4.2 Анализ технологической эффективности выполняемых ско

Обработка призабойной зоны на Пальяновской площади проводилось на 142 добывающих скважинах. Всего проведена 181 обработка. Использовались различные методы такие как: СКО, ГКО, глубокое ОПЗ и т.д.

Солянокислотная обработка выполнена на 17 добывающих скважинах. Проведено 36 обработок с успешностью 65%. Увеличение дебита кратно от 1,1 до 3,4 раза. За счет этого дополнительно добыто 14140 т. нефти. продолжительность эффекта колеблется от 55 до 47 суток. В 2 скважинах СКО проводилось по 3 раза. На 15 скважинах СКО проводилось по 2 раза.

С 1987 г. успешно применяется поинтервальный способ обработки призабойной зоны соляной кислотой, который достигается блокированием дренируемой части обработкой меловой эмульсией.

Рекомендуется на скважинах проводить сначала СКО, затем обработку глинокислотой, глубокую проникающую кислотную обработку, а только потом делать каверно-накопление. обработка каверно-накоплением разрушает цементный камень, что может вызвать водопроявления и затруднения в капитальном ремонте скважин.

4.3 Рекомендуемая технология проведения ско

В зависимости от химко-минералогического состава пород пласта, состава загрязняющих фильтрующую поверхность и призабойную зону матерьялов, а также целевого назначения обработок применяются:

А) солянокислотные обработки

Б) обработки глинокислотой, т.е. смесью соляной и плавиковой кислоты

В) двухрастворные обработки с задавливанием в пласт последовательно сначала раствора соляной кислоты, затем глинокислоты.

В рассматриваемых скважинах просматривается слоистая неоднородность пластов, следовательно, коэффициент проницаемости невысок, поэтому рекомендуется проводить двухрастворные обработки.

При простых СКО кислота проникает в хорошо проницаемые прослои, улучшая их и без того хорошую проницаемость. Плохо проницаемые прослои остаются неохваченными. Для устранения этого недостатка применяют двухрастворные обработки.

Солянокислотный раствор предназначается доля растворения привнесённых загрязняющих материалов и, по возможности, для полного выщелачивания карбонатов из призабойной зоны.

За счёт этого исключается возможность образования в поровом пространстве пласта остатков фтористого кальция и других фторидов, способствующих проницаемости пород пласта, а также связывающих определённое, иногда очень большое количество HF, предназначенной для растворения глин, аргиллитов, слюд и других породообразующих силикатных компонентов. Кроме того, устранение карбонатов при действии солянокислотного раствора предупреждает опасность полной нейтрализации соляной кислоты (из состава глинокислоты) за счёт её взаимодействия с карбонатами, что привело бы к быстрому образованию в порах пласта студнеобразного геля кремневой кислоты, с дополнительной порчей пласта.

Сначала на скважине проводятся обычные подготовительные мероприятия: удаление забойных пробок, парафиновых отложений, изоляция обводнявшихся прослоев или создание на забое столба тяжелой жидкости в пределах обводнявшегося низа скважины.

Для изоляции или для снижения поглотительной способности высокопроницаемых прослоев в пласт нагнетают эмульсию. Затем спущенным на НКТ пакером герметизируют кольцевое пространство, и в пласт закачивается оставшийся объем эмульсии под меньшим давлением. После эмульсии закачивается рабочий раствор HCl объемом, равным внутреннему объему НКТ, также при умеренном давлении, по достижении кислотой башмака НКТ закачка продолжается на максимальных скоростях для создания на забое необходимого давления. После рабочего раствора HCl закачивается глинокислота, а затем продавочная жидкость объемом равным объему НКТ и подпакерного пространства. Время выдержки раствора для полной нейтрализации такое же, как и при простых СКО. После выдержки пакер с якорем и НКТ извлекаются, и скважина пускается в эксплуатацию.