issue-50_v1

имеющую больший внутренний диаметр,перекрыв ее проходное сечение, поэтомуспускаемые в скважину пакерующие устройствадолжны иметь уплотнительные элементы,способные надежно загерметизироватьтакой большой кольцевой зазор междуэксплуатационной колонной и ГТ, во много разпревышающий кольцевой зазор между лифтовойколонной и ГТ [6, 7].Поэтому предпочтителен и менее затратенспособ, позволяющий отсечь продуктивныепласты друг от друга намываемой в стволескважины песчаной пробкой, например, как приизоляции притока пластовых вод по патенту РФ№ 2488962 [8].Пласты, слагающие многопластовыеместорождения, имеют различнуюпроницаемость, поэтому ОПЗ этих пластовнеобходимо осуществлять кислотнымисоставами, подобранными для обработкиконкретного пласта, например, солянойкислотой, плавиковой кислотой, аэрированнойуглеводородной кислотной эмульсией и другимикислотными растворами [1, 7].За рубежом для ОПЗ нефтегазовых скважинприменяется технология, включающаязакачивание и продавливание в пласт солянойкислоты [9].В отечественной практике наиболее частоприменяется технология кислотной обработкипласта путем закачивания и продавливаниясоляной кислоты в пласт для доставки ее вобрабатываемый интервал [10].Недостатком этих технологий являетсянедостаточная эффективность ОПЗпродуктивного пласта, тем более несколькихпластов различной проницаемости.Для поинтервальной ОПЗ нефтегазовойскважины применяется технология, включающаяотсечение продуктивных пластов друг от другапакерующими устройствами и закачиваниев обрабатываемый пласт кислотного составачерез ГТ, разработанная Д.А. Кустышевым и др.[11]. Недостатком предложенной технологииявляется большая трудоемкость по отсечениюпродуктивных пластов друг от друга инедостаточная эффективность обработкитрещиновато-порового продуктивного пластав части трещин и пор, имеющихся в горныхпородах ПЗП.С целью сокращения затрат на проведениеОПЗ многопластовых месторождений авторамипредложена новая технология [12], особенностьюкоторой является отсечение продуктивныхпластов друг от друга путем намывания в стволескважины проппантовых пробок. За счет этогоодновременно повышается эффективностьобработки трещиновато-поровогопродуктивного пласта и снижается стоимостьремонта вследствие устранения применениядорогостоящих пакерующих устройств, вhave different permeability, that is why BHT ofsuch formations should be performed with acidcompositions selected for treating specific horizons,such as hydrochloric acid, hydrofluoric acid, aeratedhydrocarbon emulsified acid and other acid solutions[1, 7].Foreign operators perform O&G wells BHT with atechnology based on hydrochloric acid pumped andpushed into the formation [9].The domestic producers most frequently usea technology of acid treatment of the formationwith hydrochloric acid pumped and pushed inthe formation for its further delivery to the treatedinterval [10].One of the disadvantages of this technology is poorefficiency of the productive layer BHT, more overwhen horizons have different permeability.The interval BHT of an O&G well is performed witha technology providing for separation of productivelayers with packer devices and pumping an acidsolution into the productive layer via a coiled tubingunit. The technology was designed by a group ofresearchers led by D.A. Kustyshev. [11]. One of thedisadvantages of the proposed technology is highlabor intensiveness of separating the productivelayers and poor efficiency of treating the fracturedand porous productive layers, especially in the area offractures and pores in the bottom-hole area rocks.In order to cut the expenses on BHT ofmultihorizon fields the authors suggested a newtechnology [12] based on separating the productivelayers by inwashing the proppant plugs in thewellbore. It raises the efficiency of treating thefractured and porous productive layers and at thesame time brings down the service costs, as there isno necessity in using expensive packer devices, manyof which are manufactured abroad.The technology is implemented in O&G well ofmulti-horizon fields equipped with production string1 and tubing string 2 lowered till the top of the upperformation in the following order.At first (Figure 1) the wellbore, till the surfaceof the productive layer 3, usually composed of lowpermeable clay rocks with the permeability below40 ·10 -3 µm 2 , is subject to proppant plug inwashing.The plug 4 consists of a large piece of proppant, forinstance 6–10 mesh. (the diameter of the particle isabout 2 mm).After that CTU 5 is lowered into the well, whichis still not killed, till the top of inwashed proppantplug 4. The CTU is used to pass the acid composition6 pumped into the upper treated layer 3. The acidcomposition is a solution of mud acid, which consistsof 3–5% hydrofluoric acid and 10–12 % hydrochloricacid, in the amount of 1,5–2,0 m 3 per 1 m of thetreated interval.The acid composition 6 is pushed by inactive gas(nitrogen) 7 into the bottom-hole area of the uppertreated area 3 on the depth of the clogged area,including rock fractures and pores. The acid solution6 is left for the period of its reaction with the clogging№ 4 (050) Декабрь / December 2014 57Technologies