Технологический раствор для вторичного вскрытия
При вторичном вскрытии продуктивного пласта перфорационная жидкость может проникать в пласт на большую глубину, превышающую глубину проникновения фильтратов бурового и цементного раствора. Поэтому качество перфорационной среды оказывает большое влияние на сохранение коллекторских свойств пласта.
Жидкость перфорации на основе реагента КДС-М обеспечивает восстановление проницаемости призабойной зоны пласта за счет разрушения (деструкции) кольматационного экрана, сформированного в процессе первичного вскрытия и заканчивания скважины. Комплексный реагент КДС-М содержит соли калия и натрия, ПАВ-деэмульгатор и деструктор. Состав перфорационной среды корректируется с учетом полимерных реагентов, используемых для приготовления и обработки буровых растворов для первичного вскрытия.
Обязательным этапом технологии вторичного вскрытия продуктивного пласта с использованием декольматирующей перфорационной среды является подготовка эксплуатационной колонны к проведению перфорационных работ, которая включает следующие этапы:
- промывка колонны технической водой для удаления остатков бурового и цементного растворов из скважины;
- растворение кислотным составом остатков цемента со стенок колонны в интервале перфорации;
- удаление продуктов реакции из обсадной колонны;
- очистка флокулянтом солевого раствора (пластовой воды) от механических примесей и приготовление перфорационной среды.
Основные преимущества предлагаемой технологии:
- восстановление естественной проницаемости призабойной зоны пласта за счет деструкции полимерных реагентов, формирующих зону кольматации в процессе первичного вскрытия и заканчивания скважины;
- предупреждение образования водо-нефтяной эмульсии в ПЗП и в стволе скважины при освоении;
- сокращение времени освоения в 1,5–2 раза;
- увеличение начальных дебитов скважин на 20–30%. В качестве жидкости перфорации предлагается использовать состав на основе водного раствора реагента КДС-М.
На состав имеется патент РФ. Патентообладатель ООО «ПермНИПИнефть».
