Проект СНТ « Технологии кислотных обработок на карбонатных коллекторах НК-Роснефть » Проект СНТ « Технологии кислотных обработок

Цель:
Испытание потокоотклоняющей технологии «Химеко-Н»– геля на углеводородной основе ЗАО «Химеко-ГАНГ»
Объекты:
5016 скв (Хасырей)
9 августа
6004 скв (Нядейю)
12 августа
619 скв (Сев.-Баган)
15 августа
10 скв (Нядейю)
17 августа
6005 скв (Нядейю)
24 августа
Исполнитель:
КРС ООО «РН-Северная Нефть» +
инженерное сопровождение(СНТ) +
экспертное сопровождение (ЗАО «Химеко-ГАНГ») на первых двух работах (Магадова Л.А.)
Объекты испытаний

Химеко-Н
Добавки для образования геля на нефтяной основе:
Гелеобразователь Химеко-Н (концентр. 10 – 16 л/м3)
Активатор Химеко (концентр. 10 – 16 л/м3)
Этапы действия геля (отклонитель / ПАВ)
Отклонение кислоты от высокопроницаемых участков
Реакция:
кислота + продукты разрушенного геля + ионы кальция → образование кальциевых солей алкилфосфорных кислот
Действие продукта реакции (кальциевые соли алкилфосфорных кислот) в качестве ПАВ:
гидрофобизирование породы
улучшение притока нефти
Схема подготовки геля

Расчет дизайна СКО
Объемы кислоты и отклонителя
кислота: 2 м3/м
отклонитель: 0.3/0.4 * Объем_кислоты
Ограничение: максимум 50 м3 НСl на одной работе (2 кисл. гуммир. емкости)
Число стадий/циклов обработки
зависимость от длины перфорационных интервалов:
При 24 м перф – 4 кислотных, 3 отклонительных стадий
Объемы стадий
Увеличение объемов кислоты и отклонителя со временем закачки
Скорость закачивания
максимум / без давления разрыва
Ограничение:
0.4 м3 – СИН-32, ЦА-320
При высокой приемистости скважины – первая стадия: гелевая

5016 скв, Хасырейского м/р
Интервалы СКО (40.5 м):
2256 – 2262 (6 м)
2266 – 2280.5 (14.5 м)
2283 – 2303 (20 м)
Посадка пакера:2307 м
Объем кислоты: 50 м3
Объем геля: 28 м3
пакер
СКО
Параметры пласта / скважины
Пласт: D1, вторичн. пористость, доломиты
Qж=76, Qн=51, Обв=22
Проницаемость = 6.5 мД,
Пористость=7%
Рпл=149, Рзаб=45
Температура=47
ДАТА СКО: 9 августа
Запускные параметры (16 авг)
Qж=123, Qн=73, Обв=22, Рзаб=51, кратн. прироста=1.4
5016

6004 скв, Нядейюского м/р
Интервалы СКО (21 м):
2775 – 2777(2 м), 2778.5 – 2780.5 (2 м)
2782 – 2784(2 м), 2788.5 – 2798(9.5 м)
2803 – 2807(4 м), 2808.5 – 2810(1.5 м)
Посадка пакеров:
2770.5 – 2775.0 (4.5 м),
2810.0 – 2818.0 (8.0 м)
Объем кислоты: 42 м3
Объем геля: 21 м3
пакер
СКО
Параметры пласта / скважины
Пласт: D1, вторичн. пористость, доломиты
Qж=12, Qн=10.3, Обв=0.1
Проницаемость = 1.1 мД,
Пористость=9%
Рпл=155, Рзаб=51
Температура=47
ДАТА СКО: 12 августа
Запускные параметры (18 авг)
Qж=73, Qн=45.8, Обв=27, Рзаб=58, кратн. прироста=4.4
пакер
6004

619 скв, Северо-Баганского м/р
Интервалы СКО (19 м):
3611.5 – 3614.5 (3 м)
3616.5 – 3621.0 (4.5 м)
626.5 – 3633.0 (6.5 м)
636.0-3638.0 (2 м)
3653.0-3656.0 (3 м)
Посадка пакеров:
3540-3560, 3670 (не запакеровались)
Объем кислоты: 38 м3
Объем геля: 18 м3
пакер
СКО
Параметры пласта / скважины
Пласт: S1, доломиты
Qж=3, Qн=2.5, Обв=0.2
Проницаемость = 0.3 мД,
Пористость=9%
Рпл=163, Рзаб=132
Температура=80
ДАТА СКО: 15 августа
Запускные параметры (19 авг)
Qж=19, Qн=13.4, Обв=16, Рзаб=100, кратн. прироста=5.4
619
пакер

10 скв, Нядейюского м/р
Интервалы СКО (30 м):
2304 – 2325 (21 м)
2329 – 2335 (6 м)
2337 – 2340 (3 м)
Посадка пакеров:
2296 – 2300,
2340 – 2345
Объем кислоты: 48 м3
Объем геля: 20 м3
пакер
СКО
Параметры пласта / скважины
Пласт: D1, вторичн. пористость, доломиты
Qж=66, Qн=46, Обв=19
Проницаемость = 22 мД,
Пористость=8%
Рпл=145, Рзаб=53
Температура=47
ДАТА СКО: 17 августа
Запускные параметры (21 авг)
Qж=159, Qн=90, Обв=34, Рзаб=42, кратн. прироста=2.0
10
пакер
Интервал неработающий –> 1-ая стадия: кислота

6005 скв, Нядейюского м/р
Интервалы СКО (28 м):
2463 – 2472.5 (9.5 м), 2479 – 2480.5 (1.5)
2482.5 – 2486 (3.5), 2488 – 2490.5 (2.5)
2491.5 – 2498 (6.5), 2502 – 2506.5 (4.5)
Посадка пакеров:
2450 – 2460, 2507 – 2512
Объем кислоты: 48 м3
Объем геля: нет
пакер
СКО
Параметры пласта / скважины
Пласт: D1, вторичн. пористость, доломиты
Qж=21, Qн=16.5, Обв=8.4
Проницаемость = 1.6 мД,
Пористость=6%
Рпл=155, Рзаб=46
Температура=47
ДАТА СКО: 24 августа
Запускные параметры (нет)
6005
пакер
Переход на один агрегат ЦА-320

Продуктивность после СКО
Суммарный прирост по нефти: 112 т/сут

Анализ СКО
Скважины с высокой приемистостью: 5016, 10
Скважины со средней приемистостью: 6004, 6005
Скважины с низкой приемистостью: 619
Недостаточность вязкости геля при отклонении кислоты в пластах с повышенной вторичной пористостью
Эмульсия (в начале)
Химеко-Н
Химеко-Н
Химеко-Н +
агрессивный дизайн
Сравнение:
СКО на скв. 6004 с использованием Химеко-Н (при давлениях < 100 атм)
СКО на скв. 6005 без Химеко-Н (при давлениях > 100 атм)
Северо-Баганское м/р: скв 615, 616, 617, 618