Водоизоляционная композиция на основе этилсиликата и полиакриламида (ПАА).

2. Водоизоляционные композиции на основе тяжелой смолы пиролиза.

Водоизоляционная композиция на основе тяжелой смолы пиролиза (ТСП). Водоизолирующий материал на основе ТСП состоит из бициклических и моноциклических ароматических углеводородов с большим числом смол и асфальтенов. Из-за адсорбции смол, асфальтенов и тяжелых ароматических углеводородов композиция гидрофобизует поры коллектора и образует с водой прочную высоковязкую эмульсию, резко снижает проницаемость в пласте.

Водоизоляционная композиция на основе ТСП и азотной кислоты.

3. Водоизоляционные композиции на основе жидкого стекла.

В условиях высоких температур для проведения водоизоляционных работ целесообразно использовать жидкое стекло как наиболее легко фильтруемый материал.

Водоизоляционная композиция на основе жидкого стекла и сернокислого алюминия.

Водоизоляционная композиция на основе жидкого стекла, КССБ и соляной кислоты.

4. Водоизоляционная композиция на основе поливинилового спирта.

Состав для изоляции подошвенных вод на основе поливинилового спирта (ПВС) и гидрофобной кремнеорганической жидкости (ГКЖ).

5. Водоизоляционные композиции на основе талового масла.

Водоизоляционная композиция на основе талового масла и каустической соды.

Промышленные работы по проведению водоизоляционных работ проводят многие предприятия и компании. Среди них в частности можно отметить РМНТК «Нефтеотдача», ОАО «Татнефть», ОАО НК ”Паритет”, компанию «Фактор Ко». Ниже вкратце изложены особенности технологий проведения водоизоляционных работ, проводимых упомянутыми компаниями.

ОАО “Татнефть”

Технология водоизоляционных работ с нефтепираносернокислотной смесью (НПСКС). Разработана технология водоизоляционных работ с модифицирующей добавкой на основе отхода производства, именуемого в дальнейшем пираном, получаемого в АО “Нижнекамскнефтехим”. Добавление указанного отхода производства, содержащего соединения с сопряженными двойными связями в нефть, способствует полимеризации продуктов взаимодействия нефти с алкилированной серной кислотой. Технология внедрена более чем на 120 скважинах при ограничении притока подошвенных, нижних и закачиваемых вод, а также при отключении обводнившихся пластов, как в терригенных, так и в карбонантных коллекторах с успешностью более 70%.

Компания «Фактор Ко».

В основе этих технологий лежит способ изоляции водопритоков с помощью управляемого геля на основе производных кремниевой кислоты. Разработанные на основе этого метода технологии позволяют: использовать наиболее дешевое среднемодульное жидкое стекло, строго рассчитывать время гелеобразования, благодаря чему раствор можно закачивать практически на любые расстояния внутри водоносной зоны и в любом количестве, тампонировать исключительно водоносные зоны.

нефтяной месторождение скважина

2. ПЛАН ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ В СКВАЖИНАХ КУСТА 208

(Приобское месторождение, Правый берег)

Цели исследования:

Определить значения параметра Kh и скин-фактора (S) в 3 скважинах куста 208.

Общие положения

В ходе исследования скважин, расположенных на приоритетном участке и поблизости от него, предполагается спуск насосов REDA (DN675), снабженных датчиками давления. Датчики обеспечат в течение всего периода исследований регистрацию на поверхности значения давления. Ниже описана процедура исследований, имеющих целью оценить значения параметра Kh и скин-фактора.

Предварительные требования:

Датчики давления предварительно тестируются в лаборатории с целью обеспечения точной записи конечного участка КВД.

Насос, оснащенный датчиком давления, должен быть спущен как можно ближе к верхним дырам перфорации. Давление должно замеряться во время проведения исследований постоянно.

В ходе исследований должно быть обеспечено на поверхности точное измерение дебита скважины во время её работы.

Процедура исследования

Скважина должна работать в следующем режиме:

Во время окончательного восстановления давления должен наблюдаться бесконечный радиальный приток, а временной график исследования скважины должен обеспечить достоверное определение пластового давления в районе скважины и коэффициента продуктивности.

Приведенные выше значения дебита являются приблизительными и будут зависеть от продуктивности каждой конкретной скважины.

3. ПЛАН ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ И ГИДРОПРОСЛУШИВАНИЯ В СКВАЖИНАХ КУСТА 210

(Приобское месторождение, Правый берег)

Цели исследования:

Определить начальное пластовое давление

Определить значения параметра Kh и скин-фактора S

Исследовать гидродинамическую связь между «возмущающей» скважиной и двумя «реагирующими» скважинами

Отобрать 3 представительные глубинные пробы нефти.

Общие положения

Необходимо наметить и освоить «возмущающую» скважину на приоритетном участке Приобского месторождения, провести в ней ряд исследований с целью оценки значений Kh и оценить гидродинамическую связь между ней и двумя соседними «реагирующими» скважинами, которые должны быть расположены на расстоянии около 1000 м и 900 м от неё. Разработка данной части залежи начата совсем недавно, что также позволит подтвердить значение начального пластового давления. Указанные параметры являются необходимыми при создании модели залежи и позволят более точно оценить потенциал данной части месторождения.

Кроме того, можно в подходящий момент отобрать пробы жидкости с помощью глубинного пробоотборника на кабеле или на трубах. Это позволит провести необходимый анализ физико-химических свойств представительных проб жидкости.

Предварительные требования:

Датчик давления, которым укомплектовывается спускаемый в скважину насос Reda, предварительно тестируется в лаборатории с целью обеспечения точной записи конечного участка КВД.

В «возмущающей» скважине проводится перфорация и в нее спускается на колонне НКТ установка ЭЦН (насос Reda DN 3000 с датчиком давления), которую устанавливают как можно ближе к верхним дырам перфорации. Для изменения режима откачки насосом ЭЦН используется частотный преобразователь.

На устье «возмущающей» скважины должен быть обеспечен сбор продукции в течение 10 дней непрерывной работы, а также и замер и регистрация дебита.

3. Устье «возмущающей» скважины должно быть оборудовано для спуска глубинных приборов с блоком памяти.

4. В «реагирующих» скважинах должны быть перфорированы соответствующие интервалы.

5. Устья «реагирующих» скважин должна быть оборудованы для спуска глубинных приборов с блоком памяти.

6. На других скважинах в районе проведения данного исследования не должно проводиться никаких работ.

Процедура исследования:

В намеченную «возмущающую» скважину спускают два манометра (предпочтительно 1 типа Quartz и 1 типа Sapphire (или аналог)) на максимально возможную глубину. Программирование манометров выполняют в соответствии с планом исследования. Ресурс их автономной работы должен составлять не менее 40 дней.

Скважина должна работать в следующем режиме:

Значение дебита в 400 тон/сут является ориентировочным и зависит от фактической производительности скважины. Чем выше дебит на этапе вызова возмущения, тем больше величина импульса давления, распространяющегося в пласте, и тем больше шансов зарегистрировать и интерпретировать отклик в «реагирующих» скважинах. Согласно оценке, сделанной в предположении Kh = 1250 мД*м, режим бесконечного радиального притока будет достигнут на этапе промывки (и на этапе КВД после промывки) а также основного режима (и основной КВД). Предварительный режим и запись предварительной КВД необходимы для получения наиболее точного значения начального пластового давления.

В конце снятия основной КВД и до начала режима вызова возмущения рекомендуется отобрать три глубинные пробы нефти при минимально возможном притоке в скважину. Это обеспечит мимимальный перепад давления и увеличивает шансы получить представительные пробы пластового флюида. Возможно, что для этого скважину придется заштуцировать. При наличии трёх проб можно будет оценить их представительность путём сравнения.

Вслед за периодом вызова возмущения необходимо спустить 2 манометра в каждую «реагирующую» скважину. Предварительный расчет показывает, что отклик будет зарегистрирован через примерно 30 дней, а максимальный ожидаемый импульс давления составит около 0,54 атм. Таким образом, важно, чтобы в каждую скважину был спущен по крайней мере один датчик Quartz в паре с прибором Sapphire (или его эквивалентом), а ресурс их автономной работы составлял 35-40 дней. «Возмущающая» скважина должна быть остановлена на возможно более длительный период, для того чтобы импульс был более выраженным. В любом случае этот период должен составлять не менее 14 дней, а лучше 20 дней.

Приборы поднимают из скважин через 35 дней.

4. Рекомендации по снятию профилей приемистости и кривых падения давления на Приобском месторождении (Правый берег)

Цели:

Определить оптимальное давление нагнетания, при котором закачиваемая вода распределяется по слоям согласно их поровому объему.

Определить, как распределяются объемы закачиваемой воды в разные горизонты (AC₁₀, AC₁₁ и AC₁₂) при давлении нагнетания выше и ниже давления раскрытия трещин.

Оценить необходимость проведения ГРП в зонах низкой приемистости.

Определить значения параметра Kh, среднего пластового давления и скин-фактора.

Общие положения

Оптимальный охват по вертикали достигается при закачке воды в каждый слой согласно величине параметра «пористость*толщина» (mh) по слоям. В действительности вода распределяется по слоям в зависимости от величины параметра «проницаемость*толщина» (Kh) и скин-фактора. Воду обычно нагнетают при давлении выше давления раскрытия трещин, а разные горизонты имеют неодинаковый градиент разрыва. Следовательно, в одном из трех горизонтов разрыв происходит раньше, чем в других. Таким образом, распределение закачиваемой воды может оказаться далеким от оптимального, т.к. основной объем воды поступает в тот пласт, в котором произошло раскрытие трещин.

Для снятия профилей приемистости при различных темпах закачки и забойных давлениях, следует провести исследования в скважинах, которые вводятся под закачку. Данные этих исследований покажут распределение закачиваемой воды при градиенте давления ниже и выше градиента раскрытия трещин. По результатам этих работ можно будет сформулировать рекомендации относительно оптимальных давлений закачки и выявить, в каких пластах требуется (и требуются ли) провести разрыв и закрепить трещины проппантом для улучшения профиля приемистости.

Требования по режиму работы скважин до и во время исследований

До начала исследования скважина должна работать как можно дольше с постоянным темпом нагнетания при давлении ниже давления раскрытия трещин и затем не останавливаться до окончания исследования профиля приемистости, после которого она будет готова к снятию КПД. Следует зафиксировать от четырех до шести режимов постоянного расхода, причем не менее двух из них - при давлении ниже давления раскрытия трещин.

Технология исследований

Спускаемая компоновка должна состоять из следующих глубинных приборов:

- термометр

- манометр (Sapphire)

- пакерный расходомер.

1. После того, как приборы установлены в точке над верхним интервалом перфорации, добиваются установившегося расхода (при устьевом давлении порядка 70 атм.), контролируя и регистрируя показания манометра и расходомера. (Когда прибор неподвижен, при низких расходах показания расходомера могут не читаться.)

2. Проверяют правильность работы расходомера на различных режимах закачки (500, 1000, 1500 и 2000 л/мин). Если возможно, подтверждают полученные результаты, устанавливая приборы выше каждого продуктивного горизонта (AC₁₀, AC₁₁ и AC₁₂).

3. Устанавливают приборы над верхним интервалом перфорации и проводят записи давления и температуры, увеличивая расход до значений, соответствующих величинам давления выше давления раскрытия трещин (при устьевом давлении порядка 140 атм). Каждый режим закачки выдерживают до стабилизации показаний манометра и расходомера, затем поднимают расход до следующего значения и повторяют проверку правильности работы расходомера как описано в п.2.

4. Устанавливают приборы над верхним интервалом перфорации, прекращают закачку и записывают КПД в течение 12 часов.

Размещено на Allbest.ru