оботу, при цьому кислотні склади і НПАВ закачуються циклічно до досягнення необхідного рівня приемистости.
.6.4 Обробка привибійної зони пласта видобувних свердловин нафтовими розчинниками
Комплекс технологій впливу на ПЗП видобувних свердловин із застосуванням нафтових розчинників розроблено на ВНІІЦ "Нафтогазтехнологія" з метою боротьби зі зниженням продуктивності видобувних свердловин.
Розроблено кілька варіантів технології, що відрізняються хімічним складом компонентів і характером усувати причини зниження продуктивності (забруднення ПЗП) свердловин. Розрізняються наступні види забруднювачів ПЗП:
1 Асфальто-смоли-парафінові відкладення (АСПО) - забруднювачі даного виду збільшуються в міру вироблення запасів нафти і порушень термодинамічної рівноваги, існуючого в пластовій системі. У формуванні АСПО беруть участь в основному важкі компоненти нафти;
2 Неорганічні солі - забруднювачі даного виду утворюються в результаті застосування в якості рідини глушіння концентрованих водних розчинів мінеральних солей. Відбувається закупорка (кольматація) порових каналів твердими частинками мехпримесей, що містяться у складі рідин глушіння;
високов'язкий водо-нафтові емульсії - утворюються в ПЗП після глушіння свердловини розчинами солей кальцію, що призводить до різкого зниження фазової проникності для нафти. Механічні домішки, які у складі емульсії (карбонат кальцію) сприяють накопиченню на своїй поверхні АСПН та окислених загущених нафтопродуктів. Крім того, освіта водонефтяних емульсій пов'язано з властивостями нафти, ступенем мінералізації пластової води і обводненностью видобувається рідини. Досвід боротьби з утворенням водонефтяних емульсій на родовищах ВАТ "Юганскнефтегаз" показує, що вони утворюються при досягненні обводнення видобувається рідини в межах від 30 до 70%. Підвищена мінералізація пластових вод, а також висока в'язкість нафти, що видобувається сприяють утворенню водонефтяних емульсій;
Продукти виносу породи пласта (кварц, кальцит, алюмосилікат) - забруднювачі даного виду виносяться з віддаленої частини пласта з продукцією свердловини, закупорівая порові канали привибійної зони пласта.
Для проведення робіт на свердловинах передбачається застосування наступних вуглеводневих розчинників, кислотних агентів і хімреагентів:
1 Нефрас А 120/200 (або Нефрас А 150/330, або Нефрас С 4 130/350) з витратою 0,5 - 1 м 3 на 1 м потужності пласта ;
2 ингибированной соляна кислота (11% водний розчин) з витратою 1 м 3 на 1 м потужності пласта;
Глінокіслота (глінокіслотний розчин 11% HCl + 1-3% HF) з витратою 1 м 3 на 1 м потужності пласта;
Деемульгатор (сепарол, Прогаль, проксамін, реапон і т.д.) з концентрацією в розчиннику 0,5 - 1,0%.
Для збільшення або відновлення продуктивності свердловин проводять різні заходи з метою підвищення проникності привибійної зони пласта збільшенням розмірів пор або створенням нових тріщин, а також очищенням пір і тріщин від закупорює матеріалу.
Кислотні обробки свердловин - один з ефективних і широко використовуваних методів по впливу на призабійні зони пластів.
солянокислотного обробка вибоїв свердловин заснована на здатності соляної кислоти вступати в хімічну реакцію з породами, складеними з вапняків і доломіту.
У результаті реакції вапняк розчиняється, в пласті створюються розширені канали. Чим глибше поширюються ці канали в пласті, тим більше збільшується вільна поверхня привибійної зони, що сприяє кращому притоку нафти в свердловину. p align="justify"> Ефективність солянокислотного обробок залежить від концентрації кислоти, її кількості, тиску при обробці, температури на забої, характеристика породи і т.п.
Кількість кислоти для обробки свердловин залежить від потужності пласта, наміченого до обробки, хімічного складу породи, фізичних властивостей пласта, кількості попередніх обробок. У середньому на наших промислах беруть від 0,4 до 1,5 м 3 кислоти 8 - 14% - ой концентрації на 1 пог. м оброблюваного інтервалу.
Процес солянокислотного обробки вибою свердлов...
