СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ ПРОДУКТИВНОСТИ НЕФТЯНЫХ И НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

1. Способ повышения продуктивности нефтяных или нефтегазовых месторождений, включающий в себя откачку добываемой жидкости из продуктивных пластов через добывающие скважины и воздействие на пласт разнонаправленным импульсным электрическим током через устья скважин и обсадные эксплуатационные металлические колонны, отличающийся тем, что электровоздействие на нефтяной пласт через добывающие скважины производят параллельно на трех месторождениях, для электрообработок выбирают первое месторождение, находящееся на поздней стадии разработки, второе месторождение, находящееся на ранней стадии разработки, а третье месторождение, находящееся между упомянутыми выше, при этом обработку первого месторождения осуществляют через скважины, находящиеся у порога рентабельности из-за высокого уровня обводненности добываемой жидкости, а затем через скважины, уже остановленные по причине нерентабельности из-за предела по обводненности, обработку второго месторождения осуществляют последовательной обработкой скважин, начиная с более высокого уровня обводненности добываемой жидкости, а обработку третьего месторождения осуществляют последовательной обработкой скважин, начиная со скважин с максимальной скоростью обводнения добываемой жидкости, при этом электровоздействие осуществляют комплексом с мощностью не ниже, чем мощность, определяемая по формуле
Р=(1+L,1)km×100 kW/km,
где L,1 - целая часть числа - глубины скважины, выраженной в km;
длительность импульсов на первом начальном этапе электрообработки обеспечивают на рассчитываемом по формуле уровне
cl
cl
2
T=(R)/16×α,
cl
где R - средний радиус пор, ответственных за кольматацию в призабойной зоне скважины (определяется по керну из призабойной зоны);
α - температуропроводность кольматанта в породе призабойной зоны скважины;
cl
v
α=Y/c×ρ,
где
cl
Y - коэффициент теплопроводности кольматанта в пластовых условиях;
v
c - коэффициент теплоемкости кольматанта в пластовых условиях;
ρ - плотность кольматанта в пластовых условиях;
после чего продолжают электрообработку по рассчитанным параметрам до достижения амплитудой импульсного тока максимума, а его производной по времени нуля, затем в последующий период обработки длительность импульсов обеспечивают на уровне
w
w
ψ
2
T=(R)/16×α,
где
w
R - средний радиус пор, по которым идет фильтрация пластовой воды в данном нефтяном пласте;
ψ
α - температуропроводность пластовой воды в породе нефтяного пласта;
ψ
w
ψ
ψ
α=Y/c×р,
w
где Y - коэффициент теплопроводности пластовой воды в пластовых условиях;
pψ
c - коэффициент теплоемкости пластовой воды в пластовых условиях;
ψ
р - плотность пластовой воды в пластовых условиях;
электровоздействие на скважины заканчивают после того, как спад амплитуды импульсного тока составит 10% от своего максимального значения.
2. Способ повышения продуктивности нефтяных или нефтегазовых месторождений по п.1, отличающийся тем, что выбор скважин для электровоздействия на трех месторождениях, находящихся на разных стадиях разработки, проводят так, что в список для воздействия не включают скважины с большей неравномерностью проницаемости по сечению пласта, чем в скважине с минимальной неравномерностью проницаемости по сечению пласта, где уже были пальцевые прорывы воды от наиболее близко расположенных нагнетательных скважин к данным скважинам, скважины с большей условной интенсивностью потока нагнетаемой воды, чем в скважине с минимальной условной интенсивностью потока нагнетаемой воды, где уже были пальцевые прорывы воды к этой скважине, а также скважины с наибольшей относительной интенсивностью перетекания пластовой воды через конус в подошве пласта, то есть с большим относительным превышением значения предельного дебита, чем в скважине с минимальным относительным превышением, на которой уже был прорыв воды через конус, в окончательном списке оставляют только те скважины, для которых прогнозная обводненность добываемой жидкости, без электровоздействия, достигает порога рентабельности через срок, более средней продолжительности эффекта электровоздействия.
3. Способ повышения продуктивности нефтяных или нефтегазовых месторождений по п.2, отличающийся тем, что дополнительный отбор скважин для электровоздействия на пласт через скважины проводят так, что в список скважин включают только скважины, для которых содержание механической взвеси в добываемой жидкости не превышает 200 млг/л.
4. Способ повышения продуктивности нефтяных или нефтегазовых месторождений по п.2, отличающийся тем, что при исключении из списка для воздействия скважин с большей условной интенсивностью потока нагнетаемой воды, интенсивность потока нагнетаемой воды оценивают по формуле
S=Qбн/2×π×Rбн×Нпл,
где Qбн - приемистость ближней нагнетательной скважины;
π=3,14;
Rбн - расстояние до ближней нагнетательной скважины;
Нпл - мощность пласта.
5. Способ повышения продуктивности нефтяных или нефтегазовых месторождений по п.2, отличающийся тем, что предельный дебит интенсивности перетекания пластовой воды рассчитывают по формуле
0
ψ
o
0
Qпр=0,0033×k×(ρ-ρ)Q/µ×В,
где
0
k - коэффициент проницаемости для нефти;
ψ
o
(ρ-ρ) - разность плотностей воды и нефти;
Q - табулированная величина дебита;
0
µ - коэффициент абсолютной вязкости нефти;
В - объемный коэффициент нефти, используемый для перевода объема нефти в пластовых условиях в объем при поверхностных условиях.