Технологии повышения нефтеотдачи пласта и интенсификации добычи нефти

    - буферный объем жидкости 0,5-5 м3.

    г) указанные циклы закачивания алюмохлорида и ЩСНК повторяют 3-10 раз в зависимости от дебита скважины (таблица 3).

 

 

 

 

 

 

                                                                                                                       Таблица 3.

Дебит скважины, м3/сут	Количество циклов
20-30	3-5
30-50	4-6
40-60	5-7
60-80	6-8
Более 80	7-10

 

    в) после завершения циклов производят продавку отсрочек водой объемом 30-50 м3;

    г) в конце продавки оторочек водой определяют приемистость скважины;

    д) при открьггом вентиле в затрубной части колонны через НКТ скважины

производится очистка забоя водой от продуктов реакции. Промывание производится 10-12 м3 воды при больших скоростях. Вентиль должен.бьггь соединен трубопроводом с емкостью сбора отходов.[7]

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2.3.Повышение производительности  добывающих скважин за счет  применения реагента многофункционального действия (РМД).

2.3.1. Физико-химические основы применения реагента многофункционального действия.

    Эффективность разработки нефтяных месторождений во многом

определяется качественной и бесперебойной работой добывающих скважин, которая в свою очередь определяется состоянием призабойной зоны пласта. Для повышения эффективности применяют ОПЗ добывающих скважин различными реагентами. В технологии применения РМД повышение эффективности добычи нефти достигается за счет селективного повышения фильтрационного сопротивления водонасыщенных интервалов пласта и улучшения условий фильтрации нефти по нефтенасьпценным пропласткам.

    Растворы РМД имеют ряд специфических свойств, эффективность его

воздействия определяется следующими факторами:

    - гидрофобизация поверхности пористой среды;

    -увеличение фильтрационного сопротивления водонасьпценной пористой среды без и с остаточной нефтенасьпценностью независимо от минерализации пластовых вод;

    - улучшение фильтрационных характеристик пористой среды для нефти;

    -возможность регулирования вязкостных характеристик РМД и его фильтруемости в пористую среду в широких пределах путем изменения концентрации активной основы.[4]

 

2.3.2.Цели и область применения  РМД.

    РМД применяется для интенсификации добычи нефти путем улучшения фильтрационных характеристик нефтесодержащих пропластков, ухудшенных в

процессе вскрытия пластов, длительной эксплуатации и т.д.

    Технология используется для повышения производительности скважин,

вскрывших терригенные и карбонатные отложения, а также полимиктовые коллектора.

    Приемистость скважины должна составлять не менее 100 м3/сут при давле-

нии на линии агрегата 1,5 раза меньше давления опрессовки в герметичной

эксплуатационной колонне. Забой скважины должен быть очищен и обеспечивать проведение исследований в интервале перфорации.

    РМД применяют для ОПЗ добывающих скважинах с обводненностью 0-98%

и дебитом по жидкости не менее 3,0 м3/сут.

    ОПЗ добывающих скважин РМД при необходимости можно сочетать с

кислотной обработкой, свабированием, перфорацией пластов и промывкой углеводородными растворителями.

 

2.3.3.Технические средства и материалы.

    Для проведения испытание требуются следующие материалы:

    - раствор РМД;

    - нефть безводная.

    РМД представляет собой композиционную смесь с различным содержанием

гидрофобизатора - ГФ и растворителя (фракции широкой легких углеводородов, дизельного топлива, нефраса и т.д.).

    Приготовление и закачка раствора РМД в скважину базируется на использо-

вании стандартного оборудования, применяемого на нефтяных промыслах:

    - насосные установки ЦА-320;

    - автоцистерны 4ЦР, АЦН-11-257, ЦР-7-АП, АЦ-10 и другие;

    - емкость для приготовления раствора РМД необходимой концентрации; при

использовании готового раствора РМД емкость не требуется;,

    - емкость накопительная объемом не менее 10 м3.

 

2.3.4. Технология ОПЗ добывающих  скважин с применением РМД.

    Основными параметрами технологического процесса являются:

-дебит добывающей скважины;

-рабочий объем РМД;

-концентрация гидрофобизатора - ГФ в РМД.

При закачке РМД в пласт через добывающую скважину порядок работ

следующий:

- обвязать линию агрегата с  линейной задвижкой;

 

- закачать безводную нефть и  РМД при открытых линейной  задвижке и вентиля

выкидной линии до появления на выходе безводной нефти (из расчета объемов

эксплуатационной колонны и НКТ);

- закачать объем РМД, необходимый  для заполнения интервала перфорации;

- закрыть затрубную задвижку  и вентиль выкидной линии и  произвести продавку РМД безводной нефтью;

- после промывки агрегата технической водой оставить скважину под давлением на реагирование от 24 до 160 часов в зависимости от вязкости нефти, толщины пласта, обводненности продукции и проницаемости.

- запустить скважину в работу.[7]

 

3.Методика расчёта по технологическим схемам закачки РМД.

    Технологический процесс закачки РМД в скважину ведется двумя

способами:

- по НКТ;

- по кольцевому пространству.

Для расчета объема эксплуатационной колонны и НКТ используется

следующие формулы (рис. 1):

а) для эксплуатационной колонны:

VЭК = d2/2*НЭК., где

VЭК — объем эксплуатационной колонны, м3

НЭК— высота эксплуатационной колонны, м3

d- диаметр эксплуатационной колонны, дюйм.

б) для НКТ:

VНКТ. = d2/2*ННКТгде

VНКТ -объем НКТ, м'

ННКТ- высота НКТ, м

d- диаметр НКТ, дюйм 

Объём жидкости на 1 п. метр в зависимости от диаметра труб

                                                                                                                       Таблица 1.

Диаметр, дюйм	2”	2.5”	3”	3.5”	4”	4.5”	5”	5.5”	6”
Объём жидкости на 1 п. метр, л.	2	3.125	4.5	6.125	8	10.125	12.5	15.125	18

 

3.1. Закачка РМД через НКТ.

При открытой затрубной задвижке через НКТ заменяют скважинную

жидкость на безводную нефть. Объем безводной нефти рассчитывается по

формуле:

VЭ.К. – VН.К.Т.= VБЕЗ.НЕФТИ

Затем переходят на закачку РМД:

VНКТ.= VРМД

Далее при закрытой затрубной задвижке закачивают расчетный объем РМД

по инструкции.

Продавка РМД производится безводной нефтью,

VНКТ.= VБЕЗ.НЕФТЬ

   

3.2. Закачка РМД через кольцевое пространство:

При открытой центральной задвижки через кольцевое пространство

заменяет скважинную жидкость на безводную нефть,

VНКТ.= VБЕЗ..НЕФТИ

Затем переходят на закачку РМД,

VЭ.К. – VН.К.Т.= VРМД

Далее при закрытой центральной задвижке закачивают расчетный объем

РМД по инструкции.

Продавка РМД производится безводной нефтью,

VЭ.К.= VБЕЗ.НЕФТИ

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4. Технологическое сопровождение закачки

  Скважина №21929

Работы по закачке РМД  в добывающую скважину №21929 Ромашкинского месторождения , НГДУ Джалильнефть проводились 15 июня 2004г.

Данные по скважине:

-диаметр экспл. кол.=146мм;

-диаметр НКТ=73мм;

-искусственный забой=1770м;

-интервалы перф.:1733,2-1734м;

-Рпл.=166атм.;

-Qж=80т/сут;

-Qн=0,7т/сут;

-обводненность =99%.

Закачка велась в следующем порядке:

-спустили колонну НКТ ниже интервала перфорации;

-установили пакер на глубину 1710м+20м хвостовик

-перед РМД дали подушку безводной  нефти в объёме 3м3;

 -произвели закачку композиции по формуле:(3м3РМД+3м3нефти)*3 цикла;

-продавили реагент в пласт  безводной нефтью в обьеме 4 м3 ;

-оставили скважину на реагирование  на 24 часа.

Первоначальная приемистость скважины составила:

на  2-ой ск. – 310 м3/сут  при Р=90 атм;

Конечная приемистость составила:

на  2-ой ск.- 280 м3/сут  при Р=110 атм;

Расход реагентов: РМД-9 м3; безводная нефть- 16 м3.

 

Скважина №2433

Работы по закачке РМД  в добывающую скважину №2433 Вишнёво-Полянского месторождения , НГДУ Нурлатнефть проводились 22  июня 2004г.

Данные по скважине:

-диаметр экспл. кол.=146мм;

-глубина эксп. кол.=1852м;

-глубина НКТ=1815м;

-диаметр НКТ=73мм;

-искусственный забой=1844м;

-текущий забой=1842,9

-интервалы перф.:1808,4-1809,2м; 1815-1816,8;

-Рпл.=142атм.;

-Qж=3т/сут;

-Qн=2,14т/сут;

-обводненность =17%.

Закачка велась в следующем порядке:

-спустили колонну НКТ ниже  интервала перфорации;

-установили пакер на глубину 1760м+55м хвостовик

-перед РМД дали подушку безводной  нефти в объёме 4м3;

-закачали РМД в обьеме 8 м3 при закрытой затрубной задвижке;

-продавили реагент в пласт  безводной нефтью в обьеме 8м3 ;

-оставили скважину на реагирование на 24 часа.

Первоначальная приемистость скважины составила:

на  2-ой ск. – 200 м3/сут  при Р=150 атм;

Конечная приемистость составила:

на  2-ой ск.- 170 м3/сут  при Р=150 атм;

Расход реагентов: РМД-8 м3; безводная нефть- 12 м3.

 

Cкважина №7625.

Работы по закачке РМД в добывающую скважину №7625 Архангельского месторождения,

принадлежащую НГДУ «Ямашнефть» проводились  25 июня 2004 года.

Данные по скважине:

-диаметр экспл. кол.=168мм;

-диаметр НКТ=73мм;

-искусственный забой=1355м;

-интервалы перф.:1324-1326м;

-Рпл.=78атм.;

-Qж=4,5т/сут;

-Qн=0,8т/сут;

-обводненность =80%.

Закачка велась в следующем порядке:

-спустили колонну НКТ ниже  интервала перфорации;

-заменили скважинную жидкость  на безводную нефть в обьеме 19 м3 при открытой затрубной задвижке,т.к. скважина принимала при давлении 0атм.,установка пакера  была необязательна;

-закачали РМД в обьеме 8 м3 при закрытой затрубной задвижке;

-продавили реагент в пласт  безводной нефтью в обьеме 5 м3 ;

-оставили скважину на реагирование  на 24 часа.

Первоначальная приемистость скважины составила:

на  2-ой ск. – 420 м3/сут  при Р=5 атм;

на  3-ей ск. -540  м3/сут  при Р=10 атм.

Конечная приемистость составила:

на  2-ой ск.- 190 м3/сут  при Р=45 атм;

на 3-ей ск.-288 м3/сут при Р=60 атм.

Расход реагентов: РМД-8 м3; безводная нефть- 24 м3.

 

Скважина №1765а

Работы по закачке РМД  в добывающую скважину №1765а Ромашкинского месторождения , НГДУ Лениногорскнефть проводились 26июня по 30 июня 2004г.

Данные по скважине:

-диаметр экспл. кол.=146мм;

-диаметр НКТ=73мм;

-искусственный забой=1749м;

-интервалы перф.:1704,8м; 1705м;1705,2м;1705,4м;1705,6;

-Рпл.=145атм.;

-Qж=2т/сут;

-Qн=0,7т/сут;

-обводненность =35%.

Закачка велась в следующем порядке:

26.06.03.

-спустили колонну НКТ ниже  интервала перфорации;

-закачали 3м3 безводной нефти+2м3 РМД   Рн/Рк=0/90;

-посадили пакер , при закачке  РМД давление выросло до 150атм;

-остановили закачку, сорвали пакер , закачали 4м3 РМД;

-посадили пакер,при закачке  РМД давали давление до 150атм;

-закрыли скважину и оставили  её на реагирование;

27.06.03.

-за 5 часов закачали 0,5м3 РМД ,с ожиданием падения давления от180 до150атм;

-скважину оставили на реагирование;

30.06.03.