В условиях недостаточной геолого-промысловой информации прием совмещения (комплексирования) различных операций или методов в единый технологический процесс позволяет существенно повысить общую успешность работ. Как описано выше, наилучшего результата при проведении кислотных обработок добивались при разукрупнении объемов кислотного и продавочного растворов и последовательном их чередовании. На практике объем кислотного состава и продавочного 3-4%-го раствора ПАВ делился на 3 части и закачивался по схеме:
3%-й р-р ПАВ 50м3
I
ГКО 0,5 мЗ/м
|
Комплексная обработка основана на принципе циклического воздействия различными композициями химических реагентов, для удаления целой группы различных загрязняющих веществ из ПЗП скважины.
Повышение приемистости скважин при применении данных приемов достигается в 95% случаев.
Цель закачки нефтяного растворителя — очистка поверхности пор от нефти иАСПО, облегчение доступа кислотной композиции к ранее недоступным поверхностям. Одновременно растворитель, поступивший в водонасыщенные каналы, испытывает сопротивление продвижению по ним. Следующая непосредственно за растворителем кислота не поступает в те каналы, по которым продвигались предыдущие порции кислоты во время первого и второго циклов. Таким образом, растворитель выполняет функции от-клонителя, перенаправляя кислотный состав в новые каналы.
Особенность закачки растворителя заключается в том, что из-за низкой плотности реагента агрегат ЦА-320 испытывает дополнительное противодавление в 30-40 атм, образующееся за счет разности плотностей скважинной жидкости и растворителя. Как только растворитель выходит из НКТ в колонну, он стремится всплыть в скважинной жидкости. Всплытия не произойдет только в том случае, если скорость движения растворителя вниз к пласту по колонне будет выше
СКО 0,5м3/м 3%-й р-р ПАВ 50м3
НЕФРАС 6 мЗ
ГКО 0,5мЗ/м
3%-й р-р ПАВ 50м3
ГКО 0,5 мЗ/м 2%-й р-р ПАВ 50м3
|
скорости всплытия. Такие условия имеют место при приемистости скважины не ниже 150 м3/сут. Именно поэтому растворитель может быть закачан в скважину только в третьем цикле, когда приемистость скважины увеличена за счет работы первых порций кислоты.
При прочих равных условиях, если приемистость скважины перед проведением второго цикла достаточно высока для закачки растворителя, более предпочтительно применение его во втором цикле. Замечено снижение приемистости скважины на 20—25% в момент закачки нефраса и восстановление ее через 10-20 ч. Таким образом, отклоняющее действие нефраса распространяется только на ту порцию кислоты, которая закачивается непосредственно за ним, поэтому не рекомендуется делать перерывы между вторым и третьим циклом обработки.
Кислотный состав, применяемый в третьем цикле, аналогичен кислотному составу второго цикла. Практически, это глинокислотная обработка.