Технология интенсификации притока нефти из заглинизированных и низкопроницаемых коллекторов
Технология интенсификации нефти из пластов средней проницаемости
Технология интенсификации притока за счёт разглинизации ПЗП
Технология восстановления продуктивности скважин методом управляемых циклических депрессий на пласт
Технология увеличения производительности скважин в низкопроницаемых и глинистых коллекторахТехнология интенсификации притока нефти из заглинизированных и низкопроницаемых коллекторов
Способ предназначен для обработки призабойной зоны безводных и обводнённых добывающих скважин, вскрывших сильно заглинизированные и низкопроницаемые пласты г руппы " Ю" и " Б".
В используемом составе применяется смесь плавиковой и соляной кислот для создания гидродинамического сообщения между скважиной и пластом. С целью с нижения скин-эффекта используется раствор оксиалкилированного спирта и деэмульгатора во пределённых соотношениях. Для сохранения нефтенасыщенной части коллектора используется гидрофобизатор на основе полисилоксана.
Технология прошла промышленные испытания на Новомолодёжном ( пласт ЮВ) и Ершовом ( пласт ЮВ) месторождениях. Приросты дебитов нефти составляют 6,3 - 8,2 тонн нефти в сутки при продолжительности эффекта в течение 9 -12 месяцев.
При внедрении способа предлагаются у слуги типа "ноу-хау", научно-техническое сопровождение.
Технология и нтенсификации нефти из пластов средней проницаемости
Способ предназначен для обработки призабойной зоны безводных и обводнённых добывающих скважин, вскрывших неоднородные пласты средней проницаемости ( 50-200 мДарси) группы " А".
В используемом составе п рименяется с месь плавиковой и с оляной к ислот для у величения гидродинамического сообщения между скважиной и пластом. С целью снижения с кин-эффекта и спользуется раствор оксиалкилированного спирта, гидрофобизатора и деэмульгатора во пределённых соотношениях. Для сохранения нефтенасыщенной части к оллектора и спользуется гидрофобизатор н а основе полисилоксана.
Приросты д ебитов н ефти с оставляют 1 0-25 т онн нефти в сутки при продолжительности эффекта в течение 9 -12 месяцев.
Технология интенсификации притока за счёт разглинизации ПЗП
Способ предназначен для обработки призабойной зоны безводных скважин на пластах с большим содержанием глинистых частиц и фильтрата бурового р аствора.
В используемом составе применяются слабощелочные системы с целью деструкции и выноса глинистых минералов из пласта.
Использование соляной кислоты приводит к дополнительной деструкции глинистых минералов и более глубокой обработке ПЗП.
Приросты дебитов нефти с оставляют 4 -6 тонн нефти в сутки в т ечение 4 -8 месяцев.
При в недрении способа предлагаются услуги типа "ноу-хау", научно-исследовательское сопровождение и обучение специалистов.
Технология восстановления продуктивности скважин методом управляемых ц иклических депрессий на пласт
Технология направлена на повышение производительности и о своения скважин методом оздания у правляемых циклических депрессий на пласт (УЦД) с использованием установки ц иклического в оздействия ( УВД) на пласт для осуществления следующих технологических процессов:
- вызова п ритока н ефти и з пласта;
- очистки ПЗП д обывающих и нагнетательных скважин;
- оценки нефтегазоопасности при и спытании разведочных скважин;
- удаление и з ПЗП п родуктов реакции после проведения химической обработки скважины.
В качестве химического раствора используются следующие химреагенты: сульфанол, соляная кислота, углеводородные растворители, КМЦ или ПАА.
Приросты дебитов нефти с оставляют 10-15 тонн нефти в сутки при продолжительности эффекта 6 -8 месяцев.
Технология увеличения производительности скважин в низкопроницаемых и глинистых коллекторах
Подготовка скважин к проведению операции ведется бригадой КРС. В скважину спускаются НКТ низ которых оборудован спец воронкой, хвостиком 8-10 м., пакером, устье оборудуется превентером, через специальный переводник устанавливается вибрационный излучатель. Пакер устанавливается на 10-15 м. выше интервала перфорации. Перед пакеровкой в НКТ, на циркуляцию, закачивается разглинизатор (или любая требуемая жидкость) докачивается до спец. воронки, затем пакер пакеруется, насосным агрегатом создается давление 150-200 атм., включается вибрационный излучатель, вибрационные колебания передаются по НКТ в подпакерную зону. Созданное в подпакерной зоне давление и вибрационные колебания создают энергетически насыщенное вибрационное поле, которое с закачиваемой жидкостью может распространятся в пласт до 300м, а возможно и более, рассчитать это не возможно т.к. это зависит от темпов насыщения закачиваемой жидкости пластовым флюидом и попутным газом.
Создание замкнутого вибрационного поля в подпакерной зоне, в интервале глинистого пласта, обеспечивает возникновение проницаемости в тех интервалах пласта, где при обычных условиях, без вибрационного поля, она отсутствовала. Кроме того, скорость химических реакций в вибрационном поле увеличивается в несколько раз. За счет энергии вибрационного поля происходит разрыв молекулярных связей пластового флюида и поверхности породы поры или трещины, за счет этого увеличивается площадь взаимодействия химического реагента и пород пласта.
Объемы закачиваемых жидкостей зависят от поставленной задачи и конкретного объекта скважины.
Для работы с призабойной зоной используют 14% р-р глинокислоты в объеме от 0,5 до 2м3 на один метр перфорации.
При работе с пластом, для увеличения зоны фильтрации, используют 0,5% р-р ПАВ-Сульфанол в объеме от5 до 10м3 на один метр перфорации
Область применения:
1. Разглинизация глинистых коллекторов с целью увеличения производительности скважин, при этом дебит скважин Q = 1-2м3/сут.
2. Очистка призабойной зоны, вывод скважины на оптимальный режим работы.
3. Разглинизация глинистых коллекторов с целью увеличения приемистости нагнетательных скважин от0 до 300-400 м3/сут.
4. Перевод скважин под нагнетание в слабопроницаемых невыработанных нефтяных зонах
5. Освоение скважин после бурения при попадании в продуктивный пласт глинистого раствора.
6. При изоляционных работах, для обеспечения необходимой приемистости изолируемого пласта для закачки в него тампонирующего состава.
Испытания были проведены на Орехово-Ермаковском, Ершовом и Самотлорском месторождениях ОАО «ТНК» результаты испытаний приведены в таблице №1 (среднее увеличение добычи на скважину составило Q н =13т/сут).
Дальнейшие испытания велись в нефтяной компании «ЮКОС» в НГДУ «Юганскнефть» ОАО «Юганскнефтегаз» на Средне-Асомкинском месторождении. Увеличение дебитов нефти составило Q н =24т/сут.
По всем вопросам адаптивности данных технологий вы можете обратится в НИИ "СибГеоТех" к Трофимову Александру Сергеевичу e-mail: Этот адрес e-mail защищен от спам-ботов. Чтобы увидеть его, у Вас должен быть включен Java-Script
Добавить в любимые (0) | Просмотров: 37877 Ваш коментарий будет первым |
 |
Только зарегистрированные пользователи могут оставлять коментарии.
Пожалуйста зарегистрируйтесь или войдите в ваш аккаунт.