Скважинная шумометрия и виброакустическое воздействие на флюидонасыщенные пласты. Марфин Е.А. - 29 стр.

фирмы «Sonics International Inc.», с помощью которых осуществляют
электрические разряды в скважинах с частотой от 0,05 до 10 Гц. Метод
прошел испытания на месторождениях России, СНГ, в США - в штате Техас.
Так, например, на месторождениях АНК "Башнефть" 60 % обработок
оказались успешными, с длительностью эффекта в среднем более 7 мес.
Дополнительная добыча нефти на одну обработку в среднем составила свыше
200 т. Наилучший эффект был достигнут при обработках скважин, в которых
снижение продуктивности было вызвано отложениями минеральных солей на
стенках обсадной колонны скважины и в ПЗП.
    Метод ЭГВ не получил широкого распространения из-за невысокой
эффективности при его использовании на глубоких скважинах. Это
объясняется тем, что для образования разряда и газопаровой полости в
жидкости требуется напряжение в десятки тысяч вольт, с ростом глубины и
давления в жидкости требуется все большее увеличение напряжения, причем
так же интенсивно возрастают электрические потери в кабеле.
    Призабойная зона пласта находится в состоянии существенной
термодинамической неравновесности процесса энерго- и массообмена со
скважиной и пластом, при этом ее состояние непрерывно изменяется в ходе
разработки месторождения. Размер призабойной зоны принято оценивать по
радиусу зоны нарушения линейного закона фильтрации, которая может
простираться на 6-23 м от оси скважины. Несмотря на малые размеры,
область ПЗП во многом определяет процесс разработки всей залежи нефти.
    В ходе разработки нефтегазовых месторождений наблюдается
постоянное ухудшение нефте- и газопроницаемости призабойной зоны,
особенно неблагоприятное в низкопроницаемых и неоднородных
коллекторах. Ухудшение естественной проницаемости наступает еще в
процессе бурения, когда при выемке породы в кольцевой зоне вокруг
скважины возникает напряжение сжатия, а поверхность породы при
механическом взаимодействии с породоразрушающим инструментом и
буровым раствором термодинамически активизируется, что способствует
впоследствии образованию высоковязких поверхностных кольматирующих
слоев. При этом буровой раствор также образует на стенках скважины
глинистую корку толщиной 2-3 мм, а фильтрат проникает в пласт. Буровой
раствор способен и более глубоко проникать в пласт через трещины в
призабойной зоне, возникающие вследствие гидростатического давления,
превышающего давление разрыва пласта, например, при операциях
восстановления    циркуляции     промывочной      жидкости    или    при

                                   29