25332 (586593), страница 6

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 6)

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.

3.8 Освоение скважины после ремонта

После проведения изоляционных работ проводят освоение скважин. Освоением скважины называется комплекс работ по вызову притока жидкости и газа из пласта в эксплуатационную скважину.

Сущность освоения скважины заключается в создании депрессии, т.е. перепада между пластовым и забойным давлениями, с таким расчётом, чтобы пластовое давление превышало забойное. Достигается это двумя путями:

уменьшением плотности жидкости, находящейся в скважине;

снижением уровня жидкости в скважине.

В первом случае жидкость в скважине может быть заменена на следующие:

– глинистый раствор на воду, затем на нефть;

– минеральная вода – на пресную воду, затем на нефть;

– эмульсионный раствор на углеводородной основе – на нефть.

Количество нефти – для замены должно быть не менее объёма эксплуатационной колонны.

Во втором случае уровень в скважине снижают одним из следующих способов:

свабированием или тартанием желонкой;

сжатым газом или воздухом;

спуском и откачкой жидкости электропогружными или штанговыми насосами.

Свабирование заключается в постепенном снижение уровня жидкости, заполняющей скважину, при помощи сваба. Для подготовки скважины к свабированию спускают НКТ до интервала перфорации. Каждую трубу перед спуском шаблонируют шаблоном, т.к. диаметр манжет сваба на 1–2 мм меньше диаметра НКТ.

Сваб спускают в трубы на стальном канате диаметром 16, 19 мм. При спуске шариковый клапан открыт, что позволяет свабу свободно погружаться в жидкость. При подъёме сваба клапан закрывается и столб жидкости, который находится над свабом, выносится наверх. Во избежание обрыва каната максимальная глубина спуска сваба под уровень жидкости в скважине не должна превосходить допустимых нагрузок на канат, обычно сваб спускают под уровень жидкости на

глубину 150 – 350 м. При свабировании уровень жидкости в скважине снижается, соответственно снижается забойное давление, что вызывает приток жидкости из пласта. Для снижения уровня жидкости используют и желонки. Желонку изготавливают из НКТ или обсадных труб, длинной 6 –12 м. Верхний конец её открытый и снабжён "головкой" для прикрепления стального каната. Внизу находится клапан тарельчатого типа, открывающийся вверх. Желонку спускают на стальном канате. Тартание производят с помощью передвижного подъёмника или лебёдки.

Для снижения уровня жидкости с помощью закачки азота, в скважину спускают НКТ выше интервала перфорации на 50 м с “пусковыми” муфтами. Сущность метода заключается в нагнетании азота в кольцевое пространство между трубами и колонной. Азот вытесняет жидкость, заполняющую скважину и одновременно газирует жидкость, тем самым, уменьшая её плотность. Для нагнетания азота применяются передвижные компрессоры СД–9–11.

Недостаток этого способа: маленькая производительность компрессора и время снижения уровня увеличивается до 5–7 часов.

Анализ эффективности селективной изоляции скважин

Основным реагентом (использующимся для изоляции водопритока в НГДУ «Лениногорскнефть», начиная с 1990г., является реагент СНПХ-9633 - это углеводородный раствор ПАВ, который при взаимодействии с минерализованной водой, обводняющей скважину, способен образовывать вязкие устойчивые эмульсии с внешней углеводородной фазой, а также а повышать эффективность 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).

Основными достоинствами данной технологии являются:

- композиции на углеводородной основе при взаимодействии с низкопродуктивной частью пласта не образует водонефтяные эмульсии и соответственно не блокирует их, а при взаимодействии с высокопродуктивной частью частично блокирует, тем самым выравнивая профиль приемистости и ограничивая приток из водонасыщенной части пласта..

Недостатком этого метода является – высокая стоимость реагента. Поскольку в последнее время увеличивается доля скважин с горизонтальными открытыми стволами, которые имеют большую протяженность порядка 200-350м, что для данных залежей увеличивает вероятность наличия большего числа трещин по которым прорывается подошвенная вода. Для ограничения водопритока в таких скважинах необходимо большее количество реагента и наполнителя, что соответственно приводит к удорожанию работ.

Не последнее место при изоляции водопритока на залежи 302-303 является применение в качестве изоляционного материала НБП - сложную смесь углеводородов различного структурно-группового состава и их гетеропроизводных. Суть метода заключается в следуещем:

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 для извлечения нефти из менее проницаемых интервалов пласта..

Главное преимущество НБП – высокая запечатывающая способность, которая наиболее эффективно при изоляции наиболее крупных «трещин». Использование этого реагента позволило получить прирост по нефти на скважинах, на которых не получили эффекта после закачки таких реагентов как СНПХ-9633, Дисин и др. Правда и по продолжительности эффекта он наиболее низкий, что является его недостатком. Возможна она связана с образованием большого количества дополнительных систем искусственно создаваемых трещин, в результате большего давления нагнетания при закачке реагента, из-за его большой вязкости и добавления в качестве наполнителя цемента. – это явление подверждается увелечением коэффициентом продуктивности после проведения изоляционных работ на большинстве скважин.

Хорошие показатели эффективности были получены от применения – технологии Дисин.

Сущность комплексного воздействия заключается в следующем: в скважины, на которых произошел прорыв воды по трещинам, кавернам и крупным порам закачивается инвертная дисперсия «Дисин», после чего призабойная зона последовательно обрабатывается соляной кислотой и нефтяным растворителем с последующей выдержкой на реакцию. При закачке сжиженный, но агрегативно устойчивый «Дисин» фильтруется в трещины, каверны и крупные поры, по которым в скважину поступает вода. Гидрофобные свойства поверхности карбонатного коллектора способствуют проникновению гидрофобного (смачивающего) «Дисина» в достаточную для селективной изоляции глубину. Вместе с тем, в низкопроницаемую часть коллектора «Дисин» не фильтруется. При этом водоотталкивающие свойства «Дисина», находящегося в трещинах и крупных порах обеспечивают надежную изоляцию воды, поступающей со стороны нагнетательной скважины. «Дисин» продавливается в трещины раствором соляной кислоты. При этом соляная кислота не может попасть в трещины в силу водоотталкивающих свойств «Дисина», а следовательно устранить водоизоляционный эффект от «Дисина». Зато в низкопроницаемой части ПЗП, где избыток «Дисина» присутствует в виде тонкой кольматирующей пленки, соляная кислота будет химически взаимодействовать как с карбонатом и гидроксидом кальция, разрушая «Дисин», так и с породой коллектора, повышая проницаемость призабойной зоны пласта. Раствор соляной кислоты продавливается в ПЗП Нефрасом, который с одной стороны агрегативно доразрушает пленку кольматирующего «Дисина» в низкопроницаемой части, оголяя твердую фазу и устраняя помеху для поступления нефти в скважину, с другой стороны, - удаляет АСПО и гидрофобизирует коллектор после гидрофилизирующего действия соляной кислоты.

При застывании в пласте, «Дисин» образует гель с низким значением вязкости и в основном используется для блокировки мелких трещин.

Преимуществом Дисина является его низкая вязкость, что при закачке уменьшает вероятность образования исскуственной системы трещин. К недостатку можно отнести тот фактор, что при закачке используется соляноя кислота, что неблагоприятно влияет на матрицу породы. Возможно поэтому успешность у Дисина самая низкая из 31 скважино-обработок по 10 скважинам не получено эффекта. Однако его низкая стоимость и самая большая дополнительная добыча делают его достаточно привлекательным для проведения изоляционных работ на залежи 302-303.

На основании проведенного анализа можно сделать следующие выводы:

По СНППХ-9633:

На 1.01.04 дополнительная добыча нефти на 1 скважино-обработку составила ~ 648т, при сокращении попутно-добываемой воды ~ т, причём эффект продолжается в 33% скважин. Средняя длительность эффекта – более 464 дней. Успешность метода - около 70 %. Среднесуточный прирост дебита нефти – более 1,5 т/сут.

По НБП:

На 1.01.04 дополнительная добыча нефти на 1 скважино-обработку составила ~ 386т, при сокращении попутно-добываемой воды ~ 957т, причём эффект продолжается в 46% скважин. Средняя длительность эффекта – более 287 дней. Успешность метода - около 79 %. Среднесуточный прирост дебита нефти – более 1,2 т/сут.

По Дисину:

На 1.01.04 дополнительная добыча нефти на 1 скважино-обработку составила ~ 443т, при сокращении попутно-добываемой воды ~ 167т, причём эффект продолжается в 46% скважин. Средняя длительность эффекта – более 376 дней. Успешность метода - около 79 %. Среднесуточный прирост дебита нефти – более 0,7 т/сут.

По КРР-146:

На рис 3. представлена схема КРР котрые использованы на скважинах №1 и №2 состоящая из:

Кондуктор

Промежуточная колонна

Эксплутационная колонна диаметром 146мм

Пакер

Фильтр скважинный управляемый КРР.146.02, закрытый

Фильтр скважинный управляемый КРР.146.02, открытый

Характеристики

Список файлов ВКР