Для обеспечения нормативного срока эксплуатации скважин (нефтяных, газовых, водозаборных) необходимо восстановление их продуктивности (приемистости), снижающейся вследствие кольматажа фильтров и прифильтровых зон осадками. Наиболее эффективным способом восстановления является регенерация скважин, основанная на растворении кольматирующих осадков реагентами. С целью интенсификации процесса растворения обработка ведется в поле гидродинамических возмущений, создаваемых возвратно-поступательным движением реагента в прифильтровой зоне. В отличие от импульсных методов регенерации, разрущающих кольматирующие образования, но не удаляющих их из прифильтровой зоны, реагентные методы обеспечивают наиболее полное извлечение кольматанта.

Эффективность растворения кольматирующих образований в прискважинной зоне продуктивного коллектора определяется гидродинамическими и термобарическими условиями процесса растворения, растворяющими способностями выбранного технологического раствора и кинетикой растворения кольматирующих образований. Насыщенность порового пространства кольматирующими образованиями α определяется уравнением:

где K_t – текущий коэффициент фильтрации закольматированной прискважинной зоны; K₀ – первоначальный коэффициент фильтрации.

При недостаточной по продолжительности реагентной обработке кольматирующие образования из прискважинной зоны удаляются не полностью, что не позволяет достичь близкой к потенциальной продуктивности скважины. Также нецелесообразно проводить реагентную обработку скважины дольше, чем это необходимо, так как при нейтрализации технологического раствора в ходе обработки возможно вторичное выпадение твердой фазы из раствора, что приводит к закупорке порового пространства и снижению приемистости скважины.

В процессе обработки прискважинной зоны технологическим раствором можно условно выделить три характерных этапа: закачка технологического раствора в скважину, подача его в прискважинную зону и собственно обработка технологическим раствором прискважинной зоны. Растворение кольматанта происходит в течение всего процесса, однако в практических целях можно ограничиться рассмотрением лишь третьего этапа. При воздействии реагентной ванны продолжительность первых двух этапов намного меньше продолжительности самой обработки, а при создании возвратно-поступательных движений технологического раствора в прискважинной зоне и использовании комбинированных технологий, основанных на применении технологического раствора в сочетании с импульсным воздействием (акустика, вибрация, электрогидравлический удар и др.), скорость растворения кольматирующих соединений на треьем этапе намного выше, чем на первых двух этапах.

Экспериментальные реагентные обработки скважин проводились на скважинах Ульяновского вертикального дренажа, Киевском водозаборе подземных вод г. Курска, объектах сельскохозяйственного водоснабжения Республики Башкорстостан. Возвратно-поступательные движения раствора в закольматированной прифильтровой зоне создавали путем периодической подачи в герметизированную скважину сжатого воздуха под давлением до 2 атм, что фиксировалось по манометру. Датчик уровня жидкости в стволе скважины устанавливали на расстоянии, не превышающем длину фильтра. Время разгерметизации скважины определяли по
срабатыванию датчика уровня. При разгерметизации скважины батометром отбирали пробу раствора для последующего определения концентрации растворенного железа Fe³⁺ (CFe) фотоколометрическим
методом. Одновременно фиксировали время восстановления уровня (T_в) до срабатывания датчика уровня и экспресс-методом по эталонным кривым определяли коэффициент фильтрации (K). Далее цикл обработки повторяли до стабилизации времени восстановления. При стабилизации времени задавливания, фиксируемого в каждом цикле, возвратно-поступательное движение раствора прекращали. Стабилизация измеренных значений времени свидетельствует о предельно возможном уменьшении насыщенности порового пространства кольматирующими образованиями в конкретных условиях и целесообразности прекращения обработки такого рода.

Анализ результаты опытов (табл. 1) указывает, что стабилизация времени движения уровня жидкости в стволе скважины, как и коэффициента фильтрации прифильтровой зоны, в общем случае соответствует стабилизации концентрации растворенных железистых кольматирующих образований. В практических целях при различных видах дренировании скважины в качестве контролирующего показателя может быть принята стабилизация времени восстановления уровня раствора в стволе скважины, что позволит совместить технологическую операцию (создание возвратно-поступательного движение технологического раствора) с контролирующей операцией (определение времени окончания обработки). Как установлено практикой, в общем случае возвратно-поступательное движение технологического раствора в закольматированной прифильтровой зоне проводят от 2 до 4 ч.

Таблица 1: Изменения характеристик скважин во времени реагентной обработки

Условные обозначения параметров: T_в – время восстановления уровня; K – коэффициент фильтрации; CFe – концентрация растворенного железа.

На Киевском водозаборе подземных вол г. Курска в результате обработок 16 скважин суммарная производительность увеличилась с 285,5 до 753,4 м³/ч, т. е. на 163,8%, и удельные дебиты скважин относительно первоначальных составили в среднем 69,8%. На объектах сельскохозяйственного водоснабжения Республики Башкортостан при обработке 45 скважин удельные дебиты скважин относительно первоначальных составили в среднем 85%.

На Ямбургском газоконденсатном месторождении при реагентной обработке скважин возвратно-поступательное движение раствора создавали вакуумированием скважин при помощи струйного насоса с последующей разгерметизацией ствола скважины. Стабилизация времени восстановления уровни жидкости в стволе скважины происходила на 10–12-ом циклах дренирования. Всего на месторождении была проведена реагентная обработка 54 скважин с эффективностью 89% .В результате обработок 48 скважин суммарный дебит газа увеличился с 16920 до 24064,2 тыс. м³/сут, т. е. в 1,4 раза. Средняя дополнительная добыча газа по скважине за счет обработки составила 148,8 тыс. м³/сут.

Прокачка водозаборной скважины после ее обработки также являются важной технологической операцией, так как она должна фиксировать полное отсутствие остаточного объема технологического раствора и продуктов его реакции с кольматирующими соединениями. Для определения необходимого времени прокачки скважины после ее обработки разработан экспресс-метод контроля качественного состава откачиваемой жидкости. В этом методе за контрольный показатель принято электрическое сопротивление чистых подземных вод, замеряемое перед обработкой скважины (табл. 2). Контроль осуществляется следующим образом: при прокачке скважины перед обработкой фиксируют электрическое сопротивление чистой воды, а при прокачке скважины после реагентной обработки периодически замеряют электрическое сопротивление откачиваемой жидкости и при достижении значений электросопротивления чистой воды откачку прекращают. После фиксации в пробах откачиваемой жидкости величины электрического сопротивления 2000 Ом, что соответствует чистым пластовым водам, были отобраны пробы воды для анализов ее химического состава. Результаты анализов показали полное соответствие воды в отобранных пробах чистой пластовой воде.

Таблица 2: Изменение электрического сопротивления воды при прокачке водозаборной скважины после обработки

*Электрическое сопротивление чистой воды при прокачке скважины перед обработкой.

Таким образом, при дренировании как нефтегазовой, так и водозаборной скважины время окончания реагентного воздействия на кольматирующие образования достаточно надежно может быть определено по стабилизации времени восстановления уровня раствора, измеряемого в скважине, а достаточное время для прокачки водозаборной скважины после реагентной обработки может быть оценено путем замера электрического сопротивления откачиваемой жидкости.