Смекни!
smekni.com

Технология ремонтно-изоляционных работ на примере СНПХ-9633 (стр. 7 из 12)

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

V’нкт=3*14*0,0312=3,017*10-3м3

Vнкт=3,017*10-3*758=2,3м3

Vжид прод=2,3+6=8,3м3≈8м3

Соответственно нам необходимо 16м3 пластовой воды удельным весом 1,04-1,07г/см3 на закачку самого реагента, 8м3 на продавку реагента и 8м3 на определение приемистости перед началом работ. Всего 32м3. СНПХ-9633 марки В-1 в количестве 24м3, согласно выше приведенному расчету. Глинопорошка в качестве наполнителя 4т.

При резком возростании давления более чем на 30/40% сократить количество продавочной жидкости между циклами с 4 до 1м3, а если это не поможет, качать без разделительных оторочек.

Оставить скважину на реагирование не менее чем на 24часа.


3.7 Определение числа и типа специальной техники

Определяем тип и число специальной техники, необходимой для проведения изоляционных работ, исходя из рассчитанного количества реагента. Для нагнетания реагента выбираем наиболее распространенный цементировочный агрегат ЦА-320 в количестве двух единиц. Под доставку и перемешивание глинопорошка, необходим СМН-20. Рассчитанный объем реагента и технической воды доставляется на скважины с помощью автоцистерн АЦ. Нам потребуется АЦ-8 в количестве 4 единиц для минерализованной воды и 3 единицы АЦ-8 под СНПХ-9633.