- •Версия 2.00 москва
- •Содержание
- •Область действия
- •Период действия и порядок внесения изменений
- •1 Термины и определения
- •2 Обозначения и сокращения
- •3 Общие положения
- •4 Классификация технологий химических обработок призабойных зон добывающих скважин
- •5 Критерии применимости технологий обработки призабойных зон добывающих скважин
- •6 Выбор скважин-кандидатов для обработки призабойных зон
- •7 Требования к исследованию скважин, выбранных для проведения обработки призабойных зон
- •8 Выбор технологии обработки призабойных зон
- •9 Выбор Дизайна обработки призабойных зон добывающих скважин
- •10 Методика прогноза технологической эффективности
- •10.1 Расчет технологических показателей по снижению значения скин-фактора
- •10.2 Расчет технологических показателей с учетом изменения проницаемости
- •11 Анализ технологической эффективности
- •12 Анализ экономической эффективности
- •13 Ссылки
- •14 Библиография
- •15 Регистрация изменений локального нормативного документа
- •Приложения
- •Приложение 1. Дизайн обработки призабойной зоны пласта
- •Приложение 6. Результаты лабораторного определения совместимости кислот и кислотных композиций с нефтью месторождений Компании на 01.11.2010 г.
Приложение 1. Дизайн обработки призабойной зоны пласта
Таблица 7
Типы и назначение кислотных ОПЗ
Типы КО |
Назначение |
1 |
2 |
Солянокислотная ванна |
СКВ входит в комплекс обязательных подготовительных работ при проведении более сложных кислотных обработок. |
Простая малообъемная КО |
Первая обработка при понижении проницаемости ПЗП за счет солеотложений. |
Малообъемная направленная циклическая КО |
Повторная обработка для очистки зоны кольматации в ПЗП. |
Большеобъемная кислотная направленная циклическая КО |
При глубине зоны кольматации более 3-5 м, для стимуляции удаленных зон |
Кислотный ГРП |
Стимуляция скважин в карбонатных коллекторах с проницаемостью менее 10 мД, высокая расчлененность пласта. |
Таблица 8
Дизайн большеобъемных кислотных обработок
Фонд скважин |
Тип коллектора |
Обводненность |
Вязкость нефти |
Последовательность закачки интенсифицирующих композиций |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
Мало- и среднедебитный |
Поровый, порово-трещиноватый и трещиновато-поровый |
Низкая |
Высокая |
Нефтяной растворитель – (НСl + модификатор) – пачка отклонителя – (НСl + модификатор). |
Низкая |
Низкая |
(HCl + модификатор) - пачка отклонителя - (HCl + модификатор) |
||
Средняя |
Низкая |
Взаимный растворитель - (HCl + модификатор). |
||
Средняя |
Высокая |
Взаимный растворитель -нефтяной растворитель – (HCl + модификатор) - пачка отклонителя – нефтяной растворитель- (НСl + модификатор). |
||
Высокая |
Низкая |
Пачка отклонителя - взаимный растворитель - (HCl + модификатор). |
||
Высокая |
Высокая |
Пачка отклонителя – нефтяной растворитель - взаимный растворитель - (НСl + модификатор) - пачка отклонителя – взаимный растворитель- (НСl + модификатор). |
||
Средне- и высокодебитный
|
Порово-трещиноватый, трещиновато-поровый и трещиноватый |
Низкая |
Низкая и средняя |
Пачка отклонителя –(HCl + модификатор) - пачка отклонителя – (HCl + модификатор). |
Низкая |
Высокая |
Нефтяной растворитель – взаимный растворитель- (HCl + модификатор) - нефтяной растворитель. |
||
Высокая и средняя |
Низкая и средняя |
1. Пачка отклонителя - взаимный растворитель - (HCl + модификатор) -пачка отклонителя - взаимный растворитель - (HCl + модификатор). |
||
2. Пенокислоты. |
||||
3. ICA (для карбонатных коллекторов). |
||||
4. VDA (для карбонатных коллекторов) |
||||
Высокая и средняя |
Высокая |
1. Пачка отклонителя - взаимный растворитель - (HCl + модификатор) пачка отклонителя - взаимный растворитель - (HCl + модификатор). |
||
3. ICA (для карбонатных коллекторов). |
||||
4. VDA (для карбонатных коллекторов). |
IСA - гелируемые внутри пласта кислоты (in situ crosslinked acid), состоящие из кислоторастворимого полимера, сшивателя и «выключателя» с добавкой кислоты.
VDA - вязкоупругая отклоняющая кислотная система (viscoelastic diverting acid) - смесь HCl, вязкоупругого ПАВ и обыкновенных присадок, требуемых для кислотной обработки.
Модификаторы - добавки к кислоте, изменяющие ее свойства – стабилизаторы (вещества, необходимые для удержания в растворенном состоянии некоторых продуктов реакции и соединений железа, присутствующих в соляной кислоте), ингибиторы (вещества, снижающие коррозионное воздействие кислоты на оборудование), интенсификаторы (поверхностно-активные вещества, снижающие поверхностное натяжение на границе нефть/нейтрализированная кислота) и др. добавки.
Отклонитель – буферная пачка жидкости (эмульсии, суспензии, гели), закупоривающая наиболее проницаемые каналы, в результате чего последующая пачка жидкости (в частности, кислоты) поступает в менее проницаемые части коллектора).
Взаимный растворитель (водопоглотитель) – жидкость, растворяющая как органическую (нефть), так и водную часть пластового флюида. Для вовлечения в эксплуатацию всей толщины пласта скважин в коллекторах трещиновато-порового и трещиноватого типов, содержащих высоковязкую нефть, применяют кислотные композиции с добавками взаимных растворителей [ацетон, одноатомные (С1-С4) спирты и их эфиры], понижающих вязкость нефти и диффузионное торможение. Оторочка взаимного растворителя (водопоглотителя) блокирует водонасыщенную часть продуктивного пласта от действия соляной кислоты, обеспечивая взаимодействия кислоты с нефтенасыщенными пропластками. В качестве водопоглотителя для низковязкой нефти также могут использоваться и многоатомные спирты (полиглицерины, полигликоли) и их эфиры.
Таблица 9
Дизайн ОПЗ добывающих скважин нефтяными растворителями
Дизайн ОПЗ растворителями |
Условия применимости |
1 |
2 |
Нефтяной растворитель +деэмульгатор |
Средне- и высокодебитные скважины при снижении продуктивности до 50% по причине АСПО и наличия в ПЗП водо-нефтяных эмульсий. Обводнение за счет подтягивания конуcа воды. |
Кислота-нефтяной растворитель |
Низкая продуктивность скважины при снижении продуктивности до 50% по причине АСПО. |
Нефтяной растворитель-кислота-нефтяной растворитель |
Низко- и среднедебитные скважины со средней и высокой проницаемостью порового коллектора. Снижение продуктивности за счет выпадения АСПО при снижении дебита жидкости по сравнению с максимально достигнутым не менее чем в 2 раза. |
Спиртосодержащий растворитель-кислота-нефтяной растворитель |
Среднеобводненные скважины с низкой и средней проницаемостью пласта, по которым произошло подтягивание конуса обводнения. |
Таблица 10
Дизайн технологий ОПЗ для карбонатных коллекторов
Технология ОПЗ |
Критерии наиболее успешного применения |
Критерии, исключающие применение или снижающие эффект |
1 |
2 |
3 |
Нефтяной растворитель |
Безводный объект (обводненность<10 %); высоковязкая, парафинистая, смолистая нефть; склонность к АСПО; потеря продуктивности более, чем в два раза. |
Высокообводненный объект; прорыв воды по трещинам; отсутствие АСПО; низковязкая нефть. |
Нефтяной растворитель + водопоглотитель + СКО |
Низкообводненный (1%<обводненность<30%) низкодебитный объект; потеря продуктивности более чем в 2 раза; низкая проницаемость, необходимость глубокого воздействия кислоты. |
Высокообводненный объект; прорыв воды по трещинам; наличие защемленной воды. |
Соляная кислота с водопоглотителем-замедлителем |
Низкопроницаемые объекты; первое применение; низкая обводненность (1%<обводненность<30%), небольшая потеря дебита жидкости, отсутствие подошвенных вод; изобилие в ПЗП солей тяжелых металлов, растворимых в HCl, увеличение проницаемости ПЗП, отсутствие трещин. |
Повторная обработка; необводненный объект; высокая обводненность; наличие близких подошвенных вод; большое содержание глин в породе. |
Водопоглотитель + СКО + Нефтяной растворитель |
Среднеобводненный объект (30%<обводненность<60%); наличие защемленной воды; среднедебитные скважины; поровый коллектор со средней проницаемостью, потеря продуктивности более чем в 2 раза, необходимость глубокого воздействия кислоты. |
Высокая обводненность; прорыв воды по трещинам. |
Алюмохлорид + щелочь |
Средняя и высокая обводненность (30%<обводненность<80%); поровый коллектор с неравномерной проницаемостью. |
Низкая обводненность; большие дебиты; прорыв воды по крупным трещинам; наличие подошвенной воды. |
Осадко- и гелеобразующие составы на основе водорастворимых полимеров и силикатов |
Высокая обводненность (60%<обводненность<99%), поровый или порово-трещиноватый коллектор, неоднородность по проницаемости, прорыв воды по высокопроницаемым пропласткам. |
Низкая обводненность, малая нефтенасыщенная толщина, низкий дебит, поршневое вытеснение нефти, наличие притока подошвенной воды. |
Композиция на основе обратной эмульсии «Дисин» + СКО + Нефтяной растворитель |
Высокая, предельная обводненность (80%<обводненность<99%); трещиноватый коллектор; прорыв воды по крупным трещинам и макропорам; большие дебиты скважин. |
Поровый коллектор; низкая обводненность; малая мощность пласта; низкие дебиты скважин. |