2015-09-06
295
чего песок преждевременно оседает из потока жидкости и за- После установления факта разрыва пласта с целью даль-
трудияет заполнение трещин. Кроме того, сю плотность на смя- нейшего развития трещин и облегчения ввода песка в них рско-
тие в ряде случаев бывает недостаточной. С учетом этого приме- мендуется перед жидкостыо-песконоситслсм в скважину закачи-
няют в качестве наполнителя стеклянные шарики, зерна агломе- вать 3-4 м3 слабофильтрующейся жидкости повышенной вязко-
рировапного боксита, молотую скорлупу грецкого ореха, проппа- сти. На практике не редко применяют поинтервальный гидрораз-
нат и др. Плотность стеклянных шариков близка к плотности рыв. При поинтервалыюм ГРП намеченный для образования
кварцевого песка (2650 кг/м3), но они прочнее и меньше вдавли- трещин интервал изолируется сверху и снизу двумя пакерамн
ваклея в породу. Плотность порошка агломерированного бокси- и якорем, и жидкость разрыва нагнетается в намеченный интер-
та 1400 кг/м3. В последнее время применяются наполнители из пял продуктивного пласта. После разрыва пласта или пропластка
особо прочных искусственных синтетических полимерных ве- пакеры освобождаются и устанавливаются в пределах второго
450 В.И. Кудинов. Основы иефтегазопромыаювого дела Глава XV. Методы увеличения проницаемости призабойной зоны 451
интервала, который обрабатывается как самостоятельный и так личения эффективного радиуса скважины. При локальном гидро-
далее. Поинтсрвальный гидроразрыв применяется, когда несколь- разрыве пласта достаточно создать трещины длиной 10-20 м, за-
ко пластов или пропластков разрабатываются общим фильтром, качать в них десятки м3 жидкости и единицы тонн проппанта, де-
а иласты и пропластки изолированы друг от друга слоями пепро- бит скважин при этом увеличивается в 2-3 раза. Одним из наибо-
ницаемых пород. лее быстро развивающихся методов интенсификации добычи
Применяется также направленный гидроразрыв пласта, нефти в настоящее время является гидравлический разрыв пласта
При направленном гидроразрьше пласта с помощью пескоструй- в средне- и высокопроницаемых пластах.
пой перфорации производится дополнительная перфорация в за- В высокопроницаемых пластах главным фактором увсличе-
дапном интервале продуктивного пласта, в котором планируется иия дебита скважин является ширина трещины, а в низкопрони-
получить трещины гидроразрыва. При этом применяются как цаемых - длина трещины. Для создания широких трещин приме-
«точечиая» гидропсскоструйная перфорация, так и щелевая. По- няется технология TSO, при которой снижается объем жидкости
елс проведения дополнительной пескоструйной перфорации про- гидроразрыва до 1-5 м3 с одновременным увеличением проппан-
изводится гидравлический разрыв пласта по обычной тсхноло- та до 20 т и более. Осаждение проппанта на конце трещины пре-
гии. it i пятствует увеличению длины трещины. При дальнейшей закачке
В последнее десятилетие в нашей стране гидроразрыв пла- жидкости, содержащей проппаит, ширина трещины увеличивает-
ста получил более широкое применение за счет совершенствова- ся до 25 мм, тогда как при обычном ГРП ширина трещин состав-
ния существующих и создания новых технологий ГРП. ляст не более 2-4 мм, и эффективная проводимость трещины ио-
Одной из эффективных новых технологий ГРП является вышается до 500-3000 мкм2. На основании проведения опытно-
тсхнология осаждения проппанта на конце трещины (или конце- промышленных работ выявлено, что в пластах с проницаемо-
вое экранирование трещины (TSO)), которая позволяет целена- стью 0,01-0,05 мкм2 оптимальная длина закрепленной трещины
правленпо увеличивать ширину трещины, останавливая ее рост обычно составляет 40-60 м, и увеличение длины закрепленной
в длину. За счет чего значительно увеличивается проводимость, трещины не приводит к увеличению дебита жидкости. Объем за-
Для интенсификации выработки запасов из низкопроиицаемых качки при этом составляет десятки-сотни м жидкости и десятки
слоев и снижений риска попадания трещины в водоносные или тонн проппанта. При проницаемости пласта около 0,001 мкм опти-
газоноспые пласты применяется технология селективного гидро- мальная длипп закрепленной трещины равна 100-200 м, объем за-
разрыва.. качки жидкости - сотни кубических метров и 100-200 т проппанта.
Для предотвращения выноса проппанта из трещины создана Для ввода в промышленную разработку газовых залежей
технология PropNET, в которой предусматривается закачка с коллекторами сверхнизкой проницаемости (менее 10 мкм)
в пласт одновременно с ироппантом специального гибкого стек- применяют технологию массированного ГРП. При применении
ловолокна, которое, заполняя промежутки между частицами этой технологии образуются трещины длиной около 1000 м с за-
проппапта, обеспечивает максимальную устойчивость ироппант- качкой жидкости от сотен до тысяч кубометров и от сотен до ты-
ной пачки. Разработаны и применяются низкополимерные жид- сяч тонн проппанта. Дебит увеличивается при этом в 3-10 раз.
кости разрыва LOWGuar и система добавок к деструктору Получают развитие технологии проведения гидравлическо-
Clcan FLOW для снижения остаточного загрязнения трещины. го разрыва пласта в горизонтальных скважинах.
Наиболее широкое распространение имеет локальный гид- Определение мест образования трещин. На практике ме-
роразрыв для снижения сопротивления призабойной зоны и уве- ст0 образования трещин в продуктивном пласте определяется не-
452 В.И. Кудимов. Основы нефтегазопромыслового дела Глава XV. Методы увеличения проницаемости призабойной зоны 453
сколькими методами. Один из них основан на активизации ра- мых автомобилях. Смешение песка с жидкостью и подача смеси
диоактивными изотопами песка или иного гранулированного на прием насосных агрегатов механизированы.
материала, используемого при гидравлическом разрыве песка. Псскосмесительный агрегат 4ПА имеет грузоподъем-
Небольшой объем активированного песка вводят в жидкость- ность 50 т. Агрегат оборудован загрузочным шнеком. В этих аг-
псскоиоситель на завершающей стадии закрепления трещин, регатах готовится смесь песка с жидкостью необходимой концен-
Сравиивая результаты гамма-каротажа, проведенного до и после трации.
гидроразрыва, определяют место нахождения активированного Перевозка жидкостей, потребных при ГРП, осуществляет-
песка. Против зоны разрыва пласта при повторном гамма- ся в автоцистернах. При ГРП чаще используются автоцистерны
каротаже фиксируются повышенные значения интенсивности ЦР-20, которые монтируются па автоприцепах 4МЗАП-552
гамма-излучения. и транспортируются седельными тягачами КРАЗ-258. Кроме
Второй метод основан на сравнении результатов глубинных автоцистерны на шасси прицепа монтируется двигатель ГАЗ-
измерений дебитомерами или расходомерами, проводимых до 51, центробежный насос 8К-18 и трех плунжерный насос 1В.
и после ГРП. По изменению профилей притока жидкости в неф- Насосы приводятся в действие через коробку скоростей и ре-
тяной скважине или приемистости в нагнетательной скважине дукторы от двигателя ГАЗ-51. Цистерна имеет емкость 17 м3,
определяют зоны образования трещин. \ поплавковый указатель уровня и змеевик для подогрева жидко-
Техника для гидравлического разрыва пласта. Перед сти с помощью паропередвижной установки (ППУ) в зимнее
гидроразрывом пласта устье скважины оборудуется специальной вРемя- Трехплунжерный насос 1В снабжен воздушным компрес-
арматурой типа 1АУ-700 или 2АУ-700, к которой подключаются С0Р0М' имеет п°ДачУ 13 л/с- максимальное давление 1,5 МПа при
агрегаты для нагнетания в скважину жидкостей разрыва. 140 х°Дах в минуту. Центробежный насос 8К-18 имеет подачу
К основному оборудованию для ГРП относятся: 6(М0 л/с <по воде)' напоР ДО 20 м и предназначен для подачи
- насосные агрегаты 4AI1-700 или 5АП-700* жидкости в пескосмеситсльный агрегат. Блок манифольда
-псскосмеситсльпые установки типа ЗПЛ или 4ПА; 1БМ-700 высокого давления (70 МПа) с подьемной стрелой
м „„ „„ для погрузки и разгрузки деталей манифольда предназначается
- автоцистерны для перевозки жидкостей ЦР-20; ^
г для обвязки ныкидных линии нескольких насосных агрегатов
- агрегаты для перевозки блока манифольла 1БМ-700; высокого давления и присоединения их к арматуре устья сква-
- агрегаты для перевозки наполнителя и т.д. жины
Насосные агрегаты (4АП-700 и 5ЛН-700) изготавливаются Манифольдный блок транспортируется на специально изго-
в износостойком исполнении, монтируются на шасси трехосных тавливаемой платформе вездеходного автомобиля. Для листан-
грузовых автомобилей КРАЗ-257, максимальное давление этих ционного контроля за процессом ГРП применяется станция кон-
агрегатов 70 МПа при подаче 6 л/с. В качестве привода силовому тр0Ля и управления. Эта станция комплектуется контрольно-
агрегату используется дизельный двигатель мощностью 588 квт. измерительной и регистрирующей дистанционной аппаратурой.
Двигатель установлен на платформе автомобиля и через коробку атакже громкоговорителями и усилителями для звуковой и теле
скоростей связан с приводным валом силового насоса, фонной связи с отдельными агрегатами и исполнителями.
Для смешивания жидкости-пескосмесителя с песком (или для соблюдения техники безопасности все агрегаты оснащаются
другим наполнителем) применяются пескосмесительные уста- искрогасителями и располагаются радиаторами от скважины,
новки типа ЗПА или 4ПА, смонтированные на высоко проходи- ЧТобы можно было беспрепятственно отъехать при аварийной
454 В.И. Кудимов. Основы нефтегазопромыслового дела Глава XV. Методы увеличения проницаемости пртабойной юны 455
или пожарной опасности. Это особенно важно, когда ГРП прово- В результате образуется оксидат, представляющий собой
дится с использованием жидкостей на нефтяной основе. смесь карбонолых кислот (муравьиной, уксусной, пропиоповой,
Последнее время применяются агрегаты для перевозки на- масляной и др.), кетонов, спиртов, альдегидов, эфиров и выдсля-
полнителя и подачи его с помощью шнековых винтов ко второму ется одновременно значительное количество теплоты, что обес-
специальному агрегату-смесителю, снабженному шнековымм печивает комплексное воздействие на нефтесодержащий карбо-
винтами, насосом, подающим жидкость-пес к оное итель в смеси- натный коллектор.
тельную камеру, и различными дополнительными механизмами, Сырьем для получения оксидата могут являться как отдель-
автоматизирующими дозировку жидкости и наполнителя в зави- ные легкие углеводороды Су-СХ2, так и их смеси, а также копден-
симости от требуемой концентрации и темпов закачки песконо- сат газоконденсатных месторождений. Соответствующим подбо-
сителя в скважину. Бункерный агрегат и смесительная машина ром сырья и технологических параметров можно регулировать
монтируется на шасси тяжелогрузных автомобилей. Совершенет- скорость образования окендата, а также менять его состав в ши-
вуются и создаются новые технологии ГРП. Вместе с этим со- роком диапазоне.Сущность ЖФО (жидкофазное окисление) за-
вершенствуются и создаются новые, более эффективные агрегаты ключается в следующем.
и оборудование для ГРП. v 1 • В скважину закачиваются легкие жидкие углеводороды Сз-С12
., ■. или их смесь в количестве от 0,1 до 5 м3 на один метр продуктив-
_ ™ £ - с „ ного карбонатного пласта. После этого в скважину закачивают
5. Технология обработки призабоинои зоны скважин F, \
1 ' альдегид (ацетатальдегид или изомасляныи альдегид) в количест-
на основе жидкофазно! о окисления легких ве от 0 j д0 15 мз на, м продуктиВ1ЮГО пласта.
углеводородов в пластовых условиях Во избежание взаимодействия альдегида с азотной кислотой
Технология предназначена для интенсификации процесса в стволе скважины для их разобщения закачивают 0,2-2 м фрак-
комплексного воздействия на продуктивные пласты карбонат- ций легких углеводородов С3-С|2. Затем в скважину закачивают
них коллекторов, насыщенных высоковязкой нарафинистой водный раствор азотной кислоты, которая является окислителем
нефтью. альдегида на этапе инициирования и стабилизации реакции. Ко-
Широкомасштабные промысловые испытания проведены личество закачиваемой азотной кислоты составляет от 1 до 10 м
на нефтяных месторождениях Удмуртии, на основе которых на 1 м продуктивного пласта с концентрацией от 2% до 25%.
осуществлено се технологическое совершенствование с после- После этого в скважину с помощью компрессора УКП-80
дующей разработкой нескольких вариантов использования. Тео- или КС-100 закачивается воздух, кислород которого является
ретическис и экспериментальные исследования процессов окис- окислителем для дальнейшего проведения процесса. На окисле-
ления легких углеводородов в пористой среде с участием ини- ""с 1 м3 фракций легких углеводородов C3-Ci2 требуется око-
циаторов и катализаторов окисления позволили разработать ло 2500 м воздуха.
принципиально новую технологию воздействия па карбонатный Мосле завершения подачи на забой воздуха скважину за-
коллсктор в призабоинои зоне, основанную на инициировании крывают на 2-3 суток для завершения прохождения химических
реакции окисления легких жидких углеводородов ча счет хими- реакций. По окончании реагирования из скважины «стравливает-
ческой экзотермической реакции окисления изомасленного аль- ся» (выпускается) отработанный газ, в скважину спускается глу-
дегида кислородом воздуха в присутствии азотной кислоты, не- биннонасоснос оборудование по прежней схеме, и скважина пус-
посредственно в продуктивном пласте. кается в эксплуатацию. В призабойпой зоне пласта (ПЗП) проис-
В.И. Куликов. Основы пефтегазопромыслового дела
Глава XV. Методы увеличения проницаемости призабойной зоны 457
ходят в совокупности несколько процессов. Образующаяся при реакции жидкофазного окисления (ЖФО) группа растворителей и выделившееся тепло растворяют асфальтосмолоиарафинистыс отложения (АСМО) при их наличии в ПЗП и разрушают граничный слой нефти на контакте с породообразующими минералами. Вследствие этого образуются участки, свободные для доступа группы карболовых кислот к породе, в результате чего улучшаются условия для их химического взаимодействия.
Промышленные испытания технологии ЖФО проводились в
Удмуртии с 1981 года в сложных условиях на Гремихинском
нефтяном месторождении. Особенностями данного месторожде
ния являются: > -
- сложное геологическое строение (многопластовое, неодно
родное как по площади, так и по толщине, разный тип кар
бонатных коллекторов: поровый, трещинно-поровый);
- карбонатные коллекторы насыщены высоковязкой нефтью
, (125 (мПа-с)), в нефти высокое содержание парафина, смол,
серы и так далее; !
- пористость 0,19;
- проницаемость 0,105 мкм2;
- коэффициент расчлененности 8,75.
Первая обработка на этом месторождении проводилась в продуктивном пласте А*, на скважине 282, общая эффективная толщина пласта 13 м. В разрезе скважины 9 нефтенасыгценных пропластков толщиной от 0,8 до 3 м в интервале 1201,8-1227,6 м. Пластовое давление 7,42 мПа. В скважину спущен насос ПГН-2-43. Дебит скважины до проведения в скважине ЖФО составлял 1,7 т/сут, обводненность - 10,8%.
В процессе проведения технологии ЖФО в скважину закачано 12 м~ гексановой фракции, 1,5 м3 изомасляного адсльгида и 3 м азотной кислоты 8-процентной концентрации. Затем в скважину с помощью компрессора УКП-80 произведена закачка воздуха, после чего скважина была закрыта па реагирование в течение трех суток. За счет обработки призабойной зоны скважины 282 методом ЖФО (жидкофазного окисления) дебит скважины по нефти увеличился с 1,7 до 5 т/сут.
Результаты исследований по изменению коэффициента продуктивности до и после обработки призабойной зоны показывают, что коэффициент продуктивности пласта в призабойной зоне скважин после ЖФО увеличивается в среднем в два раза. По проведенным 146 обработкам в добывающих скважинах на разных месторождениях с различными геолого-физическими условиями в карбонатных коллекторах был получен значительный технологический и экономический эффект. Средняя эффективность одной обработки по 146 скважинам составила 800 тысяч тони нефти, удельный эффект но дебиту от 2,2 до 9 т/сут. (дебиты скважин по нефти до проведения ЖФО составляли от 0,5 до 1,7 т/с). Продолжительность эффекта от 360 до 725 суток. Преимущества ЖФО в сравнении с традиционными кислотными обработками следующие:
1) Реакция жидкофазпого окисления легких углеводородов яв
ляется экзотермической, в результате чего в продуктивном
пласте образуется значительное количество тепла (22000 кДж
на 1 кг окисленного углеводорода);
2) Продуктом окисления является вещество, состоящее из кар-
боновых кислот и растворителей, при этом растворители
разрушают пленку нефти в порах и трещинах породы про
дуктивного пласта, а кислотная группа, входя в химическое
взаимодействие с карбонатным коллектором, увеличивает
его проницаемость и пористость. Образующиеся при этом
соли карбоновых кислот являются водорастворимыми
и легко выносятся па поверхность;
3) Образование и нейтрализация кислот происходит непосред
ственно в пласте;
4) Наличие в продуктах окисления уксусной кислоты способ
ствует удалению из призабойной зоны окисных соединений
железа, так как в результате их химического взаимодейст
вия образуются водорастворимые соли;
5) Полученные продукты жидкофазпого окисления (ЖФО)
легких углеводородов являются водорастворимыми, а также
снижают поверхностное натяжение нефти на границе
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Глава XV, Методы увеличения проницаемости призабойной зоны 459
с твердой фазой, то есть обладают поверхностно-актиными свойствами;
6) Средняя продолжительность эффекта ЖФО увеличивается
в сравнении с кислотными обработками в 2-3 раза;
7) Коэффициент продуктивности пласта в призабойной зоне
скважин увеличивается в два раза и более;
8) Технология ЖФО является технологией комплексного воз
действия на карбонатный пласт (кислоты, растворители,
температура, поверхностно-активные вещества и так далее);
9) Технология ЖФО является не только эффективной для уве
личения текущих дебитов нефти по скважинам, но и являет
ся эффективной технологией для увеличения конечного
нефтеизвлечения.
При осуществлении процесса окисления легких жидких углеводородов кислородом воздуха в ПЗП одним из самых сложных, с технологической точки зрения, являются операции, связанные с нагнетанием реагентов в пласт.
Во избежание возможности образования взрывоопасных смесей в скважине при ОПЗ закачка реагентов должна производиться последовательно. Из-за неоднородности коллектора и большою различия в физико-химических свойствах фильтрующих флюидов в пласте не создаются благоприятные условия для участия в химической реакции закачиваемых реагентов. Оптимальной с точки зрения химического воздействия при обеспечении необходимой безопасности является одновременно-раздельная закачка легких углеводородов и воздуха с осуществлением интенсивного перемешивания на забое скважины при поступлении в пласт.
С тгой целью разработана технология приготовления смеси воздуха с легкими углеводородами на основе использования эжектора, устанавливаемого в призабойной зоне скважины. На рис. 125 изображена общая компановка основных узлов и агрегатов, обеспечивающих ее работоспособность. Для получения в пласте газообразной смеси необходимо компрессор 1 для закачки воздуха подключать при помощи наземных коммуникаций 2 к насоспо-компрессорнмм трубам 4, а насосный агрегат 3 для
закачки легких углеводородов — к межтрубному пространству скважины 5. Продуктивный пласт разобщен по межтрубному пространству пакером 7. Над пакером установлен забойный ин-жекциоипый смеситель 6 с предохранительными клапанами. Устройство (рис. 126) состоит из корпуса инжектора 1, профилированного сопла 2 и предохранительных клапанов 3. Корпус инжектора 1 имеет приемные каналы 4, приемную камеру 5, камеру смешения 6 и диффузор 7. Предохранительный клапан 3 состоит из металлического корпуса, внутри которого расположен запорный шарик, прижимаемый пружиной. Предохранительные клапаны 3 привариваются к корпусу инжектора 1 так, чтобы отверстия в их корпусах совпадали с приемными окнами 4. Это устройство позволяет получать непосредственно в призабойной зоне мелкодисперсные смеси двух реагентов при их раздельной транспортировке к забою скважины. Воздух из компрессора по НКТ попадает в забойный инжекторный смеситель (рис. 125). Проходя через профилированное сопло 2 (рис. 126), закрепленное в верхней части корпуса инжектора 1, скорость газа резко возрастает, в связи с чем давление в приемной камере 5 понижается. Во избежание проникновения закачиваемого газа в межтрубное пространство скважины через ипжекционный смеситель, последний оборудован предохранительными клапанами 3. Клапаны открываются только тогда, когда давление в межтрубном пространстве больше давления в приемной камере 5. Тогда жидкий реагент, закачиваемый но межтрубному пространству скважины, попадает в забойный инжекционный смеситель и, пройдя через приемный клапан 4 и камеру 5, увлекается струей газа в камеру смешения 6, где происходит наиболее интенсивное перемешивание, диспергирование флюидов. Далее смесь попадает в диффузор 7, где кинетическая энергия струи трансформируется в потенциальную энергию давления.
После выхода из инжекционного забойного смесителя мелкодисперсная смесь поступает п призабойную зону пласта. Расчет струйного аппарата, а также параметров его работы, обеспечивающих получение смеси с заданным содержанием компонентов
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыспового дела
Глава XV. Методы увеличения проницаемости прнзабойной адиы 461
х
J-Л
IZJl
к
J_ t
IZJ
* ■ ^
Рис. 125. Технологическая схема однопремеипо-разделыюй пода- Рис. 126. Схема забойного инжекционного смесителя: 1 - корпус
чи реагентов на забой скважины: I - компрессор; 2 - наземные ком- инжектора; 2 - профилированное сопло; 3 - предохранительные клапаны;
муникации; 3 - насосный агрегат; 4 - НКТ; 5 - межтрубное пространство 4 - приемные каналы; 5 - приемная камера; 6 - камера смешения; 7 - диф-
скважнны; 6 - инжекционныи смеситель; 7 - пакер фузор
462 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела Глава XV. Методы увеличения проницаемости призабойиой зоны 463
и степени дисперсности, производится по методике, разработан- лечения на месторождениях с карбонатными коллекторами (патент
ной на кафедре разработки и эксплуатации нефтяных месторож- № 1572089), суть которого заключается в следующем. В пласт
деиий МИНГ им. И.М. Губкина. Описанное устройство для осу- последовательно закачивается расчетное количество оксидата,
ществления технологии обработки нризабойиой зоны пласта име- образующего оторочку, затем нефтерастворимые легкие углсво-
ст ряд преимуществ. Ее использование позволяет проводить ин- дороды, вновь оксидат и в конце - воду. Известен способ, когда в
тепсивпое перемешивание двух реагентов непосредственно на нефтенасыщепный пласт в качестве вытесняющего агента зака-
забое скважины, причем транспортировка этих реагентов к за- чивают легкие углеводороды. Недостатком данного метода явля-
бою скважины осуществляется раздельно. Это имеет большое ется то, что из-за высокой подвижности легких углеводородов
значение, так как улучшает условия протекания реакции и ис- и больших вязкостных различий происходит быстрый прорыв
ключает коррозию труб. При образовании в результате химиче- вытесняющего агента к добывающим скважинам, вследствие чего
ской реакции коррозийноактнвных веществ их воздействию бу- не достигается высокий охват пласта воздействием, что в конеч-
дет подвергаться только забой скважины. Герметичность НКТ ном итоге не позволяет получать высоких коэффициентов нефте-
предотвращает возможность возникновения в стволе скважины извлечения. Кроме того, закаченные в пласт легкие углеводороды
взрывоопасных смесей. Протекание экзогенной реакции на за- не могут быть в последующем полностью извлечены сущест-
бое скважины повышает использование теплоты в продуктии- вующими методами, что приводит к потере дорогостоящего про-
иом пласте. Осуществление технологии не требует специаль- дукта. В новой технологии с использованием оксидата перечис-
ных технических средств (агрегатов, оборудования и т.д.). Ис- лепные недостатки удается избежать.
ключением является инжектор-смеситель, который прост по Основным преимуществом новой технологии является то,
устройству и может быть изготовлен в условиях промысловых что закачиваемая оторочка оксидата оказывает комплексное воз-
механических мастерских. действие на продуктивный пласт и насыщающую его нефть.
Необходимо иметь в виду, что эффективность технологии Процесс вытеснения нефти осуществляется в следующей после-
зависит не только от соблюдения режима обработки, но и от гео- довательности. Вначале в пласт закачивается расчетное количе-
логических условий. При проведении любого варианта оксидат- ство первой порции оксидата, который разрушает пограничный
ной обработки призабойной зоны скважин особое внимание слой пленочной нефти на поверхности пород и переводит его
должно уделяться мероприятиям по предотвращению возможных в подвижное состояние. Одновременно с этим карбоновыс кисло-
условий образования в скважине взрывоопасной смеси. ты, входящие в состав оксидата, реагирую! с карбонатным кол
лектором, освобожденным от блокирующей поверхности пород
6. Технология увеличения конечного нефтеизвлечепия "сф.яной „лепки. В результате этого улучшаются условия про-
- т хождения реакции кислот с породой и, как следствие, улучшается
ИЗ карбонатных коллекторов с применением оксидата гидродЖ1амическая харакТеристика „ласта. Немаловажным фак-
Успешное промышленное проведение обработок карбонат- тором при этом является снижение вязкости нефти и повышение
пых коллекторов продуктами жндкофазпого окисления легких ее подвижности, за счет нагрева от выделенного тепла во время
жидких углеводородов (С3-С12), полученных непосредственно реакции оксидата с породой и растворения в ней выделяющеюся
в пласте, и достигаемая при этом высокая эффективность нозво- при этом СОг-
лили провести теоретические и экспериментальные исследования, В то же иремя водный раствор оксидата с нейтрализованной
обосновать и создать новый метод повышения степени нефтсизв- кислотной группой представляет собой высоковязкую систему
464 В.И. Кудинов. Основы пефтегазопромыслового дела Глава XV. Методы увеличения проницаемости призабойной зоны 465
(10-15 мПа-с), обладающую поверхностно-активными свойства- Основной причиной снижения проницаемости призабойной
ми. Таким образом, в процессе перемещения по пласту оторочка зоны пласта (ПЗП) во время первичного вскрытия продуктивного
оксидата меняет свои физико-химические свойства в соответст- пласта является нарушение его равновесно-нагруженного состоя-
вии с заданными режимами вытеснения, что приводит к много- иия, под влиянием которого происходит перераспределение кон-
кратному комплексному воздействию на залежь нефти. Это не центраций напряжений. В зависимости от литолого-петрографи-
только улучшает вытеснение из пористой среды, по и существен- ческой характеристики горных пород и глубины залегания пласта
но увеличивает охват пласта воздействием. Закачиваемая затем тангенциональные напряжения в прифильтровой зоне могут воз-
порция легких углеводородов (иефтсрастворителя) растворяется расти в несколько раз. Под действием таких высоких нагрузок
с пластовой нефтью и способствует вымыванию остаточной нефти, гидропроводность ПЗП существенно снижается не только за счет
