Область применения технологии

• Нефтяные и нагнетательные скважины нефтяного месторождения.
• Продуктивный пласт представлен терригенными породами.
• Коэффициент проницаемости продуктивных пород не менее 50 мД.
• Толщина продуктивного пласта ≥ 3м.
• Начальное пластовое давление снизилось не более, чем на 30%.
• Производительность скважины ниже потенциальной возможности, что обусловлено кольматацией порового пространства глинистыми образованиями.
• В процессе эксплуатации месторождения отобрано извлекаемых запасов не более 60%.

Техника и материалы

Техника

• Агрегат для спускоподъемных операций при подземном и капитальном ремонте скважин;
• Насосный агрегат для приготовления кислотного раствора и его закачки в скважину с расходом 9-16 л/с (3,3 - 6 баррелей/минуту) при давлениях соответственно 40 – 37 МПа (5700 psi и 5300 psi);
• Насосно-компрессорные трубы с общей длиной согласно расчету;
• Расходная емкостью 30 м^з (200 баррелей) пластовой воды;
• Порожняя расходная емкость 30 м^з (200 баррелей);
• Автоцистерна;
• Устьевая арматура;
• Паропередвижная установка при отрицательных температурах воздуха;
• Азотная установка для освоения скважины.

Материалы:

• Пластовая вода в объёме, равном двум объёмам скважины;
• Жидкость глушения (промывочная жидкость) – согласно расчёту;
• Технологический раствор, взаимодействующей с кольматирующими образованиями прискважинной зоны. Компоненты раствора определяются по результатам лабораторных экспериментов, объем раствора – согласно расчёту.

Подготовительные работы

• Проводят контрольные замеры дебита скважины и определяют коэффициент продуктивности скважины;
• Переезд на скважину;
• Приготовление жидкости глушеня;
• Расстановка и монтаж оборудования;
• Производят глушение скважины;
• Подъём НКТ с пакером;
• Спуск колонны НКТ до забоя скважины с муфтой «перо» на конце;
• Промывка скважины раствором глушения в объеме двух циклов циркуляции;
• Подъём колонны НКТ до нижнего интервала перфорации.
• Устанавливают устьевую арматуру.
• Подключают насосный агрегат к трубному пространству. Затрубное пространство подключают к выкидной линии. Опрессовывают нагнетательную линию.

Технологический процесс

• Постановка кислотной ванны в объеме интервала перфорации. Состав раствора: ингибированная соляная кислота 12-15% концентрации, ПАВ неонол АФ 9-12 - 0,3%. Время выдержки на реакцию 2 часа.
• Удалить обратной промывкой кислотный раствор и продукты его реакции на факел.
• Закачать технологические растворы в продуктивный пласт:
  • закачать смесь 12% -ной ингибированный соляной кислоты с ПАВ неонол АФ-9-12 -0,3%; Объем раствора согласно расчёту;
  • закачать расчётный объём раствора, содержащей 5% ингибированной соляной кислоты и сухого глинокислотного состава заданной концентрации. Объём раствора согласно расчёту. Время выдержки растворов 1-1,5 часа.
• Освоение скважины для удаления технологических растворов и продукты их реакции из продуктивного пласта.

Заключительные работы

• Скважину пускают в работу.
• Производят контрольные замеры дебита скважины и определяют коэффициент продуктивности скважины.