2. Закачка спирто-кислотных составов

Эффективность обработки пластов, представленных песчаниками с низким содержанием карбонатов, раствором кислоты возрастает, если в состав раствора прибавляют различные спирты, такие как «КОР-1», состав «ЭРА». Они, так же как и поверхностно-активные агенты, снижают межфазное натяжение рабочей жидкости, создавая благоприятные предпосылки для более легкого проникновения раствора в пласт и для более полного удаления отработанного раствора из пласта. Эффект от присутствия спиртов еще больше повышается в неоднородных пластах, с низкой проницаемостью и содержащих глины, которые могут мигрировать в виде тонких частиц, создавая опасность закупоривания каналов в пористой среде. (3). Механизм воздействия водопоглотителей основан на том, что при смешении их с пластовой водой в ПЗП образуются водные растворы пониженной вязкости, которые легко вытесняются из ПЗП при вызове притока. Этому способствует падение межфазного натяжения на границе раздела нефть – водный раствор реагента, а также снижение гидратированности глинистого материала, который легче выносится пластовой жидкостью из пласта. Все эти факторы способствуют увеличению проницаемости ПЗП, в особенности фазовой проницаемости для нефти. Перед проведением обработок необходимо обеспечить чистоту забоя и прифильтровой зоны скважины. Для этого необходимо провести промывку скважины водой или промывочным раствором с добавками ПАВ. Приготовление рабочих растворов производится или на скважине, или на базе цехов и заключается в нижеследующем.

Спиртокислотный раствор представляет собой композицию товарной ингибированной соляной кислоты и изопропилового спирта по ТУ 39-5765-7-040-86 в соотношении 1:1. Для снижения коррозионной активности кислотного раствора и гидрофобизации пород в состав вводят гидрофобизатор. Объем кислотного раствора берется 0,7-1,0 м3 на 1м3 перфорированного пласта. Объем продавочной жидкости принимается в объеме НКТ. В качестве продавочной жидкости может быть использована нефть.

Композиция продавливается в пласт нефтью. Время на реакцию состава с породой не отводится. Вымыть остатки кислоты и продукты реакции из ствола скважины путем обратной промывки в 1,5-2,0 кратном объеме НКТ нефтью.

Аналогичные обработки производятся с использованием состава «КОР», «ЭРА». Технология обработок следующая: закачивается 12% раствор кислоты, затем сразу производят закачку составов «КОР», «ЭРА». Производят продавку в пласт нефтью или раствором ПАВ Синол Кам.

2. Закачка кислотно-щелочных составов.

Технология разработана для улучшения фильтрационных характеристик призабойной зоны нагнетательных скважин. Эффективность воздействия композиций определяется свойствами, входящих в состав компонентов. Так, соляная кислота способствует растворению и выносу карбонатной составляющей, и щелочной сток производства капролактама – в результате гидролиза натриевых солей органических карбоновых кислот, входящих в его состав - кристаллохимической перестройке глинистого вещества, теряющего межслоевую воду, крупные катионы калия и натрия, и свои набухающие свойства.

Скважина, предназначенная для закачки исходных реагентов, должна иметь герметичное цементное кольцо до устья скважины (выше башмака кондуктора). Водоносные горизонты должны быть надежно разобщены цементом. Обвязка оборудования для подготовки и накачки рабочих агентов должна обеспечивать герметичность соединений, возможность - замера расхода и давления. Насосные агрегаты и цистерны должны устанавливаться с наветренной стороны на расстоянии не менее 20 м от устья скважины. Закачку необходимо производить после опрессовки нагнетательных линий давлением, превышающим в 1,5 раза ожидаемое рабочее давление. Исходные реагенты доставляются на скважину и закачиваются без каких-либо дополнительных операций. Закачка рабочих агентов производится в несколько циклов по следующей схеме:

n* (5-10м3 ЩСПК + 5-10м3 HCI 12%), где n - число циклов.

Для более равномерного и полного охвата обработкой вскрытого интервала пласта, закачку реагентов необходимо вести с минимально возможным расходом ( 6-9 л/ч). Давление закачки не должно превышать давление гидроразрыва пласта. При перерывах в закачке исходные реагенты, находящиеся в колонне НКТ, необходимо продавить в пласт водой. После окончания закачки, скважина останавливается на реакцию на 10-12 часов, после чего скважина промывается и запускается в работу.

Примечание: в раствор соляной кислоты перед обработкой производят добавку гидрофобизатора. Аналогичным образом проводятся обработки с применением раствора каустической соды. Закачка производится четками 5-10м3 раствора каустика, 5-10м3 раствора кислоты.