7 Требования к исследованию скважин, выбранных для проведения обработки призабойных зон

В случае обнаружения в Деле скважины сведений о негерметичности колонны или цементного камня, ОПЗ не проводится до устранения негерметичности. Оценку технического состояния скважин с подозрением на заколонную циркуляцию или нарушение эксплуатационной колонны целесообразно проводить непосредственно перед ОПЗ.

Необходимо провести снятие индикаторных кривых и определение коэффициента продуктивности (PI) скважин для получения базы сравнения при установлении технологического эффекта.

Если целью ОПЗ является изменение профиля притока, необходимо проведение комплекса ГИС до обработки и после нее для подтверждения успешности обработки и инженерного расчета дизайна размещения активного вещества.

На всех скважинах, выбранных для ОПЗ необходимо определить максимальный дебит за историю эксплуатации, провести анализ темпа прироста обводненности продукции. В случае интенсивного обводнения продукции скважины в технологию ОПЗ вносятся коррективы, в частности, кислотное ОПЗ производится с применением отклоняющих составов.

Необходимо проведение ретроспективного анализа выполненных за весь период истории эксплуатации ОПЗ рассматриваемой скважины. Ретроспективный анализ позволяет определить сравнительную эффективность различных композиций рабочих растворов, косвенно характеризует минеральный состав пород продуктивного пласта.

Для определения компонентного состава химических реагентов при ОПЗ и выбора ее технологии требуется определение природы кольматирующих веществ (отбор проб с ЭЦН, глубинные пробы и т.д.).

Непосредственно перед обработкой производится оценочный замер приемистости добывающей скважины. Замер необходим для определения параметров технологического процесса обработки. В случае если приемистость скважины составляет менее 50 м3/сут и существует проблема с закачкой необходимого объема рабочих растворов, принимается решение о предварительной подготовке скважины путем проведения кислотной ванны.

Рекомендуется снятие кривой восстановления уровня (КВУ) или кривой восстановления давления (КВД) в добывающих скважинах, с целью определения радиуса повреждённой зоны пласта. Величина протяженности поврежденной зоны является входным параметром для расчета объема реагентов для проведения ОПЗ.

8 Выбор технологии обработки призабойных зон

Схема выбора технологии ОПЗ состоит из этапов (рис. 4):

• выбор скважин-кандидатов;

• прогноз технологической эффективности ОПЗ (пророст добычи за счет изменения скин-фактора);

• оценка прогнозной экономической эффективности ОПЗ;

• анализ типа нарушения проницаемости призабойной зоны пласта;

• выбор типа ОПЗ в соответствии с природой кольматирующего вещества (табл. 4).

Анализ типа кольматирующего вещества необходимо проводить по схеме:

• анализ композиционного состава коллектора (скелет породы, состав цемента и т.д.);

• химический анализ кольматирующего вещества (отложения на глубинном насосном оборудовании, неразрушившийся гель на скважинах с ГРП, состав жидкости глушения и т.д.);

• анализ состава пластовой жидкости;

• ретроспективный анализ ранее проведенных ОПЗ.

При выборе технологии ОПЗ необходимо руководствоваться деревом решений при химических обработках призабойной зоны добывающих скважин (рис. 5).

Рис. 4 Блок-схема выбора технологий ОПЗ

Таблица 4

Выбор технологии ОПЗ в зависимости от типа кольматанта

Стимуляция матрицы		Удаление кольматанта
		Асфальтосмолистые отложения	Парафины	Отложения солей (карбонаты)	Оксиды железа	Полимер	Глинистые образования (в т.ч. бурового раствора)	Эмульсионые блоки	Набухаемость глины	Водная блокада	отложения гипса
1		2.1	2.2	2.3	2.4	2.5	2.6	2.7	2.8	2.9	2.10
Терригенные коллектора
ГРП	1. Ароматические (смешанные) растворители 2. Горячая нефть (вода)		1. Алифатические растворители 2. Горячая нефть (вода)	СКО	СКО	1. СКО 2. Неионогенный ПАВ	1. ГКО 2. ПАВ, соли алюминия, аммония, пирофосфат, гексаметафосфат, полифосфат натрия, аминополиуксусная кислота	1. Нефтяной растворитель 2. Нефтяной растворитель с деэмульгатором	ПАВ, соли аммония и калия, водопоглотители (кетоны, спирты)	1. Водопоглотители (кетоны, спирты) 2. СКО (при карбонатности более 20%)	1. Щелочь (20-25%) 2. СКО +10-15% NaCl 3. Горячая нефть (растворители)
Карбонатные коллектора
СКО	1. Ароматические (смешанные) растворители. 2. Горячая нефть.		1. Алифатические растворители. 2. Горячая нефть (вода).	СКО	СКО	1. СКО 2. Неионогенный ПАВ.	1. Соляно-кислотные ванны 2. ГКО с повышенным содержанием соляной кислоты, добывками ионов аммония и уксусной кислоты 3. ПАВ, соли алюминия, аммония, пирофосфат, гексаметафосфат, полифосфат натрия, аминополиуксусная кислота.	1. Нефтяной растворитель 2. Нефтяной растворитель с деэмульгатором	ПАВ, соли аммония и калия, водопоглотители (кетоны, спирты)	1. Водопоглотители (кетоны, спирты) 2. СКО	1. Щелочь (20-25%) 2. СКО +10-15% NaCl 3. Горячая нефть (растворители)

Рис. 5 Дерево принятия решений при химических ОПЗ добывающих скважин