О некоторых особенностях применения технологии поинтервальной ОПЗ горизонтальных скважин


Закачка раствора HCl производится при минимальной скорости и избыточном давлении. Далее, через 2 часа закачивается в пласт нефте-кислотная эмульсия из расчета 0,3 м на 1 п. м. и выдерживается в течение 6 часов для завершения протекания реакции кислоты с породой. При этом глубина проникновения эмульсии в пласт составляет 0,3...0,5 м.

Завершается CKO промывкой горизонтального участка ствола пластовой водой в объеме 1,1...1,3 объема ствола скважины.

В табл. 3.6 приведены составы разработанных нефтекислотных эмульсий, вязкостью которых необходимо варьировать в зависимости от коллекторских свойств и приемистости скважины.

Для проведения расчетов в операциях CKO в горизонтальных скважинах необходимо располагать значениями скорости растворения породы продуктивного пласта в зависимости от концентрации кислоты и времени ее закачки в скважину. Для обработок используется 8...20%-ная концентрация HCL

В общем случае скорость растворения породы под воздействием кислоты описывается формулой:
О некоторых особенностях применения технологии поинтервальной ОПЗ горизонтальных скважин

где V - скорость растворения породы продуктивного пласта, кг/м3-час; СCHl - концентрация кислоты, %; T - время закачки кислоты, час: К -коэффициент активности кислоты; А - коэффициент пропорциональности.

Зависимости скорости растворения карбонатного керна от концентрации соляной кислоты представлена на рис. 3.14.

Коэффициент пропорциональности «А» составляет:

Коэффициенты активности «К» соляной кислоты приняты по результатам лабораторных исследований и для 8, 12 и 20% соляной кислоты составляют соответственно 0,8106; -0,9762; -1,0769.

Для других концентраций все коэффициенты могут быть найдены методом экстраполяции.

Рассчитанное время закачки кислотного раствора при проведении соляно-кислотой обработки представлено в табл. 3.7.


Для достижения одной и той же величины полноты растворения карбонатной породы растворами соляной кислоты различной концентрации требуется различное время. Так, закачку соляной кислоты 8 % концентрации необходимо осуществить за 4,5 часа, 12 % - за 6 часов, а 20 % - за 7,5 часа (при высоких концентрациях HCl ее растворяющая способность CaCO3 снижается).

В табл. 3.8 приведены результаты проведения ОПЗ по описанной технологии в скважинах ОАО «Удмуртнефть».

При изоляции водопритоков в горизонтальных или наклонных стволах добывающих скважин возникают трудности обработки значительных по длине обводнившихся интервалов. Традиционные подходы к решению данной проблемы дают нестабильные результаты по изоляции водопритоков. В разработанной технологии решается задача качественной изоляции водопритоков в горизонтальных или наклонных стволах добывающих скважин.

Перед проведением операций весьма полезно заполнить дальний продуктивный интервал скважины кислотой, провести технологическую выдержку в режиме кислотной ванны и продавить кислоту в пласт. Таким образом увеличивают проницаемость призабойной зоны продуктивных интервалов. В дальнейшем переходят к изоляции водопритоков, расположенных в срединной зоне горизонтальных или наклонных стволов добывающих скважин. Спускают в скважину колонну насоснокомпрессорных труб, располагая перо у дальнего конца источника водопритока. Проводят закачку в пласт гелеобразующего раствора полиакриламида с отвердителем. Продавку гелеобразующего раствора в пласт осуществляют водой повышенной плотности. Затем проводят закачку с продавкой в пласт раствора кислоты. Закачку в пласт раствора кислоты также осуществляют водой повышенной плотности. Как правило, давление закачки раствора кислоты меньше давления продавки гелеобразующего раствора полиакриламида. Операции закачки в пласт гелеобразующего раствора полиакриламида и раствора кислоты повторяют до повышения давления продавки кислоты до давления продавки гелеобразующего раствора полиакриламида. После этого считают, что обрабатываемый участок обводненного интервала пласта насыщен гелеобразующим раствором полиакриламида. Поднимают колонну насоснокомпрессорных труб на 2-3 м и повторяют операции. Затем опять поднимают колонну насосно-компрессорных труб на 2-3 м и вновь повторяют операции, добиваясь изоляции всего интервала водопритоков. Проводят технологическую выдержку для схватывания и отверждения геля полиакриламида в пласте. Спускают колонну насоснокомпрессорных труб до забоя скважины и промывают скважину углеводородной жидкостью от остатков растворов. Затем поднимают колонну насосно-компрессорных труб на необходимую по условиям эксплуатации скважины высоту и вызывают приток.

В качестве гелеобразующего раствора полиакриламида используют 0,5-0,7 %-ный водный раствор полиакриламида со сшивателем -хромкалиевыми квасцами. В качестве раствора кислоты используют 10-15 %-ный раствор соляной кислоты или ее смесь с плавиковой кислотой. Для продавки в пласт используют воду повышенной плотности, например, солевые растворы. Плотность воды определяется глубиной скважины, пластовым давлением и другими параметрами. Технологическую выдержку проводят в течение времени, достаточного для образования геля, как правило, в течение 10-12 ч. Объемы закачки гелеобразующего раствора полиакриламида и раствора кислоты назначают как (4-6):1 соответственно.

Имя:*
E-Mail:
Комментарий:
Информационный некоммерческий ресурс fccland.ru ©
При цитировании информации ссылка на сайт обязательна.
Копирование материалов сайта ЗАПРЕЩЕНО!