Применение технологии СНПХ-9350

4. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ. 

4.1 Физико-химические осноды применение технологии СНПХ-9350.

  В технологии используются следующие химреагенты, разрешенные на безопасное применение в технологических процессах добычи и транспорте нефти, и сертифицироЬанное нефтепромысловое оборудование

  Со  стад комплексного действия представляет собой  композицию СНПХ-9350, соответствующую  техническим требованиям  ТУ 2^58-260-05765670-99 с извещением об изменении (таблица 1).

  Таблица 9 Химреагенты, разрешенные на безопасное применение в технологических процессах добычи и транспорте нефти 

Композиция  СНПХ-9350     имеет сертификат       на применение химпродукта   в

технологических процессах добычи и транспорта нефти № 153.39П0Л5810.0022£. 10.02 Перечень нефтепромыслового оборудования, используемого при осуществлении технологического процесса представлен в таблице. 10. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Таблица 10. Перечень нефтепромыслового оборудования, используемого при осуществлении технологического процесса 

Продолжение таблицы 10

  испытания технологии являются добывающие и нагнетательные скважины, эксплуатирующие  низкопроницаемые терригенные пласты, представленные алевролитом или глинистым песчаником с содержанием (объемным) глины более 2%, а также скважин с высокопродуктивными пластами, снизившие свою производительность вследствие загрязнений, обусловленными техногенными факторами (при первичном вскрытии на глинистом буровом растворе). Пористость терригенных коллекторов должна составлять 15-22%, а проницаемость глинистых коллекторов должна быть не выше 100 мкм⁷. Для высокопродуктивных пластов, закольматированных глинистым материалом, проницаемость должна быть не более 250 мкм².

  Скважины  к моменту осуществления  технологического процесса находятся в эксплуатации или на стадии освоения после бурения, или  перевода из добывающих под нагнетание, или выведены в бездействие.   Добывающие  скважины,   находящиеся в бездействии или имеющие низкую

относительную рабочую приемистость менее 0,074 rf/cym-атм, рассчитанную как отношение рабочей приемистость к допустимому давлению закачки, определенную при подготовке скважин путем закачки разгозираванной нефти не более 5 м³ при посаженном пакере и допустимом давлении закачки не более 270 атм, подвергаются раздренированию путем свабирования или иным способом по согласованию с геологической службой НСДУ.

Пример  расчета рабочей  приемистости при  следующих допустимых давлениях закачки

Для 270 атм=0,074 х 270 = 20 rf/cym

Для 200 атм= 0,074 х 200=15 M^J/cym

Для 150атм=0,074 х 150=11 м¹/сут

Для 100атм=0,074 х 100=7,4 ri/cym.

Раздел 3, п.3.5 изложить в новой  редакции 

  "Коэффициент  продуктивности добывающей  скважины должен  быть не менее  0,02 т/сут-атм (дебит по жидкости не менее 0,8 ri/cym).

  Приемистость  нагнетательных скважин  должна составлять не менее 20 мУсут при допускаемом рабочем давлении в колонне НКТ при посаженном пакере Зффективная перфорированная толщина пласта не менее 2 м. Обводненность продукции должна быть не выше 50 %. Объектом испытаний может быть скважина с обводненностью продукции выше 50%, предложенная геологической службой НСДУ. 
 
 
 
 

Необходимо  наличие гидродинамической  связи скважины с  продуктивным пластом

Коэффициент продуктивности добывающей скважины должен быть не менее 0,02 т/сут-атм

(дебит  по жидкости не  менее 0,8 rf/cym). При этом рабочая приемистость для закачки

химреагента при посаженном пакере должна быть не менее 20 rf/cym при начальном рабочем

давлении  закачки не более 270 атм. Приемистость нагнетательных скважин должна составлять не менее 2 м^/час (48 rf/сут/ при

допускаемом рабочем давлении в колонне НКТ  при посаженном пакере/при рабочем давлении ППй на

устье скважин в период эксплуатации

  Подошва вскрытого интервала  пласта должна быть отделена от ВПК непроницаемым  интервалом толщиной не менее 4 м. Зксплуатационная колонна должна быть герметичной

  Скважина  должна иметь исправную  устьевую арматуру, обеспечивающую качественное проведение промыслово-геофизических  и гидродинамических  исследований Скважина должна иметь зумпф, обеспечивающий проведение геофизических исследований

  Цементное кольцо за эксплуатационной колонной должно быть герметичным и  иметь хорошее  сцепление с колонной и породой в  интервале 20 м выше кровли и ниже подошвы  перфорированного пласта, а за кондуктором  должно быть поднято  до устья скважины и оно должно быть герметичным.

   В скважине ранее не проводишь работы по гидроразрыву пласта, герметизации заколонного пространства, а также длительное фрезерование торцевым фрезам в одной точке вблизи обрабатываемого продуктивного пласта. 

      4.3. Технические средства  и материалы необходимые для осуществления технологии 

  Подготовка  к осуществлению  технологического процесса включает в себя выбор  скважины в соответствии с разделом 3, расчет технологических  параметров процесса (объемы состава СНПХ-9350), составление плана  работ на скважину, а также нижеследующие  подготовительные операции. Скважина, находящаяся  в бездействии, не менее чем за месяц  до предполагаемой обработки  запускается в  эксплуатацию для  раздренирования призабойной зоны пласта.

  Проводится  комплекс геофизических  исследований (СК, Щ Т, СТД РСй) для оценки технического состояния скважины и определения профиля отдачи или приемистости соответственно в добывающей или нагнетательной скважине. 
 
 
 
 
 
 
 

  В случае, если зумпф скважины окажется недостаточным, чтобы снять термограмму или дебитограмму в интервале вскрытой перфорацией подошвенной части пласта, то эти исследования повторяются непосредственно перед проведением работ после промывки скважины.

  Устраняются выявленные в соответствии с требованиями раздела 3 настоящей инструкции отклонения в техническом  состоянии скважины. Проводятся гидродинамические  исследования -ГШ

(КВД  - для добывающих  и КПД - для нагнетательных  скважин).

Проводятся  расчеты объема закачки  состава СНПХ-9350 по формуле 
 

V=7rmH(R_x²-г_с²1    м¹ (1)

где т - коэффициент пористости,-

Н - эффективная работающая толщина пласта, определяемая по данным ГФИ, м,

R_x - радиус, означающий точку перехода из призабойной зоны в удаленную зону пласта

   определяемый по результатам СПИ. В случае отсутствия однозначных данных по СМИ для расчета берется зона с глубиной обработки 4- м. В случае высокопродуктивных пластов, закольматированных глинистым материалом, объем закачиваемого реагента берется исходя из толщины скин-слоя 1,5-2 м и рассчитывается по формуле из а 4.6, где Rx - толщина скин-слоя_: 

г_с - радиус скважины по долоту, м. 

Максимальный  объем СНПХ-9350 при  обработке пласта составляет не более 20 м³.

  При необходимости производится глушение скважины. При этом не допускается задав ливание в пласт жидкости глушения. Извлекается подземное оборудование и скважина готовится к проведению обработки с применением технологии

  Производится  подготовка внутренней поверхности обсадной колонны в интервале  установки покера

Проводится  тщательная промывка забоя скважины. 
 

       4.4   Требования  к  техническому   состоянию   скЬажин   и   их подготовкой перед закачкой СНПХ-9350.

На  добывающих скважинах  технология осуществляется следующим образом Производится спуск 
 

  в скважину лифтоЬой колонны прошаблонированных под сваб НКТ, фильтра в зону продуктивного

  пласта  и покера на глубину  выше интербала перфорации на 10-20 м. Покер применять предпочтительно с упором на забой. Скорость спуска (подъема) погружного оборудования (компоновки лифтовой колонны НКТ) в скважину не должна превышать 0,25 м/с. В наклонно-направленных скважинах с набором кривизны 1,5° на 10 метров скорость спуска не должна превышать 0,1 м/с Скважина обвязывается спецтехникой и наземным оборудованием согласно схеме, приведенной на рисунке; производится опрессовка нагнетательной линии на полуторократное ожидаемое рабочее давление При открытой затрубной задвижке по колонне НКТ до интервала перфорации доводится расчетный объем СНПХ-9350. Производится посадка пакера (в случае слабой приемистости и ожидаемого давления закачки, превышающем допустимого на эксплуатационную колонну) и его опрессовка путем создания в затрубном пространстве избыточного давления, не превышающего давления опрессовки эксплуатационной колонны, пласт закачивается расчетный объем СНПХ-9350, затем техническая вода в объеме, равном объему НКТ до интервала перфорации * 1+2 м³

  По  окончании закачки  СНПХ-9350 без стравливания давления и срыва  пакера дается технологическая выдержка на реакцию в течение не менее 15 часов.

  По  истечении выдержки на реакцию производится стравливание, срыв пакера, промывка скважины. Для извлечения продуктов реакции из обрабатываемой зоны проводится свабирование с оценкой притока пластовой жидкости. Извлечение продуктов реакции возможно также с использованием струйных насосов УОС-1 (УЗОС или УГИС) в соответствии с РД 39-2-1306-86 или снижением гидростатического давления столба жидкости путем компрессирования с использованием инертного газа (азот). Случае увеличения притока свыше Зм^/сут процесс извлечения продуктов реакции из пласта прекращается и производится спуск нового насоса, производительность которого выбирается в соответствии с результатами оценки притока в ходе исследований или свабирования.

  На  нагнетательных скважинах  технология осуществляется следующим образом Производится спуск в скважину лифтовой колонны прошаблонированных под свод НКТ, пера или воронки в зону продуктивного пласта и пакера на глубину выше интервала перфорации на 10-20 м. Дальнейшие работы на нагнетательных скважинах проводятся аналогично работам на добывающей скважине, указанным в пл. 5.12-51.6.В ходе промывки нагнетательной скважины проводятся исследования по определению ее приемистости и коэффициента относительной приемистости, определяемой как 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

отношение рабочей приемистости к Заилению закачки. При достижении коэффициента относительной приемистости нагнетательной скважины долее 2,5 м^/сцт атм при давлении

закачки воды не выше давления на водоводе у скважины проводится принудительный вывод продуктов  реакции из обрабатываемой зоны в удаленную  часть пласта путем  перепродавки водой при помощи насосного агрегата в объеме 100-120 м³ (для снижения давления закачки до уровня рабочего давления ППй на устье скважины), с немедленным дальнейшим подключением скважины к КНС. При недостижении коэффициента относительной приемистости 2,5 rf/cym атм проводится принудительное извлечение продуктов реакции из пласта в объеме равном объему закачки разглинизаторо путем свабирования. Скважина (нагнетательная или добывающая/ после завершения заключительных работ (промывка, спуск подземного оборудования/ запускается в работу и выводится на режим эксплуатации в течение 4-5 суток. Исследованиями определяется соответствие между полученными результатами по дебиту (приемистости/ скважины и расчетным технологическим эффектом. 

4.5 Расчет необходимого  количества реагентов. 

Солянокислотная обработка

  Метод соляно кислотной  обработки основан  на способности соляной  кислоты вступать в химическую реакцию с породами, сложенными известняками и доломитами, и растворять их

При этом химическая реакция  протекает согласно следующим уравнениям

Для известняка

СаСа2+2НСШС12+Н20+С02 (2/

Для доломита

СаМу (С03/2+4НС1=СаС12+МуС12+2Н20+2С02 (3/

  Полученный  в результате реакций  хлористый кальций (СаС!2/ и хлористый магний (МуС/2/ хорошо растворяется в воде. Таким образом, в результате реакции вместо твердой породы образуются вещества, остающиеся в растворе, которые легко могут быть удалены из

призабойной зоны пласта. В породе пласта образуется новые пустоты и каналы, облегчающие поступление жидкости и газа из пласта, благодаря чему возрастает производительность скважины. Применять для обработки известняков и доломитов кислоты, такие, как, например, 
 
 
 

серная  кислота, нельзя, так  как в результате химической реакции  образуется нерастЬоримый b bode соли, которые, осаждаясь на забое скЬажины, будут закупориЬать поры пород. 
 
 

  ЗффектиЬность Ьзаимодейстдия pacmbopob соляной кислотой с карбонатными породами забасит от многих факторов' концентрации кислоты, ее количества, давления при обработке, температуры на забое, скорости движения кислоты, характера пород и т.д.

  В практике промышленного  применения обычно используют 8-15%-ную  соляную кислоту, в которой на 100 весовых частей водного  раствора приходится от 8- до 15 частей концентрированной  соляной кислоты. Применять кислоты  с большей концентрацией  не рекомендуется, т.к. концентрированная  кислота, вступает в  реакцию с металлическим  оборудованием, быстро его разрушает. Кроме  того, концентрированная  кислота, химически  взаимодействуя с  известняками и доломитами, частично растворяет гипс, который, выпадая  из раствора в виде осадка, будят закупоривать поры пласта. Применение кислотного раствора слабой концентрации потребует закачки  в скважину слишком  больших количеств  раствора ПС/, в результате чего снизится эффективность  взаимодействия.

  Для скважин с низким пластовым давлением  и хорошей проницаемостью пород следует  пользоваться растворами с~10-12%-ной концентрацией  HCL Скважины с высоким пластовыми давлениями и малой проницаемостью рекомендуется обрабатываться растворами с 12-15%-ной концентрацией HCL Растворы с 8-10%-ной концентрацией целесообразно использовать при обработке скважины, эксплуатирующих песчаники с карбонатным цементом.

  Объем кислотного раствора выбирают в зависимости  от мощности пласта, химического состава  породы, физических свойств пласта (пористость, проницаемость) и числа предыдущих обработок.

  На  основе большого опыта  применение кислотных  обработок продуктивных пластов с карбонатными коллекторами определены средние объемы (от OA- до 1,5) раствора 8-15%-ной мЗ кислоты на 1 м обрабатываемого интервала.

  Небольшие объемы (0,4-0,6 мЗ на 1 м мощности) применяют для обработке малопроницаемых пород с невысокими начальными дебитами скважин.

  При обработке песчаных коллекторов с  карбонатным цементом следует брать  не менее 0,4 мЗ кислотного раствора на 1 м мощности пласта, а при обработке скважин, пробуренных на платные 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

где а- объемная доля серной кислоты в товарной соляной кислоте, %. 
 
 
 

б х =21,3-4,4- f^-^. - 0.02) = 23,1кг 
хд 30 

объем хлористого бария 
 

Vx5=0x5/^P хб (7)

Где ^р хб=4000кг/мЗ Vx6=23,1 /4000=0,006 мЗ

  В качестве стабилизатора  используют уксусную кислоту, объем которой  рассчитывается по формуле 

Уук=Ьук- Vp/сук (8)

  Где Ьук-норма добавки 100%-ной уксусной кислоты (вук=3%), сук -объемная доля товарной уксусной кислоты (сук=80%). 

Уук=3-4,4/80=0,15мЗ 

Объем ингибитора 

Vu=buVp/cu 19)

  Где Ьи- норма добавки ингибитора, %. В качестве ингибитора используют реагент В-2, Ьи=0,2%_; си- объемная доля товарного ингибитора, % (си=100%)

Vu=0,2 4,4/100=0,0088мЗ

Объем интенсификатора

VuH=buH Vp/100 (10)

  Где Ьин - норма добавки интенсификатора, %. В качестве интенсификатора используют Марвелан-К, Ьин=0,3%. 

Vuh=0,3 4,4/100=0,00132мЗ 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

4.6. Выводы и предложения. 

Делая выводы по изученному материалу, можно  сказать следующее:

  Применение  СНПХ-9350 нашла наиболее широкое распространение  вследствие простоты технологии, наличия  благоприятных услобий для ее применения и дысокой эффективности Она используется для обработки карбонатных коллектороб и песчаникоб с карбонатным цементом, очистки призабойной зоны от загрязнений б нагнетательных скбажинах, для растборения отложений солей и очистки от глины, цемента и т.д.

  Рассматрибая эффектибность технологии СНПХ-9350, можем сказать, что затраты на пробедение данного мероприятия состабили 551,559руб.

• В среднем продолжительность эффекта состабляет 10 месяцеб

• Дополнительная добыча б среднем состабила 468А т/сут При этом оббодненность осталась на прежнем у роб не.

Цена  нефти состабила 7 тыс. руб. за тонну

Зкономический эффект по данному мероприятию состабил 686338, 5 рублей. В качестбе мероприятия снижающего затраты предлагается для пробедения обработок СНПХ-9010 в дальнейшем применять установку «Гибкая труба». 

Возможности применения АУКК и  ПМ

• Промывка забоя.
• Обработка призабойной зоны с помощью разлочных кислот и растворителей (HCL, глинокислот, дистиллята и др. композиций/
• Пробедение изоляционных работ (СНПХ-9633, РМД и т.д.)
• Разбуривание цементных мостов.
• Канатно-контейнерные методы /установка цементных мостов)
• Очистка колонн с применением универсальных скребков

  • Преимущества использования гибких труб очевидны это - производство ремонта без предварительного глушения скв , быстрый монтаж и демонтаж установки, быстрый спуск -подъем, безопасные условия для работающих (при спуско-подъемных операциях на устье никого нет, работает только машинист у пульта), оптимальное управление давлением на забое, 
 
 

нет, работает только машинист у пульта), оптимальное  управление давлением  на

забое 
 

  • минимальное влияние на окружающую среду, производство ремонтов в короткие сроки и с меньшими затратами В среднем продолжительность эффекта составляет 10 месяцев

• Пополнительная добыча в среднем составила 468,4- т/сут

  Для дальнейшего увеличения успешности и продолжительности  эффекта от обработок  скважин необходимо увеличить спектр применяемых реагентов  и растворителей

  Грамотный подбор скважин, повышение  качества ремонтных  робот сделают  ремонт скважин с  применением технологии «Гибкая труба» выгодным и привлекательным