Область применения комплексной обработки

Приемы и методы, положенные в основу комплексной обработки

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:

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

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.

В соответствии с описаниями отдельных циклов, комплексная обработка в целом имеет следующий алгоритм.

Данная технология предназначена для обработки нагнетательных скважин на месторождениях, где эксплуатируются пласты с низкой проницаемостью и высоким содержанием глинистого материала.

Термин "комплексная обработка" отражает технологический при­ем последовательного воздействия кислотными составами. Компо­зиционный состав кислотного раствора зависит от минералогичес­кого состава пород. В кислотных составах первого, второго, третьего циклов могут участвовать растворы сульфаминовой кислоты, соста­вы Химеко К-2.