Авторские технологии интенсификации добычи нефти

Сайт Родионова С.О. e-mail: RsGeo2011@gmail.com   тел:+7 927 221 67 17

В новом 2012 году планируется начать производство и продажи не имеющего технических аналогов средства увеличения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти КАБЕЛЬНОГО ИНФРАЗВУКОВОГО ГИДРОВИБРАТОРА. В настоящее время изготовлен гидровибратор с улучшенными характеристиками. Для серийного производства вибраторов создано ООО "Арсенал ГЕО". Изготовлен образец вибратора с улучшенной конструкцией.

 

Рис.1. Внешний вид нового вибратора.

Нефтяники - отраслевой интернет портал


1.Поиск партнеров и заказчиков по технологиям.

Все представленные на сайте технологии могут быть реализованы с Вашим участием. Если у Вас есть потенциальный заказчик, имеющий проблемы с дебитом скважин, которые он не решил обычными методами, мы совместно с Вами можем предложить ему неординарные методы повышения дебита. Заказчику после подробного изучения геолого-технических характеристик скважины и ее истории будет предложена технология разработанная специально для данной конкретной скважины. Заказчику будет предложен Проект по интенсификации добычи нефти на данной скважине и План работ, учитывающий многовариантность событий, происходящих во время выполнения работ на скважине. Стоимость этих работ конкурентноспособна и не выше известной в отрасли стоимости технологического сопровождения работ на скважине.

 

 


Каталог предприятий и поставщиков на ROSSIBNEFT.ru

О сайте

Этот сайт создан с помощью программы "Мини-Сайт". ООО "Корс-Софт" - программы для бизнеса. www.kors-soft.ru

Проекты по интенсификации и планы работ на скважинах по повышению нефтеотдачи

ПРИМЕР:

 

ПРОГРАММА ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ НА СКВАЖИНАХ П…….. И Ю……… МЕСТОРОЖДЕНИЙ ОАО «…….»

 

Включает:

1.Краткий анализ технологических возможностей интенсификации добычи нефти на П…. и Ю…. месторождениях.

2.Краткое описание разработанных специально для П…. и Ю…. месторождений технологий интенсификации добычи.

3.Планы работ по интенсификации добычи на выбранных заказчиком скважинах.

4.Характеристика рекомендуемых к применению средств интенсификации, их поставщики, стоимость.

 

Автор:

Родионов С.О.

Тел.:8-927-221-67-17

e-mail: RsGeo2011@gmail.com

 

 

ТЕХНОЛОГИЯ УВЕЛИЧЕНИЯ ДЕБИТА СКВАЖИН №22 и №26

Ю….. месторождения с воробьевского горизонта.

 

По морфологии ловушки залежь воробьевского горизонта классифицирована как пластовая сводовая, тектонически экранированная; по типу заполнения ловушки – полнопластовая; по фазовому состоянию в пластовых условиях – однофазная залежь летучей нефти.

Основные данные по скв.№22 и скв.№26, воробьевский горизонт.

 

1.

Год бурения скважин

Скв.№22- 08.12.2005г.-25.06.2006г.

Скв.№26- 23.12.2000г.-16.07.2001г.

2.

Результаты опробования скважин в перфорированной колонне

скв

Мак.дебит нефти

Горизонт, ин-л опробования

22

Qн?20,2м3/сут.

d шт=6мм

3615-3640, D2vb, ЗКПМ-105, 15отв./п.м.

26

Qн?110м3/сут.

d шт=10мм

3607-3617, 3625-3630, D2vb, ТПМК-95, 15отв./п.м.

3.

Наилучшие показатели работы скважин

скв

Макс.дебит нефти и соответствующая ему обводненность, %

Горизонт,

ин-л глубин экспл.

22

16,81т/сут, 2%

3615-3640

26

94м3/сут, 2,3%

3607-3617, 3625-3630

4.

Показатели работы скважин на последнюю имеющуюся дату

скв

Дебит нефти,

т/сут

Обводненность,

%

Горизонт,

ин-л глубин экспл.

22

1,38 – июль 2009г.

-

3615-3640 (D2vb)

26

1,93 – апрель 2010г.

-

3607-3617, 3625-3630 (D2vb)

5.

Интервал перфорации

22

3615-3640м, D2vb

26

3607-3617, 3625-3630, D2vb

6.

Показатели

Пористость,%

11,1

Проницаемость, мкм2

скв.

22

0,75*10-3 (3.06.2009г)

скв.

26

9,8*10-3 (16-17.08.2009г)

Нефтенасыщ.,%

81,7

7.

Принятый КИН

Протокол ЦКР от 03.09.2008г.

0,346

В целом по м-ию.

0,31

8.

Состав и свойства нефти

Плотн. в пл.усл., т/м3

0,576

Плотн. в поверх.усл., т/м3

0,785

Вязкость, мПа с

0,22

Парафин, %

Скв.№22 = 7,62%, скв.№26 = 6,10%.

Смолы селикаг., %

Скв.№22 = 0,81%, скв№26=1,50%

9.

Температура пласта, °С

Тнач

97

Ттек

90

10.

Начальное и текущее Рпл, кгс/см2

Рнач

Скв.22 = 326,5

Скв.26 = 372,5

Ртек

Скв.22 =130,6

Скв.26 = 170,9

11.

Запасы

Геологические/ извлекаемые

Начальные

На 01.01.2010г. (остат.)

С1

С2

С1

С2

D2vb

1236/421

-/-

1117/302

-/-

Всего по м-ию:

3036/960

1037/315

2690/614

1037/315

12.

Какие проводились по скважинам ОПЗП

скв22

Воробьевский (3615-3640) – неудачная обработка зоны перфорации горячим конденсатом (120°С) – пласт не принял.

Нефть воробьевского горизонта высоконасыщена газом, в зонах наиболее интенсивных отборов действовал режим растворённого газа (сейчас – скважины прекратили фонтанирование, дебит = 0). Упруговодонапорный режим проявляет себя только на контуре залежи. Поэтому, при сущестовавшем попутном отборе растворенного газа и падении пластового давления произошло снижении пластовой энергии, проявившееся в снижении скорости фильтрации массы нефти к скважине, и, в итоге, в плавном во времени снижении дебита скважин №22 и №26 вплоть до полного прекращения вытеснения нефти из пласта к скважине.

Коллектор характеризуется низкими ФЕС. Ситуацию осложняет то что, из-за падения пластового давления падает и насыщение нефти газом, газ не выполняет вытесняющей функции. Нефть становится более вязкой, возрастает поверхностное натяжение на границе «порода-флюид». В этой ситуации, видимо, на вытеснение может работать гравитационный режим и слабо себя проявляющий на контуре месторождения  упруговодонапорный режим. Режим растворенного газа при данных ФЕС себя исчерпал.

Существенная разница в дебитах скважин №22 и №26 определяется разницей коллекторских свойств пласта. ФЕС в зоне скв.22 существенно хуже, чем в зоне скв.26. Проницаемость в зоне скв.22 = 0,75*10-3мкм2 (3.06.2009г), а в зоне скв.26 = 9,8*10-3мкм2 (16-17.08.2009г). При этом, для обеспечения эксплуатации депрессия на пласт по скв.22 была существенно выше, чем по скв.26; газовый фактор был так же существенно выше по скв.22, чем по скв.26.

Результаты гидродинамических исследований:

 

Показатели/ №скв.

O шт,

мм

Ртр,

кгс/см2

Рзтр,

 кгс/см2

Рпл,

кгс/см2

Рзаб,

кгс/см2

Qн,

м3/сут

Гф,

м3

Скв.22

6

21

67

326,5

102,8

20,2

436

Скв.26

6

87

54

372,5

251,7

70,6

270

 

Результаты этих исследований прямо указывают на то, что главной целью работ по увеличения дебитов скважин воробьевского горизонта Ю….. месторождения будет являться увеличение ФЕС дальней зоны пласта вокруг скважин и, естественно, ПЗП. Для достижения этой цели предлагаю применить реперфорацию зарядами типа LINK, шнуровое торпедирование на динамической репрессии, глубокую кислотную обработку пласта.

Содержание парафинов в нефти скв.№22 = 7,62%, а скв.№26 = 6,10%. Учитывая то, что температура плавления этих парафинов = +31 - +35?С, а tпл = около 90?С, основная масса парафинов находится в свободном, растворенном состоянии в нефти. Другая, меньшая часть парафинов, из-за падения пластового давления более чем в 2 раза и снижения пластовой температуры с 97?С до 90?С находится в связанном, адсорбированном виде на поверхности каналов фильтрации нефти. Это снижает эффективное сечение каналов фильтрации, приводит к падению дебита скважин. В материалах по скважинам есть информация о депарафинизации НКТ. Парафинистость нефти, падение Рпл, снижение насыщенности нефти растворенным газом – причины повышения вязкости нефти в пластовых условиях и плавного замедления скорости фильтрации нефти из пласта к скважине.

Второй по важности целью работ будет являться снижение вязкости нефти в пластовых условиях, диспергирование парафинов и их вынос из ПЗП в скважину. Для достижения этой цели предлагается применить а) добавку ХХХХ к кислоте, содержащую ПАВы и пеногаситель, б) шнуровое торпедирование на депрессии, в) воздействие кабельным гидровибратором на депрессии.

 

Итого, дополнительно к низким ФЕС коллектора воробьевского горизонта Ю……. м-ия сложилась взаимосвязанная последовательность дополнительных осложнений:

·  падение пластового давления,

·  повышение вязкости нефти в пластовых условиях,

·  снижение и прекращение вытесняющей роли растворенного газа,

·  повышение поверхностного натяжения на границе «порода-флюид»,

·  сокращение эффективного сечения каналов фильтрации нефти из пласта к скважине за счет оседания парафинов.

 

Итегральным действием всех этих факторов является снижение скорости фильтрации нефти из пласта к скважине через определенный радиальный объем пласта (контур питания скважины) и, видимо, значительная отрицательная разница между величинами пластовых давлений на внутренней и внешней границах контура питания.

 

Результат – падение дебита и остановка скважин:

 

Воробъёвский горизонт

Годы

Скв. 22

Скв. 26

Дебиты, т/сут

Дебиты, т/сут

нефти

жидкости

нефти

жидкости

июл 05

 

 

54,51

54,51

авг 05

 

 

58,04

58,04

сен 05

 

 

62,65

63,25

окт 05

 

 

61,29

62,52

ноя 05

 

 

58,75

59,52

дек 05

 

 

63,61

65,13

янв 06

 

 

54,85

56,36

фев 06

 

 

59,69

61,32

мар 06

 

 

57,35

59,32

апр 06

 

 

60,28

61,58

май 06

 

 

55,91

57,13

июн 06

 

 

52,82

54,24

июл 06

16,81

17,15

49,53

50,51

авг 06

13,84

14,19

40,37

41,49

сен 06

12,88

13,55

41,11

43,16

окт 06

12,85

13,07

35,89

36,42

ноя 06

12,06

12,26

33,07

33,71

дек 06

11,57

11,88

33,30

34,24

янв 07

11,33

11,49

29,42

30,02

фев 07

10,36

10,66

27,22

28,10

мар 07

10,45

10,62

24,16

24,70

апр 07

9,79

9,89

18,37

18,56

май 07

9,02

9,08

30,30

30,67

июн 07

8,52

8,59

33,32

33,58

июл 07

7,95

7,98

32,01

32,17

авг 07

8,50

8,58

20,54

20,80

сен 07

8,20

8,23

28,83

28,98

окт 07

8,24

8,29

27,35

27,63

ноя 07

8,36

8,49

26,19

26,59

дек 07

7,99

8,09

24,72

25,14

янв 08

7,32

7,40

23,58

24,33

фев 08

7,75

7,87

23,49

23,90

мар 08

8,32

8,42

23,67

23,97

апр 08

8,11

8,19

22,45

22,69

май 08

8,12

8,23

21,73

22,04

июн 08

7,61

7,62

19,41

19,44

июл 08

3,79

3,80

18,09

18,12

авг 08

2,87

2,88

17,36

17,49

сен 08

1,94

1,95

16,68

16,78

окт 08

2,56

2,58

14,53

16,89

ноя 08

2,14

2,18

10,78

14,78

дек 08

1,93

1,94

11,90

13,06

янв 09

0,37

0,37

12,92

14,17

фев 09

0,00

0,00

13,25

14,29

мар 09

0,88

0,88

12,92

14,41

апр 09

2,39

2,40

12,89

13,35

май 09

2,31

2,32

13,89

13,97

июн 09

1,98

2,01

14,05

14,29

июл 09

1,35

1,38

13,72

14,01

авг 09

0

0

13,89

14,07

сен 09

 

 

13,91

14,02

окт 09

 

 

14,07

14,44

ноя 09

 

 

13,75

14,12

дек 09

 

 

14,11

14,66

янв 10

 

 

14,40

14,93

фев 10

 

 

12,94

13,31

мар 10

 

 

10,76

11,04

апр 10

 

 

1,93

1,93

май 10

 

 

0

0

 

Учитывая ранее достигнутые экономически значимые дебиты скважин №22 и №26 с воробьевского горизонта, малый уровень отбора нефти от запасов, превалирование запасов воробьевского горизонта в общих запасах нефти по Ю…….. месторождению, имеет смысл разработать, испытать и внедрить на месторождении технологию повышения дебита скважин.

 

Не применяя систему ППД, увеличить дебит скв.№22 и №26 в сложившихся условиях можно за счет:

1.                  увеличения ФЕС призабойной зоны и более дальней зоны пласта – это увеличит активность значительно сузившегося контура питания скважины и приблизит его к первоначальному размеру;

2.                  снижения поверхностного натяжения на границе «порода-нефть» и уменьшения угла смачиваемости породы - это увеличит скорость фильтрации нефти из пласта к скважине за счет увеличения скорости срыва нефти с порово-трещинной поверхности породы,

3.                  снижения вязкости нефти в пластовых условиях, деспергирования парафинов и их вынос из ПЗП и более дальней зоны пласта в скважину.

Владельцу месторождения нужно быть готовым к повышенному запарафиниванию НКТ в период интенсивного выноса парафинов из пласта.

 

Применение растворителей для растворения, диспергирования и выноса из пласта парафинов считаю экономически неоправданным. В этом случае в скв.22, имеющую протяженность интервала перфорации 25м, пришлось бы закачать на каждый метр интервала 3т растворителя, то есть всего 75т, а в скв.26 – закачать 45т. Из-за отсутствия информации о составе парафинов пришлось бы закачивать качественную универсальную композицию типа 7Р-14, эта обработка была бы чрезвычайно дорога. Кроме того, из-за отсутствия приемистости пласта закачка реагента просто не произошла бы. Кроме того, использование растворителя, если бы его удалось закачать,  не решило бы проблему низких ФЕС коллектора. Поэтому, я предлагаю технологическую схему увеличения дебитов скважин без применения растворителей.

 

ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА.

 

 Технология увеличения дебитов скважин №22 и №26 составлена на основе посылки, что главную роль в падении дебитов и естественной остановке этих скважин играют не столько проблемы в ПЗП, сколько в дальней зоне пласта. Это утверждение доказано практикой, когда выполненная реперфорация скв.№22 в августе 2008г. самыми мощными на данное время зарядами ЗПКО-102 не привела к увеличению дебита. Но существует и проблема кальматации ПЗП, которую нужно решить одновременно с воздействием на дальнюю зону пласта.

Определив выше основные причины падения дебита и остановки скв.№22 и скв.№26, рекомендую реализовать на этих скважинах 4-е взаимосвязанных метода восстановления и увеличения дебита:

 

Метод 1. Создать дополнительные перфорационные каналы и систему трещин в ПЗП и за ее пределами, так как в условиях снижения пластового давления в 2 раза низкая пористость и проницаемость коллектора являются главным фактором падения дебита скважин.

Реализация: Так как парафин адсорбируется на каналах фильтрации, сокращает их сечение и снижает смачиваемость породы, то для последующей глубокой кислотной обработки пласта нужно создать условия для приемистости пласта – в нашем случае – создать новые каналы фильтрации, очистить старые каналы фильтрации и увеличить смачиваемость породы.

Поэтому, предлагаю выполнить одноэтапную – для скв.22 и двухэтапную – для скв.26 реперфорацию имеющихся интервалов перфоратором типа LINK в среде 4% НННН на статической репрессии в полностью долитой скважине. НННН должен быть задавлен в пласт.

 

Метод 2. Восстановить и расширить радиус дренирования пласта скважиной методом глубокой кислотной обработки пласта и торпедированием интервала перфорации на динамической репрессии.

Реализация: Для увеличения радиуса дренирования необходимо увеличить протяженность системы трещин, созданных в ходе реперфорации зарядами типа LINK. Для этого предлагаю провести торпедирование интервала перфорации шнуровой торпедой в среде замедленного глинокислотного состава. Торпедирование проводить в момент задавливания кислоты в пласт агрегатом ЦА-320.

 

Метод 3. Очистить ПЗП и более удаленную зону пласта от связанных, адсорбировавшихся парафинов и снизить поверхностное натяжение на границе «порода-нефть» а) за счет применения реагентов (НННН + ХХХХ) и б) торпедирования интервала перфорации на динамической депрессии.

Реализация: Обеспечив необходимую выдержку кислотного состава в пласте, произвести торпедирование пласта шнуровой торпедой на депрессии. Это обеспечит в момент подрыва торпеды дополнительное трещинообразование, а затем вынос парафиновых осадков и продуктов реакции кислоты и породы из пласта в скважину.

 

Метод 4. Снизить вязкость нефти в пластовых условиях, обеспечить окончательную очистку каналов фильтрации от парафиновых осадков и продуктов кислотной реакции и их вынос из ПЗП в скважину.

Реализация: Для этих целей предлагаю провести длительную (до 72 часов) обработку пласта кабельным гидровибратором на депрессии.

 

Все работы, кроме гидровибрации производятся при спущенных НКТ.

 

Дополнительный анализ по скв.№22.

 

Ранее выполненная реперфорация воробьевского горизонта корпусными перфораторами в несколько этапов с целью интенсификации притока не принесла результата. Учитывая очень низкую проницаемость в зоне скв.22, нужно было бы провести сейчас реперфорацию в 2 этапа, но учитывая уже существующую значительную плотность перфорации и большое количество произведенных залпов во время перфорации, рекомендую применить в один этап бескорпусной перфоратор с литыми корпусами зарядов типа LINK с плотностью 10отв/м, что позволило бы создать сеть трещин в ПЗП и более дальней зоне пласта, а затем применить шнуровую торпеду в среде кислотного реагента, а эффект трещинообразования приблизить к перфоратору типа LINK за счет того, что подрыв торпед проводить в момент нагнетания агрегатом ЦА-320 кислоты в пласт. В качестве кислотного реагента применить глинокислоту с добавкой универсального замедлителя ХХХХ. Кроме замедлителя реакции, он дополнительно содержии ПАВ и пеногаситель. После этого провести торпедирование интервала на депрессии. Затем провести вибровоздействие на пласт кабельным гидровибратором на депрессии.

Скв.22: перфорация воробьевского горизонта

 

период

Интервал, м

Заряды

 

Плотн.,

отв/м

расход

зарядов,

шт

Вес

ВВ, кг

28.06.

2006г

3615-3640

ЗПКМ-105

15

375

8,25

август 2008г

3615-3618, 3623-3630, 3635-3639

ЗКПО-102

16

224

6,27

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ВЫВОД:

Так как уже проведены 2-е перфорации скважины и плотность отверстий половины интервала достигает 31отв/м, причем перфорация выполнена в 13-ть или 23-и залпа (спуска), реализация  «Технологии двухэтапной перфорации скважин»® становится рискованной из-за возможных нарушений целостности обсадной колонны. Предлагается провести один этап реперфорации интервала 3615-3640м с применением перфоратора типа LINK плотностью 10/отв/м, а вместо второго этапа провести торпедирование шнуровой торпедой на динамической репрессии в среде кислотного реагента.

Пояснение: трубный многоразовый перфоратор ТПМК-105 имеет эффективную длину корпуса 1,25м, за один залп (спуск) вскрывает 1,25м пласта. Поэтому, интервал 3615-3640м (всего 25м) был вскрыт 20-тью залпами (спусками). Если же применялся сдвоенный перфоратор ТПМК-105 из 2-х корпусов, то было произведено 10 залпов. Реперфорация интервала 3615-3618, 3623-3630, 3635-3639м выполнена трубным одноразовым перфоратором КПО-102 с длиной корпуса 10м за 3 спуска (залпа). Всего: 23 залпа или же 13 залпов - при использовании сдвоенного перфоратора ТПМК-105. Была достигнута запредельная нагрузка на колонну! Колонна в интервале перфорации «раздута» и покрыта трещинами.

По этой причине плотность перфорации с применением зарядов типа LINK должна быть не более 10отв/м.

 

Дополнительный анализ по скв.№26.

 

Перфорация скважины выполнена по неудачной схеме – плотностью всего 15отв/м за 15 (или 8 залпов), что сильно нагрузило колонну. Однако, учитывая не высокую плотность перфорации и то, что в апреле 2010г. воробьевский горизонт был изолирован, считаю возможным применить двухэтапную перфорацию бескорпусным перфоратором с литым корпусом ПСК52 с плотностью 10+15отв/м, что позволило бы создать сеть трещин в ПЗП и более дальней зоне пласта, а затем закачать в пласт кислотный реагент. Если приемистость пласта будет низкой, применить шнуровую торпеду в среде кислотного реагента, а подрыв торпед проводить в момент нагнетания агрегатом ЦА-320 кислоты в пласт. В качестве кислотного реагента применить глинокислоту с добавкой универсального замедлителя ХХХХ. Кроме замедлителя реакции, он дополнительно содержит ПАВ и пеногаситель. После этого провести торпедирование на депрессии. Затем провести вибровоздействие на пласт кабельным гидровибратором на депрессии.

Скв.26: перфорация воробьевского горизонта

 

период

Интервал, м

Заряды

 

Плотн.,

отв/м

расход

зарядов,

шт

Вес

ВВ, кг

17.07.2005г

3607-3617, 3625-3630

ЗПМК-95

15

225

4,27

 

 

 

 

 

 

 

 

ВЫВОД:

Перфорация выполнена с плотностью всего 15 отв/м. Было произведено 15 залпов (спусков).  Реализация  «Технологии двухэтапной перфорации скважин»® становится рискованной из-за возможных нарушений целостности обсадной колонны. Однако, учитывая что  в апреле 2010г. воробьевский горизонт был изолирован, считаю возможным проведение двухэтапной перфорации.

Пояснение: трубный многоразовый перфоратор ТПМК-95 имеет эффективную длину корпуса 1,0м, за один залп (спуск) вскрывает 1,0м пласта. Поэтому, интервал 3607-3617, 3625-3630м (всего 15м) был вскрыт 15-тью залпами (спусками). Если же применялся перфоратор ТПМК-95 со сдвоенными корпусами, то было произведено 8 залпов. Всего: 15 залпов или же 8 залпов – при использовании перфоратора со сдвоенными корпусами. Была достигнута нагрузка на колонну близкая к предельной. Колонна в интервале перфорации возможно «раздута» и покрыта трещинами.

 

Состав и последовательность работ будут определены в планах работ на скважинах. Планы работ будут составлены исходя из оптимального для увеличения дебита и безопасного для колонны воздействия на пласт.

 

Предложение на перспективу: Так как роль снижения пластового давления, падение вытесняющей роли растворенного газа, повышение вязкости нефти в пластовых условиях, увеличение угла смачиваемости породы нефтью – имеют определяющее значение для падения дебитов скважин №22 и №26 с воробьевского горизонта и роль кальматации ПЗП в падении дебитов незначительна, для восстановления продуктивности этих скважин основное воздействие должно оказываться не столько на ПЗП, сколько на дальнюю зону пласта. Перспективным методом воздействия на воробьевский коллектор считаю установку в скважинах в интервале этого горизонта кабельных гидровибраторов для постоянной эксплуатации.

 

Автор: Родионов С.О.

 

……………………………………………………………………………………………..

 

         «СОГЛАСОВАНО»                                                         «УТВЕРЖДАЮ»

 

 

П Л А Н

проведения работ по увеличению дебита скважины №22

Ю…….. месторождения с воробьевского горизонта.

 

       Категория скважины - добывающая

       Газовый фактор – на 28.06.2006г = 418м3/т, н.в. -  неизвестно.                                                   

 

СОСТОЯНИЕ СКВАЖИНЫ:

 

1.      Бурение начато 8.12.2005г., закончено 25.06.2006г

2.      Пробуренный забой  3700 м.

3.      Конструкция скважины:

      426мм направление – 30м, цемент до устья

      324мм кондуктор – 497м, цемент 60м от устья

      245мм тех. колонна – 1018м, цемент 230 от устья

      139,7мм экспл. колонна – 3690м, цемент 73м от устья

4.      Ствол скважины заполнен солевым рассолом плотностью 1,17г/см2

5.      Начальное пластовое давление -  326,5 атм., фактическое - 130,6 атм.

6.      Установлен станок-качалка СКДР-10.

7.      Продуктивный горизонт – воробьевский, терригенный: пористость - 11%, проницаемость – 0,75*10-3 (3.06.2009г).

8.      Интервал перфорации D2vb – 3615-3640м. Перфорация: 28.06.2006г, интервал 3615-3640м, ЗПКМ-105, 15отв/м; перфорация: август 2008г, интервалы 3615-3618м, 3623-3630м, 3635-3639м, ЗКПО-102, 16 отв/м.

9.      Текущая температура пласта = 90?С.

10.  Эксплуатационное состояние – естественное прекращение дебита с 08.2009г.

 

СОСТАВ И ПОРЯДОК РАБОТ

 

1.      Смонтировать А-50 и наземное оборудование.

2.      Завезти на скважину реагент-добавку - 600кг, готовую глинокислоту – 15м? (или приготовить самостоятельно: массовая доля – HCl=12%, HF=4%), НННН – 150 кг, подгоночные патрубки, емкости, противовыбросовое оборудование, перфорационную задвижку, сальниковое устройство,  ЦА-320, перфораторную партию с зарядами типа LINK  – 250 шт.(втулки на плотность 10отв/м), шнур для 2-х торпед ДШТ-200 в количестве = 2х50м=100м.

3.      Завезти  техническую воду с удельным весом 1,01 г/см2 (V=5м?), жидкость глушения  с удельным весом 1,17 г/см2 (Vвсего = V 56м? для промывки + V 30м? для продавки + V 14м? запас. Всего = 100м?).

4.      Приготовить кислотную смесь путем тщательного перемешивания 15м? глинокислоты и 600кг реагента-добавки по схеме «ЦА-320-емкость».

5.      Приготовить раствор НННН - техводу объемом 5м? с удельным весом 1,01 г/см2  с добавлением 150 кг НННН.

6.      Изготовить 1-ую торпеду длиной 25м из двух слоев шнура (или навитый на кабель одинарный шнур). Основой торпеды может служить отрезок некондиционного кабеля, к которому крепится детонирующий шнур. Этот отрезок некондиционного кабеля нужно механически соединить с рабочим кабелем. Или изготовить торпеду любым доступным способом.

7.      Изготовить 2-ую торпеду длиной 25м из двух слоев шнура (или навитый на кабель одинарный шнур).

8.      Если нет малогабаритных приборов, провести привязочный каротаж: ГК, МЛМ, опустить НКТ. Если есть малогабаритные приборы, опустить НКТ, провести привязочный каротаж.

9.      Установить перфорационную задвижку, сальниковое устройство, обвязать устье скважины для работы по замкнутому циклу.  Опрессовать нагнетательную линию.

10.  Перед началом работ установить НКТ на гл. 3640м, при открытом затрубье закачать в скважину раствор сульфанола в объеме 3,5м? так, чтобы он находился в НКТ и зоне интервала перфорации.

11.  Поднять НКТ на гл. 3610 (или выше в зависимости от наличия привязочных патрубков).

12.  Закрыть затрубье, провести определение начальной приемистости при закачке 2,0м? раствора сульфанола в пласт.   

13.  Долить скважину до устья.

14.  Провести перфорацию интервала 3615-3640м перфоратором типа LINK  плотностью 10отв/м, всего 250 зарядов.

15.  Определить уровень жидкости в скважине.

16.  Если уровень жидкости в скважине понизился, долить соляной рассол. Если долив составил 3,0-3,5м? (это объем закачанного в интервал перфорации раствора НННН) или более, перейти к следующему пункту плана работ. Если долив был менее 3,0-3,5м?, задавить в пласт нехватающий до 3,5м? объем жидкости.

17.  Спустить НКТ на точку 3640м, и при открытом затрубье закачать в НКТ и в интервал перфорации: 1 пачку - 15м? кислотной смеси, 2 пачку - 1,5 м?  раствора НННН; начать закачивать кислотную смесь так чтобы ее подъем в затрубье был не выше отметки 3615м; закрыть затрубье и попытаться продавить в пласт 30-50% (5-7,5м?) из 15м? кислотной смеси. В случае если пласт принял менее 5м?  кислоты, закачать эти 30-50% кислотной смеси дробно с задержкой по времени и повышением давления нагнетания. Если пласт все таки не полностью принял эти 5м?  кислоты или вообще не принял кислоту, оставить ее в НКТ и перейти к следующему пункту. Записать данные о ходе закачки.

18.  Поднять НКТ на точку 3610м.

19.  Сразу после закачки кислотной смеси и подъема НКТ, спустить торпеду и провести торпедирование интервала 3615-3640м через НКТ шнуровой торпедой №1. Торпедирование производить при закрытом затрубье с одновременной продавкой кислотной смеси в пласт агрегатом ЦА320 с давлением на 50кг/см2 больше чем давление максимальной приемистости пласта. Торпеду инициировать в момент достижения агрегатом ЦА 320 указанного превышения давления. Если пласт принимает кислоту, объем продавочной жидкости должен быть 30м?. Загерметизировать устье и выдержать кислотную смесь в пласте 4 часа.

20.  Определить уровень жидкости в скважине.

21.  Если пласт не полностью принял весь объем кислотной смеси, провести торпедирование интервала 3615-3640м через НКТ шнуровой торпедой №2. Торпедирование производить при закрытом затрубье с одновременной продавкой кислотной смеси в пласт агрегатом ЦА320 с давлением на 50-100кг/см2 больше чем давление максимальной приемистости пласта. Торпеду инициировать в момент достижения агрегатом ЦА 320 указанного превышения давления.

22.  Если же пласт после проведения торпедирования №1 принял весь объем кислоты, провести торпедирование интервала 3615-3640м через НКТ шнуровой торпедой №2 на депрессии. Для этого перед спуском торпеды №2 понизить уровень жидкости в скважине свабом до отметки 1500-1600м.

23.  После торпедирования провести свабирование и обратную промывку скважины. В целях экономии промывочной жидкости можно провести не полную промывку, а замещение «грязной» воды в интервале перфорации на «чистую» с подъемом «грязной» в затрубье.

24.  Провести свабирование с понижением уровня до 1500-1600м.

25.  Поднять НКТ на дневную поверхность.

26.  Спустить в скважину на кабеле гидравлический вибратор и установить его на первой точке обработке 3638м. Провести обработку в течение 3-5 часов. Отмечать изменение уровня жидкости в скважине. Поднять гидровибратор на точку 3635м и провести обработку в течение 3-5 часов. Операцию повторять для вышележащих точек через каждые 3м.

27.  После завершения виброобработки пласта, поднять гидровибратор из скважины.

28.  Опустить НКТ. Промыть скважину. Подготовить скважину к запуску.

29.  По возможности, провести исследование скважины.

 

30.  Вывод на режим осуществлять при минимальной депрессии на пласт, с отслеживанием динамического уровня,  в течение  не менее 72 часов. Не допускать   закачки в скважину  воды, нефти, любых химических реагентов или веществ в течение 3 месяцев.

31.  Все работы проводить с соблюдением ПБ в НГДП.

 

Примечание: подробно записывать данные о ходе работ для включения в акт.

 

 

      План составил:    Родионов С.О.                                

 

…………………………………………………………………………………………….

 

         «СОГЛАСОВАНО»                                                         «УТВЕРЖДАЮ»

 

П Л А Н

проведения работ по увеличению дебита скважины №26

Ю……. месторождения с воробьевского горизонта.

 

       Категория скважины - добывающая

       Газовый фактор – на 08.2005г. = 270м3/т, н.в. -  неизвестно.                                                    

 

СОСТОЯНИЕ СКВАЖИНЫ:

 

11.  Бурение начато 23.12.2000г, закончено 16.07.2001г.

12.  Пробуренный забой  3700 м.

13.  Конструкция скважины:

      426мм направление – 28м, цемент до устья

       324мм кондуктор – 401м, цемент до устья

       245мм тех. колонна – 1063м, цемент до устья

       139,7мм экспл. колонна – 3686м, цемент 2870м от устья.

14.  Ствол скважины заполнен солевым рассолом плотностью 1,17г/см2

15.  Начальное пластовое давление -  372,5 атм., фактическое - 170,9 атм.

16.  Продуктивный горизонт – воробьевский, терригенный: пористость - 11%, проницаемость – 9,8*10-3мкм2 (16-17.08.2009г).

17.  Интервал перфорации D2vb 17.07.2005г3607-3617м, 3625-3630м., ЗПМК-95, 15отв/м.

18.  Текущая температура пласта = 90?С.

19.  Эксплуатационное состояние – естественное прекращение дебита с 05.2010г.

 

СОСТАВ И ПОРЯДОК РАБОТ

 

32.  Смонтировать А-50 и наземное оборудование.

33.  Завезти на скважину реагент-добавку - 400кг, готовую глинокислоту – 10м? (или приготовить самостоятельно: массовая доля – HCl=12%, HF=4%), НННН – 150 кг, подгоночные патрубки, емкости, противовыбросовое оборудование, перфорационную задвижку, сальниковое устройство, ЦА-320, перфораторную партию с зарядами типа LINK  – 375 шт.(втулки на плотность 10 и 15отв/м), шнур ДШТ-200 для 2-х торпед в количестве = 2х30м=60м.

34.  Завезти  техническую воду с удельным весом 1,01 г/см2 (V=5м?), жидкость глушения  с удельным весом 1,17 г/см2 (Vвсего = V 60м? для промывки + V 20м? для продавки + V 20м? запас. Всего = 100м?).

35.  Приготовить кислотную смесь путем тщательного перемешивания 10м? глинокислоты и 400кг реагента-добавки по схеме «ЦА-320-емкость».

36.  Приготовить раствор НННН - техводу объемом 5м? с удельным весом 1,01 г/см2  с добавлением 150 кг НННН.

37.  Изготовить 1-ую торпеду: верх - 10м из двух слоев шнура (или навитый на кабель одинарный шнур), середина – 8м пропуск, низ – 5м из двух слоев шнура (или навитый на кабель одинарный шнур). Основой торпеды может служить отрезок некондиционного кабеля, к которому крепится детонирующий шнур. Этот отрезок некондиционного кабеля нужно механически соединить с рабочим кабелем.

38.  Изготовить 2-ую торпеду – аналогично 1-ой торпеде.

39.  Если нет малогабаритных приборов, провести привязочный каротаж: ГК, МЛМ, опустить НКТ. Если есть малогабаритные приборы, провести привязочный каротаж при спущенных НКТ.

40.  Установить перфорационную задвижку, сальниковое устройство, обвязать устье скважины для работы по замкнутому циклу.  Опрессовать нагнетательную линию.

41.  Перед началом работ установить НКТ на гл. 3630м, при открытом затрубье закачать в скважину раствор НННН в объеме 3,5м?, так чтобы НННН находился в НКТ и интервале перфорации, с минимальным подъемом в затрубное пространство.

42.  Поднять НКТ на гл. 3603 (или выше в зависимости от наличия привязочных патрубков).

43.  Закрыть затрубье, провести определение начальной приемистости при закачке в пласт 1,0-1,5м?  раствора НННН.   

44.  Долить скважину до устья.

45.  Провести 1-ый этап перфорации интервала 3625-3630м перфоратором типа LINK   плотностью 10отв/м, всего 50 зарядов.

46.  Определить уровень жидкости в скважине.

47.  Провести 2-ой этап перфорации интервала 3625-3630м перфоратором типа LINK   плотностью 15отв/м, всего 75 зарядов.

48.  Определить уровень жидкости в скважине.

49.  Провести 1-ый этап перфорации интервала  3607-3617м перфоратором типа LINK   плотностью 10отв/м, всего 100 зарядов.

50.  Определить уровень жидкости в скважине.

51.  Провести 2-ой этап перфорации интервала  3607-3617м перфоратором типа LINK   плотностью 15отв/м, всего 150 зарядов.

52.  Определить уровень жидкости в скважине. (Если уровень жидкости в скважине понизился, долить солевой рассол и определить объем этого долива: если долив составил 3,5м? - это объем закачанного в интервал перфорации раствора НННН, то скважина полностью приняла НННН. Если долив был менее 3,0-3,5м?, задавить в пласт нехватающий до 3,5м? объем жидкости.)

53.  Спустить НКТ на точку 3630м (или выше), при открытом затрубье закачать в НКТ и в интервал перфорации: 1 пачку - 10м? кислотной смеси, 2 пачку – 1,5 м?  раствора НННН; закрыть затрубье и попытаться продавить в пласт 5м? (50%) из 10м? кислотной смеси. В случае если пласт принял менее 5м?  кислоты, закачать эти 50% кислотной смеси дробно с задержкой по времени и повышением давления нагнетания. Если пласт вообще не принял кислоту, оставить ее в НКТ и перейти к следующему пункту. Записать данные о ходе закачки.

54.  Поднять НКТ на точку 3603м.

55.  Сразу после закачки кислотной смеси и подъема НКТ провести за один спуск торпедирование интервала через НКТ шнуровой торпедой №1. Торпедирование производить при закрытом затрубье с одновременной продавкой кислотной смеси в пласт агрегатом ЦА320 с давлением на 50кг/см2 больше чем давление приемистости пласта. Торпеду инициировать в момент достижения агрегатом ЦА 320 указанного превышения давления. Если пласт принимает кислоту, объем продавочной жидкости должен быть 20м?. Загерметизировать устье и выдержать кислотную смесь в пласте 4 часа.

56.  Определить уровень жидкости в скважине.

57.  Если пласт не полностью принял весь объем кислотной смеси, провести торпедирование интервала через НКТ шнуровой торпедой №2. Торпедирование производить при закрытом затрубье с одновременной продавкой кислотной смеси в пласт агрегатом ЦА320 с давлением на 50-100кг/см2 больше чем давление приемистости пласта. Торпеду инициировать в момент достижения агрегатом ЦА 320 указанного превышения давления.

58.  Если же пласт после проведения торпедирования №1 принял весь объем кислоты и продавочной жидкости, провести торпедирование интервала через НКТ шнуровой торпедой №2 на депрессии. Для этого перед спуском торпеды №2 понизить уровень жидкости в скважине свабом до отметки 1500-1600м.

59.  После торпедирования провести свабирование и обратную промывку скважины. В целях экономии промывочной жидкости можно провести не полную промывку, а замещение «грязной» воды в интервале перфорации на «чистую» с подъемом «грязной» в затрубье.

60.  Поднять НКТ на дневную поверхность.

61.  Спустить в скважину на кабеле гидравлический вибратор и установить его на первой точке обработке 3629м. Провести обработку в течение 3-5 часов. Отмечать изменение уровня жидкости в скважине. Операцию повторять для вышележащих точек: 3627, 3626, 3616, 3614, 3612, 3610, 3608м.

62.  После завершения виброобработки пласта, поднять гидровибратор из скважины.

63.  Опустить НКТ. Промыть скважину. Подготовить скважину к запуску.

64.  По возможности, провести исследование скважины.

 

65.  Вывод на режим осуществлять при минимальной депрессии на пласт, с отслеживанием динамического уровня,  в течение  не менее 72 часов. Не допускать   закачки в скважину  воды, нефти, любых химических реагентов или веществ в течение 3 месяцев.

66. все работы проводить с соблюдением ПБ в НГДП.

Примечание: подробно записывать данные о ходе работ для включения в акт.

 

      План составил:  Родионов С.О.                                 

 

…………………………………………………………………………………………………

 

ТЕХНОЛОГИЯ УВЕЛИЧЕНИЯ ДЕБИТА

при вводе в эксплуатацию скв.№5 П……. месторождения.

 

1. Разработка технологии строится на базе имеющихся не полных характеристик семилукско-саргаевского горизонта в заявленных интервалах 4005-4008м, 4012-4022м, исследовательских данных и ограниченной информации о результатах вызова притока от 28.10.2009г., информации о СКО от 06.11.2009г., а именно:

 

Конструкция и технические данные по скважине:

426мм направление                    31,5м, цемент до устья;

324мм кондуктор                    -   323м, цемент до устья;

245мм тех. колонна                – 1480м, цемент 290м от устья;

146х139,7мм экспл. колонна – 4338м, цемент 980м от устья.

В октябре 2009г. установлен мост: произведена установка взрывпакера ВП-110 с заливкой на него цемента и засыпкой на него песчаной пробки; «голова» моста определена на глубине 4026м. Остановка прибора по МЛМ с учетом «мертвого» пространства отчечена на глубине 4034,2м.

Перфорация семилукско-саргаевского горизонта выполнена 30.10.2009г. в интервале 4005-4008м (фактически по данным МЛМ после перфорации – 4006-4009м) и 4012-4022м (фактически - 4012-4022,4м) трубным одноразовым перфоратором КПО 89 плотностью 20 отв./м, всего 260 отв. Непонятно, как при определенном по МЛ фактическом интервале перфорации 4006-4009м и 4012-4022,4м, то есть 13,4м, была выполнена перфорация с плотностью 20отв/м, всего 260 зарядов, что соответствует протяженности интервала всего 13м, а не 13,4м?   По исследовательским данным после перфорации искусственный забой определен на глубине 4033,5м. Таким образом, цементный мост не изолирует верх  тимано-пашийского горизонта - открыты верхние отверстия перфорации 4032-4033,5м тимано-пашийского горизонта (интервал перфорации тимано-пашийского горизонта – 4032-4035м, 4064-4072м). Эту информацию подтверждает акт от 02.11.2009г. в соответствии с которым искусственный забой допуском НКТ определен на глубине 4033,84м. В соответствии с актом от 04.11.2009г. за счет засыпки песка искусственный забой поднят до глубины 4024,5м.

Эксплуатационная колонна напротив интервала перфорации – 146мм,  толщина стенки – 10,7мм, группа прочности – Е, качество цементирования – частичное со сплошным.  Скважина заполнена солевым раствором ? = 1,17г/см?.

Колонна при работах по семилукско-саргаевскому горизонту опресовывалась на Ропр = 38,5 Мпа техводой ? = 1,02г/см?.

Рпл на глубине 4000м составило 174,13 кгс/см?, что в 2 раза ниже ожидаемого; t пл. = 84,5?С (ГДИ от 11-12 ноября 2009г.).

Устье скважины оборудовано фонтанной арматурой АФК 80х700, Ропр. = 385 кгс/см?.

НКТ 73мм с толщиной стенки 5,51мм спущены на глубину 4003м, «стоп-кольцо» - на глубине 2480м, верхние 2500м прошаблонированы шаблоном 59мм.

 

А). Основные имеющиеся в нашем распоряжении геолого-физические характеристики семилукско-саргаевского горизонта:

Таблица 1.

Интервал

Кп, %

Кнг,

%

Кпр,

10-15 м?

Рпл,

кг/см?

Скин-

фактор

Заключение

Верх: 1.известняк

4006-4007,4м

(толщина 1,4м)

7,5

83

0,089

174,13

- 0,8

Возможно нефтенасыщенный низкопористый малоприницаемый коллектор – целесообразно высокоскоростное физико-химическое воздействие циклами репрессии-депрессии

Средняя часть

2-3,7

-

Не коллектор, проведение работ экономически не целесообразно

Низ:

1.известняк

4017,6-4019м

2.известняк

4019-4020,4м

3.известняк глинистый

4020,4-4022м

(всего толщина 4,4м)

 

 

10,9

 

14,9

 

 

9

 

 

98

 

98

 

 

83

Возможно нефтенасыщенный низкопористый малоприницаемый коллектор -  целесообразно высокоскоростное физико-химическое воздействие циклами репрессии-депрессии.

В интервале 4018-4022м при бурении отобран шлам с концентрацией УВ до 12 см?/л при фоновых значениях до 1 см?/л.

 

По данным обработки КВД установлено, что семилукско-саргаевский горизонт в интервале перфорации 4005-4008м и 4012-4022м – не является коллектором.

Однако, по исследовательским данным от 14-19.09.2008г. скв.№5 имела дебит нефти на штуцерах 4-7мм от 1,0 до 2,1м?/сут., дебит газа – от 15800 до 19100 м?/сут.

 

Б). Факторы риска проектирования и реализации технологии достижения оптимального для данного пласта дебита:

 

·         низкие значения максимальной пористости даже наилучших интервалов – 7,5-14,9% говорит о низкой поровой вместимости а)для нефти и б)для закачиваемых в пласт химических реагентов с целью  интенсификации притока нефти в скважину;

·         аномально низкая проницаемость 0,089 х10-15 м?; кроме того неизвестно как варьирует проницаемость по интервалу перфорации; поэтому, будем считать, что ее значение 0,089 х10-15 м? принадлежит самому «высокопористому» пропластку 4018-4022м;

·         пластовое давление Рпл на контуре питания для глубин 4000м равное 174,13 кг/см? - аномально низкое; такое его низкое значение говорит о практически полном отсутствии связи скважины с пластом;

·         отрицательное значение скин-фактора в размере -0,8 говорит о небольшом превышении проницаемости в ПЗП над ее значением в удаленной зоне пласта вследствии закачки HCl; в пласт в 4 приема удалось закачать по 1-2м? HCl, то есть всего 7м? HCl, что говорит о растворении карбонатной породы в радиусе примерно 0,7 м от ствола скважины; зная, что вторичное вскрытие пласта производилось одноразовым кумулятивным трубным перфоратором КПО 89 с глубиной пробития 750 мм, можно сделать вывод, что пласт принял соляную кислоту как раз на глубину перфорационных отверстий; то есть из-за низких значений пористости и проницаемости фактический контур питания данной скважины равен глубине перфорационных каналов, а при таких условиях скважина эксплуатироваться не может;

·         приведенные выше данные аналитически указывают а)на структуру семилукско-саргаевского коллектора в точке расположения скважины и б) на характер фильтрации: если после применения достаточно мощных перфорационных зарядов ЗКПО 89 и последующих 4 циклах закачки HCl пластовое давление на контуре питания не повысилось со значений 174,13 кг/см?, а при исследовании уровень жидкости с 2220м до 2205м восстанавливался 24 часа с притоком 0,17 м?/сут, то можно сделать вывод о преимущественно блочно-поровой (гранулярной) структуре коллектора и поровом характере фильтрации (если это можно назвать фильтрацией);

·         в ходе работ по СКО 06.11.2009г. установлено, что приемистости пласта по рассолу при Р закачки 250 атм. – нет.

Текущий вывод:

·         так как порода данного пласта почти не проницаема и низкопориста, основным методом обеспечения продуктивности скважины №5 будет являться создание «суперколлектора» в ПЗП и в более удаленной зоне с целью создания ныне отсутствующего контура питания и выноса точки с постоянным давлением как можно дальше от ствола скважины вглубь пласта; это планируется сделать за счет многоэтапного высокоскоростного нагружения порода ПЗП циклами депрессии-репрессии; для этих целей будут применяться а)бризантные (дробящие) взрывчатые вещества (ВВ) в виде кумулятивных зарядов и торпед и б)фугасный эффект как следствие применения ВВ.

Однако, фактором сдерживающим применение этих ВВ является не достаточно прочная сталь обсадной колонны - группа прочности трубы «Е». Это средняя по прочности труба. Поэтому, для сохранения колонны будет применена перфорация с плотностью за один залп не более 10-15 зарядов на 1 метр интервала и шашечные торпеды с массой заряда ВВ не более 250-500гр (или самодельные шнуровые торпеды).

      Справочно: группа прочности трубы «Е» в сравнении с группой прочности «М»:

Таблица 2.

Показатель

Группа прочности

Е

Группа прочности

М

Временное сопротивление разрыву, Мпа

689

823

Предел текучести, Мпа

- не менее

-не более

 

552

758

 

724

921

 

В). Недостатки ранее выполненных на скважине работ по вызову притока и рекомендации по ходу анализа:

 

1.      Перфорация выполнена достаточно мощными зарядами ЗКПО 89 с глубиной пробития 750мм. Однако, использовался одноразовый трубный перфоратор за пределы корпуса которого в пласт выходит только кумулятивная струя от заряда. То есть, ни фугасного, ни бризантного воздействия на аномально низкопористый и почти не проницаемый коллектор не оказывалось. С учетом низких фильтрационных свойств данного коллектора фугасное и бризантное воздействие позволило бы создать систему трещин в ПЗП. Кроме того, плотность перфорации составила 20 отв./м, что при таких свойствах породы мало.

Рекомендация: провести двухэтапную перфорацию на рапрессии бескорпусным перфоратором ПСК 52, который создаст дополнительные отверстия. Кроме того, этот перфоратор за счет фугасного и бризантного (дробящего) воздействия на породу пласта создаст в ней систему трещин, что улучшит фильтрационные характеристики коллектора. Перфорацию проводить в два этапа каждый с плотностью 10-15 отв./м. Итого общая плотность перфорации составит 40-50 отв./м.

2.      06.11.2009г. проведено 4 цикла СКО. После СКО проведена обратная промывка скважины. Вывод: это не обеспечило нужную депрессию для очистки ПЗП от продуктов реакции; при отсутствии связи скважины с пластом после каждого этапа СКО нужно было выполнять свабирование. Кроме того, при анамально низких пористости и проницаемости применение обычной HCl не дало эффекта, так как скорость реагирования кислоты с породой очень высока и кислота не успевала глубоко проникать в пласт из-за низкой пористости и проницаемости.

Рекомендация: следует применять композицию на основе HCl с замедлителями реакции и деэмульгаторами для глубокого проникновения кислоты в пласт и предотвращения образования нефтекислых эмульсий. Только в этом случае кислота глубоко зайдет в пласт, а продукты химреакции не закольматируют ПЗП.

 

ВЫВОДЫ:

1. Учитывая а) высокий Кнг,б)низкие пористость и проницаемость, в)отсутствие связи с пластом из-за очень низких фильтрационных характеристик коллектора, г)поровую структуру коллектора можно установить, что:

для создания условий для добычи нефти из скв.№5 Перелюбского месторождения требуется создать в ПЗП и по возможности за ее пределами разветвленную систему трещин которые станут каналами фильтрации нефти из низкопроницаемого пласта к скважине.

2. Так как эти каналы фильтрации в коллекторе с высоким Кнг должны представлять собой разветвленную систему трещин, а не одну-несколько трещин, то метод классического ГРП здесь не даст существенного эффекта (ни технологического, ни экономического).

3. Предлагается применить технологию двухэтапной перфорации скважины бескорпусным перфоратором, двухэтапное воздействие на пласт солянокислотной композицией для глубокой обработки пласта, трехэтапное применение на репрессии и депрессии шнуровых или шашечных торпед с разной навеской ВВ. Это позволит создать разветвленную и протяженную систему трещин в пласте.

 

Анализ СКО от 06.11.2009г.

 

Соляно-кислотная обработка семилукско-саргаевского горизонта проведена в фактически существующем интервале перфорации 4006-4009м и 4012-4022,4м 06.11.2009г. (Смотри Акт о СКО). Нагнетательная линия опресована на Р = 250 атм. Данных о начальной приемистости нет. Имеется информация о проведении 1-го этапа СКО:

1.закачка 0,5м? буфера – техводы с ? = 1,01г/см? обработанной ПАВ;

2.закачка 8,1м? HCl;

3.закачка 0,5м? буфера;

4.продавка 4,4м?  рассола.

Далее, определение приемистости - при давлении 250атм. приемистости не было.

Вопрос по тексту Акта: практически не проницаемый пласт с очень низкой пористостью принял за одну закачку 13,5м? жидкости, включая 8,1м? HCl; после чего приемистость пласта исчезла. Такое может быть только после образования гелеподобных осадков. Однако в дальнейшем в Акте указывается, что в пласт в 4 приема было закачано 7м? HCl и, по всей видимости (в Акте данные не отражены), не менее 4 м? буфера, то есть всего не менее 11м? жидкости. При чем, при закачке кислоты происходило падение давления закачки, что является признаком проникновения кислоты в пласт. То есть, гелеобразования все таки не произошло. Так как информация об этом этапе СКО (закачка в один прием 8,1м? HCl) вызывает сомнение, она учитываться не будет.

Во внимание будет принята следующая информация.

1 этап. При открытом затрубье закачали 1,0м? HCl; закрыли затрубье и при Рнаг. = 250атм. начали закачивать кислоту в пласт; за 15 мин. Рнаг. упало до 230атм.

2 этап. При открытом затрубье закачали 2,0м? HCl; закрыли затрубье и при Рнаг. = 250атм. начали закачивать кислоту в пласт; за 15 мин. Рнаг. упало до 180атм.

3 этап. При открытом затрубье закачали 2,0м? HCl; закрыли затрубье и при Рнаг. = 250атм. начали закачивать кислоту в пласт; за 15 мин. Рнаг. упало до 230атм.

4 этап. При открытом затрубье закачали 2,0м? HCl; закрыли затрубье и при Рнаг. = 250атм. начали закачивать кислоту в пласт; за 15 мин. Рнаг. упало до 230атм.

Затем провели промывку скважины. Приток отсутствует.

В Акте нет данных о концентрации HCl и добавках к ней. Косвенное предположение о концентрации кислоты и добавках можно сделать из Плана работ от 19.10.2009г.: на скважину планировалось доставить 4,0м? 24% HCl, 40л сульфанола (концентрация сульфонола не приведена), 100л уксусной кислоты. Поэтому, можно предположить, что на скважине 24% HCl разбавили и в 4 этапа закачали в пласт.

Если наше предположение о закачке в пласт кислотной композиции в составе 4,0м? 24% HCl, видимо, разбавленной на скважине до концентрации 12-15%, 40л сульфанола, 100л уксусной кислоты – верно, то из-за присутствия уксусной кислоты выполняющей роль стабилизатора гелеподобного осадкообразования произойти не могло. Значит, высказанное выше предположение верно. Значит, все 4 порции кислоты были приняты пластом.

Другой источник указывает на проведение после СКО с целью вызова притока свабирования. Свабированием снизили уровень жидкости в скважине до глубины 1550м; за 11 часов стоянки на приток уровень повысился до глубины 1380м. затем уровень понизили до глубины 2280м; отобрали глубинную пробу – из пласта поступила газоконденсатная смесь; за 24 часа стоянки на приток уровень восстановился с отметки 2220 м до 2205м; приток составил 0,17м?. В декабре 2009г. провели еще два цикла свабирования с понижением уровня до 1900м и до 2300м.; перелива не получено.

 

Результаты СКО:

  1. Объем использованной кислоты составил 7,0м?.
  2. Кислота была закачана в 4 этапа.
  3. Кислота зашла в пласт о чем свидетельствует падение давления при закачке.
  4. Гелеподобного осадкообразования не произошло, скин-фактор = - 0,8.
  5.  После СКО проведено несколько этапов сквабирования, показавших очень низкую скорость восстановления уровня жидкости.
  6. Отобранная глубинная проба говорит о выходе из пласта конденсата.

Выводы по результатам СКО:

  1. Пласт принимает кислоту.
  2. Так как в 7,0м? HCl концентрации 15% содержится 1,13т чистой HCl, то по количественному соотношению реакции кислоты и известняка можно определить, что в ходе данной СКО было растворено 1,55т известняка. При этом, образовалось: СаСl = 1,72т, H2O = 6,15т (0,28т из реакции + 5,87т из кислотного состава), CO2 = 0,68т.
  3. Так как семилукско-саргаевский горизонт перекрыт перфорированное колонной, кислота попадала в пласт через перфорационные отверстия. Всего 260 отверстий, всего растворено 1,55т известняка, то есть кислота, попавшая через одно перфорационное отверстие в пласт, растворила примерно 6 кг известняка. Это численное значение подтверждает, что кислота попадает в низкопористый и почти не проницаемый пласт только через перфорационные отверстия и трещины и не фильтруется через естественные поры.
  4. Пласт принял кислоту только в объеме перфорационных отверстий и трещин вокруг этих отверстий.

       Однако, учитывая, что перфорация была проведена корпусным перфоратором практически не создающим трещины в породе, возможно, что приемистость по кислоте является следствием увеличения эффективного порового пространства коллектора за счет природной «дырчатой» пористости (пор выщелачивания). Карбонатам семилукско-саргаевского горизонта, особенно в Саратовском заволжье, часто присуща «дырчатая» пористость.

Если данному коллектору действительно присуща «дырчатая» пористость, то закачка в пласт солянокислотной композиции с малой скоростью реакции позволит получить синергетический эффект – кислота пойдет в пласт не  только по перфорационным трещинам и каналам, но и объединит поры выщелачивания в каналы фильтрации.

 

Вывод 4 является важным для разработки технологии интенсификации дебита при вводе в эксплуатацию скв.№ 5 П…….. месторождения в эксплуатацию (при наличии продукции в семилукско-саргаевском горизонте).

……………

 

1. Ранее нами было определено, что в результате 4 этапов СКО от 06.11.2009г. в соответствии с количественным выражением химической реакции взаимодействия соляной кислоты и известняка было растворено 1,55т известняка или примерно 6 кг известняка на одно перфорационное отверстие. Однако, из-за сильной вариации пористости по интервалу перфорации кислота зашла в пласт не равномерно.

Основным принимающим интервалом был 4019-4020,4м. Видимо, приток конденсата в объеме 0,17 м?/сут. полученный при восстановлении уровня во время исследования скважины достигнут из этого интервала. То есть, из вскрытых перфорацией 13,4 м (4006-4009м и 4012-4022,4м) фильтрационными свойствами для продукции обладают только 1,4м.

 Поэтому, одной из основных задач является выравнивание профиля приемистости пласта (при эксплуатации скважины, соответственно, профиля отдачи).

 

ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА.

 

 На основе выше сделанного анализа сделаны технологические выводы и рекомендованы следующие методы создания условий притока возможной продукции из семилукско-саргаевского горизонта в скв.№ 5:

1. Создать дополнительные перфорационные каналы в ПЗП, так как ныне существующая плотность перфорации не соответствует ФЕС породы коллектора.

2. Создать систему разветвленных и протяженных трещин в ПЗП и за ее пределами, так как из-за низкой пористости фильтрация продукции в имеющемся коллекторе может осуществляться только по искусственно созданным трещинам.

3. Выровнять профиль приемистости (притока) пласта, так как ныне существующий профиль обеспечивает потенциальную работоспособность 1,4м (4019-4020,4м) из 13,4м интервала перфорации.

4. Расширить созданный за счет методов «1+2+3» радиус дренирования пласта скважиной методом чередующейся кислотной обработки и торпедированием интервала перфорации в несколько этапов.

 

Предлагается реализовать методы «1+2+3» за счет «Технологии двухэтапной перфорации скважин»®. Технология реализуется с помощью бескорпусного перфоратора типа link, корпус заряда которого изготовлен из цветного метала, испаряющегося в момент взрыва.

В момент испарения отлитых по нашей технологии корпусов зарядов бескорпусного перфоратора типа LINK образуется одноатомный пар -  «металлический газ» обладающий высокой плотностью. Объемно расширяясь после срабатывания зарядов и выхода кумулятивной струи, «металлический газ» загоняет находящиеся в интервале перфорации а)скважинную жидкость и б)газы от ВВ в перфорационные каналы. Это явление работает как газово-гидравлический клин разрывая перфорационные каналы и создавая трещины, превосходящие по длине и объему длину и объем каналов. То есть, сами перфорационные каналы выполняют роль первичного условия для последующего создания протяженных трещин. Главное преимущество технологии - газово-гидравлический клин  позволяет создать сеть трещин превосходящих по длине и объему суммарные длину и объем перфорационных каналов.

Работу перфоратора типа link с отлитыми по нашей технологии корпусами зарядов можно условно разбить на 3 фазы:

1.      создание кумулятивной струи, пробитие в колонне отверстий и образование в ПЗП перфорационных каналов;

2.      газово-гидравлический разрыв ранее и вновь созданных перфорационных каналов и создание в ПЗП трещин, превосходящих по длине и объему длину и объем каналов;

3.      высокоскоростное импульсное нагружение пласта взрывной волной от сработавшего бескорпусного заряда (моментная репрессия) с последующей его разгрузкой (моментная депрессия), что повышает подвижность флюида в пластовых условиях, а, значит, скорость его фильтрации и дебит скважины. При этом происходит разрушение структур всех видов кальматантов, очистка ПЗП, выравнивание профиля отдачи и приемистости пласта в интервале перфорации.

 

«Технологии двухэтапной перфорации скважин»® отработана, испытана и показала свое преимущество на «тяжелых» пластах перед другими перфорационными технологиями.

 

Предлагается следующая схема перфорации:

  1. Ныне существует интервал перфорации 4006-4009м и 4012-4022,4м. Исходя из показателей пористости (табл. 1, стр.1-2) предлагается произвести перфорацию в интервале: 4005-4008м и 4016-4023м – всего 10м предварительно определив начальную приемистость скважины.
  2. Перфорация производится в 2 этапа по каждому интервалу с нарастанием плотности перфорации, то есть:

 

Первая очередь: интервал 4005-4008м

1-ый этап - перфорация с плотностью 10 отв/м

2-ой этап - перфорация с плотностью 15 отв/м

 

Вторая очередь: интервал 4016-4023м

1-ый этап - перфорация с плотностью 10 отв/м

2-ой этап - перфорация с плотностью 15 отв/м

 

Выбор интервала 4005-4008м в качестве первой очереди перфорации объясняется тем, что этот интервал обладает меньшей усредненной пористостью по сравнению с интервалом 4016-4023м примерно в 2 раза. Поэтому, на него должно быть оказано большее воздействие, чем на более пористый интервал 4016-4023м. По моей схеме на него в ходе перфорации будет оказано следующее воздействие: а) сначала перфорация в 2 этапа с созданием протяженных трещин, а затем б)дополнительное воздействие в 2 этапа волнами высокоскоростной гидравлической репрессии, возникающими при перфорации интервала 4016-4023м. Воздействие же на интервал 4016-4023м будет оказано только в ходе двух этапов перфорации.

  1. Перфорация должна производиться в заглушенной долитой до устья скважине. Жидкостью перфорации должен быть рассол ? = 1,17г/см?. Выполнение перфорации в среде кислотного реагента является заманчивой идеей. Однако, при очень низкой пористости и аномально низкой проницаемости семилукско-саргаевского горизонта кислота может в момент взрыва зайти по трещинам очень глубоко в пласт. В случае возникновения гелей из-за трехвалентного железа, солевого осадка, нефтекислого осадка в пласте образуется глубоко расположенная зона глухой кальматации. Для ликвидации этой зоны нужно будет создать депрессию равную давлению взрыва в удаленной точке слоя кальматации, что технически не достижимо.

 

 

В ходе двухэтапной перфорации будет создана (увеличена) приемистость пласта, выровнен профиль приемистости, создана система протяженных трещин в пласте. Все это делает возможным глубокую обработку пласта соляно-кислотным реагентом. Поэтому, становится возможным реализация пункта «4» - «Расширить созданный за счет методов «1+2+3» радиус дренирования пласта скважиной методом чередующейся кислотной обработки и торпедированием интервала перфорации в несколько этапов».

 

Следом за перфорацией я предлагаю произвести закачку в пласт соляной кислоты с добавкой реагента-замедлителя реакции кислоты с карбонатами со следующими свойствами:

- обеспечение защиты нефтепромыслового оборудования от кислотной коррозии;

- замедление скорости реакции кислоты с карбонатными породами не менее 5 раз;

- увеличение глубины проникновения соляной кислоты в пласт;

- увеличение притока нефти к призабойной зоне;

- улучшение выноса из пласта продуктов реакции кислоты с карбонатными породами;

- уменьшение образования солевых остатков;

- препятствие образованию стойких эмульсий;

- отсутствие химического взаимодействия с соляной кислотой;

- хорошо растворяется в водных и кислотных растворах.

 

Мной для проведения работ на скв.№5 выбран универсальный замедлитель кислот ХХХХ производства ……….по следующим параметрам:

1.преимущества перед аналогами по скорости замедления, эффективности,

2.это концентрат, поэтому низка его удельная стоимость (применяется как 2-4% добавка к кислоте) и низка стоимость транспортировки,

3.отгрузка не ж/д цистернами как реагенты группы СНПХ, а 200кг бочками (всего надо 2 бочки реагента),

4.доставка попутными машинами, стоимость доставки – 2-3 т.р.

 

Реагент ХХХХ имеет преимущества перед готовой композицией ОАО «НИИНефтепромхим» СНПХ 9010 или реагентом СНПХ 8903А (комплексная добавка к соляной кислоте):

- СНПХ 9010 это готовый кислотный реагент на основе лигносульфоната натрия. Раствор не истинный, получается коллоидный раствор, наблюдается выпадение осадка. Стоимость готового регента высокая. Фактически перевозится 12% соляной кислоты 83% воды, остальное - добавки, поэтому транспортные расходы велики. Кроме того неудобна транспортировка ж/д цистернами. Или же перевозится кубовыми емкостями автотранспортом; стоимость 1 емкости – 8т.р. Если для скв.№5 нужно купить 15т реагента, только стоимость тары составит 120т.р.

 

РИС.

 

Рис.2. Различия в скорости реагирования реагента ДН 9010 (СНПХ 9010) и ХХХХ с мрамором.

 

- СНПХ 8903А это реагент, основанный на ОЭДФК (комплексон), отходах уксусной кислоты и органического растворителя (метанол). Это легко воспламеняющая жидкость, ядовита, добавка от 5-15%, раньше он назывался Reads

 

РИС.

 

Рис.3. Различия в скорости реагирования реагента СНПХ 8903А и ХХХХ с мрамором.

 

Реагент-добавка ХХХХ смешивается с кислотой легко, дает истинный раствор. Абсолютно не взаимодействует ни с какими кислотами, ингибиторами коррозии и ПАВами. Данные реагент уже содержит дополнительно ингибитор коррозии, что дает дополнительную защиту для насосов.

 

Исходя из этого предлагается купить 400кг ХХХХ (2 бочки) и концентрированной соляной кислоты из расчета получить 15т разбавленной 15% кислоты. Приготовление готового реагента производить на скважине во время смешения кислоты и воды.

 

Последовательность выполнения работ по методу «4»:

 

Вид работ

Обеспечение

1

Закачать в интервал 4005-4023м 7,5 т кислотной смеси – с частичной продавкой в пласт техводой ? = 1,01г/см? с добавкой 2-4% НННН.

Агрегат типа ЦА320. Соляно-кислотная смесь с добавлением реагента ТХП-1.

2

Сразу после закачки кислотной смеси провести за один спуск торпедирование интервалов 4005-4008м и  4016-4023м через НКТ шнуровой торпедой длинной 3+7м с суммарной навеской ВВ до 350гр. Торпедирование производить при закрытом затрубъе с одновременной продавкой кислотной смеси в пласт агрегатом ЦА320 с превышением давления над забойным на 50кг/с2. Выдержать кислотную смесь в пласте 4 часа.

Геофизпартия. Агрегат типа ЦА320.

3

Провести свабирование и обратную промывку скважины.

Геофизпартия. Агрегат типа ЦА320.

4

Закачать в интервал 4005-4023м 7,5 т кислотной смеси – с частичной продавкой в пласт техводой ? = 1,01г/см? с добавкой 2-4% НННН.

Агрегат типа ЦА320. Соляно-кислотная смесь с добавлением реагента ХХХХ.

5

Сразу после закачки кислотной смеси провести за один спуск торпедирование интервалов 4005-4008м и  4016-4023м через НКТ шнуровой торпедой длинной 3+7м с суммарной навеской ВВ до 450гр. Торпедирование производить при закрытом затрубъе с одновременной продавкой кислотной смеси в пласт агрегатом ЦА320 с превышением давления над забойным на 100кг/с2. Выдержать кислотную смесь в пласте 4 часа.

Геофизпартия. Агрегат типа ЦА320.

6

Провести свабирование и обратную промывку скважины.

Геофизпартия. Агрегат типа ЦА320.

7

Провести гидродинамические исследования.

 

 

Шнуровые торпеды изготовить силами взрывников перфораторной партии на скважине. При изготовлении торпед для стягивания и фиксации детонирующего шнура на подвеске не применять полимерных материалов типа скотч или изолента (лучше применять натуральную веревку). Для изготовления торпед возможно применение детонирующего шнура повышенной термоводостойкости и повышенной мощности ДШТ-200, имеющего следующие характеристики:

 

Наименование показателя

ДШТ-200

Диаметр шнура, мм

6,3-0,9

Масса сердцевины шнура, г/м

22,0±2

Термостойкость, °C

+200

Морозостойкость, °C

-50

Скорость детонации, м/с не менее

7200

 

 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ.

 

Выполнение всех указанных работ позволит при сохранении целостности колонны создать широкую зону суперколлектора вокруг скважины за счет образования системы многочисленных протяженных трещин и дилатантного разуплотнения породы. Фильтрационно-емкостные свойства ПЗП и более дальней зоны пласта будут существенно улучшены. При наличии продукции в пласте это позволит обеспечить экономически оправданный дебит скважины. 

 

      Автор:  Родионов С.О. 

……………………………………………………………………………………………………..

 

         «СОГЛАСОВАНО»                                                         «УТВЕРЖДАЮ»

 

 

П Л А Н

проведения работ по оптимизации дебита на скважине №5 П……. месторождения.

 

                                                                 Категория скважины - добывающая

                                                                 Газовый фактор м33 - нет данных

 

СОСТОЯНИЕ СКВАЖИНЫ:

 

20.  Окончание бурения:  29.06.2004г.

21.  Пробуренный забой  4338 м.

22.  146х139,7мм. эксплуатационная колонна спущена на гл.  4338 м.        

Толщина стенок 146мм колонны в интервале 4005-4023м. -   10,7мм.

Конструкция скважины:

426мм направление                    31,5м, цемент до устья;

324мм кондуктор                    -   323м, цемент до устья;

245мм тех. колонна                – 1480м, цемент 290м от устья;

146х139,7мм экспл. колонна – 4338м, цемент 980м от устья.

23.  Искусственный  забой (текущий) на гл. 4024,5м.

24.  Скважина – вертикальная.

25.  Ствол скважины заполнен солевым рассолом плотностью 1,17г/см2

26.  Ожидаемое пластовое давление - 360 атм., фактическое - 174,13атм.

27.  Устье скважины оборудовано фонтанной арматурой АФК 80х700, Ропр. = 385 кгс/см?.

28.  Колонна при работах по семилукско-саргаевскому горизонту опресовывалась на Ропр = 38,5 Мпа техводой ? = 1,02г/см?.

29.  Продуктивный горизонт – семилукско-саргаевский, известняки: пористость - 3,7-14,9%, проницаемость – 0,089 х10-15 м?.

30.  Фактический интервал перфорации – 4006-4009м и 4012-4022м. перфоратором КПО 89 с плотностью 20 отв/м, всего 260 отв. Перфорация выполнена 30.10.2009г.

31.  Температура пластовой жидкости 84,50С.

 

СОСТАВ И ПОРЯДОК РАБОТ

 

67.  Смонтировать А-50 и наземное оборудование.

68.  Завезти на скважину реагент-добавку - 400кг, соляную кислоту 15% - 15т, НННН – 40 кг, подгоночные патрубки, емкости, противовыбросовое оборудование, ЦА-320, перфораторную партию с зарядами ПСК52 – 250 шт., шнур для торпед ДШТ-200 в количестве -30м.

69.  Завезти  техническую воду с удельным весом 1,01 г/см2, жидкость глушения  с удельным весом 1,17 г/см2.

70.  Приготовить кислотную смесь путем тщательного перемешивания 15т 15% кислоты и 400кг реагента-добавки по схеме «ЦА-320-емкость».

71.  Приготовить буфер закачки - техводу объемом 1,5 м? с удельным весом 1,01 г/см2  с добавлением 40 кг НННН по схеме «ЦА-320-емкость».

72.  Изготовить 1-ую шнуровую торпеду из ДШТ-200 в виде: низ -7м - одинарный шнура, середина – 8м –пропуск, верх – 3м – одинарный шнур. Основой торпеды может служить отрезок некондиционного кабеля, к которому крепится детонирующий шнур. Этот отрезок некондиционного кабеля нужно механически соединить с рабочим кабелем. Или изготовить торпеду любым доступным способом.

73.  Изготовить 2-ую шнуровую торпеду из ДШТ-200 в виде: низ -7м - двойной шнур (или один, но навитый на кабель слой), середина – 8м –пропуск, верх – 3м – двойной шнур (или один, но навитый на кабель слой).

74.  Провести привязочный каротаж: ГК, МЛМ.

75.  Опустить НКТ.

76.  Установить перфорационную задвижку, сальниковое устройство, обвязать устье скважины для работы по замкнутому циклу.  Опрессовать нагнетательную линию на 250 атм.

77.  Произвести глушение скважины солевым раствором  у.в. 1,17г/см2.

78.  Промыть скважину по схеме «затрубье-труба».

79.  Перед началом работ установить НКТ на гл. 4002м (или более высокой точке исходя из наличия привязочных патрубков), провести определение начальной приемистости на техводе объемом 0,5 м? с удельным весом 1,01 г/см2  с добавлением НННН.   

80.  Долить скважину до устья.

81.  Провести 1-ый этап перфорации интервала 4005-4008м перфоратором  типа LINK плотностью 10отв/м.

82.  Определить уровень жидкости в скважине.

83.  Провести 2-ой этап перфорации интервала 4005-4008м перфоратором  типа LINK плотностью 15отв/м.

84.  Определить уровень жидкости в скважине.

85.  Провести 1-ый этап перфорации интервала  4016-4023м перфоратором типа LINK плотностью 10отв/м.

86.  Определить уровень жидкости в скважине.

87.  Провести 2-ой этап перфорации интервала  4016-4023м перфоратором  типа LINK плотностью 15отв/м.

88.  Определить уровень жидкости в скважине.

89.  Промыть скважину по схеме «затрубье-труба».

90.  Спустить НКТ. Закачать в интервал 4005-4023м 7,5 т кислотной смеси – с частичной продавкой в пласт техводой ? = 1,01г/см? объемом 0,5 м? с добавлением НННН. В случае отсутствия полной объемной приемистости, закачать кислотную смесь дробно с задержкой по времени и повышением давления нагнетания. Записать данные о ходе закачки. Поднять НКТ на точку 4002м.

91.  Сразу после закачки кислотной смеси и подъема НКТ провести за один спуск торпедирование интервалов 4005-4008м и  4016-4023м через НКТ шнуровой торпедой №1. Торпедирование производить при закрытом затрубье с одновременной продавкой кислотной смеси в пласт агрегатом ЦА320 с давлением на 50кг/см2 больше чем давление приемистости пласта. Торпеду инициировать в момент достижения агрегатом ЦА 320 указанного превышения давления. Загерметизировать устье и выдержать кислотную смесь в пласте 4 часа.

92.  Определить уровень жидкости в скважине.

93.  Провести свабирование и обратную промывку скважины.

94.  Спустить НКТ. Закачать в интервал 4005-4023м 7,5 т кислотной смеси – с частичной продавкой в пласт техводой ? = 1,01г/см? объемом 0,5 м? с добавкой НННН. В случае отсутствия полной объемной приемистости, закачать кислотную смесь дробно с задержкой по времени и повышением давления нагнетания. Записать данные о ходе закачки. Поднять НКТ на точку 4002м.

95.  Сразу после закачки кислотной смеси и подъема НКТ провести за один спуск торпедирование интервалов 4005-4008м и  4016-4023м через НКТ шнуровой торпедой длинной 3+7м с суммарной навеской ВВ до 450гр. Торпедирование производить при закрытом затрубъе с одновременной продавкой кислотной смеси в пласт агрегатом ЦА320 с давлением на 80кг/см2 больше чем давление приемистости пласта. Торпеду инициировать в момент достижения агрегатом ЦА 320 указанного превышения давления. Загерметизировать устье и выдержать кислотную смесь в пласте 4 часа.

96.  Определить уровень жидкости в скважине.

97.  Провести свабирование и обратную промывку скважины.

98.  По возможности, провести исследование скважины.

 

 

99.  Вывод на режим осуществлять при минимальной депрессии на пласт, с отслеживанием динамического уровня,  в течение  не менее 72 часов. Не допускать   закачки в скважину  воды, нефти, любых химических реагентов или веществ в течение 3 месяцев.

 

100.          Все работы проводить с соблюдением ПБ в НГДП.

 

Примечание: подробно записывать данные о ходе работ для включения в акт.

 

 

      План составил:   Родионов С.О.                                 

 

 

Повышение нефтеотдачи пластов - перейти на главную страницу сайта.

 

Яндекс.Метрика