Технология ремонтно-изоляционных работ на примере СНПХ-9633
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.
