Файл: Комплексная обработка призабойной зоны Обработка грязевой кислотой.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 10.01.2024
Просмотров: 29
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Комплексная обработка призабойной зоны
-
Обработка грязевой кислотой
Глинокислотная обработка (ГКО) терригенных коллекторов как один из методов интенсификации представляет по своим технологическим возможностям мощное средство повышения продуктивности добывающих скважин.
Обычно применяемый глинокислотный раствор, представляющий собой смесь соляной и плавиковой кислот в различных пропорциях.
Исследования показали (табл.1), что растворимость песка и глины в смеси соляной и плавиковой кислоты возрастает по мере увеличения содержания плавиковой кислоты.
Содержание кислоты в смеси, %
Растворимость, %
Соляная
Плавиковая
Песок
Глина
15
-
18,28
11,2
14,7
0,8
21,83
22,83
13,2
4,8
23,56
52,7
11,25
10
26,26
70,1
Влияние термобарических условий пласта проявляется следующим образом. Скорость реакции плавиковой кислоты с двуокисью кремния возрастает по мере увеличения температуры приблизительно в 2 раза – от 25 до 50°С и соответственно в 2 раза при дальнейшем росте температуры от 50 до 80°С.
Продолжительность реагирования глинокислотного раствора с породой пласта до 8–12 ч. После чего необходимо интенсивное удаление с забоя и призабойной зоны пласта продуктов реакции. Без своевременного удаления продуктов реакции из пласта данный способ может даже ухудшить проницаемость нефтяных и газовых пластов.
Рисунок 1 – Зависимость растворимости песчаника от состава глинокислотного раствора и продолжительности его реагирования с породой: 1 – 4%HF+14%HCL+4%CH3COOH+1% сульфанола; 2 – 4%HF+14%HCL+4%CH3COOH; 3 – 4%HF+14%HCL+0,5%OП-4; 4 – 4%HF+14%HCL+1% сульфанола.
При этом наибольшая скорость растворения песчаника отмечается в глинокислотном растворе, включающем 4%НF+14%HC1+4%CH3COOH+1% сульфонола (рис. 1).
Растворимость песчаника в глинокислотном растворе, состоящем из 4%НF+14%HC1+ +4%CH3COOH+1% сульфонола, протекает в 4 раза интенсивнее, чем в глинокислотном растворе типа 4%НF+14%HC1 (см. рис.1).
Дальнейшее увеличение продолжительности реагирования глинокислотного раствора с породой-коллектором до 22–25 ч лишь в отдельных случаях приводит к значительному, почти в 5– 6,0 раз, росту проницаемости породы (см. рис.2).
Рисунок 2 – Зависимость степени увеличения проницаемости песчаника от состава глинокислотного раствора и продолжительности его реагирования с породой: 1,6 – раствор, содержащий 4%HF+4%CH3COOH+14%HCl+1% cульфанола, взаимодействующий с породой проницаемостью k, равной соответственно 0,46х 10–3 и 3,46х10–3 мкм2; 2, 3, 4, 5 – раствор, содержащий 4% НF+14%HCl, k cоставляет соответственно 4,5х10–3; 4,15х10–3; 9,78х10–3 и 4,79х10–3 мкм2; 7 – раствор, содержащий 4% НF+14%HCl+0,5% ОП-4, k = 6,49x10–3 мкм2; 8 – раствор, содержащий 4% HF+4% CH3COOH+14%HCl, k = 8,59x10–3 мкм2
В качестве оптимальной рецептуры глинокислотного раствора для восстановления проницаемости призабойной зоны пласта при освоении скважин целесообразно применять кислотный раствор следующего состава: 4%НF+14%HC1+4%CH3COOH+1% сульфонола, обеспечивающий наибольшую степень растворимости песчаников и увеличения их проницаемости.
Оптимальная продолжительность реагирования глинокислотного раствора в пласте возрастает по мере снижения давления закачки глинокислотного раствора в пласт и изменяется в пределах от 7,0—8,0 ч для низкопроницаемых коллекторов и до 12–14 ч для более проницаемых низкоглинистых коллекторов.
Практически во всех скважинах после проведения ГКО отмечено значительное увеличение продуктивности скважин, составившее по отдельным скважинам до 70 м3/сут.
-
Закачка в скважину гелеобразующих веществ
В качестве импортозамещения полиакриламида (ПАА) ООО «ХимСервисИнжиниринг» (г. Москва) предлагает технологию «АС-CSE-1313». Осадко-, гелеобразующий реагент предназначен для выравнивания профиля приёмистости, ремонтно-изоляционных работ и ограничения водопритока в скважинах нефте- и газодобывающей промышленности. Гелеобразующая технология на основе реагента «АС-CSE-1313» направлена на увеличение охвата пластов путём выравнивания профиля приёмистости при закачке в нагнетательные скважины и ограничения водопритока к реагирующим добывающим скважинам путём создания прочных гелевых экранов в пластовых условиях, создающих значительные фильтрационные сопротивления.
Реагент АС-CSE-1313 марки А представляет собой квасцы состава Na3RAl4SiО16, где R – натриевая соль гидролизованного полиакрилонитрила.
Рисунок 1 – Осадко-, гелеобразующий реагент «АС-CSE-1313 марки А»
Реагент имеет преимущество, а именно низкую вязкость (1,5–2,5 мПа·с), что обеспечивает большую глубину проникновения состава. Также полученный гель не подвержен термодеструкции и применяется в широких диапазонах температур (30–150 оС).
Технико-технологические преимущества:
-
Воздействие на Кохв и на Квыт.
-
Хорошая прокачиваемость в пластовых условиях.
-
Низкая вязкость рабочего раствора (1,5-2,5 мПа×с), нет роста давления при закачке, высокая проникающая способность.
-
Регулируемое гелеобразование.
-
Высокие реологические свойства обусловлены образованием армированного геля.
-
Cелективность действия на обводненный пласт.
-
Стабильность и устойчивость состава во времени, отсутствие механической и химической деструкции.
-
Независимость от пластовой температуры и минерализации воды.
-
Всесезонность применяемых химреагентов.
-
При обработке нагнетательных скважин вовлечение в разработку низкопроницаемых зон (от 1 мД).
Стоимость скважино-обработки составом AC-CSE-1313 марки А ниже по сравнению с полимерными технологиями на основе импортного полиакриламида.
Опыт применения:
-
Всего на 01.06.2018 г. выполнено более 440 скв.-обработок на месторождениях Западной Сибири и Урало-Поволжья.
-
Средняя эффективность обработок «АС-CSE-1313» составляет
1400 т дополнительно добытой нефти, что зависит от выработанности запасов, превышает известные технологии ВПП на основе ПАА на
30%.
Комплексная обработка призабойной зоны
-
Обработка грязевой кислотой
Глинокислотная обработка (ГКО) терригенных коллекторов как один из методов интенсификации представляет по своим технологическим возможностям мощное средство повышения продуктивности добывающих скважин.
Обычно применяемый глинокислотный раствор, представляющий собой смесь соляной и плавиковой кислот в различных пропорциях.
Исследования показали (табл.1), что растворимость песка и глины в смеси соляной и плавиковой кислоты возрастает по мере увеличения содержания плавиковой кислоты.
Содержание кислоты в смеси, %
Растворимость, %
Соляная
Плавиковая
Песок
Глина
15
-
18,28
11,2
14,7
0,8
21,83
22,83
13,2
4,8
23,56
52,7
11,25
10
26,26
70,1
Влияние термобарических условий пласта проявляется следующим образом. Скорость реакции плавиковой кислоты с двуокисью кремния возрастает по мере увеличения температуры приблизительно в 2 раза – от 25 до 50°С и соответственно в 2 раза при дальнейшем росте температуры от 50 до 80°С.
Продолжительность реагирования глинокислотного раствора с породой пласта до 8–12 ч. После чего необходимо интенсивное удаление с забоя и призабойной зоны пласта продуктов реакции. Без своевременного удаления продуктов реакции из пласта данный способ может даже ухудшить проницаемость нефтяных и газовых пластов.
Рисунок 1 – Зависимость растворимости песчаника от состава глинокислотного раствора и продолжительности его реагирования с породой: 1 – 4%HF+14%HCL+4%CH3COOH+1% сульфанола; 2 – 4%HF+14%HCL+4%CH3COOH; 3 – 4%HF+14%HCL+0,5%OП-4; 4 – 4%HF+14%HCL+1% сульфанола.
При этом наибольшая скорость растворения песчаника отмечается в глинокислотном растворе, включающем 4%НF+14%HC1+4%CH3COOH+1% сульфонола (рис. 1).
Растворимость песчаника в глинокислотном растворе, состоящем из 4%НF+14%HC1+ +4%CH3COOH+1% сульфонола, протекает в 4 раза интенсивнее, чем в глинокислотном растворе типа 4%НF+14%HC1 (см. рис.1).
Дальнейшее увеличение продолжительности реагирования глинокислотного раствора с породой-коллектором до 22–25 ч лишь в отдельных случаях приводит к значительному, почти в 5– 6,0 раз, росту проницаемости породы (см. рис.2).
Рисунок 2 – Зависимость степени увеличения проницаемости песчаника от состава глинокислотного раствора и продолжительности его реагирования с породой: 1,6 – раствор, содержащий 4%HF+4%CH3COOH+14%HCl+1% cульфанола, взаимодействующий с породой проницаемостью k, равной соответственно 0,46х 10–3 и 3,46х10–3 мкм2; 2, 3, 4, 5 – раствор, содержащий 4% НF+14%HCl, k cоставляет соответственно 4,5х10–3; 4,15х10–3; 9,78х10–3 и 4,79х10–3 мкм2; 7 – раствор, содержащий 4% НF+14%HCl+0,5% ОП-4, k = 6,49x10–3 мкм2; 8 – раствор, содержащий 4% HF+4% CH3COOH+14%HCl, k = 8,59x10–3 мкм2
В качестве оптимальной рецептуры глинокислотного раствора для восстановления проницаемости призабойной зоны пласта при освоении скважин целесообразно применять кислотный раствор следующего состава: 4%НF+14%HC1+4%CH3COOH+1% сульфонола, обеспечивающий наибольшую степень растворимости песчаников и увеличения их проницаемости.
Оптимальная продолжительность реагирования глинокислотного раствора в пласте возрастает по мере снижения давления закачки глинокислотного раствора в пласт и изменяется в пределах от 7,0—8,0 ч для низкопроницаемых коллекторов и до 12–14 ч для более проницаемых низкоглинистых коллекторов.
Практически во всех скважинах после проведения ГКО отмечено значительное увеличение продуктивности скважин, составившее по отдельным скважинам до 70 м3/сут.
-
Закачка в скважину гелеобразующих веществ
В качестве импортозамещения полиакриламида (ПАА) ООО «ХимСервисИнжиниринг» (г. Москва) предлагает технологию «АС-CSE-1313». Осадко-, гелеобразующий реагент предназначен для выравнивания профиля приёмистости, ремонтно-изоляционных работ и ограничения водопритока в скважинах нефте- и газодобывающей промышленности. Гелеобразующая технология на основе реагента «АС-CSE-1313» направлена на увеличение охвата пластов путём выравнивания профиля приёмистости при закачке в нагнетательные скважины и ограничения водопритока к реагирующим добывающим скважинам путём создания прочных гелевых экранов в пластовых условиях, создающих значительные фильтрационные сопротивления.
Реагент АС-CSE-1313 марки А представляет собой квасцы состава Na3RAl4SiО16, где R – натриевая соль гидролизованного полиакрилонитрила.
Рисунок 1 – Осадко-, гелеобразующий реагент «АС-CSE-1313 марки А»
Реагент имеет преимущество, а именно низкую вязкость (1,5–2,5 мПа·с), что обеспечивает большую глубину проникновения состава. Также полученный гель не подвержен термодеструкции и применяется в широких диапазонах температур (30–150 оС).
Технико-технологические преимущества:
-
Воздействие на Кохв и на Квыт.
-
Хорошая прокачиваемость в пластовых условиях.
-
Низкая вязкость рабочего раствора (1,5-2,5 мПа×с), нет роста давления при закачке, высокая проникающая способность.
-
Регулируемое гелеобразование.
-
Высокие реологические свойства обусловлены образованием армированного геля.
-
Cелективность действия на обводненный пласт.
-
Стабильность и устойчивость состава во времени, отсутствие механической и химической деструкции.
-
Независимость от пластовой температуры и минерализации воды.
-
Всесезонность применяемых химреагентов.
-
При обработке нагнетательных скважин вовлечение в разработку низкопроницаемых зон (от 1 мД).
Стоимость скважино-обработки составом AC-CSE-1313 марки А ниже по сравнению с полимерными технологиями на основе импортного полиакриламида.
Опыт применения:
-
Всего на 01.06.2018 г. выполнено более 440 скв.-обработок на месторождениях Западной Сибири и Урало-Поволжья.
-
Средняя эффективность обработок «АС-CSE-1313» составляет
1400 т дополнительно добытой нефти, что зависит от выработанности запасов, превышает известные технологии ВПП на основе ПАА на
30%.Комплексная обработка призабойной зоны
-
Обработка грязевой кислотой
Глинокислотная обработка (ГКО) терригенных коллекторов как один из методов интенсификации представляет по своим технологическим возможностям мощное средство повышения продуктивности добывающих скважин.
Обычно применяемый глинокислотный раствор, представляющий собой смесь соляной и плавиковой кислот в различных пропорциях.
Исследования показали (табл.1), что растворимость песка и глины в смеси соляной и плавиковой кислоты возрастает по мере увеличения содержания плавиковой кислоты.
| Содержание кислоты в смеси, % | Растворимость, % | ||
| Соляная | Плавиковая | Песок | Глина |
| 15 | - | 18,28 | 11,2 |
| 14,7 | 0,8 | 21,83 | 22,83 |
| 13,2 | 4,8 | 23,56 | 52,7 |
| 11,25 | 10 | 26,26 | 70,1 |
Влияние термобарических условий пласта проявляется следующим образом. Скорость реакции плавиковой кислоты с двуокисью кремния возрастает по мере увеличения температуры приблизительно в 2 раза – от 25 до 50°С и соответственно в 2 раза при дальнейшем росте температуры от 50 до 80°С.
Продолжительность реагирования глинокислотного раствора с породой пласта до 8–12 ч. После чего необходимо интенсивное удаление с забоя и призабойной зоны пласта продуктов реакции. Без своевременного удаления продуктов реакции из пласта данный способ может даже ухудшить проницаемость нефтяных и газовых пластов.
Рисунок 1 – Зависимость растворимости песчаника от состава глинокислотного раствора и продолжительности его реагирования с породой: 1 – 4%HF+14%HCL+4%CH3COOH+1% сульфанола; 2 – 4%HF+14%HCL+4%CH3COOH; 3 – 4%HF+14%HCL+0,5%OП-4; 4 – 4%HF+14%HCL+1% сульфанола.
При этом наибольшая скорость растворения песчаника отмечается в глинокислотном растворе, включающем 4%НF+14%HC1+4%CH3COOH+1% сульфонола (рис. 1).
Растворимость песчаника в глинокислотном растворе, состоящем из 4%НF+14%HC1+ +4%CH3COOH+1% сульфонола, протекает в 4 раза интенсивнее, чем в глинокислотном растворе типа 4%НF+14%HC1 (см. рис.1).
Дальнейшее увеличение продолжительности реагирования глинокислотного раствора с породой-коллектором до 22–25 ч лишь в отдельных случаях приводит к значительному, почти в 5– 6,0 раз, росту проницаемости породы (см. рис.2).
Рисунок 2 – Зависимость степени увеличения проницаемости песчаника от состава глинокислотного раствора и продолжительности его реагирования с породой: 1,6 – раствор, содержащий 4%HF+4%CH3COOH+14%HCl+1% cульфанола, взаимодействующий с породой проницаемостью k, равной соответственно 0,46х 10–3 и 3,46х10–3 мкм2; 2, 3, 4, 5 – раствор, содержащий 4% НF+14%HCl, k cоставляет соответственно 4,5х10–3; 4,15х10–3; 9,78х10–3 и 4,79х10–3 мкм2; 7 – раствор, содержащий 4% НF+14%HCl+0,5% ОП-4, k = 6,49x10–3 мкм2; 8 – раствор, содержащий 4% HF+4% CH3COOH+14%HCl, k = 8,59x10–3 мкм2
В качестве оптимальной рецептуры глинокислотного раствора для восстановления проницаемости призабойной зоны пласта при освоении скважин целесообразно применять кислотный раствор следующего состава: 4%НF+14%HC1+4%CH3COOH+1% сульфонола, обеспечивающий наибольшую степень растворимости песчаников и увеличения их проницаемости.
Оптимальная продолжительность реагирования глинокислотного раствора в пласте возрастает по мере снижения давления закачки глинокислотного раствора в пласт и изменяется в пределах от 7,0—8,0 ч для низкопроницаемых коллекторов и до 12–14 ч для более проницаемых низкоглинистых коллекторов.
Практически во всех скважинах после проведения ГКО отмечено значительное увеличение продуктивности скважин, составившее по отдельным скважинам до 70 м3/сут.
-
Закачка в скважину гелеобразующих веществ
В качестве импортозамещения полиакриламида (ПАА) ООО «ХимСервисИнжиниринг» (г. Москва) предлагает технологию «АС-CSE-1313». Осадко-, гелеобразующий реагент предназначен для выравнивания профиля приёмистости, ремонтно-изоляционных работ и ограничения водопритока в скважинах нефте- и газодобывающей промышленности. Гелеобразующая технология на основе реагента «АС-CSE-1313» направлена на увеличение охвата пластов путём выравнивания профиля приёмистости при закачке в нагнетательные скважины и ограничения водопритока к реагирующим добывающим скважинам путём создания прочных гелевых экранов в пластовых условиях, создающих значительные фильтрационные сопротивления.
Реагент АС-CSE-1313 марки А представляет собой квасцы состава Na3RAl4SiО16, где R – натриевая соль гидролизованного полиакрилонитрила.
Рисунок 1 – Осадко-, гелеобразующий реагент «АС-CSE-1313 марки А»
Реагент имеет преимущество, а именно низкую вязкость (1,5–2,5 мПа·с), что обеспечивает большую глубину проникновения состава. Также полученный гель не подвержен термодеструкции и применяется в широких диапазонах температур (30–150 оС).
Технико-технологические преимущества:
-
Воздействие на Кохв и на Квыт. -
Хорошая прокачиваемость в пластовых условиях. -
Низкая вязкость рабочего раствора (1,5-2,5 мПа×с), нет роста давления при закачке, высокая проникающая способность. -
Регулируемое гелеобразование. -
Высокие реологические свойства обусловлены образованием армированного геля. -
Cелективность действия на обводненный пласт. -
Стабильность и устойчивость состава во времени, отсутствие механической и химической деструкции. -
Независимость от пластовой температуры и минерализации воды. -
Всесезонность применяемых химреагентов. -
При обработке нагнетательных скважин вовлечение в разработку низкопроницаемых зон (от 1 мД).
Стоимость скважино-обработки составом AC-CSE-1313 марки А ниже по сравнению с полимерными технологиями на основе импортного полиакриламида.
Опыт применения:
-
Всего на 01.06.2018 г. выполнено более 440 скв.-обработок на месторождениях Западной Сибири и Урало-Поволжья. -
Средняя эффективность обработок «АС-CSE-1313» составляет
Отмечается снижение темпа падения базовой добычи нефти в среднем на 13%.
При незначительных затратах на проведение технологии «АС-CSE-1313» в короткие сроки достигается прирост остаточных извлекаемых запасов по объектам воздействия.
При реализации технологии «AC-CSE-1313» на участках гарантируется прирост КИН 0,04 д. ед.