Способ обработки карбонатных и карбонатсодержащих пластов (варианты)

Способ обработки карбонатных и карбонатсодержащих пластов (варианты)

Реферат

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к добыче нефти и газа из неоднородных обводняющихся пластов на любой стадии разработки газовых и нефтяных месторождений, в частности к способам с применением реагентов, кислот и гелеобразующих составов на основе силикатов.

Изобретение может быть использовано для повышения эффективности обработки призабойной зоны карбонатного и карбонатсодержащего пласта за счет более качественной изоляции обводнившихся порово-трещинных транспортных каналов и увеличения глубины проникновения кислоты в пласт.

Солянокислотные обработки (СКО) являются основным способом воздействия на карбонатные пласты. Основными недостатками солянокислотных обработок являются уменьшение эффективности с ростом кратности воздействия и низкая эффективность или отсутствие положительного эффекта в обводненных пластах. Эффективность СКО можно увеличить за счет увеличения глубины проникновения обрабатывающего состава в пласт с сохранением его растворяющих и разъедающих свойств, что, в свою очередь, достигается уменьшением скорости растворения породы в кислоте и использованием соляной кислоты в комбинации с водоизолирующими композициями.

Известен способ обработки карбонатного пласта, по которому в пласт закачивают обратную эмульсию, затем чередующиеся между собой порции кислоты и гидрофобизирующего агента. В качестве гидрофобизирующего состава в пласт закачивают 20%-ный углеводородный раствор смыленного таллового пека [А.С. СССР №1624134, МКИ Е21В 43/27, опубл. 30.01.1991]. Этот способ имеет недостаточную эффективность, кислота реагирует с карбонатами довольно быстро и глубина обработки недостаточна, продукты реакции извлекаются с сильным осложнением из-за эмульгирования, снижение обводнения продукции скважины при такой обработке незначительно.

Известен способ обработки пластов, в котором используется состав, включающий соляную кислоту и жидкое стекло [В.И.Кудинов, Б.М.Сучков. "Методы повышения производительности скважин", Самара: Кн. изд-во, 1996, с.95]. Основным недостатком его является невысокая эффективность, связанная с малой глубиной проникновения кислотного состава в пласт из-за большой скорости реакции с карбонатной породой.

Таким образом, для повышения эффективности обработки важно доставить кислоту не прореагировавшей как можно глубже в пласт. Известно, что замедлителями скорости реакции растворения карбоната в соляной кислоте являются алюмосиликаты (нефелин, сиенитовый концентрат или цеолит) и лигносульфонаты (сухие или жидкие лигносульфонаты, лигнотин и др.). Известны способы обработки пластов с использованием кислотного состава, снижающего скорость растворения карбоната в 10-50 раз (в зависимости от глубины реакции) [Лозин Е.В., Хлебников В.Н. Применение коллоидных реагентов для повышения нефтеотдачи. - Уфа, изд. БашНИПИнефть, 2003]. Использование высокоминерализованной воды (плотностью более 1100 кг/м³) или ее смеси с метанолом позволяет использовать кислотный состав в осенне-зимний период и дополнительно замедлять скорость растворения карбонатов.

Известен способ регулирования проницаемости неоднородного пласта, включающий двухстадийную закачку в пласт через скважину гелеобразующего кислотного раствора, продавку его в пласт водой и остановку на время гелеобразования, с использованием гелеобразующего раствора в виде кислотного раствора алюмосиликата или жидкого стекла, причем на первой стадии закачивают указанный гелеобразующий раствор с концентрацией выше порога гелеобразования, а на второй стадии закачивают тот же раствор с концентрацией ниже порога гелеобразования [патент РФ №2184841, Е21В 43/22, опубл. 10.07.2002].

Наиболее близким по сущности и достигаемому результату является способ регулирования проницаемости неоднородного пласта, включающий закачку в пласт через скважину гелеобразующего кислотного раствора, продавку его в пласт водой и остановку на время гелеобразования, с использованием гелеобразующего раствора, содержащего, мас.%: алюмосиликат (в пересчете на сухое вещество) 0,5-10,0, лигносульфонат (в пересчете на сухое вещество) 0,5-10,0, соляная кислота - остальное, причем алюмосиликаты могут быть использованы природные или синтетические, в том числе и отходы производства цеолитов - цеолитные шламы, соляную кислоту готовят смешением концентрированной кислоты с пресной или минерализованной водой [патент РФ №2194157, Е21В 43/22, опубл. 10.12.2002].

Эти способы недостаточно эффективны, так как снижение обводненности продукции скважины невелико из-за недостаточной плотности образующегося геля и недостаточной глубины проникновения активной кислоты, есть технологические затруднения при приготовлении рабочих растворов на скважине.

Целью изобретения является повышение эффективности обработки трещиновато-пористых карбонатных и карбонатсодержащих пластов и расширение температурных границ применения способа за счет более качественной изоляции обводнившихся порово-трещинных транспортных каналов, увеличения глубины проникновения кислоты в пласт и охвата призабойной зоны пласта воздействием.

Поставленная цель достигается тем, что в способе обработки карбонатных и карбонатсодержащих пластов, включающем закачку в пласт через скважину гелеобразующего кислотного раствора, содержащего отход производства синтетического цеолита, лигносульфонат, соляную кислоту и воду, что в качестве указанного отхода используют жидкий отход производства синтетического цеолита NaX и/или NaA+NaA-У, закачку осуществляют в две стадии с продавкой в пласт водой и остановкой на время гелеобразования, используя на первой стадии указанный раствор при следующем соотношении его компонентов, мас.%:

Указанный отход	50,0-60,0
Лигносульфонат	0,5-5,0
Соляная кислота	7,0-12,0
Вода	остальное

а на второй стадии - указанный раствор при следующем соотношении его компонентов, мас.%:

Указанный отход	20,0-40,0
Лигносульфонат	0,5-5,0
Соляная кислота	10,0-15,0
Вода	остальное

Причем смешивание раствора соляной кислоты и указанного отхода с добавкой лигносульфоната осуществляют на устье путем закачки через волновой смеситель, установленный на устье скважины, башмак насосно-компрессорных труб оборудуют гидравлическим волновым генератором и закачку всех растворов в пласт ведут через этот гидравлический волновой генератор, используемая для продавки вода дополнительно содержит метанол при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Метанол	50-60
Вода минерализованная, ρ=1,1-1,24 г/см3	остальное

используемый на втором этапе указанный раствор дополнительно содержит 20-32 мас.% метанола.

Поставленная цель также достигается тем, что по другому варианту в способе обработки карбонатных и карбонатсодержащих пластов, включающем закачку в пласт через скважину гелеобразующего кислотного раствора, содержащего отход производства синтетического цеолита, лигносульфонат, соляную кислоту и воду, в качестве указанного отхода используют жидкий отход производства синтетического цеолита NaX и/или NaA+NaA-У при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Указанный отход	20,0-40,0
Лигносульфонат	0,5-5,0
Соляная кислота	10,0-15,0
Вода	остальное

и предварительно проводят последовательную закачку 7-12%-ного раствора соляной кислоты, первого буфера пресной воды, жидкого отхода производства синтетического цеолита NaX и/или NaA+NaA-У, содержащего 2-5% лигносульфоната, второго буфера пресной воды, 7-12%-ного раствора соляной кислоты и продавку водой в объеме насосно-компрессорных труб и устьевой обвязки оборудования.

Причем при больших объемах закачиваемых растворов выполняют 2-4 цикла последовательных закачек в указанной последовательности с продавкой после последней части раствора соляной кислоты, башмак насосно-компрессорных труб оборудуют гидравлическим волновым генератором и закачку всех растворов в пласт ведут через этот гидравлический волновой генератор, используемая для продавки вода дополнительно содержит метанол при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Метанол	50-60
Вода минерализованная, ρ=1,1-1,24 г/см3	остальное

указанный раствор дополнительно содержит 20-32 мас.% метанола.

Отличие заявляемого способа от известного заключается в том, что используется кислотный гелеобразующий раствор в виде кислотного раствора силиката натрия и сульфата натрия, с остаточным содержанием алюмосиликатов, являющегося жидким отходом производства синтетического цеолита NaX (по ТУ 38.10281-88) и/или NaA и NaA-У (по ТУ 2163-003-05766557-97), содержащим систему Na₂O, Al₂O₃, SiO₂, H₂O, в этот раствор сделана добавка поверхностно-активного вещества лигносульфоната, причем на первой стадии закачивают кислотный гелеобразующий раствор с концентрацией силиката натрия, обеспечивающей создание более плотного и менее проницаемого геля, а на второй стадии закачивают тот же раствор с концентрацией силиката натрия, замедляющей процесс растворения карбонатов соляной кислотой, кислотный гелеобразующий раствор содержит дополнительно лигносульфонат, для упрочнения геля и усиления сцепления его с поверхностью порово-трещинного пространства, а на второй стадии лигносульфонат участвует в замедлении реакции кислоты с карбонатами, дополнительно обеспечивая более глубокое проникновение в пласт активной кислоты. Снижение концентрации химического реагента в последующей оторочке и использование различия физико-химических свойств растворов гелеобразователя при концентрациях гелеобразователя выше и ниже порога гелеобразования известно (патент РФ 2184841), однако заявляемая совокупность существенных признаков, а именно использование в качестве гелеобразователя и далее для замедления реакции кислоты нового компонента - жидкого отхода производства синтетического цеолита NaX (по ТУ 38.10281-88) и/или NaA и NaA-У (по ТУ 2163-003-05766557-97), ранее не использовавшегося, и добавление лигносульфоната позволяет одним и тем же химическим реагентам на первом этапе более значительно уменьшать проницаемость высокопроницаемых зон и пропластков, а на втором этапе - повышать проницаемость низко- и среднепроницаемых, не охваченных фильтрацией, участков неоднородного пласта. Кроме того, предложенная последовательность операций в сочетании с применяемыми веществами ранее не использовалась. На основании вышеизложенного можно сделать вывод о соответствии заявляемого способа критерию «изобретательский уровень».

Для приготовления замедленной кислотной и гелеобразующей композиции использовались:

- жидкий отход производства синтетического цеолита NaX (по ТУ 38.10281-88) и/или (NaA и NaA-У) (по ТУ 2163-003-05766557-97), содержащий систему Na₂O, Al₂O₃, SiO₂, H₂O, представляющий собой раствор с содержанием силиката натрия 6,5-12,0 мас.%, сульфата натрия 3,5-8,5 мас.%, алюмосиликата натрия в виде примесей до 1,5 мас.%;

- поверхностно-активное вещество - лигносульфонат;

- соляная кислота, выпускаемая по ТУ 212204200203306-98.

Были проведены лабораторные эксперименты для определения необходимых концентраций компонентов обрабатывающих растворов на разных стадиях технологического процесса обработки пласта. При добавлении силиката натрия в состав раствора соляной кислоты получаются два типа растворов (табл.1) - замедленная соляная кислота (с концентрацией силиката натрия 4% и менее, опыты №№1-11) и гелеобразующий состав (с концентрацией силиката натрия 5% и более, опыты №№12-22).

Таблица 1
Влияние содержания силиката натрия (СН) и соляной кислоты в растворе на процесс гелеобразования (избыток карбоната - не менее 50%, t=20°C)
№ опыта	Концентрация, %	Результаты	№ опыта	Концентрация, %	Результаты
СН	HCl	СН	HCl
1	2	10	Взвесь	12	6	6	Часть объема - взвесь, часть - гель
2	3	10	Взвесь	13	6	10	Плотный гель
3	4	10	Взвесь	14	7	10	Плотный гель
4	5	10	Взвесь	15	8	10	Плотный гель
5	2	12	Взвесь	16	9	10	Плотный гель
6	3	15	Взвесь	17	12	10	Плотный гель
7	4	12	Взвесь	18	7	7	Плотный гель
8	5	15	Взвесь	19	8	8	Плотный гель
9	3	3	Взвесь	20	9	9	Плотный гель
10	4	4	Взвесь	21	10	10	Плотный гель
11	5	5	Часть объема - взвесь, часть - гель	22	12	12	Плотный гель

Лигносульфонат наряду с силикатами замедляет реакцию соляной кислоты с карбонатной породой. Поэтому применение лигносульфоната совместно с силикатом позволит увеличить глубину, а значит и эффективность обработки. Механизм совместного замедляющего действия на реакцию соляной кислоты с карбонатами силиката и лигносульфоната состоит в следующем. Коллоидная и полимерная природа растворов силикатов и лигносульфонатов в соляной кислоте приводит к тому, что уменьшается скорость диффузии ионов водорода в растворе. В результате взаимодействия кислотного раствора силиката и лигносульфоната с карбонатами на поверхности пор и трещин образуется защитный гелеобразный слой, что сопровождается снижением скорости реакции кислоты с карбонатной или карбонатсодержащей породой. Лигносульфонат увеличивает адгезию геля на поверхности порово-трещинного пространства и плотность слоя геля на этой поверхности.

Добавка лигносульфоната повышает прочность образующегося геля и соответственно его водоизолирующие свойства. Лигносульфонат, обладая свойствами ПАВ, увеличивает прочность сцепления образующегося геля с поверхностью порово-трещинного пространства. Наличие лигносульфоната повышает вязкость гелеобразующего раствора, и он поступает в наиболее крупные трещины и поры, что придает способу селективность воздействия. Наличие поверхностно-активного вещества в кислотном растворе обеспечивает снижение поверхностного натяжения на границе раздела фал и более глубокое проникновение кислотного раствора в пласт.

Добавление метанола в замедленный кислотный раствор и продавочный раствор с одной стороны понижает температуру замерзания растворов, что расширяет границы применимости способа в сторону более низких отрицательных температур, с другой стороны наличие метанола в кислотном растворе дополнительно замедляет реакцию кислоты с карбонатами, увеличивая глубину кислотной обработки, и при этом облегчает очистку призабойной зоны от продуктов реакции при вызове притока и отработке скважины на факел, кроме того, метанол является ингибитором гидратообразования. То есть применение метанола в данном случае дает комплексный положительный эффект.

Испытания способа обработки карбонатных и карбонатсодержащих пластов проводились на установке УИПК-1М. Модель пласта была представлена образцами керна с размером 030 мм, длиной 1=40 мм. Результаты опытов с кислотным гелеобразующим составом на основе соляной кислоты и отхода производства синтетического цеолита NaX и NaA, содержащим силикат натрия, и дополнительно лигносульфонат представлены в табл.2.

Таблица 2
Оценка степени водоизоляции при использовании в способе обработки карбонатных и карбонатсодержащих пластов состава, содержащего соляную кислоту, отход производства синтетического цеолита NaX и NaA и лигносульфонат.
№ опыта	Состав раствора	Проницаемость керна до обработки, по воде, 10-3 мкм2	Градиент давления при определении проницаемости, МПа/м	После обработки
Проницаемость по воде, 10-3 мкм2/кратность уменьшения	Градиент давления, при котором возникла фильтрация, МПа/м /кратность возрастания градиента давления
1	№13 табл.1	113	1.8	4,9/23,1	2,8/1,5
2	№16 табл.1	119	1.8	5,7/20,9	2,9/1,6
3	№13 табл.1+0,5% лигносульфонат	137	1,8	4,6/29,8	3,6/2,0
4	№16 табл.1+0,5% лигносульфонат	121	1,8	4,0/30,2	3,8/2,1
5	№13 табл.1+2,0% лигносульфонат	194	1,8	6,2/31,3	3,7/2,1
6	№16 табл.1+2,0% лигносульфонат	197	1,8	6,1/32,3	3,7/2,1
7	№13 табл.1+5,0% лигносульфонат	312	1,8	9,4/33,2	4,0/2,2
8	№16 табл.1+5,0% лигносульфонат	328	1,8	9,7/33,8	4,2/2,3
9	Прототип (нефелин 8%+HCl 8%)	189	1,8	10,8/17,5	2,5/1,4
10	Прототип (нефелин 8%+HCl 8%)	123	1,8	9,2/13,4	2,0/1,1

По данным табл.1 и 2 видно, что в зависимости от концентрации компонентов состав, предлагаемый для использования в способе обработки карбонатных и карбонатсодержащих пластов, проявляет свойства гелеобразующего состава, способного изолировать приток воды, или замедленного кислотного состава, что позволяет комплексно решить задачу водоизоляции и интенсификации притока нефти и газа в скважину. А также видно, что водоизоляционные возможности предлагаемого способа выше, чем у прототипа (табл.2).

По физико-химическим показателям натрийсиликатсодержащий состав соответствует требованиям и значениям, приведенным в таблице 3.

Таблица 3
Наименование показателя	Значение	Метод испытания
1. Внешний вид	Слабомутная жидкость от коричневого до темно-коричневого цвета	визуально
2. Плотность при 20°С, кг/м3	1,0-1,25	ГОСТ 18995.7-73
3. Массовая концентрация сульфата натрия, г/дм3, в пределах	35-85	ГОСТ 27025-86
4. Массовая концентрация оксида кремния (IV), г/дм3	40-80	ГОСТ 27025-86
5. Массовая концентрация оксида натрия, г/дм3, в пределах	25-40	ГОСТ 27025-86

Закачка составляющих обрабатывающего раствора (раствора соляной кислоты и жидкого отхода производства синтетического цеолита NaX, и/или NaA и NaA-У с добавкой лигносульфоната) через волновой смеситель, установленный на устье скважины [Ганиев Р.Ф., Украинский Л.Е., Андреев В.Е., Котенев Ю.А. Проблемы и перспективы волновой технологии многофазных систем в нефтяной и газовой промышленности. - СПб.: ООО «Недра», 2008. - 214 с. С.83, 176-177] позволяет достигнуть высокой степени перемешивания компонентов и однородности при большой скорости закачки, что позволяет сократить время подготовительных работ и достигнуть большей эффективности обработки. При этом волновое воздействие по существующему гидравлическому каналу (колонна насосно-компрессорных труб) будет передаваться на забой скважины и на призабойную зону пласта, что, в свою очередь, также положительно сказывается на эффективности обработки [Ганиев Р.Ф., Украинский Л.Е., Андреев В.Е., Котенев Ю.А. Проблемы и перспективы волновой технологии многофазных систем в нефтяной и газовой промышленности. - СПб.: ООО «Недра», 2008. - 214 с.].

Когда башмак насосно-компрессорных труб оборудуют гидравлическим волновым генератором и закачку всех растворов в пласт ведут через этот волновой генератор, достигается высокая степень перемешивания компонентов и однородности получаемого в призабойной зоне раствора, естественно это позволяет сократить время подготовительных работ. Однако параллельно с этим происходит волновое воздействие на призабойную зону пласта, позволяющее более тщательно заполнить порово-трещинное пространство породы гелеобразующим составом и создать более плотный и непроницаемый гелевый экран (барьер), а на стадии кислотного воздействия за счет волновых эффектов происходит лучшее проникновение кислотного раствора в пласт, и тогда обработке подвергается большая зона вокруг скважины, которая ранее не была охвачена фильтрацией. Названные процессы кратно увеличивают эффективность водоизоляции и кислотной обработки для интенсификации притока нефти и газа [Ганиев Р.Ф., Украинский Л.Е., Андреев В.Е., Котенев Ю.А. Проблемы и перспективы волновой технологии многофазных систем в нефтяной и газовой промышленности. - СПб.: ООО «Недра», 2008. - 214 с.].

Пример 1. Для обработки выбрана добывающая нефтяная скважина, эксплуатирующая обводненный пласт толщиной 15 м, кровля пласта находится на глубине 2020 м. Пористость пласта m=0,2. Скважина обсажена эксплуатационной колонной 146 мм, спущены насосно-компрессорные трубы (НКТ) диаметром 73 мм до глубины 2000 м. Пластовое давление 20,5 МПа, пластовая температура 78°С. Определенная в начале работ приемистость пласта равна 280 м³/сут при 12 МПа.

Приготовили первый рабочий раствор: насосным агрегатом ЦА-320 в технологическую емкость закачали 9 м³ жидкого отхода производства синтетического цеолита NaX, кислотным агрегатом СИН-32 закачали 6 м³ 23% раствора соляной кислоты с одновременным перемешиванием по круговой схеме при помощи насосного агрегата ЦА-320, добавили 250 кг лигносульфоната и перемешивали в течение 30 мин. по круговой схеме при помощи насосного агрегата ЦА-320.

Обвязали устьевую арматуру с насосным агрегатом ЦА-320. При открытом затрубном пространстве (соединено в циркуляционную емкость) последовательно закачали: 2 м³ пресной (технической) воды, 5 м³ приготовленного первого рабочего раствора состава, мас.%: жидкий отход производства синтетического цеолита NaX 60,0, лигносульфонат 1.7, соляная кислота 9,2, вода 29,1; закрыли затрубное пространство и последовательно закачали: 10 м³ указанного приготовленного первого рабочего раствора, 7 м³ технической воды. Устье скважины загерметизировали и оставили скважину в покое на 48 часов, для гелеобразования.

Приготовили второй рабочий раствор (раствор замедленной кислоты): насосным агрегатом ЦА-320 в технологическую емкость закачали 6 м³ жидкого отхода производства синтетического цеолита NaX и 9,1 м³ пресной воды, кислотным агрегатом СИН-32 закачали 14,9 м³ 23% раствора соляной кислоты с одновременным перемешиванием по круговой схеме при помощи насосного агрегата ЦА-320, добавили 200 кг лигносульфоната и перемешивали в течение 30 минут по круговой схеме при помощи насосного агрегата ЦА-320.

Обвязали устьевую арматуру с насосным агрегатом ЦА-320. Спрессовали нагнетательную линию давлением 18 МПа. При открытом затрубном пространстве (соединено в циркуляционную емкость) последовательно закачали: 6 м³ приготовленного второго рабочего раствора состава, мас.%: жидкий отход производства синтетического цеолита NaX 20,0, лигносульфонат 0,7, соляная кислота 13,7, вода 65,6: закрыли затрубное пространство и последовательно закачали: 24 м³ приготовленного указанного второго рабочего раствора, 6,7 м³ технической воды. Устье скважины загерметизировали и оставили скважину в покое на 2 часа, для реакции.

Нагнетанием инертных газов в затрубное пространство компрессором СД-9 понизили уровень жидкости в скважине. Запустили скважину для очистки призабойной зоны пласта от продуктов реакции на факел и отработали на шайбах ⌀8÷12 мм в течение 36 ч. Далее скважину запустили в шлейф для эксплуатации. Поступления воды в ствол скважины нет. Дебит скважины увеличился на 23%.

Пример 2. Для обработки выбрана добывающая нефтяная скважина, эксплуатирующая обводненный пласт толщиной 18 м, кровля пласта находится на глубине 1980 м. Пористость пласта m=0,2. Скважина обсажена эксплуатационной колонной 146 мм, спущены насосно-компрессорные трубы (НКТ) диаметром 73 мм до глубины 1990 м. Пластовое давление 20 МПа, пластовая температура 78°С. Определенная в начале работ приемистость пласта равна 300 м³/сут при 12 МПа.

Установили на устье и присоединили к трубному пространству волновой смеситель, к нему присоединили две напорные линии для подачи реагентов и обвязали первую с насосным агрегатом ЦА-320, вторую с кислотным агрегатом СИН-32. Приготовили раствор жидкого отхода производства синтетического цеолита NaA и NaA-У с лигносульфонатом, для чего насосным агрегатом ЦА-320 в технологическую емкость закачали 24 м³ жидкого отхода производства синтетического цеолита NaA и NaA-У (соотношении 1:1), добавили 800 кг лигносульфоната и перемешивали в течение 15 минут по круговой схеме при помощи насосного агрегата ЦА-320. Далее через волновой смеситель в скважину одновременно закачали при открытом затрубном пространстве (соединено в циркуляционную емкость) 2,4 м³ 23% соляной кислоты (кислотным агрегатом СИН-32) и 3,6 м³ производства синтетического цеолита NaA и NaA-У с добавкой лигносульфоната (насосным агрегатом ЦА-320); закрыли затрубное пространство и одновременно закачали 13,6 м³ 23% соляной кислоты (кислотным агрегатом СИН-32) и 20,4 м³ жидкого отхода производства синтетического цеолита NaA и NaA-У с добавкой лигносульфоната (насосным агрегатом ЦА-320); затем продавили 6,5 м³ технической воды. Устье скважины загерметизировали и оставили скважину в покое на 36 часов для гелеобразования.

Приготовили раствор жидкого отхода производства синтетического цеолита NaA и NaA-У (в соотношении 1:1) с лигносульфонатом, для чего насосным агрегатом ЦА-320 в технологическую емкость закачали 15 м³ жидкого отхода производства синтетического цеолита NaA и NaA-У и 8 м³ пресной воды, добавили 900 кг лигносульфоната и перемешивали в течение 15 мин по круговой схеме при помощи насосного агрегата ЦА-320. Далее через волновой смеситель в скважину одновременно закачали при открытом затрубном пространстве (соединено в циркуляционную емкость) 3,7 м³ 23% соляной кислоты (кислотным агрегатом СИН-32) и 2,3 м³ раствора жидкого отхода производства синтетического цеолита NaA и NaA-У с добавкой лигносульфоната (насосным агрегатом ЦА-320); закрыли затрубное пространство и одновременно закачали 33,3 м³ 23% соляной кислоты (кислотным агрегатом СИН-32) и 20,1 м³ жидкого отхода производства синтетического цеолита NaA и NaA-У с добавкой лигносульфоната (насосным агрегатом ЦА-320); затем продавили 6,5 м³ технической воды.

Устье скважины загерметизировали и оставили скважину в покое на 1,5 ч для реакции.

Нагнетанием инертных газов в затрубное пространство компрессором СД-9 понизили уровень жидкости в скважине. Запустили скважину для очистки призабойной зоны пласта от продуктов реакции на факел и отработали на шайбах ⌀8÷12 мм в течение 36 ч. Далее скважину запустили в шлейф для эксплуатации. Поступления воды в ствол скважины нет. Дебит скважины увеличился на 29%.

Пример 3. Для обработки выбрана добывающая газовая скважина, эксплуатирующая обводненный пласт толщиной 19 м, кровля пласта находится на глубине 2080 м. Пористость пласта m=0,24. Скважина обсажена эксплуатационной колонной 168 мм, спущены насосно-компрессорные трубы (НКТ) диаметром 73 мм до глубины 2060 м. Пластовое давление 21,2 МПа, пластовая температура 79°С. Определенная в начале работ приемистость пласта равна 380 м³/сут при 12,3 МПа.

Присоединили к трубному пространству через тройник две напорные линии для подачи реагентов и обвязали первую с насосным агрегатом ЦА-320, вторую с кислотным агрегатом СИН-32. Приготовили водометанольный раствор для продавки, для чего в емкость закачали 3 м³ (56 мас.%) минерализованной воды с р=1,14 г/см³ и 3,5 м³ (44 мас.%) метанола, перемешали в течение 5 минут. Приготовили раствор жидкого отхода производства синтетического цеолита NaX+NaA (в соотношении 1:1) с лигносульфонатом, для чего насосным агрегатом ЦА-320 в технологическую емкость закачали 20 м³ жидкого отхода производства синтетического цеолита NaA, добавили 1 тонну лигносульфоната с одновременным перемешиванием и перемешивали в течение 20 мин по круговой схеме при помощи насосного агрегата ЦА-320. Одновременно с этим приготовили 20 м 12% раствора соляной кислоты, для чего во вторую технологическую емкость закачали 9,9 м³ пресной воды и агрегатом СИН-32 закачали 10,1 м³ 23% раствора соляной кислоты (товарная соляная кислота) и перемешивали в течение 10 мин по круговой схеме при помощи кислотного агрегата СИН-32. Далее в скважину закачали при открытом затрубном пространстве (соединено в циркуляционную емкость) 6,2 м³ 12% соляной кислоты (кислотным агрегатом СИН-32), закрыли затрубное пространство и закачали последовательно: 3,8 м³ 12% соляной кислоты (12 мас.% кислоты и 88 мас.% воды); 0,5 м³ пресной воды; 20 м³ (25 мас.%) жидкого отхода производства синтетического цеолита NaX с добавкой 5 мас.% лигносульфоната (насосным агрегатом ЦА-320); 0,5 м³ пресной воды; 10 м³ 12% (…12 мас.% кислоты и …88 мас.% воды) соляной кислоты (кислотным агрегатом СИН-32) и 6,5 м³ водометанольного раствора (насосным агрегатом ЦА-320). Устье скважины загерметизировали и оставили скважину в покое на 10 ч для гелеобразования.

Приготовили 60 м³ замедленного кислотного раствора, для чего насосным агрегатом ЦА-320 в технологическую емкость закачали 18 м³ жидкого отхода производства синтетического цеолита NaX и 5 м³ пресной воды; в эту же технологическую емкость закачали 37 м³ 23% соляной кислоты (кислотным агрегатом СИН-32) и перемешивали в течение 20 мин по круговой схеме при помощи насосного агрегата ЦА-320; затем добавили 800 кг лигносульфоната и перемешивали в течение 15 мин по круговой схеме при помощи насосного агрегата ЦА-320 (мас.%: 30 отхода, 14,2… кислоты, …54,5 воды и 1,3… лигносульфоната). Приготовили водометанольный раствор для продавки, для чего в емкость закачали 3 м³ (…56 мас.%) минерализованной воды с р=1,14 г/см³ и 3,5 м³ (…44 мас.%) метанола, перемешали в течение 5 мин. Далее в скважину закачали при открытом затрубном пространстве (соединено в циркуляционную емкость) 6,2 м³ замедленного кислотного раствора (кислотным агрегатом СИН-32); закрыли затрубное пространство и закачали 53,8 м замедленного кислотного раствора (кислотным агрегатом СИН-32), затем продавили 6,5 м³ водометанольного раствора. Устье скважины загерметизировали и оставили скважину в покое на 2 часа для реакции.

Нагнетанием инертных газов в затрубное пространство компрессором СД-9 понизили уровень жидкости в скважине. Запустили скважину для очистки призабойной зоны пласта от продуктов реакции на факел и отработали на шайбах ⌀8÷14 мм в течение 60 ч. Далее скважину запустили в шлейф для эксплуатации. Поступления воды в ствол скважины нет. Дебит скважины увеличился на 33,4%.

Пример 4. Для обработки выбрана добывающая нефтяная скважина, эксплуатирующая обводненный пласт толщиной 16 м, кровля пласта находится на глубине 2120 м. Пористость пласта m=0,21. Скважина обсажена эксплуатационной колонной 146 мм, спущены насосно-компрессорные трубы (НКТ) диаметром 73 мм до глубины 2128 м, башмак НКТ оборудован волновым генератором типа СГГК (конструкция НЦ НВМТ РАН). Пластовое давление 21 МПа, пластовая температура 78°С. Определенная в начале работ приемистость пласта равна 240 м³/сут при 11,8 МПа.

Приготовили первый рабочий раствор: насосным агрегатом ЦА-320 в технологическую емкость закачали 10 м³ жидкого отхода производства синтетического цеолита NaX+NaA+NaA-Y, кислотным агрегатом СИН-32 закачали 6 м³ 23% раствора соляной кислоты с одновременным перемешиванием по круговой схеме при помощи насосного агрегата ЦА-320, добавили 640 кг лигносульфоната и перемешивали в течение 30 мин по круговой схеме при помощи насосного агрегата ЦА-320 (мас.%: 60,0 отхода, …10,0 кислоты, 26,0… воды и …4,0 лигносульфоната).

Обвязали устьевую арматуру с насосным агрегатом ЦА-320. При открытом затрубном пространстве (соединено в циркуляционную емкость) последовательно закачали: 2 м³ пресной (технической) воды, 6,4 м³ приготовленного первого рабочего раствора; закрыли затрубное пространство и последовательно закачали: 9,6 м³ приготовленного первого рабочего раствора, 7 м³ технической воды. Устье скважины загерметизировали и оставили скважину в покое на 48 ч для гелеобразования.

Приготовили второй рабочий раствор (раствор замедленной кислоты): насосным агрегатом ЦА-320 в технологическую емкость закачали 12,8 м³ жидкого отхода производства синтетического цеолита NaX+NaA+NaA-Y и 1,9 м³ пресной воды, кислотным агрегатом СИН-32 закачали 17,3 м³ 23% раствора соляной кислоты с одновременным перемешиванием по круговой схеме при помощи насосного агрегата ЦА-320, добавили 200 кг лигносульфоната и перемешивали в течение 30 мин по круговой схеме при помощи насосного агрегата ЦА-320 (мас.%: 40,0… отхода, …12,4 кислоты, …47,0 воды и …0,6 лигносульфоната).

Обвязали устьевую арматуру с насосным агрегатом ЦА-320. При открытом затрубном пространстве (соединено в циркуляционную емкость) последовательно закачали: 6,4 м³ приготовленного раствора; закрыли затрубное пространство и последовательно закачали: 24 м³ приготовленного второго рабочего раствора, 7 м³ технической воды. Устье скважины загерметизировали и оставили скважину в покое на 2 часа для реакции.

Нагнетанием инертных газов в затрубное пространство компрессором СД-9 понизили уровень жидкости в скважине. Запустили скважину для очистки призабойной зоны пласта от продуктов реакции на факел и отработали на шайбах ⌀8÷12 мм в течение 40 ч. Далее скважину запустили в шлейф для эксплуатации. Поступления воды в ствол скважины нет. Дебит скважины увеличился на 30,2%.

Пример 5. Для обработки выбрана добывающая газовая скважина, эксплуатирующая обводненный пласт толщиной 40 м, кровля пласта находится на глубине 3080 м. Пористость пласта m=0,25. Скважина обсажена эксплуатационной колонной 168 мм, спущены насосно-компрессорные трубы (НКТ) диаметром 89 мм до глубины 3111 м, башмак НКТ оборудован волновым генератором типа СГГК (конструкция НЦ НВМТ РАН). Пластовое давление 29,5 МПа, пластовая температура 91°С. Определенная в начале работ приемистость пласта равна 420 м³/сут при 13 МПа.

Присоединили к трубному пространству через тройник две напорные линии для подачи реагентов и обвязали первую с насосным агрегатом ЦА-320, вторую с кислотным агрегатом СИН-32. Приготовили раствор жидкого отхода производства синтетического цеолита NaX с лигносульфонатом, для чего насосным агрегатом ЦА-320 в технологическую емкость закачали 60 м³ жидкого отхода производства синтетического цеолита NaX, добавили 1600 кг лигносульфоната с одновременным перемешиванием и перемешивали в течение 20 мин по круговой схеме при помощи насосного агрегата ЦА-320. Одновременно с этим приготовили 60 м³ 10% раствора соляной кислоты, для чего во вторую технологическую емкость закачали 35,4 м³ пресной воды и агрегатом СИН-32 закачали 24,6 м³ 23% раствора соляной кислоты (товарная соляная кислота) и перемешивали в течение 10 мин по круговой схеме при помощи кислотного агрегата СИН-32. Далее в скважину закачали при открытом затрубном пространстве (соединено в циркуляционную емкость) 10 м³ 12% соляной кислоты (кислотным агрегатом СИН-32) 0,5 м³ пресной воды; 3,5 м³ жидкого отхода производства синтетического цеолита NaX с добавкой лигносульфоната (насосным агрегатом ЦА-320); закрыли затрубное пространство и закачали последовательно: 16,5 м³ жидкого отхода производства синтетического цеолита NaX с добавкой лигносульфоната (насосным агрегатом ЦА-320); 0,5 м³ пресной воды; 20 м³ 12% соляной кислоты (кислотным агрегатом СИН-32); 0,5 м³ пресной воды; 20 м³ жидкого отхода производства синтетического цеолита NaX с добавкой лигносульфоната (насосным агрегатом ЦА-320); 0,5 м³ пресной воды; 20 м³ 12% соляной кислоты (кислотным агрегатом СИН-32); 0,5 м³ пресной воды; 20 м³ жидкого отхода производства синтетического цеолита NaX с добавкой лигносульфоната (насосным агрегатом ЦА-320); 0,5 м³ пресной воды; 10 м³ 12%) соляной кислоты и 14,5 м³ технической воды (насосным агрегатом ЦА-320). Устье скважины загерметизировали и оставили скважину в покое на 12 ч для гелеобразования.

Приготовили 70 м³ замедленного кислотного раствора, для чего насосным агрегатом ЦА-320 в технологическую емкость закачали 14 м³ жидкого отхода производства синтетического цеолита N