорошей проницаемостью [(0,5...0,7)·10¹² м²] с толщиной плас­та более 10 м. Они осваива­ются простейшими способами, например после тща­тель­ной про­мывки (допустимое количество взвешенных частиц (КВЧ) по­рядка 3...5 мг/л) последующим интенсивным свабированием для создания чистых дре­нажных каналов в призабойной части плас­та. Такие скважины обычно имеют высокие удельные коэффи­циенты приемистости (более 0,25 м³/(сут·МПа) на 1 м толщины пласта) и работают с высокими устойчивыми рас­хо­дами, превы­шающими 700... 1000 м³/сут.

II группа. Скважины, вскрывающие пласты с глинистыми прослоями, пес­ча­­ники которых имеют пониженную проницае­мость. Общая толщина песчаных прос­лоев обычно составляет от 6 до 12 м. Средний удельный коэффициент прие­мистости таких скважин примерно в 2 раза меньше, чем у скважин I групп­пы. Скважины II группы трудно осваиваемые и требуют специаль­ных методов освое­ния или целого комплекса таких методов. Характеризуются затуханием пог­лотительной способности и пе­риодическими остановками для мероприятий по восстановле­нию приемистости.

III группа. Скважины, вскрывающие пласты с глинистыми про­слоями, че­ре­дующимися с проницаемыми песчаниками с малой суммарной толщиной и низ­кой проницаемостью. Удельные ко­эффициенты приемистости составляют ме­нее 0,1 м³/(сут·МПа).

Освоение таких скважин под нагнетание затягивается на не­сколько ме­ся­цев и требует применения самых эффективных ме­тодов воздействия на их при­за­бойную зону, как, например, по-интервального гидроразрыва пласта, кис­лот­ных обработок и очень больших давлений нагнетания, соизмеримых с горным. Прие­мис­тость скважин III группы быстро затухает и через 2...3 месяца в них сно­ва проводятся работы по ее восстановлению. Для таких сква­жин особенно жест­кими становятся требования к закачиваемой воде, которая не должна со­дер­жать взвесь и гидроокись железа.

При освоении нагнетательных скважин используют следую­щие тех­ничес­кие приемы.

1. Интенсивные промывки, прямые и обратные, с расходом 1200...1500 м³/сут до минимально возможного и стабильного со­держания КВЧ в обратном по­токе. Их продолжительность обычно 1...3 сут. Воду для промывки берут из наг­нетательного водовода или закачивают насосным агрегатом по за­коль­цо­Ван­ной схеме с обязательным предварительным отстоем воды в специальных емкос­тях. При этом тщательно контролируются выходящая и нагнетаемая воды на содержание КВЧ. Вообще скважины про­мывают после всех операций, про­во­димых для увеличения их поглотительной способности.

2. Интенсивный дренаж скважины для очистки призабойной зоны.

Дренаж осуществляется различными методами:

а) свабированием при максимально возможной глубине спуска поршня, при этом необходимо устанавливать пакер, изолирую­щий кольцевое прост­ранст­во. В последнем случае удается полу­чить большие депрессии на пласт (до 12 МПа);

б) компрессорным способом. Жидкость из скважины отбира­ется с по­мощью передвижного компрессора при условии, что последний позволяет про­да­вить жидкость до башмака НКТ. Тру­бы в этом случае должны быть спущены до верхних дыр фильт­ра. Сверление в НКТ пускового отверстия для снижения необ­­ходимого давления компрессора в данном случае нежелательно, так как при последующем нагнетании воды через это отверстие давление будет пере­да­вать­ся в затрубное пространство. Исполь­зование пускового отверстия воз­мож­но только лишь в период интенсивного дренирования. Дренирование произ­во­дит­ся до ста­билизации КВЧ при постоянном контроле за его содержанием;

в) насосным способом до стабилизации КВЧ;

г) самоизливом при интенсивном водопритоке, т.е. сбросом воды из сква­жи­ны в канализацию. Такая операция более эф­фективна при многократных крат­ковременных изливах, когда скважина периодически в течение 6...15 мин ра­ботает на излив с максимальной производительностью. Такую операцию пов­то­ря­ют до стабилизации КВЧ. К такому способу целесообразно при­бегать в тех слу­чаях, когда дебит скважины превышает несколько десятков кубометров в сут­ки. Кратковременными изливами удается в 4-6 раз сократить расход воды по срав­нению с непрерывным самоизливом для достижения стабильного со­дер­жа­ния КВЧ. 3. Солянокислотные обработки призабойных зон скважин, вскрыв­ших карбонатные пласты или пласты, содержащие кар­бонатный цемен­тирую­щий материал, а также для растворения окалины. Для этого в пласт закачивают 0,8...1,5 м³ на 1 м толщины пласта 10...15%-го раствора ингибированной соля­ной кисло­ты и оставляют скважину на сутки. Затем после дренирования и про­мыв­ки скважину переводят под нагнетание.

4. Гидравлический разрыв пласта (ГРП). Скважины III груп­пы обычно удает­ся освоить только после ГРП и ряда последую­щих операций (дренаж, про­мыв­ка). Однако в горизонтах, представленных чередованием глин и пес­ча­ни­ков, ГРП не эффекти­вен, так как трещины образуются в одном наиболее про­ни­цае­­мом прослое. Лучшие результаты получаются при поинтервальном ГРП, т.е. гид­роразрыве каждого прослоя. При этом необхо­димо применение двух па­ке­ров, спускаемых на НКТ и устанав­ливаемых выше и ниже намечаемого для обра­ботки интервала.

5. Промывка скважины НКТ и водоводов водопесчаной сме­сью. Часто мА­лая эффективность освоения нагнетательных сква­жин или малые приемистости являются результатом быстрого загрязнения поверхности пласта окалиной и твер­дыми частица­ми, приносимыми водой из водоводов.

Для их очистки водоводы и скважины промывают водопесча­ной смесью (50 кг песка на 1 м³ воды) с помощью цементиро­вочных агрегатов. При таких про­­мывках из скважины или водо­вода выходит густая, черная водопесчаная смесь с ржавчиной, но через 20...30 мин, в зависимости от интенсивности про­кач­ки, вода светлеет, и содержание в ней КВЧ и железа уменьшается до следов. Пос­ле таких промывок уменьшаются почти наполовину потери на трение в во­до­водах. Другим способом очистки водово­дов является применение стойких ге­левых пробок-скребков, ко­торые после прокачки через необходимое ко­ли­чест­во труб легко разлагается при добавке соответствующих химических реагентов.

6. Нагнетание в скважину воды в течение нескольких часов под высоким дав­лением, превышающим нормальное давление нагнетания, в тех случаях, если коллектор имеет некоторую ес­тественную трещиноватость. Для этого к сква­жине подключают три-четыре насосных агрегата и создают до­пол­ни­тель­ное давле­ние, при котором естественные трещины в пласте расширяются, и пог­ло­тительная способность скважины резко возрастает. Та­кая операция предс­тав­ляет собой упрощенный вариант ГРП, после которого в пласте происходит необ­ратимый процесс рас­крытия трещин, через которые глубоко в пласт про­го­няют­ся взвесь и глинистые осадки.

7. Предварительная обработка горячей водой или нефтью не­фтяных сква­жин, предназначенных под нагнетание, для удаления парафиновых и смо­лис­тых накоплений в призабойных зонах. Подогрев осуществляют от передвижных па­ровых установок (ППУ), смонтированных на автомобильной транспортной ба­зе.

Расход нагнетаемой воды обычно увеличивается быстрее, чем растет дав­ле­ние нагнетания. Другими словами, коэффициент поглотительной способ­нос­ти увеличивается с ростом давления нагнетания. Глубинные исследования рас­хо­домерами показали, что при этом возрастает и интервал поглощения, а сле­до­ва­тель­но, и охват пласта процессом вытеснения по толщине в резуль­тате уве­ли­че­ния площади естественных трещин и присоедине­ния дополнительных прос­лоев пласта к процессу поглощения жидкости.

Для расширения интервала поглощения в скважину закачи­вают 2...5 м³ извест­ковой суспензии концентрации 15 кг СаО на 1 м³ воды с последующим до­бавлением сульфит-спиртовой бар­ды (ССБ) вязкостью примерно 500-10° Па·с для уплотнения по­глощающего прослоя. При последующем увеличении дав­ления нагнетания таким приемом удается расширить интервал погло­щения и выравнять или расширить профиль приемистости. При Получении отрица­тель­ных результатов закачанная известковая суспензия растворяется слабым раст­вором НСl и последующей промывкой скважины.