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.