Обработка ПЗП без глушения скважины

Результаты исследований влияния неионогенных ПАВ на реологические и фильтрационные свойства аномальных нефтей позволяют рекомендовать использование этих реагентов в составе технологических жидкостей при вторичном вскрытии продуктивного пласта, глушении скважин перед их подземным ремонтом, обработках ПЗП. Установлено, что ПАВ, непосредственно введенные в нефть или перешедшие в нее из водного раствора за счет диффузии, оказывают пептизирующее действие на асфальтены -основные структурообразующие компоненты пластовой нефти, вследствие чего у последней улучшаются реологические и фильтрационные свойства. [c.35]

Использование разработанного эмульгатора ЭН-1 в нефтяной промышленности позволит повысить эффективность различных технологических процессов добычи нефти с применением обратных водонефтяных эмульсий, таких как вторичное вскрытие продуктивного пласта, глушение скважин перед подземным ремонтом, ограничение водопритоков, обработки призабойной зоны скважин. [c.59]

Из схемы (см. рис. 1) видно, что по разнообразию целей воздействия на первом месте стоит нефтедобывающая скважина. Из четырнадцати выделенных целей девять могут быть достигнуты вводом химических реагентов в нефтяную скважину или ее призабойную зону. Нефтяная скважина — это место ввода химических веществ для достижения всех девяти указанных целей, как это видно из табл. 1 (см. зону распространения эффекта). В действительности на конкретном месторождении в тот или иной период разработки при введении химических реагентов в нефтяную скважину можно решить не более двух-трех практических задач. Например, на определенной стадии разработки месторождений Татарии химическую обработку продуцирующей скважины проводят в основном для увеличения ее производительности и глушения при подземном ремонте. Из рис. 1 и табл. 1 видно, что некоторые реагенты с одинаковым функциональным значением можно вводить на нескольких объектах технологической цепи. Это относится к деэмульгаторам, реагентам, повышающим к. п. д. насосов, ингибиторам коррозии и солеотложения. Традиционное место ввода деэмульгатора — установка промысловой подготовки нефти, но высокая эффек- [c.3]

В диссертационной работе представлены результаты теоретических, экспериментальных и промысловых исследований, посвященных разработке и совершенствованию технологий борьбы с осложнениями при эксплуатации скважин на залежах аномальных нефтей. В основе этих технологий находятся новые химические реагенты и составы технологических жидкостей реагенты для снижения аномалий вязкости пластовой нефти составы для восстановления приемистости нагнетательных скважин жидкости для глушения скважин, сохраняющие коллекторские характеристики пород призабойной зоны пласта и обладающие свойствами нейтрализатора сероводорода антикоррозионные и консервационные жидкости для скважин эмульгаторы обратных водонефтяных эмульсий, применяемых для различных процессов нефтедобычи реагенты-гидрофобизаторы для обработки призабойной зоны пласта. [c.6]

Лабораторными исследованиями установлено, что составы УНИ обладают поверхностно-активными свойствами (на границе с углеводородами имеют межфазное натяжение в 1,5...3 раза меньше, чем вода). Логично предположить, что при их попадании в ПЗП в процессах вторичного вскрытия нефтяного пласта и глушения скважины перед ее ремонтом уменьшится интенсивность проявления капиллярных сил в пористой среде пород, улучшатся условия притока нефти к забою скважины, облегчится процесс ее освоения. В связи с этим составы УНИ можно использовать не только в качестве технологических жидкостей при вторичном вскрытии продуктивного пласта и проведении подземного ремонта скважин для сохранения фильтрационных характеристик пород ПЗП, но и как химические составы при обработках ПЗП с целью интенсификации притока нефти к скважинам. [c.23]

Проведены исследования по разработке высокоэффективного эмульгатора обратных водонефтяных эмульсий, нашедших свое применение в различных технологических процессах добычи нефти, таких как вторичное вскрытие продуктивного пласта, глушение скважин перед подземным ремонтом, ограничение водопритоков, обработки призабойной зоны скважин. Недостатком большинства известных эмульгаторов является низкая эффективность, обуславливающая невысокую агрегативную и термическую стабильность образуемых с их участием обратных водонефтяных эмульсий, а также ограниченность ресурсов и высокая стоимость составляющих компонентов. В результате проведенных исследований был разработан высокоэффективный эмульгатор обратных водонефтяных эмульсий ЭН-1 (пат. РФ №2154662), представляющий собой смесь остаточных продуктов вторичной и продуктов первичной переработки нефти. [c.33]

Существующая технология кислотной обработки призабойной зоны пласта не позволяет воздействовать на пласт без глушения скважины. Глушение скважин глинистым раствором ухудшает проницаемость призабойной зоны, что в конечном итоге снижает эффективность проведения кислотной обработки. [c.446]

Действительно, поинтервальные и направленные обработки, в том числе в скважинах с открытым забоем, обработка пласта струями кислоты высокого давления — все эти методы требуют глушения скважин. [c.446]

Обработка ПЗП без глушения скважины [c.27]

Производятся подготовительные работы в соответствии (см. раздел выше), без глушения скважины, и готовится необходимое количество состава для обработки ПЗП и продавочной жидкости в объеме БДТ. [c.27]

Испытания разработанной технологии ОПЗ пласта в процессе подземного ремонта показали возможность глушения аналогичных скважин с полной заменой скважинной жидкости на обратные эмульсии. Для повышения же эффективности операции по обработке ПЗП с высокой приемистостью были рекомендованы составы обратных эмульсий с повышенными вязкостными свойствами в/м - 55/45, нефть/дистиллят - 50/50, ЭС-2 - 1 %. [c.178]

Разработанные технологии нашли промышленное применение в процессах вторичного вскрытия и глушения нефтяных пластов перед подземными ремонтами скважин с сохранением фильтрационных характеристик пород призабойной зоны и нейтрализацией сероводорода, при обработках призабойной зоны продуктивного пласта с целью восстановления приемистости нагнетательных скважин. [c.12]

В настоящей работе представлены результаты теоретических, экспериментальных и промысловых исследований, посвященных разработке реагентов для снижения аномалий вязкости пластовой нефти составов для восстановления приемистости нагнетательных скважин жидкостей для глушения скважин, сохраняющих коллекторские характеристики пород призабойной зоны пласта и обладаюнщх свойствами нейтрализатора сероводорода антикоррозионных и консервационных жидкостей для скважин эмульгаторов обратных водонефтяных эмульсий, применяемых для различных процессов нефтедобычи реагентов-гидрофобизаторов для обработки призабойной зоны пласта. Исследования проводились в соответствии с программой № 7 Академии наук [c.4]

Скв. 6240 Восточно-Лениногорской площади имеет искусственный забой 1823 м, интервал перфорации - 1777-1740 м, пластовое давление - 14,7 МПа, диаметр НКТ - 60 мм, насос -ЭЦН-80, глубина установки насоса - 1350 м, коллектор - песчаники, дебит до обработки - 47 м /сут, обводненность продукции - 10 %, динамический уровень - 994 м при = 2,2 МПа, статический уровень - 605 м при p = 3,9 МПа, коэффициент продуктивности - 10 т/(сут МПа). Глушение скважины выполнено по первому варианту. Обратную эмульсию закачивали в межтрубное пространство. В момент появления эмульсии из НКТ на устье скважины, объем закачанной эмульсии составил 20 м. Более 3 м поднасосной жидкости поглотилось пластом. После,закрытия задвижки на НКТ закачали еще 4 м эмульсии. Состав эмульсии эмульгатор ЭС-2 - 0,6 %, дистиллят - 25 %, нефть товарная - 24,4 %, пластовая девонская вода - 50 %. Свойства эмульсии р = 980 кг/м Tjoj = 55 с, У = 100 В. Обратную эмульсию выдерживали в скважине 46 ч, после этого ее запускали в работу без освоения. Через 15 сут эксплуатации параметры режима работы скважины составили пластовое давление - 14,5 МПа, динамический уровень - 1100 м при давлении р тр = 3 МПа, статический уровень - 530 м при давлении р , = 3,05 МПа, дебит жидкости - 58 м /сут при обводненности продукции 10 %, коэффициент продуктивности -13 т/(сут-МПа). f [c.178]

Зейгман Ю.В., Нюняйкин В.Н., Рогачев М.К. Технологии применения жидкостей глушения скважин - составов УНИ для вторичного вскрытия, обработки призабойной зоны нефтяных пластов и проведения ремонтных работ в скважинах. -Уфа Изд-во Фонда содействия развитию научных исследований, 2000.-18с. [c.42]

Следует упомянуть и о важности применения новой рабочей жидкости, используемой при кислотных обработках. Спиртокислотная смесь разработана и испытана на 37 скважинах ОГКМ [14] как при традиционных обработках по стандартной технологии, так и по новой технологии без глушения скважин. [c.446]

Из данных, приведены ь[х на рис.3. 1 и в табл.3.1, видно, что из испытуемых химических составов гидрофобизир>тощее действие на пористую среду оказьгеают следующие составы (в порядке усиления) УНИ-3, У НИ-], УНИ-1 с добавлением Нефтехим-1 (0,1%), ТГ, МК-1. Результаты кс-периментов позволяют рекомендовать эти химические составы в качестве технологических жидкостей, обладающих гидрофобизирующи-ми свойствами, для добывающих скважин. Они полностью согласуются с результатами предыдущих исследований и рекомендациями по использованию состава УНИ-1 и состава УНИ-3 в качестве жидкостей глушения нефтяных скважин [33-37], Два из испытуемых состава УНИ-1 с добавлением неонола АФ9-12 (0,1%) и УНИ-1 с добавлением доуфакса ДВ-02 (0,1%), наоборот, оказывают гидрофилизирую-щее действие на пористую среду (см. табл.3.1), что позволяет рекомендовать их для обработки призабойной зоны нагнетательных скважин. [c.30]

Исследование составов обратной эмульсии, обеспечивающей обработку призабойной зоны пласта в процессе глушения и текущего ремонта скважин/ Орлов Г.А., Мусабиров М.Х., Давыдова А.И. и др.// Нефтяное хоз-во,- 1985.- Ns 9.- С, 51-54. [c.224]

Полимерный реагент ПС (ТУ 6-55-221-1399 — 95) (полимерная смесь производных полисахаридов) — используется для приготовления высокоминерализованных технологических жидкостей без твердой фазы для заканчивания, глушения и консервации скважин. Термостойкость до 150 °С. Порошок белого или кремового цвета с влажностью до 10 %. Полностью растворим в воде и соляной кислоте. Рекомендуется использовать в технологиях при обработке продуктивного коллектора. Оптимальная концентрация 1,5 % из расчета на сухое вещество. Позволяет получить коэффициент восстановления проницаемости до 88 %. Водорастворим при любых температурах. Биоразлагаем. [c.131]

Спиртопенокислотные составы включали ингибированную соляную кислоту повышенной концентрации (20 — 22 %), ди-этиленгликоль или метанол, уксусную кислоту и пенообразователь (сульфонол, ОП-7, ОП-10). Технология обработки заключалась в замене жидкости глушения на газоконденсат или дегазированную нефть, закачке в скважину через НКТ 3 — 5 м буферного пенообразующего раствора на основе сульфонола или неионогенных ПАВ (0,5—2 %) и КМЦ-700 (или КМЦ-600) (1,5 %) и последующей задавке составов в пласт. Пенокислотные составы залавливались в пласт при давлении, не превышающем давления опрессовки эксплуатационной колонны, и выдерживались 4 — 6 ч для реагирования. [c.424]