Технология ремонтно-изоляционных работ на примере СНПХ-9633
2. Нефтебитумный
продукт (НБП)
НБП представляет собой
сложную смесь углеводородов различного структурно-группового состава и их
гетеропроизводных, обладающих широким спектром физико-химических свойств,
обуславливающих их стабильность и реакционную способность. Закачка
нефтебитумного продукта с заданными фильтрационными характеристиками в
обводненный пласт повышает эффективность вытеснения нефти за счет:
мицеллярного строения
нефтебитумного продукта и его поверхностно - активных свойств, обуславливающих
его эмульгирующую и водоограничительную способность, что приводит к повышению
сопротивления промытых зон, в разработку включаются не охваченные заводнением
зоны пласта и пропластки;
в результате блокирования
промытых зон обводненной части пласта создаются необходимые депрессии для включения
не охваченных заводнением интервалов и зон нефтенасыщенного пласта;
в результате блокирования
промытых зон создаются необходимые депрессии дляизвлечения нефти из менее
проницаемых интервалов пласта.
Технология разработана
для закачки НБП в нагнетательные и добывающие скважины, эксплуатирующие
обводненные (обводненность 80 %) слоисто-неоднородные терригенные и карбонатные
коллектора нефтяных месторождений.
3. Водонабухающий
полимер (ВНП)
Для изоляции водоносных
пластов, ликвидации перетоков в затрубном пространстве, «языковых» прорывов вод
и выравнивания контура заводнения разработана технология применения ВНП,
способного многократно увеличить свой объем (набухать) в водных средах, не
переходя в жидкое состояние, оставаясь гелем, но увеличивающимся в объеме не
менее чем в 60-80 раз.
Молекулярное строение ВНП
условно представляется единой макромолекулой «сшитой» из молекулярных цепочек.
Цепочки и связи образуют упругую сетку, которая скручена и плотно упакована.
При взаимодействии с водой упругие цепочки и связи молекулы раскручиваются и
расправляются. Гель начинает набухать до тех пор, пока молекулярные цепочки не
исчерпают свою упругость.
КРР
Зарубежный опыт
эксплуатации продуктивной зоны горизонтальных скважин показал, что
характеристики притока нефти в большинстве скважин являются крайне не
совершенными: 75% притока приходятся на первые 30% протяженности
горизонтального ствола. Результатом традиционной технологии заканчивания
скважин скважин - с обеспечением сплошного отбора продукции из всей прродуктивной
зоны является низкая эффективность использования горизонтального ствола
скважины. Невозможность создания необходимой депрессии для удаленных участков
горизонтальной продуктивной зоны приводит к неравномерной и неполной выработке
запасов и, при близком расположении водоносных горизонтов в начальном (30%)
участке скважины, преждевременному подтягиванию воды.
Одним из вариантов
заканчивания скважины является разобщения продуктивной зоны на ряд участков без
цементирования обсадной колонны в этой зоне. Такие технико-технологические
схемы могут быть реализованы путем использования заколонных гидравлических
проходных пакеров.
Анализ зарубежного опыта
и промысловых данных по эксплуатации горизонтальных скважин, построенных по
указанной выше технологии, а также имеющиеся геофизечиские материалы
показывают, что для
создания условий
максимального нефтеизвлечения необходим новый подход к системе заканчивания и
крепления горизонтального участка скважины.
Принципиально новый
технико-технологический комплекс КРР-146 для крепления пологих и горизонтальных
скважин, разработанный в ООО НТЦ «ЗЭРС» в тесном сотрудничестве со
специалистами ОАО «Сургутнефтегаз» предусматривает достижение эффективной
эксплуатации горизонтальных скважин с ограничением содержания воды и газа в добываемой
продукции.
Для этих целей,
горизонтальный участок ствола скважины не цементируется и разделяется с помощью
заколонных проходных пакеров на несколько разобщенных друг от друга зон в
интервале продуктивного пласта с возможностью многократного регулирования
сообщения этих зон с полостью эксплутационной колонны.
Комплекс КРР-146
обеспечивает проведение следующей совокупности технологических операции в
процессе крепления, освоения и эксплуатации горизонтальных скважин:
герметичное разобщение
горизонтального участка скважины на отдельные зоны с помощью заколонных
гидравлических проходных пакеров, заполняемых твердеющими полимерными
материалами или маслом;
размещению между пакерами
механичиски управляемых - открываемых и закрываемых - колонных фильтров;
проведение операции
пакеровки скважины и регулирования колонных фильтров с помощью
многофункционального внутриколонного управляющего инструмента, спускаемого на
НКТ и приводимого в действие гидравлическими и механическими операциями;
проведение селективной
изоляции;
раздельный ввод участков
ствола скважины, в зависимости от велечины проницаемости.
Комплекс колонной
оснастки типа КРР-146 включает в себя следующие технические средства
(см.рис.2):
Рис.2 Комплекс КРР-146
1. Кондуктор
2. Промежуточная колонна
3. Эксплутационная колонна диаметром
146мм
4. Цетраторы жесткие
5. Муфта проходная цементировачная
6. Пакер проходной гидравлический
ПГУП-146
7. Скважинный управляемый клапан
КРР.146.03
8. Фильтр скважинный управляемый
КРР.146.02
9. Пакер ПГМП1 146-2 или пакер
КРР-146.01
10. Обратный клапан ТОК-146
11. Фиксатор МЦП-220
12. Доливное устройство ДУ-146
13. Башмак БОК-146
Впервые в отечественной
практики КРР-146 применялся в «Сургутнефтегаз» на 14 скважинах.
На рис 3. представлена
схема КРР котрые использованы на горизонтальных скважинах №1 и №2 в НГДУ
«Лениногрскнефть» состоящая из:
Кондуктор
Промежуточная колонна
Эксплутационная колонна
диаметром 146мм
Пакер
Фильтр скважинный
управляемый КРР.146.02, закрытый
Фильтр скважинный
управляемый КРР.146.02, открытый
Нефть
Вода
Нефть с водой
В НГДУ «Лениногорскнефть»
на двух горизонтальных скважинах по данным ГИС были определены интервалы
обводнения скважин, которые были отсечены пакерами, к сожалению в одной
скважине эксплутационная колонна оказалась не герметичной. На обоих скважинах
все управляемые колонные фильтры закрыты и лишь по одному самому нижнему
фильтру открыты.
По состоянию на 1.01.04г.
первая скважина работает со следующими параметрами: Дебит жидкости 8,1м3/сут,
нефти 4,8т/сут, обводненность составляет 41%. (до внедрения КРР скважина
работала со следующими параметрами - дебит жидкости 15,2м3/сут, нефти 0,8т/сут,
обводненность 94,7%.). Дополнительная добыча составляет 90т за 22,5 дня рабоы.
По второй скважине эффекта не получено.
В настоящее время трудно
сделать правильные выводы использования КРР из-за короткого срока эксплуатации.
Возможно необходимо повторно происследовать скважины на определения интервалов
поступления воды и открыть другие фильтра.
5. СНПХ – 9633
Технология предназначена
для улучшения показателей разработки добывающих скважин в залежах с
неоднородными карбонатными коллекторами при пластовых температурах 20-400С
и различной минерализацией попутно – добываемых вод.
Технология основана:
на способности
углеводородного раствора ПАВ при взаимодействии с минерализованной водой,
обводняющей скважину, образовывать вязкие устойчивые эмульсии с внешней
углеводородной фазой (селективная изоляция);
на повышение
эффективности кислотной обработки путем блокирования зон с повышенной
проницаемостью за счет образования высоковязких гелеобразных эмульсий,
возникающих при смешении последовательно закаченных оторочек углеводородного
раствора ПАВ и кислоты, что позволяет направить последнюю в нефтенасыщенные
малопроницаемые зоны (направленная кислотная обработка).
Варьирование состава
углеводородной композиции позволяет проводить кислотные обработки как в
сочетании с длительной блокировкой высокопроницаемых водонасыщенных зон пласта,
так и временной (на период проведения кислотной обработки). В последнем случае
после реакции кислоты с породой пласта и снижением ее активности, устойчивость
и вязкость эмульсионных систем резко падает, вследствие чего происходит
восстановление проницаемости ранее блокированных зон.
Состав закачиваемого
реагента (марка реагента) подбирается, исходя из типа и минерализации
(плотности) попутно извлекаемых вод, концентрации используемой кислоты и цели
обработки (временная или длительная изоляция обводненных пропластков).
В зависимости от
плотности извлекаемых вод для селективной изоляции следует использовать
следующие марки реагента:
Таблица 8
Зависимость
применяемой марки реагента от плотности пластовой воды
Марка реагента
|
лотность вод, обводняющих скважину,
кг/м3
|
СНПХ – 9633 В1
|
1015-1060
|
СНПХ – 9633 В2
|
1050-1130
|
СНПХ – 9633 А
|
1130-1185
|
3.5
Технология ремонтно-изоляционных работ с применением СНПХ-9633 на примере
скважины 15403а НГДУ «Лениногорскнефть»
3.5.1
Требования к выбору объектов применения
При выборе объектов для
обработки композицией СНПХ-9633 рекомендуется руководствоваться следующими
требованиями:
Скважины, в которых
продуктивные пласты представлены карбонатными коллекторами. Тип коллектора –
трещиновато – поровый (наличие трещин является положительным фактором).
Наличие значительных
остаточных запасов нефти.
Высокая обводненность
извлекаемой продукции (свыше 90 %, желательно более 94 %).
Герметичность
эксплуатационной колонны.
Снижение текущего дебита
скважины в процессе работы при неизменном пластовом давлении. Предпочтительный
дебит скважины до обработки – не более 5 м3/сут.
Наличие приемистости
скважины перед обработкой ориентировочно на уровне 20-100 м3/сут.
Отсутствие
непосредственно перед обработкой реагентом СНПХ-9633 закачки высоковязких
систем (гипан, пиропофтесернокислотная смесь и др.).
По возможности
минимальная депрессия на пласт в ходе эксплуатации (желательно не выше 1 МПа,
особенно после обработки).
3.5.2
Требования, предъявляемые к подготовке скважины перед закачкой СНПХ-9633
Определить дебит
скважины, обводненность продукции, плотность и состав попутно-добываемой воды,
пластовое, забойное и буферное давление, коэффициент продуктивности.
Заглушить скважину.
Поднять подземное
оборудование.
Провести комплекс ГИС по
определению технического состояния эксплуатационной колонны, чистоты текущего
забоя и источника обводнения.
При необходимости промыть
скважину водой.
При выявлении по
результатам исследований неисправностей в техническом состоянии
(негерметичность э/к, наличии заколонных перетоков, отсутствие зумпфа и др.) их
необходимо устранить.
Спустить технологические
трубы на глубину на 1-2м ниже нижнего перфорационного отверстия.
Определить приемистость
скважины и давление нагнетания.
Если давление нагнетания
превышает давление раскрытия трещин (гидроразрыва) в коллекторах или оно
составляет более 9 МПа, снизить его методами ОПЗ (кислотная ванна).
Если давление нагнетания
превышает допустимое на колонну, и его невозможно снизить указанными методами,
то работы по закачке СНПХ-9633 следует вести с применением пакера. Колонна
должна быть прошаблонирована, а место посадки пакера подготовлено.
Для проведения работ по
ограничению водопритока с использованием реагента СНПХ-9633 совместно со
специалистами НГДУ «Лениногорскнефть» была подобрана скважина №15403а.
Таблица 9
Исходные данные по
скважине 15403а
№п/п
|
Геолого-технологические
параметры
|
|
1
|
Дата ввода в
эксплуатацию
|
18.02.1978г.
|
2
|
Тип коллектора
|
Трещиновато-поровый
|
3
|
Начальный дебит по
нефти, т/сут
|
3,5
|
4
|
Начальный дебит по
жидкости, м3/сут
|
4,7
|
5
|
Начальная
о7бводненность, %
|
3,2
|
6
|
Отобрано запасов с
начала эксплуатации перед проведением изоляционных работ, т
|
18356
|
7
|
Пластовое давление, МПа
|
6,4
|
8
|
Искусственный забой, м
|
1125
|
9
|
Дебит нефти перед
проведением изоляционных работ, т/сут
|
1т/сут
|
10
|
Дебит жидкости перед
проведением изоляционных работ, м3/сут
|
10м3/сут
|
11
|
Обводненность скважины
перед проведением изоляционых работ, %
|
77%
|
12
|
Интервал перфорации, м
|
758-766
|
3.5.3
Материалы, применяемые в технологическом процессе
Реагент СНПХ – 9633 ТУ 39-05765670-ОП-180-93
представляет собой раствор композиции поверхностно – активных веществ в
углеводородном растворителе и отличается составом анионного компонента.
Характеристика реагентов
приведена в таблице 10.
Таблица 10
Характеристика
реагентов
Наименование
|
Единица измерений
|
Значение показателя
|
Внешний вид
|
Визуально
|
Однородная прозрачная жидкость
темно-коричневого или зеленого цвета
|
Плотность при 200С, в
пределах
|
кг/м3
|
800-930
|
Вязкость при 200С, не
выше
|
мПа*с
|
3,0
|
Температура застывания, не выше
|
0С
|
- 30
|
Реагент готовится в
соответствии с техническими условиями, поставляется и закачивается в скважину в
товарном виде.
Вода пластовая
(девонская) хлоркальциевого типа, плотностью ~ 1180 кг/м3. Кислота
соляная ингибированная ТУ 6-01-046-89-381-85-92.
При давлении нагнетания
ниже 45атм, закачка производится с добавлением наполнителя - глинопорошка,
количество которого определяется в зависимости от приемистости скважины и
давления нагнетания.
3.6 Расчет
необходимого количества реагента
Согласно указаниям по
расчету СНПХ, приведенным выше, на 1м. перфорированной толщины пласта
рекомендуется 3-3,5м3 реагента СНПХ.
Vр=V0*h (1)
Где Vр – объем реагента, необходимого для
изоляции вод;
V0 - объем реагента на 1м.
перфорированной толщи пласта;
h – интервал перфорации.
Vр=3*(766-758)=24м3 (2)
на скважинно-обработку.
В связи с низкой
приемистостью и низким давлением нагнетания
необходимо произвести
изоляцию водопритока с использованием наполнителя – глинопорошка, количество
которого выбирается исходя из приемистости скважины и давления нагнетания. При
подготовительных работах приемистость скважины составила - 480м3/сут при 25атм.
Соответственно следуя инструкции по применению реагента при такой приемистости
необходимо 4-6т глинопорошка, в качестве наполнителя.
С целью повышения
эффективности обработки добывающих скважин реагентом СНПХ-9633 в последние годы
стали вводить порциями, чередуя их с минерализованной водой плотностью 1040 –
1070 кг/м3 . Это делалось для увеличения зон смешения реагента с
водой и облегчения формирования эмульсии в пористой среде.
Распишем технологию
проведения процесса:
4м3 реагента СНПХ-9633 и
0,8-1,2т сухого глинопорошка;
4м3 воды плотностью
1,04-1,07 г/см3
Повторяем п.1, п.2 четыре
раза.
8м3 СНПХ-9633
Продавка реагента в пласт
производится технической водой удельным весом 1,04-1,07г/см3.
Рассчитаем объем
продавочной жидкости:
Объем продавочной
жидкости определяется из следующего расчета:
Объем НКТ плюс 2-6м3 (если
объем закаченного реагента менее 20м3)
Объем НКТ плюс 4-10м3
(если объем закаченного реагента более 20м3)
Соответственно при наших
условиях выбираем:
Vжид продавки=Vнкт + 6м3 (3)
где Vжид продавки – объем продавочной
жидкости, Vнкт – объем НКТ (м3)
Vнкт=V’нкт*L (4)
где V’нкт – объем одного метра НКТ, L – глубина спуска, м
V’нкт=πR2 (5)
Где R – внутренний радиус НКТ,
R=(D-δ)/2 (6)
где D-диаметр НКТ, δ – толщина
стенки.
R=(73-5,5)/2=31мм=0,031м
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6
|