Технологии гипано-кислотной обработки призабойной зоны пласта, применяемые в НГДУ "Октябрьскнефть"
Дипломная работа - Геодезия и Геология
Другие дипломы по предмету Геодезия и Геология
и раздренированным путям, разъеденным в процессе предыдущих кислотных обработок. Тем самым совершается малая полезная работа действия кислоты в порах и трещинах большого диаметра. Возникает необходимость блокировки высокопроницаемых интервалов и задавливания кислоты в наименее проницаемые. В связи с этим возникает необходимость в раздельной обработке двух и более пропластков. В процессе вовлечения в эксплуатацию скважин зачастую производятся работы по приращению верхнего или нижнего пропластков турнейского яруса после чего осуществляется раздельная обработка, так как ранее вскрытые и обработанные пропластки обладают сетью раздренированных каналов и преимущественной приемистостью.
В НГДУ Октябрьскнефть разработано оборудование для раздельной обработки (РСКО) двух и более пропластков за один спуско-подъем инструмента.
3.8Гипано-кислотная обработка
В НГДУ Октябрьскнефть была создана технология проведения гипанокислотных обработок позволяющая проводить воздействие на пласт при повышенной обводненности.
Суть метода заключается в следующем: в ПЗП в определенной последовательности и в рассчитанных количествах закачиваются коагулятор (СаСl2), полимер (гидролизированный полиакрилонитрил - гипан) и соляная кислота. Коагулятор насыщает проводящие каналы обводненной толщи пласта, полимер при контакте с пластовой водой образует гелеобразную массу, препятствующую поступлению воды в скважину, а кислота открывает новые каналы в нефтяной толще пласта.
В результате анализа были сделаны следующие выводы.
При низких средних значениях дебитов Q1 = 0,9 т/сут, высокой обводненности V1 = 72,9% и отбора воды с начала разработки (Qв = 1,62 тыс. мі на 1 метр вскрытой толщины пласта), когда другие методы обработок неэффективны или малоэффективны, применение гипанокислотных обработок (ГКО) позволило дополнительно добыть 227,6 тонн нефти на одну обработку за один скользящий год.
Отметим, что 46,2% обработок в диапазоне обводненности V1 = 51 - 60% пришлось на долю ГКО и 796% обработок в диапазоне V1 от 61 до 100%. Если выделить и проанализировать интервал V1 от 81 до 90%, то можно сделать вывод, что гипанокислотные обработки по прежнему эффективны - 266 тонн дополнительной нефти на одну обработку за скользящий год или 1320,6 тонн за все время продолжительности эффекта (5 - 6 лет).
Примером послужит скважина 2140, в которой гипано - кислотная обработка проводилась дважды: 1990 и в 1997 годах.
Скважина 2140 Копей - Кубовского месторождения введена в эксплуатацию 17.02.89 года с начальным дебитом 9,5 мі / сут при обводненности 55%. В процессе эксплуатации обводненность возрасла до 71%.
В процессе бурения скважиной был вскрыт турнейский ярус (глубина 1378-1421 м) представленный в интервале:
-1392 м известняк коричневато - серый, органогенный, нефтеносный;
- 1421 м известняк светловато серый, плотный, органогенный, водоносный;
Глубина скважины 1391 м;
Интервал перфорации пласта 1379-1389 м;
Рпл - 13,76 МПа.
Таблица 4. Эффект от проведения гипано-кислотной обработки по скважине 2140 с начала внедрения метода и по переходящему эффекту
Месяц, годДо обработкиПосле обработкиЗа годВсегоОбводненность, %Qн, т/сутQж мі/сутОбводненность, %Qн, т/сутQж мі/сут07.1990753,013,5673,612,6191906.1997720,83,15525,412,81015962
На момент первой обработки скважины в 1990 году дебит нефти составлял - 3 т/сут, обводненность - 75%, дебит жидкости - 13,5 мі/сут
На момент второй обработки скважины в 1997 году дебит нефти составлял - 0,8 т/сут, обводненность - 72%, дебит жидкости - 3,1 мі/сут.
Эффект от проведения гипано - кислотной обработки по скважине 2140 с начала внедрения метода представлен в таблице 4.
4. Проектирование проведения гипано-кислотной обработки призабойной зоны пласта Турнейского яруса Копей-Кубовского месторождения
В связи с переходом в завершающую стадию разработки старых месторождений НГДУ Октябрьскнефть, эксплуатирующих, главным образом, пласты терригенного девона, в последнее время возросла роль карбонатных коллекторов и их удельный вес в добыче нефти. На сегодняшний день карбонатный фонд превышает 60% всего эксплуатационного фонда скважин.
По сложившейся практике для интенсификации добычи нефти из карбонатных коллекторов применяются различные модификации солянокислотных обработок (простые кислотные, пенокислотные, термокислотные, нефтекислотные). Как правило, все они делаются при обводненности добываемой жидкости не выше 20%, для нефтекислотных - не выше 50%. Количество таких скважин не превышает 40% от карбонатного фонда НГДУ.
4.1 Сущность гипано-кислотной обработки
Коагулятор насыщает высокообводненные каналы-трещины, частично и поры обводненной толщи пласта, при этом он частично растворяется пресной водой буферных подушек. То же самое происходит и с полимером. За счет частичного снижения концентрации реагентов устраняется расклинивающий эффект. Во время ввода коагулятора в пласт давление закачки, как правило, стабильно и находится в пределах 0 - 8 МПа (в зависимости от состояния призабойной зоны пласта).
По мере продавливания полимера наблюдается равномерный рост давления, которое при подходе раствора соляной кислоты к интервалу перфорации поднимается на 3 - 7 МПа, и снижение поглотительной способности пласта. Это показывает, что каналы поступления воды закрыты достаточно прочно. Соляная кислота, частично проходя вслед за полимеро?/p>