|
|
Дипломная работа технология ремонтноизоляционных работ на примере снпх9633 2006 содержание введение
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
Кондуктор
Промежуточная колонна
Эксплутационная колонна диаметром 146мм
Цетраторы жесткие
Муфта проходная цементировачная
Пакер проходной гидравлический ПГУП-146
Скважинный управляемый клапан КРР.146.03
Фильтр скважинный управляемый КРР.146.02
Пакер ПГМП1 146-2 или пакер КРР-146.01
Обратный клапан ТОК-146
Фиксатор МЦП-220
Доливное устройство ДУ-146
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
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.
|
|
|
Скачать 160.74 Kb.