По технологии вдхв:

/ - генератор колебаний давления; 2 - резонатор; 3 - струй­ный насос; 4 - пакер; 5 - спецфильтр; 6 - фильтр вставной; 7 - насосные агрегаты; 8 - емкость; 9 - сепаратор; 10-18 -вентили; 19-21 - манометры; 22 - штуцер; 23 - фильтр; 24 -тройник БРС; 25 - амбар; 26 - емкость для рабочей жидкости; 27 - жидкость

глушения; 28 - расходомер

Рис. 9.1.3. Схема компоновки скважинного оборудования

Г-2

248

По своей природе виброволновое воздействие в ис­пользуемом амплитудно-частотном диапазоне являет­ся экологически безопасным и, как следует из приве­денных в гл. 6 оценок, его сочетание с депрессионным воздействием не вызывает нарушений технического состояния, а также целостности цементного кольца скважин при условии его качественного исполнения.

9.1.3. Вариант технологии с использованием пенных систем (впв)

Основная область применения - нефтяные залежи с осложненными геолого-физическими условиями раз­работки (низкая проницаемость, повышенная глини­стость и др., слоисто-неоднородные пласты, карбонат­ные коллекторы), с пластовым давлением не ниже по­ловины и не выше гидростатического давления столба нефти в скважине.

Основными объектами для применения данной тех­нологии являются преимущественно горизонтальные скважины (ГС) и вторые стволы действующих скважин, традиционные методы освоения которых после буре­ния и повышения продуктивности малоэффективны или технически невозможны, но при необходимости она может использоваться и для обработки вертикальных и наклонно направленных скважин глубиной до 6000 м.

Сущность данного варианта технологии состоит в возбуждении в ПЗП упругих колебаний достаточной мощности с помощью гидродинамического генератора колебаний давления типа ГД2В, работающего при про­качке через него жидкостей (а также их смесей с газа­ми), создании необходимого значения длительной де­прессии на забое и вызове притока в скважину путем приготовления пенных систем на забое, пропускании их через межтрубное пространство с целью облегче­ния столба жидкости в скважине и создания условий для выноса кольматанта из ПЗП и на устье скважины. При этом предусмотрена возможность комбинирова­ния с физико-химическим воздействием - закачкой в пласт растворителей, ПАВ, кислот и их композиций.

249

Важное достоинство данного варианта состоит в том, что он позволяет осуществлять комплексную виб­роволновую технологию в горизонтальных, наклонно-горизонтальных скважинах и вторых стволах скважин -на объектах, где технические операции посадки пакера невозможны или крайне затруднены, что исключает применение струйного насоса для создания депрессий на пласт. Помимо этого, присущие пенным системам упругие свойства, а также их повышенная вязкость и удерживающая способность позволяют весьма эффек­тивно, в отличие от традиционных технологий, произ­водить очистку продуктивного интервала горизонталь­ных скважин от бурового раствора в зазоре между не-цементированным фильтром и стенкой открытого ствола, а также удалять глинистую корку, образую­щуюся на стенке скважины, сильно уплотненную за счет адсорбционных и молекулярных связей между глинистыми частицами.

Особенностью данного технологического процесса является то, что имеется возможность достаточно дли­тельное время создавать заданную депрессию на пласт и при необходимости управлять ее значением. Последнее позволяет производить обработки скважин, вскрывающих неоднородные пласты со слабосцемен-тированными коллекторами, с близкорасположенными к продуктивному горизонту подошвенной водой или газовой шапкой.

На рис. 9.1.4 приведена схема размещения обору­дования для виброволновой обработки скважины с ис­пользованием генератора типа ГД2В и пенных систем, а на рис. 9.1.5 - схема компоновки скважинного виб­роволнового оборудования для осуществления техно­логии.

В подготовительные мероприятия входят промывка скважины от бурового раствора, гидродинамические и геофизические исследования, отбивка забоя, спуск в скважину на колонне НКТ генератора типа ГД2В с ре­зонатором, после чего устанавливают на устье армату­ру и обвязывают согласно схеме насосные агрегаты типа ЦА-320, компрессор типа СД9-101 или СД9-200 и желобную емкость. Обработку ПЗП производят в сле-

250

дующей последовательности. Сначала в скважину при открытом затрубе закачивают раствор ПАВ. При про­ качке воды через генератор на забое возбуждаются пульсации давления. Затем включают компрессор и одновременно с подачей воды в НКТ нагнетают воздух. Водовоздушная смесь проходит через генератор, и в его каналах за счет динамических вихревых и колеба­ тельных процессов происходят интенсивное переме­ шивание воздуха с водой и образование высокодис­ персной пены, которая заполняет межтрубное про­ странство и через выкидную линию изливается в же- лобную емкость. С помощью сепаратора пену разру­ шают, и отделенный от возду-

251

Рис. 9.1.4. Схема размещения оборудования для освоения и повыше­ния про­дуктивности скважин по технологии ВПВ:

/ - генератор; 2 - резонатор; 3 - отражатель; 4 - фильтр вставной; 5 -аэратор; 6 - фильтр; 7 - насосный агрегат; 8 - компрессор; 9, 10 - ем­кость; 11 - сепаратор; 12 - желобная емкость; 13-20 - задвижки; 21-23 -манометры;24 -

штуцер; 25 - амбар; 26 - расходомер; 27-39 - задвижки

ха раствор ПАВ после оседания частиц грязи на дно емкости вновь забирают насосным агрегатом и подают

252

на аэратор, а далее вместе с воздухом опять закачивают через НКТ в скважину.

Рис. 9.1.5. Схема компоновки скважинного вибровол­нового

оборудования для технологии ВПВ:

/ - НКТ диаметром 2,5"; 2 - репер-патрубок; 3 - вставной фильтр; 4 - генератор; 5 - переводник 2,5" к НКТ диаметром 3"; 6 - резонатор НКТ диаметром 3"; 7 - отражатель-заглушка; 8 -

хвостовик из НКТ диаметром 3"

П од действием депрессионного перепада давления загрязняющие частицы выносятся из пласта в ствол скважины, попадают в га­зоводяную пену и обратным потоком по межтрубному пространству эффективно вы­носятся на устье, а затем удаляются. Про­должительность прокачки пены составляет 4-6 ч и зависит от степени загрязнения ПЗП и интенсивности выноса кольматанта. Кон­троль за его выносом ведется по количеству взвешенных частиц в пробах изливающейся жидкости.

В целях улучшения условий работы ге­нератора при выполнении операции прокачки пены производят чередование прокачки воды и пены в количестве двух-четырех циклов.

Далее, после остановки прокачки, проис­ходит самоизлив пены до полной разрядки скважины. После этого производят установку генератора на другой интервал перфорации и повторяют описанные выше операции по прокачке пены.

Закачку растворов реагентов осуществ­ляют через НКТ и установленное подземное оборудование. После выдержки скважины на реагирование производится вибропенное воздействие с целью выноса из ПЗП продук­тов реакции и остатков кольматирующего материала.

По окончании обработки ПЗП производят заключи­тельные мероприятия: промывку забоя от скопившегося там кольматанта, комплекс гидродинамических и геофи-

253

зических исследований, а также работы по пуску скважи­ны в эксплуатацию.

При выполнении выше рассмотренных технологиче­ских операций возможно снижение забойного давления до 25- 30 % от гидростатического, а после остановки на самоизлив до 15-20 %. Давление на забое скважин может регулироваться повышением давления на выходе (с помощью устьевых задвижек), ограничением объема закачки пены, увеличением расхода жидкости или уменьшением расхода газа, т.е. путем уменьшения га­зосодержания в пене (степени аэрации), при этом средневзвешенная по высоте плотность пены может ре­гулироваться от 0,15-0,2 до 0,8-0,9 г/см³.

Степень снижения давления определяется динами­кой движения упругой и вязкой пены по скважинному межтрубному пространству. Вязкость двухфазной пены зависит от концентрации ПАВ, температуры, скорости сдвига. При больших скоростях она на порядок выше, чем вязкость пенообразующего раствора, а при малых скоростях может быть больше на 2-3 порядка. Высокая вязкость обеспечивает восходящему потоку пены по­вышенную способность выноса шлама и частиц во время промывки. При газосодержании больше 50-55 % у пены начинают проявляться и усиливаются струк­турно-механические и вязкопластичные свойства, что ведет, в отличие от простой аэрации воды, к отсутст­вию проскальзывания газа. При использовании ком­прессоров с рабочим давлением 8-10 МПа и подачей до 7-9 м³/мин возможно освоение скважин глубиной 5000-6000 м.

Одним из важных свойств пены является ее упру­гость. Вследствие сжатия газовой фазы столб двух­фазной пены обладает большим запасом упругой энергии. После прекращения закачки, в момент оста­новки течения и исчезновения гидравлического сопро­тивления, связанного с вязкостным трением, равнове­сие системы нарушается. Этому способствуют также поднимающиеся вверх пузырьки газа из нижней части столба пены, а также выделение растворенного в неф­ти газа при снижении забойного давления ниже давле­ния насыщения. Высвобождение упругой энергии вы-

254

		Таблица 9.		1.1
Расход рабочей жидкости, ДМ3/С	Изменени я давления на устье скважины, МПа	Глубина интервала перфорации, м
		1000	1500	2000	2500	3000
		Забойное давление, МПа
1,0 2,0 3,0 4,0	0,1-0,3 0,1-0,3 0,1-0,3 0,1-0,3	1,2-14,5 1,8-2,2 2,5-3,0 3,3-3,9	2,0-2,4 3,4-4,0 5,0-5,7 6,3-7,0	3,0-3,6 5,7-6,5 8,0-9,0 10,0-10,8	4,5-5,1 8,5-9,4 11,6-12,6 14,0-15,0	6,3 -7,0 11,7-12,7 15,6-16,6 18,0-19,0

ражается в возникновении самоизлива пены. Процесс идет с нарастанием и сопровождается значительным (до 30 %) выносом жидкости из скважины.

В табл. 9.1.1 приведены полученные с использова­нием расчетных схем работы [10] значения снижения давления на забое для различных глубин скважин при использовании пен в зависимости от расхода рабочей жидкости и изменения давления на устье скважины при подаче воздуха компрессором с расходом 8 нм³/мин.

Важными преимуществами использования пенных систем являются возможность прокачки пены и созда­ние депрессии в условиях большого поглощения. Пена, попадая в поглощающий интервал пласта, оказывает блокирующее действие за счет повышенной вязкости и ее внедрения в крупные поровые каналы и трещины, что снижает фазовую проницаемость по жидкости.

На заданных режимах и уровнях депрессии можно работать достаточно длительное время и производить длительную откачку проникшей в пласт воды и эмуль­сий, продуктов реакции после реагентных обработок. Кроме того, за счет перераспределения давления в ПЗП появляется возможность увеличивать зону охвата депрессионным воздействием.

Благодаря свойствам пен выделяющийся из пласта растворенный в нефти газ не смешивается с воздухом, что исключает возможность образования в стволе взрывоопасных газовоздушных смесей.

255

Использование технологии ВПВ для освоения и повышения продуктивности горизонтальных сква­жин

Применение горизонтальных скважин предоставляет широкие возможности для осуществления высокоэф­фективной разработки нефтяных и нефтегазовых за­лежей. Несомненными общепринятыми преимущест­вами этого подхода являются возможности вводить в разработку сложнопостроенные залежи с низкопрони­цаемыми и неоднородными коллекторами, подстилае­мыми водой или с газовой шапкой, залежи с высоковяз­кими нефтями, увеличивать текущую добычу и нефтеот­дачу за счет повышения коэффициента охвата, снижать объемы капитальных вложений за счет сокращения числа разбуриваемых скважин, снижать остроту эко­логических проблем из-за возможности объединения большого числа скважин в куст.

Максимальный эффект от горизонтальных скважин возможен при использовании их как элемента системы разработки [99, 114]. Однако для получения высокой эффективности нефтеизвлечения с использованием ГС как элементов системы разработки, обеспечивающих активное вовлечение в разработку слабодренируемых запасов нефти, требуется достижение соответствую­щей достаточно высокой проектной продуктивности ГС. Опыт бурения и эксплуатации горизонтальных скважин показывает, что для достижения высокой эф­фективности ГС (увеличения дебита в 2-10 раз по сравнению с дебитом сопоставимых вертикальных скважин) требуется не только максимальный учет кон­кретных геологических и технологических особенно­стей разработки участка залежи, но и применение эф­фективных методов вскрытия и обработки ПЗП.

На практике часто продуктивность пробуренных ГС оказывается ниже ожидаемой потенциальной или даже меньше продуктивности окружающих сопоставимых вертикальных скважин. Бригады освоения затрачивают большие усилия для достижения проектных или при­емлемых дебитов, на долгие месяцы растягиваются сроки их ввода в эксплуатацию. Но и после сдачи ГС промыслам у многих из них вследствие низкого каче-

256

ства освоения после бурения или проведения обрабо­ток скважин происходит быстрое снижение продуктив­ности в течение первого года эксплуатации, в особен­ности у тех, которые были пробурены буровыми пред­приятиями в период отработки конструкции и техноло­гии строительства ГС.

Анализ причин неудовлетворительного освоения ГС и недостаточной эффективности обработок ПЗП пока­зывает, что в целях повышения устойчивости горизон­тальных и слабонаклонных стволов большой длины при их проходке используются технологии, после примене­ния которых крайне затруднительно полноценное ос­воение скважин. В процессе строительства ГС из-за длительного контакта вскрытого через открытый ствол продуктивного пласта с буровым раствором в приза-бойную зону внедряется значительное количество фильтрата, а на стенке откладывается глинистая корка, уплотняющаяся с течением времени. Все это создает трудности по очистке ПЗП от бурового раствора или его остатков в кольцевом зазоре между стенкой скважи­ны и фильтром. В достаточно сцементированных и плотных карбонатных коллекторах забой иногда остав­ляют открытым, что накладывает соответствующие ог­раничения на использование технологий освоения и обработки ПЗП. По ряду причин налагаются запреты на применение компрессирования.

Ухудшение фильтрационных свойств коллекторов ГС и существенное снижение их продуктивности происхо­дят в процессе эксплуатации из-за кольматации ПЗП, глубокого проникновения в пласт жидкости глушения при проведении частых ремонтных операций.

Таким образом, многие ГС не дают ожидаемых ре­зультатов, что связано не столько с их неудачным вы­бором, сколько с невозможностью их полноценного освоения или восстановления их продуктивности после эксплуатации с применением традиционных методов обработки призабойной зоны пласта.

С другой стороны, после применения традиционных методов обработки ГС существует опасность ускорен­ного их обводнения, связанная с геологическими осо­бенностями и геометрией этих скважин. Например,

257

причиной быстрого обводнения ГС может являться прорыв подошвенных вод по вертикальным трещинам после кислотной обработки горизонтальной части ствола [114].

Проблема освоения и повышения продуктивности горизонтальных скважин, а также наклонно-горизонтальных, вторых стволов вертикальных скважин может быть решена с использованием технологии ВПВ.

Особенность технологии применительно к ГС состо­ит в поинтервальной обработке протяженного интерва­ла продуктивного пласта. Требуемое значение сниже­ния забойного давления по отношению к пластовому на обрабатываемых интервалах ствола скважины соз­дается использованием в качестве рабочей жидкости генератора газоводяной смеси и заполнением затруб-ного пространства высокоактивной пеной. Получаемая на выходе генератора пена обладает высокой удержи­вающей способностью и выраженными вязкоупругими релаксационными свойствами. В сочетании с вибро­волновым воздействием данные свойства пены позво­ляют в условиях депрессии на пласт осуществлять наиболее эффективную поверхностную очистку заколь-матированных в процессе бурения стенок ствола сква­жины. Применение технологии ВПВ особенно эффек­тивно для конструкций скважин с фильтром в обсажен­ном нецементированном горизонтальном участке, из которого крайне затруднительно извлечение остатков бурового раствора традиционными методами.

Технология включает следующие основные этапы работ: выбор скважин с определением глубин установ­ки генератора для поинтервальной обработки, подго­товительные работы на скважине, обработку приза-бойной зоны, заключительные работы.

В подготовительные мероприятия входят промывка скважины от бурового раствора, гидродинамические и геофизические исследования, отбивка забоя, спуск в скважину генератора колебаний давления с резонато­ром.

Схема размещения оборудования для проведения обработки скважин показана на рис. 9.1.4. По возмож­ности применяют вариант схемы, в котором поинтер-

258

вальную обработку производят с допуском НКТ, с ис­пользованием промывочной устьевой головки и про­мывочного "грязевого" шланга, присоединяемого че­рез вертлюг к НКТ.

Обработку ПЗП проводят в следующей последова­тельности. Сначала в скважину при открытом затрубе закачивают раствор ПАВ. После заполнения объема скважины создают репрессию, затем открывают за-труб, включают насосный агрегат с компрессором и вместе с жидкостью в НКТ нагнетают воздух. Водовоз-душная смесь проходит через генератор, и на его вы­ходе образуется пена, которая заполняет межтрубное пространство. При протекании газожидкостной смеси через генератор на забое скважины продуцируются пульсации давления. Заполняющая межтрубное про­странство скважины пена через выкидную линию и се­паратор изливается в желобную емкость. С помощью сепаратора пена разрушается, а отстоявшийся в верх­ней части желобной емкости раствор ПАВ вновь пода­ют на вход насосного агрегата и в смеси с воздухом непрерывно нагнетают в скважину. С целью повышения эффективности удаления глинистой корки периодиче­ски через генератор производят прокачку порций жид­кости без ее аэрации.

Продолжительность обработки одного интервала за­висит от степени загрязнения ПЗП и интенсивности вы­носа кольматанта. Контроль за его выносом осуществ­ляют путем отбора проб с оценкой количества взвешен­ных частиц (КВЧ) в изливающейся жидкости. После ос­тановки прокачки происходит самоизлив пены до пол­ной разрядки скважины. Затем производят установку генератора на другой интервал перфорации и повторя­ют цикл вышеописанных операций.

При повышенной глинистости терригенных коллек­торов, а также при обработках ГС, вскрывающих кар­бонатные пласты, целесообразна закачка в пласт рас­творов химреагентов. Хорошие результаты дает при­менение композиций из растворов соляной или глино-кислоты и растворителей, нефтекислотных эмульсий. Конкретная композиция реагентов назначается исходя из характеристик скважины, результатов предшест-

259

вующих ОПЗ и др. После закачки реагентов и выдерж­ки скважины на реагирование повторно производят вибропенное воздействие с целью глубокого выноса из ПЗП продуктов реакции.

По окончании обработки проводят промывку сква­жины и заключительные мероприятия.

Проведение технологии ВПВ на горизонтальных скважинах предусматривает определенные операции, связанные с необходимостью учета изменений геоло­го-физических и коллекторских свойств пластов и их расположения вдоль траектории горизонтального ствола скважины. При этом интервалы обработки ПЗП выбирают исходя из расположения участков наиболь­шей нефтенасыщенности пласта. Во избежание воз­можного прорыва воды по вертикальным трещинам карбонатных коллекторов и увеличения обводненности продукции скважины не обрабатывают участки ствола, расположенные вблизи водонасыщенных пластов. Особенности геометрии горизонтального ствола сква­жины также учитывают при дополнительном поинтер-вальном реагентном воздействии.

Для иллюстрации вышесказанного на рис. 9.1.6 по­казан профиль ГС скв. 11695г Арланского месторожде­ния АНК "Башнефть", где указаны точки установки ге­нератора колебаний при проведении поинтервальной виброволновой обработки.

В настоящее время не существует достаточно кор­ректных методик оценки эффективности технологий освоения скважин после бурения из-за неопределен­ности состояния призабойной зоны после их строи­тельства. Ниже приводится разработанная авторами методика оценки эффективности технологии ВПВ и ВДХВ по освоению скважин после бурения.

260

- 71} -

*7№

•711

30№

т.™

/;.',■.",■

, V

ч

Рис. 9.1.6. Профиль горизонтальной скв. 11695г Арланского место­рождения

ДНК "Башнефть" с выбранными интервалами виброволновой обра­ботки:

/ - плотные и непроницаемые карбонатные породы; 2 - нефтенасыщенный известняк;

3 - водонасыщенный коллектор; 4 - выбранные интервалы

Сущность методики оценки дополнительной добычи нефти состоит в сравнении накопленной добычи по группам скважин, освоенных по примененной техноло­гии и традиционной или другой, выступающей как ба­зовая. Качество оценки будет повышаться с увеличе­нием числа скважин в обеих группах. По возможности необходимо выбирать для базовой группы скважины, сданные в эксплуатацию в тот же период времени и с тех же участков, где производилось освоение по вне­дряемой технологии или при одинаковых геолого-физических условиях.

Порядок расчетов:

по обеим группам скважин составляются таблицы с данными, отражающими для каждой скважины месяч­ную добычу нефти, среднюю обводненность продук­ции, количество отработанных дней в текущем месяце

261

и среднесуточный дебит (поскольку в работе скважин важную роль играет начальный период добычи, то для приведения показателей к одинаковым условиям дан­ные выписываются не по календарному месяцу ввода их в эксплуатацию, а по порядковому номеру отрабо­танных месяцев, т.е. начало отсчета приводится к од­ному моменту);

производится подсчет накопленной добычи нефти с начала ввода каждой скважины в эксплуатацию по со­стоянию на каждый месяц;

суммируется накопленная добыча отдельно по всем скважинам каждой группы по состоянию на каждый месяц;

путем деления суммарной накопленной добычи на число скважин в каждой группе вычисляется средняя накопленная добыча, приведенная на одну усреднен­ную скважину, в каждой группе (такое промежуточное вычисление необходимо из-за разного числа скважин в каждой группе);

определяется номер месяца, когда все скважины в обеих группах отработали одновременно, и по данным этого месяца вычисляются разности средней приве­денной накопленной добычи нефти, т.е. получается дополнительная добыча на одну усредненную скважи­ну;

умножением значения дополнительной добычи неф­ти по одной усредненной скважине на число скважин, освоенных по внедряемой технологии, находится ис­комая дополнительная добыча нефти за счет внедре­ния технологии, т.е. оценивается технологический эф­фект на указанный номер месяца.

262

1234567 89 10 11 12 Месяцы

Рис. 9.1.7. Динамика накопленной добычи нефти по группам горизон­тальных

скважин Ем-Еговского месторождения АО "Кондпетролеум":

/ - по базовой группе (скв. 386г, 6662г, 6587г); // - по группе скважин, освоен­ных с

применением технологии ВПВ (скв. Зббг; 2331 г, 2302г)

По мере увеличения отработок скважин можно будет дополнять данные по их работе и рассчитывать соот­ветствующую дополнительную добычу за период.

По среднему отработанному времени может быть оценен коэффициент эксплуатации скважин, а по об­водненности - влияние на фазовое состояние флюи­дов в ПЗП.

Данная методика была успешно апробирована в АО "Кондпетролеум" при оценке эффективности освоения наклонно-вертикальных и горизонтальных скважин.

На рис. 9.1.7 для примера представлена определен­ная по данной методике динамика накопленной добычи нефти по базовой группе горизонтальных скважин Ем-Еговского месторождения АО "Кондпетролеум" и груп­пе таких же скважин, освоенных с использованием технологии ВПВ. Горизонтальные скважины базовой группы скважин осваивались по традиционной техно­логии с применением пен. Оцененная дополнительная добыча составила 2335 т.

В технологиях ВДХВ и ВПВ виброволновое воздей­ствие сочетается с закачкой наиболее эффективной

263

для данной скважины композиции химреагентов. Такое сочетание осуществляют как путем добавления хими­ческих реагентов в рабочую жидкость, так и последова­тельной закачкой в пласт расчетных объемов химреа­гентов различного функционального назначения: рас­творителей, ПАВ, растворов щелочей, кислот и других активных реагентов и их композиций.

В качестве рабочих жидкостей применяют техниче­скую воду или нефть вязкостью до 10 мПа-с, причем для нагнетательных скважин используют преимущест­венно сточную, пластовую или соленую воду (жидкость глушения), а для добывающих скважин - преимущест­венно нефть, кроме того, при достаточно высоком пла­стовом давлении или, когда это оправдано другими соображениями, - жидкость глушения с добавлением ПАВ.

В качестве ПАВ используются:

сульфонол НП-3, по ТУ 6-01-862-73;

ОП-10, ОП-7, неонол АФ9-6 или АФ9-12, по ТУ38.507-63-171-91;

дисолван 4410, 4411 или 4422, превоцел W-ON, W-OF;

сепарол-29, сепарол СЕ 5084 или СЕ 5085, прокса-мин НР-71Р;

катапин (марки А, КИ-1 и др.), марвелан, катамин, по ВТУ 32-63.

Из реагентов с кислой реакцией применяются:

кислота соляная ингибированная (HCI), по ТУ 6-01-04689-381-85-92 или ТУ 39-06765670-ОП-212-95;

кислота фтористоводородная техническая (HF), по ГОСТ 2567-89, или 30%-ная, по ТУ 113-08-523-82;

ингибированная смесь кислот соляной и фтористо­водородной для обработки скважин, по ТУ 6-01-14-78-88 или ТУ 6-02-14-13-91;

бифторид-фторид аммония (NH₄FHF+NH₄F);

уксусная кислота (ледяная кислота, СН₃СООН);

натрия бисульфат (натрий кислый сернокислый, на­трия гидросульфат NaHSCyH₂O, товарное название ТАМП"), по ГОСТ 6318-77 или ТУ 6-18-174-78;

сульфаминовая кислота (H₂NSO₂OH), по ТУ 6-03-381-75;

264

аммония персульфат (аммоний надсернокислый, аммония пероксодисульфат, (NH₄)₂S₂O₈).

Из реагентов с щелочной реакцией используются:

натрия гидроокись (едкий натр, каустическая сода, NaOH), по ГОСТ 11078-71, ГОСТ 2263-71 или ТУ 6-010545-70;

натрия бикарбонат (натрий углекислый кислый, на­трий двууглекислый, натрий гидрокарбонат, NaHCO₃, торговое название "Рафаэль"), по ГОСТ 2156-78;

натрия перкарбонат (Na₂CO3-1,5H2O2-H₂O, товарное название "Персоль");

натрия карбонат нормальный (натрий углекислый, кальцинированная сода, натрон, Na₂CO₃), по ГОСТ 5106-78, ГОСТ 2156-76Е или ТУ 6-18-28-78.

В качестве растворителей применяются:

керосин технический, по ГОСТ 18499-73;

нефтяной растворитель "Нефрас-А-150/330", по ТУ 38-1011049-87Е;

сольвент нефтяной тяжелый, по ТУ 38-101809-90;

широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ), по ТУ 38-101524-93;

дистиллят или конденсат (смесь предельных углево­дородов с числом атомов углерода 7-10 и плотностью 815кг/м³).

Все эти реагенты в настоящее время допущены к применению в нефтяной промышленности.

Использование названных химических веществ для обработки ПЗП основано на их взаимодействии с ми­нералами твердой фазы коллектора и отложившимися в ПЗП жидкими и твердыми кольматантами. Действие растворителей приводит к изменению свойств или со­стояния нефти и тяжелых и твердых компонентов -смол, асфальтенов и парафина, которые при изме­нении термодинамического состояния образуют в по-ровых каналах отложения типа парафиновых, ас-фальтосмолистых, парафиносмолистых и асфальтос-молопарафиновых. За счет разжижения, растворения и смыва их с поверхности минералов повышается про­ницаемость коллектора и эффективность химического кислотного или щелочного воздействия. При разбав­лении рабочей жидкости - нефти снижается ее вяз-

265

кость и увеличивается растворяющая активность, а также понижаются потери напора на оборудовании, что в результате приводит к уменьшению гидравлической мощности, снижению расхода топлива или повышению эффективности использования насосных агрегатов. Для повышения эффективности растворителей или нефти как активных агентов в них можно растворять маслонефтерастворимые ПАВ.

Действие ПАВ достаточно многогранно, направлено на изменение и регулирование молекулярно-поверхностных свойств контактирующих между собой нефти, воды, газа и коллектора и существенно повы­шает эффективность технологии ВДХВ. Используемые ПАВ выбирают по термостойкости в соответствии с пластовой температурой и по физико-химической со­вместимости с коллектором и рабочей жидкостью. Их применяют также в качестве добавок в рабочую жид­кость для улучшения очистки ПЗП и снижения гидрав­лических потерь напора на подвеске НКТ, а также в композициях с кислотными, щелочными и другими реагентами.

Использование конкретных химических реагентов зависит от геолого-физических условий, категории скважин, литологических характеристик, типа, глини­стости и карбонатности коллектора, степени закольма-тированности ПЗП, природы кольматанта и др.

Последовательность, рациональная глубина и объем закачиваемых химреагентов, время их выдержки на реагирование определяют на основании анализа ре­зультатов гидродинамических и геофизических иссле­дований, предыстории эксплуатации и проводимых мероприятий, а также накопленного промыслового опыта обработок.

Подготовку и осуществление обработок скважин производят в соответствии с разработанными автора­ми временными инструкциями: "Комплексная техноло­гия повышения продуктивности и реанимации скважин с использованием виброволнового и депрессионно-химического воздействий (ВДХВ)", "Комплексная тех­нология освоения и повышения продуктивности сква-

266

жин с использованием виброволнового и пенного воз­действий (ВПВ)".