Оказание сервисных услуг в области добычи нефти и газа с 2007 года.
Наши телефоны:
+7 846 379-20-76 ; 8 800 222 20 76
Написать письмо

Физико-химическая обработка ПЗП добывающих и нагнетательных скважин

Воздействие на ПЗП с целью восстановления или увеличения проницаемости основано на растворении принесенных из вне, или образовавшихся в пласте в процессе эксплуатации кальматантов, а так же на воздействии на скелет породы.

 

Обработка ПЗП скважин ПАВ–кислотными составами (простые кислотные обработки)

Кислотные обработки проводят только в технически исправных скважинах при условии герметичности эксплуатационной колонны.

Объем и вид кислотного воздействия зависит от назначения воздействия. Выбор способа ОПЗ осуществляют на основе изучения причин низкой продуктивности скважин с учетом физико-химических свойств пород пласта и насыщающих его флюидов, а так же гидродинамических и геофизических исследований. В зависимости от решаемых задач обработку проводят в следующих случаях:

  • обработка призабойной зоны в нефтедобывающих скважинах в период их освоения или ввода в эксплуатацию;
  • обработка призабойной зоны в нефтедобывающих скважинах для повышения (интенсификации) их производительности;
  • очистка фильтра и призабойной зоны скважин от образований, обусловленных процессами добычи нефти;
  • очистка фильтра в призабойной зоне скважин от образований, вызванных процессами ремонта скважин;
  • удаление образований на обсадных колоннах и в подземном оборудовании, обусловленных процессами эксплуатации скважин.
  • инициирование других методов воздействия на призабойную зону пласта.

Различают следующие виды ОПЗ:

  • соляно-кислотная обработка (СКО) ПАВ кислотным составом на основе соляной кислоты;
  • глинокислотная обработка (ГКО) ПАВ кислотным составом на основе смеси соляной и плавиковой кислот.

 

БОПЗ ПАВ–кислотными составами с закачкой отклоняющего эмульсионного состава

Технология представляет собой направленную обработку призабойной зоны скважин комплексным ПАВ-кислотным составом с предварительной закачкой отклоняющего состава, временно блокирующего наиболее проницаемые интервалы продуктивного пласта.

Закачка кислотных составов в большом объеме (5-10 м3 на 1 м перфорации), при давлениях закачки приближенных к давлению гидроразрыва приводит к раскрытию существующих микротрещин и трещин карбонатных коллекторов, создает новую геометрию дренирования пласта, увеличивает радиус воздействия на призабойную зону, вовлекая новые низкопроницаемые участки продуктивных пропластков, значительно увеличивает фильтрационные характеристики ПЗП пласта.

Критерии подбора скважин:

  • карбонатные коллектора (с проницаемостью от 16 мД);
  • обводненность продукции не выше 50 %;
  • наличие перемычки не менее 2 м между водонасыщенной и нефтенасыщенной частью пласта;
  • перфорированная мощность продуктивного пласта не менее 3 м;
  • хорошее качество заколонного цементного камня;
  • в случаях отсутствия эффекта от проведения обычных кислотных обработок

 

Обработка ПЗП скважин ПАВ–кислотными составами с отклоняющим эмульсионным составом

Особенность обработки скважин этим составом заключается в том, что отклоняющий эмульсионный состав (ОЭС) временно изолирует проницаемую часть пласта.

Закачка кислотного состава чередуется с закачкой ОЭС. Первой закачивается пачка КС. Затем закачивается пачка ОЭС, которая блокирует промытые зоны пласта, тем самым, подготавливая интервал для следующей порции кислоты. Следующая порция КС реагирует с новыми участками пласта, которые слабо участвовали в работе пласта. Количество пачек определяется общим объёмом закачиваемого состава.

 

ОПЗ с растворителем (комплексная ОПЗ)

Комплексная обработка (СКО или ГКО) ПАВ кислотным составом с закачкой углеводородного растворителя применяется на скважинах, склонных к выпадению АСПО.

Область применения:

  • нерегламентированный тип коллектора;
  • содержание парафина в нефти выше 1,5 %;
  • забойные давления близки или меньше давления насыщения

Особенности технологии:

  • растворитель растворяет АСПО, разрушает эмульсию в ПЗП, придает гидрофобные свойства поверхности порового пространства коллектора, повышая фазовую проницаемость по нефти;
  • кислотный состав эффективно растворяет неорганические отложения;
  • ПАВ облегчают приток нефти в скважину за счет дополнительной гидрофобизации поверхности порового пространства.

 

Реагентная разглинизация

Очистка ПЗП от глинистых кольматантов (реагентная разглинизация пласта) предназначена для интенсификации добычи нефти низкодебитного фонда скважин за счет декольматации от глинистых частиц.

Условия применения технологии:

  • обводненность продукции не выше 50%;
  • наличие гидродинамической связи с продуктивным пластом;
  • приемистость скважин не менее 2-3 м3/час при допустимом рабочем давлении в колоннах НКТ и эксплуатационной;
  • радиус обработки 1-1,5 м;
  • карбонатность коллектора не выше 2-2,5%;
  • техническое состояние скважины должно соответствовать номинальным параметрам, таким как:
    • герметичность устьевой арматуры, обсадной колонны и НКТ;
    • отсутствие заколонных перетоков и наличие зумпфа

Для проведения обработки в скважину спускают следующую компоновку:

  1. хвостовик + манометр;
  2. пакер;
  3. струйный насос;
  4. НКТ до устья;

После закачки и продавки расчетного объема разглинизатора в пласт выдерживают время реакции от 12 до 24 часов, затем закачивают кислотный состав и по прошествии времени реакции скважину осваивают с помощью струйного насоса.

ОПЗ мицеллярными растворами

Главная особенность мицеллярных растворов - способность к солюбилизации, т.е самопроизвольному растворению веществ, в обычных условиях не растворимых в данном растворе (нефть становится растворимой в мицеллярной системе «вода+ПАВ», хотя обычно она не растворяется).

Мицеллярные растворы представляют собой микроэмульсии состоящие из воды, углеводородной жидкости и стабилизированной смеси мицеллообразований ПАВ. Они прозрачны, однородны и обладают бесконечно малым поверхностным натяжением на границе раздела. Эти растворы иногда называют «растворенной нефтью». Благодаря этим свойствам коэффициент нефтеотдачи при мицеллярном заводнении приближается к 1 или к 100%.

Наши партнеры