Методы интенсификации добычи нефти. шпора 12 вопросов+. 1. Классификация методов искусственного воздействия на призабойную зону пласта. Назначение методов и их общая характеристика
 Скачать 87.3 Kb.
|
|
1.Классификация методов искусственного воздействия на призабойную зону пласта. Назначение методов и их общая характеристика. Методы воздействия на ПЗП применяются для очистки и расшир поровых каналов и трещин от разл. матер-в, накопивш. в них в процессе экспл. скв. или бурения (АСПО, глины, соли, продукты коррозии), а также для создания новых трещин, обеспеч. гидродинамич. связь пласта со скважиной. По характеру воздействия методы делятся на: 1) механические - направлены на нарушение целостности ГП за счет расшир. существующих или созд. новых трещин. Эффективны в плотных, низкопроницаемых коллекторах. К ним относятся: ГПП, торпедирование, виброоработка. Перестрел – для создания доп. трещин в существующих интервалах перфорации (вывод скв из консервации, бездействия, для ИДН, увеличения нефтеотдачи) Дострел – при переходе на другой объект разработки, или другой интервал того же объекта. Бурение второго ствола – создание новой фильтрационной связи с пластом дополнительным каналом (вторичное вскрытие и освоение). Основной метод – ГРП – нагнетание в пласт жидкости под высоким давлением (раскрытие трещин и образование новых). Закачивают пропант, увеличивается проницаемость ПЗП, дебиты увеличиваются. 2) химические. (распр. СКО) воздействие разл. кислотами на породы ПЗП с целью растворения частиц, засоряющих поровое пространство, увеличения нефтеотдачи, отсечения обводнивш. пропластков, увелич. приёмистости и выравнивания её профиля; для очистки скв. и ПЗП в рез-те её засорения при цементировании ЭК, в процессе экспл. Происходит реакция хим.реаг. с ГП, цементом или пластовая водой, при этом происх. процессы растворения одних элементов и образ-я других с выделением или поглощением энергии. В рез. изм-ся физико-химические свойства ГП, пласт. жид-й, газа и происходит изменения процесса фильтрации флюида в ПЗП и пласте. В качестве хим.реаг используются кислоты, щелочи, ингибиторы, интенсификаторы, гели, суспензии и т.д. 3) тепловые – прогрев ПЗП, расплавление и удаление из пласта тугоплавких отложений, снижение вязкости флюидов. Электропрогрев, закачка теплоносителей, паропрогрев. 4) комплексные прим. в сложных геолог-х усл., где проявляются одновременно неск. факторов, снижающих прон-ть ПЗП. Технология термогазохимического воздействия ТГХВ- прим. в доб-х и наг-х скв., основана на использовании эффекта ударной волны (созд давлением пороховых газов, спущенного заряда на кабеле) и сопутствующих ей колебаний, происходит деформация ГП и образование трещин, продукты сгорания содержат азот, окись азота, углекислоту, соляную кислоту, воду и хлор. Технология гидравлического воздействия - основана на создании макс. гидравл-го давления жидкостью в ПЗП не достигающего давления разрыва горной породы, при котором образуются микротрещины в ГП. Кроме перечисленных методов широкое применение получила обработка ПЗП ПАВами, снижающими поверхн-е натяж. на жидкой или твердой поверх. раздела вследствие их адсорбции на этих поверхностях. Предназ. для удаления воды, попавшей в пласт при глушении скважин, промывках забоя, вскрытии продук-го пласта, для ускорения освоения скв., повышения их продуктивности. Для обработки ПЗ ПАВ прим. в виде водного раствора или в смеси с нефтью. Механ. д-я ПАВ в пористой среде состоит в снижении поверхностного натяжения на границе фаз нефть — вода, нефть — газ, вода — газ, вода — поверхность поровых каналов. В рез. обработки ПЗП раствором ПАВ проницаемость породы для нефти увелич., а для воды уменьш., то есть дебит скважин по нефти увеличивается, а по воде уменьшается. Внутрипластовая термохимическая обработка (ГРП+сол.кислота+тепло). В пласте создаются трещины, которые заполняются гранулами магния или их смесью с песком с последующим растворением магния солянокислотным раствором. 2.Коэффициент продуктивности и факторы, его определяющие. Условия притока жидкости к скважинам. Виды гидродинамического несовершенства скважин. Кпр-параметр характеризующий потенциал скв. Опр. с помощью индикаторной диаграммы или КВД. Является отношением Q/dP. Факторы опр. Кпр -вязкость, проницаемость, толщина пласта. Данные параметры вытекают из уравнения Кпр=2пkh/(w*ln(Rk/rc)). Условие притока жидкости dP=Pпл-Pзаб Виды несовершенства: - по степени вскрытия - по характеру вскрытия 3. Понятие о призабойной зоне пласта. Основные причины снижения проницаемости в процессе эксплуатации скважин. Параметры, характеризующие состояние ПЗП. Призабойная зона пласта (ПЗП) – это зона расположенная вокруг забоя скв., которая наиболее сильно подвержена к загрязнению в процессе бурения и эксплуатация (попадание бурового раствора, грязи от тех жидкости при промывках и т.д. Основные причины снижения проницаемости ПЗП: - Исп. загрязненной тех. жидкости при промывках - Изм. Термобарических характеристик в зоне ПЗП (изм. Давления – выдел.газа и как следствие изм. Вязкости нефти (загущение) - Изм.температуры (вып. АСПО) Параметры характеризующие состояние ПЗП: Коэф продуктивности, проницаемость, гидропроводоность и т.д. 4. Технология проведения исследования и методики обработки результатов исследования скважин на установившихся режимах работы. Исследование на установившихся режимах проводят путем построения графика зависимости Q от dP (индикаторная диаграммы) Прямая линия полученная в ходе иссл. Явл.показателем установив.режима фильтрации Наличие зависимости Q от P позволяет опр. Кпр. Кпр=Q1-Q2/P2-P1 из которого следует к=Кпр*w*LgRk/rc/2П*h, гидропроводность = E=h*k/w 5. Технология проведения исследования и методики обработки результатов исследования скважин на неустановившихся режимах работы. При выявлении на индикаторной диаграмме неустановившийся фильтрации следует проводить исследование путем снятия кривой восстановления давления Для этого скважину спускают глубинный манометр через лубрикатор При спуске каждые 200 м фиксируется давление до достижения заданной глубины скв. После фиксации забойного давления закрывается манифольдная ЗКЛ и по устьевому манометру ждут остановку роста давления. После прекращения роста устьевого давления глубинный манометр покажет Pпл. Полученные сведения заносятся в таблицу и строится КВД в коорд. dP от lgti. Зная угловой коэф рассчит. проницаемость, подвижность, пьезопроводность. 6. Обработка скважин соляной кислотой (СКО). Кислотные ванны. Кислотная обработка под давлением. Поинтервальная или ступенчатая солянокислотная обработка. Термокислотные обработки призабойной зоны пласта. Область применения, механизм воздействия. 1.Кислотные ванны прим. во всех скв. с открытым забоем после бурен. и при освоении, для очистки пов-ти забоя от остатков цементной и глинистой корки, продуктов коррозии, кальцитовых выделений из пластовых вод и др. Для скважин, забой которых обсажен колонной и перфорирован, кислотные ванны проводить не рекомендуют. Объем кислотного раствора д.б. = объему скв. от забоя до кровли обраб-го интервала, а башмак НКТ, при этом спускается до подошвы пласта или забоя скважины. Прим. раствор НСL повыш. конц. (15 - 20%), так как его перемеш-я на забое не происходит. Время выдержки 16 - 24 ч. 2. Простые кислотные обработки – наиб. Распростр., осуществляются задавкой раствора НСL в ПЗС . При многократных обраб-х для каждой послед. операции растворяющая спос-ть раствора должна увеличиваться за счет наращивания V закачиваемого раствора, повышения конц. кислоты, а также и за счет увеличения скорости закачки. Исходная конц. раствора - 12 %, максимальная - 15 %. В качестве продав. жид-и обычно исп. нефть для доб-х скв. и вода для нагнет-х скв. В процессе закачки раствора НСL уровень кислоты в межтрубном пространстве поддерживается у кровли пласта. 3.Кислотная обработка под давлением. При простых СКО кислота проникает в хорошо проницаемые прослои, плохо проницаемые прослои остаются неохваченными. Для устран. этого недостатка, связанного со слоистой неоднородностью пласта, прим. кислотные обработки под Р. При этом высокопроницаемые прослои изолируются пакерами или предварительной закачкой в эти прослои буфера - высоковязкой эмульсии типа кислота в нефти. Таким способом при послед. закачке кислотного раствора можно значительно увеличить охват пласта по толщине воздействием кислоты. СКО под давлением обычно является третьей операцией после ванн и простых СКО. Проводятся подгот. меропр.: удаление забойных пробок, парафиновых отложений, изоляция обводнивш. прослоев или создание на забое столба тяжелой жидкости. Обычно перед проведением СКО под Р прод. пласт изучается для выявления местопол-я поглощающих прослоев и их толщины. Для предохранения обсадной колонны от высокого Р у кровли пласта на НКТ устанавливают пакер с якорем. Для изоляции или для снижения поглотительной спос-ти высокопроницаемых прослоев в пласт нагнетают эмульсию. 4. Поинтервальная или ступенчатая солянокислотная обработка. При вскрытии неск-х самост. прослоев общим фильтром или общим открытым забоем, а также при вскрытии пласта большой толщины, в разрезе к-го имеются интервалы с разл. проницаемостью, одноразовая СКО всего интервала всегда + сказывается на наиболее проницаемом прослое. Другие прослои с ухудшенной гидропроводностью фактически остаются необработанными. В таких сл-х прим. поинтервальную СКО, т. е. обработку каждого интервала пласта или пропластка. Для этого намечаемый интервал изолируется двумя пакерами, к-е устан-ся непосредственно у границ интервала или пропластка. При обсаженном и перфорированном забое используют обычные шлипсовые пакеры типа ПШ5 или ПШ6. Эффективность обработки существенно зависит от герметичности затрубного цементного камня, предотвращающего перетоки нагнетаемого раствора НСL по ЗТП в другие пропластки. При открытых забоях намеченный для СКО интервал также выделяют с пом-ю пакерных устройств, используемых в испытателях пластов. После обработки одного интервала и последующей его пробной эксплуатации для оценки полученных результатов переходят к СКО следующего интервала. 5. Термокислотные обработки призабойной зоны пласта (ВТО) Внутрипластовая термохимическая обработка сочетает в себе элементы ГРП, СКО и тепловой обработок. Сущность обработки состоит в том, что по технологии ГРП в пласте создаются трещины, которые заполняются гранулами магния или их смесью с песком с послед. растворением магния СК раствором. Гранулированный магний, прим-й при внутрипластовой термохимической обработке, выпускается металлургической промышленностью с диаметром гранул 0,5—1,6 мм. Технология ВТО вкл. след. операции: промывку скважины; спуск и установку пакера с якорем и хвостовиком, обвязку устья скважины по схеме ГРП с подключением кислотного агрегата и опрессовку нагнет. линий; закачку жидкости разрыва и осуществление разрыва пласта (раскрытия трещин); закачку смеси песка и гранулированного магния и их продавку в трещины пласта; закачку расчетного объема СК раствора; продавку СК раствора в пласт; демонтаж наземного обор-я и освоение скв. Треб.к жид. те же, что и при ГРП, но жидкость-носитель дб хим. нейтральной по отнош. к гранулам магния. Выбор конкретного метода воздействия осуществляется на основе комплекса исследований, направленных на изучение состояния призабойной зоны пласта, состава пород и жидкостей, а также систематического обобщения и изучения геолого-промыслового материала по рассматриваемому объекту. При воздействии на известняк: 2HCL+CaCO3=CaCl2+H20+CO2 При воздействии на доломит: 4HCL+CaMg(CO3)2=CaCl2+MgCl2+2H2O+2CO2 CaCl2 и MgCl2 – хлористый кальций и магний – это соли, хорошо растворимые в воде-носители кислоты, образующейся в результате реакции. 7. Кислотные обработки терригенных коллекторов. Область применения, механизм воздействия. Особенность СКО терригенных (песчаники, алевролиты и др.) коллекторов закл. в том, что кислота в них не формирует отдельные каналы, проникающие в пласт на различную глубину, как в карбонатных кол-х. Кислотный раствор проникает равномерно и контур ее проник-я близок к круговому. В карбон-х коллек. кислота реагирует фактически с неогр. массой карбон. в-ва по всей глубине образ-ся канала, тогда как в терриг-х карбонаты сост-т всего лишь несколько % от общего V. СК практически взаимодействует только с карбонатными компонентами, не вступая в реакцию с основной массой породы терригенного коллектора, состоящего из силикатных веществ (кварц) и каолинов. Эти вещества взаимодействуют с фтористоводородной кислотой (HF), называемой также плавиковой. SiO2+4HF=2H2O+SiF4 Образующийся фтористый кремний SiF4 далее взаимодействует с водой: 3SiF4+4H20=Si(OH)4+2H2SiF6 Кремнефтористоводородная кислота H2SiF6 остается в растворе, а кремниевая кислота Si(ОН)4 по мере снижения кислотности раствора может образовать студнеобразный гель, закупоривающий поры пласта. Для предотвращения этого фтористая кислота употр-ся только в смеси с СК для удержания кремниевой кислоты в растворе. Рабочий раствор кислоты для воздействия на терригенные коллекторы обычно содержит 8 - 10 % соляной кислоты и 3 - 5 % фтористоводородной. Фтористоводородная кислота растворяет алюмосиликаты согласно следующей реакции.  Фтористый алюминий ALF3 остается в растворе, а фтористый кремний SiF4 далее взаим-т с водой, образуя кремниевую кислоту. Взаимодействие HF с зернистым кварцем протекает чрезвычайно медленно, а с алюмосиликатом H4AL2Si2O9 происходит быстро, но медленнее, чем взаимодействие НСL с карбонатами. Поэтому обработка терригенных коллекторов смесью соляной и фтористоводородной кислот целесообразна как для удаления карбонатных цементирующих веществ, так и для растворения глинистого материала. По этим причинам смесь НСL и HF называют глинокислотой. 8. Критерии выбора скважин кандидатов для проведения ОПЗ. новые скважины, давшие при освоении слабый приток нефти; скважины, вскрывшие низкопроницаемые пласты; скважины, имеющие сниженный дебит по сравнению с дебитами окружающих скважин; скважины со сниженными фильтрационными характеристиками в околоствольной зоне пласта; скважины, у которых произошло снижение дебита в процессе эксплуатации при неизменном или растущем пластовом давлении; нагнетательные скважины с недостаточной приемистостью; добывающие и нагнетательные скважины с высокой степенью неоднородности коллекторских свойств пласта и небольшими работающими толщинами 9. Теоретические основы проведения гидравлического разрыва пласта. Область применения, механизм воздействия. Мини-ГРП как предварительный этап ГРП. Сущность ГРП состоит в нагнет. в скв. жидкости под высоким P в рез-те чего в ПЗП раскрываются трещины или образ. новые. Для их удержания закачивают проппант. В рез-те увелич-ся прониц-ть пород ПЗП. Радиус трещины неск десятков м. Назначение ГРП закл. в: -создании высокопроводимого канала - увеличение производительности добывающих и приемистости нагнетательных скважин. - повышение нефтеотдачи пластов из добывающих скважин, восстановление рабочих характеристик, невосстановимых традиционными методами. Область применения: - нефтяные месторождения с осложненными условиями разработки (неоднородность пластов, низкая проницаемость) - добывающие и нагнетательные скважины, продуктивность которых ниже потенциально возможных - нагнетательные скважины, для изменения фильтрационных потоков - широкий диапазон изменений и состава коллектора в разрезе, большое разнообразие геологического строения пласта - может применяться при комплексном воздействии на целую залежь или участок месторождения. Самый важный тест на месте проведения работ перед основным ГРП известен как Мини ГРП, или испытание для калибровки трещин. Минифрак – это тест с нагнетанием и закрытием скважины на забое, при котором используются полномасштабные скорости нагнетания и относительно большие объемы жидкости, порядка тысяч галлонов(несколько кубометров). Информация собираемая при минифраке, включает давление смыкания, эффективное давление, условие входа в пласт (трение в перфорации и околоскважинной зоне) а также возможно признаков ограничения роста трещин в высоту. Проектирование минифрака должно проводится вместе с начальным проектированием основной обработки. Цель дизайна минифрака состоит в том, чтобы он был насколько возможно представительным для основного ГРП. Чтобы достичь этой цели, должны быть создана достаточная геометрия, отражающая реальную геометрию основных трещин, а также должно быть получено различимое давление смыкания по кривой спада давления. Наиболее представленный минифрак был бы иметь теп нагнетания и объем жидкости такие же, как при основном ГРП, но зачастую это не осущуствимо. На самом деле нужно найти баланс между несколькими противоречивыми критериями дизайна, включая объем минифрака, создаваемую геометрию трещины, повреждение пласта, разумное время вскрытия, а также затраты на материал и персонал. 10. Критерии выбора скважин для ГРП. Технология проведения ГРП. Применяемые в процессе технологические агенты. Жидкости разрыва и жидкости-песконосители. Наполнители трещин (пески и проппанты). Общие критерии ГРП: Скважина: - отсутств. Слома или смятия колонны, - герметичность ствола, отсутствие заколонных перетоков, - хорошее качество цементного кольца в интервале перфорациии и на 15 м вверх и вниз от него Геология: - эффективная нефтенасыщенная толщина не менее 3.5м, - мин.толщина глинистого раздела не менее 6м, - текущ.запасы нефти 30 тыс.т и более Состояние разработки: - дебит по жидкости значит. Ниже потенциально возможного, - расстояние до линии нагнетания не менее 500м, - текущая обводненность не менее 50%, окр.скважин не более 70%, - выработка запасов не более 60%, Рпл больше или = начальному. Жидкости применяемые при ГРП. Для достижения успешной обработки жидкость гидроразрыва должна удовлетворять определенным физическим и химическим свойствам - должна быть совместима с материалом пласта. - должна обладать способностью удерживать во взвешенном состоянии пропант и транспортировать его в глубь скважины. - должна легко удаляться из пласта после обработки. - должна иметь низкие потери на трение. - приготовление жидкости должно быть простым и легко выполнимым в полевых условиях. - должна обладать такой стабильностью, чтобы сохранять вязкость в проц. всей обработки. – экономически эффективной Жидкость разрыва является рабочим агентом, нагнетанием которого в ПЗП создается давление, обеспечивающее нарушение целостности пород пласта с образованием новых трещин или расширением уже существующих. Жидкость – песконоситель используется для транспортировки песка с поверхности до трещины и заполняя ее песком (пропантом).Должна быть нефильтрующийся или обладать минимальной, быстро снижаемой фильтруемость и иметь высокую пескоудерживаемую способность. Продавочная жидкость применяется для продавки из НКТ в обрабатываемый пласт жидкость разрыва и жидкость песконосителя. Пропант – специальный расклинивающий высокопрочный сыпучий материал, использование которого обеспечивает поддержку трещин ГРП в открытом состоянии после проведения операции ГРП. Пропант создает гидродинамическую связь в системе пласт – скважина. Выбор пропанта оказывает значительное влияние на результат после ГРП. В настоящее время в промышленности существуют три основные группы пропанта - природный песок - керамический пропант средней прочности - высокопрочный боксит  12. Методика прогноза технологической эффективности раскольматации ПЗП. Одним из вариантов оценки влияния раскольматации призабойной зоны пласта (далее ПЗП) на технологические показатели работы скважины является использование классического уравнения Дюпюи для установившегося радиального притока нефти к забою скважины с учетом фильтрационных сопротивлений в ПЗП:где Q – дебит скважины, м3 /сут; k –проницаемость продуктивного пласта, мД; h – вскрытая толщина пласта, м; Рпл и Рзаб – давление пластовое и забойное давление в стволе скважины, соответственно, атм; Bн – объемный коэффициент нефти, м3/м3 ; н – вязкость нефти, сПз; Rк и rс – радиус контура питания и ствола скважины соответственно, м; S скин-фактор. В  торой вариант вычисления значений S состоит в знании величин коэффициента нарушенной (пониженной) проницаемости ks радиусом Rs от ствола скважины и естественной проницаемости k в удаленной зоне пласта: Прирост дебита скважины прогнозируется при снижении скин-фактора до 0 при обработках с удалением кольматирующего вещества (восстановление продуктивности) и до -5 при кислотных обработках карбонатных коллекторов.  Р асчет максимально возможного значения коэффициента продуктивности (для «незагрязненного» пласта): где k – проницаемость «незагрязненного» пласта, h – толщина пласта, пл – вязкость пластовой продукции, Rк – радиус контура питания, rс - радиус скважины. Коэффициент продуктивности скважины до обработки:  где ks – проницаемость поврежденной скин-зоны, Rs – радиус скин-зоны. Максимально возможная степень восстановления продуктивности скважины:  Целевое значение уровня восстановления продуктивности (расчет требуемого восстановления продуктивности по экономической целесообразности или экспертно): где nэкс – коэффициент снижения прироста добычи, рассчитываемый по экономическим показателям или экспертно.  Целевое значение коэффициента продуктивности ПЗП (после обработки): Дебит скважины до обработки:  где Рпл – пластовое давление на последнюю дату, МПа, Рзаб – забойное давление на последнюю дату, МПа.Д  ебит скважины после обработки:Дополнительная добыча за N месяцев длительности эффекта: 11. Интенсификация работы нагнетательных скважин (циклическая обработка ПЗП, направленная кислотная обработка, комплексная обработка ПЗП, пенокислотная обработка ПЗП). В условиях недостаточной подготовки закачиваемой в пласт воды, в ПЗП нагнетательной скважины поступает значительное количество илистых и глинистых частиц (при закачке пресной воды), остаточной нефти (при закачке подтоварной воды). ЦИКЛИЧЕСКАЯ ОБРАБОТКА ПЗП. Базовый вариант технологии проведения ОПЗ нагнетательных скважин. Предусматривает последовательную закачку КС и продавочного раствора ПАВ. Закачку следует проводить в два-три этапа. При этом в качестве первой пачки проводится закачка небольших объёмов СКО (12%), что позволяет удалить из ПЗП карбонатный материал. Для второго и третьего циклов используется ГКО, при этом концентрация соляной кислоты выдерживается в интервале 8-11%, концентрация плавиковой - не выше 3%. Содержание плавиковой кислоты зависит от периода проведения ГРП на скважине, с целью исключения разрушения пропанта. В случае если ГРП на скважине проводилось менее года, до предполагаемого проведения работ по закачке кислотного состава, применение плавиковой кислоты необходимо исключить. Объемы при циклической ОПЗ нагнетательной скважины зависят от геолого-технической характеристики скважины, рассчитываются индивидуально в каждом конкретном случае, и зависят от перфорационной мощности пласта. В случае достижения заданных параметров по приемистости скважины, проведение последующих циклов можно исключить. НАПРАВЛЕННАЯ КИСЛОТНАЯ ОБРАБОТКА. Технологию направленной КО следует использовать в случаях, когда на основании рассмотрения материалов расходометрии, имеется информация о значительной неравномерности профиля приемистости. Первым циклом направленной кислотной обработки (в случае малой приемистости скважины - вторым циклом) следует применять отклоняющий состав, в качестве которого возможно использование: водонефтяная эмульсия; нефтекислотная эмульсия; раствор полимера в кислоте. Приготовление водонефтяной эмульсии: Для обработки используется обратная эмульсия на основе нефти и эмульгатора. Объем эмульсии рассчитывается исходя из нормы расхода 0,5м3/м перфорационной мощности пласта. Приготовление нефтекислотной эмульсии: Производится по такой же схеме, только вместо воды используется раствор кислоты с заданными свойствами. Приготовление раствора полимера в кислоте: Перед добавлением в расчетный объем воды товарной соляной кислоты, производится растворение в ней полимера в количестве, обеспечивающем конечную концентрацию его в растворе кислоты 0,2%. КОМПЛЕКСНАЯ ОБРАБОТКА ПЗП. Данная технология применима для обработки ПЗП нагнетательных скважин низкопроницаемых месторождений. Отличительной особенность от циклической обработки ПЗП является закачка пачки растворителя, перед проведением 2-го цикла. В период проведения первого цикла восстанавливается приемистость традиционно принимающего пропластка. Растворитель, закачиваемый перед вторым циклом, попав в водопромытый, традиционно принимающий интервал испытывает сопротивление, обусловленное низкой фазовой проницаемостью по отношению к углеводороду. Интервал частично (на незначительное время) блокируется, некоторый объем растворителя, попав в нефтенасыщенную часть пласта, отмывает нефтяную пленку, открывая доступ кислоте к поверхности породы. ПЕНОКИСЛОТНАЯ ОБРАБОТКА ПЗП. Для наиболее глубокого проникновения соляной кислоты в пласт применяют пенокислотные обработки. При этом в скважину закачивают аэрированный раствор поверхностно активных веществ в виде пены. Применение кислотных пен имеет ряд преимуществ перед обычной кислотной обработкой: Замедляется растворение карбонатного материала в кислотной пене, что способствует более глубокому проникновению активной кислоты в пласт – в результате приобщаются к дренированию удаленные от скважины участки пласта, ранее не охваченные процессом фильтрации. Малая плотность кислотных пен (около 400 кг/м3) и их повышенная вязкость позволяют существенно увеличить охват воздействием кислоты всей вскрытой продуктивной мощности пласта. Улучшаются условия очистки ПЗП пласта от продуктов реакции: присутствие поверхностно-активных веществ снижает поверхностное натяжение как активной, так и отработавшей соляной кислоты на границе с нефтью, а наличие сжатого воздуха в отреагировавшем растворе, расширяющегося во много раз при освоении скважин (при снижении забойного давления), улучшает условия и качество освоения. Для образования пены используют устройство – аэратор, при активном перемешивании раствора кислоты с воздухом (азотом). Обработку начинают с подачи в скважину раствора кислоты заданной концентрации, содержащей ПАВ на небольшой скорости. Затем начинают подачу воздуха (азота), выводя компрессор на заданную производительность. Объем закаченной композиции оценивают по объему вытесненной жидкости через затрубное пространство скважины. Когда пена заполнит весь объем НКТ, при закрытой затрубной задвижке, начинается продавка пенокислоты в пласт оставшейся СК. |