Разработка месторождения

- Ввести расчётное количество пластовой воды и технического раствора хлорида кальция, если он входит в состав, в другую смесительную ёмкость с последующим перемешиванием жидкости в течение 20 минут.

- Одновременная подача нефти с растворённым в ней эмульгатором и пластовой воды двумя насосами встречными потоками через диспергатор. Циркуляцию осуществлять до готовности эмульсии (нерасслаиваюшейся вязко-структурированной системы в течение 40 минут.

Таблица 2.4.1.9

г) Примеры приготовления гидрофобных обратных водонефтяных эмульсий

1. Приготовление 10 мі эмульсии с использованием ВНПП и лёгких нефтей (р=0,868-0,875 г./смі, вязк - 9,07-15,9 мПа*с).

В смесительную ёмкость приливают 4 мі нефти и 0,3 мі ВНПП нефть с эмульгатором перемешивают в течение 20 минут. В другой смесительной ёмкости смешивают 5,66 мі пластовой воды с 0,04 мі технического раствора хлорида кальция (р=1,32 г./смі) с последующим перемешиванием в течении 10 минут. Далее двумя насосами встречными потоками одновременно подают растворы из двух смесительных ёмкостей: нефть с ВНПП и пластовую воду с хлоридом кальция. Циркуляцию осуществляют до готовности эмульсии (нерасслаивающейся вязко-структурированной системы) в течении 40 минут.

2. Приготовление 10 мі эмульсии с ВНПП и тяжёлыми нефтями (р=0,895-, 925 г./смі, вязк. - 31,87-141,6 мПа*с)

В смесительной ёмкости смешивают 4,9 мі нефти и 0,2 мі ВНПП. Этот раствор и пластовую воду в объёме 4,9 мі одновременно подают двумя насосами встречными потоками через диспергатор. Циркуляцию осуществляют до готовности эмульси в течение 40 минут.

3. Приготовление 10 мі водонефтяной эмульсии с кубовыми остатками производства аминов фракции С17-С20 с использованием лёгких нефтей (р=0,868-0,875 г./смі, вязк. - 9,07-15,9 мПа*с)

В смесительную ёмкость приливают 4 мі нефти и нагревают её до 45-60 ^оС, загружают 200 кг твёрдых кубовых аминов фракции С17-С20 и перемешивают нефть с аминами до их полного растворения в течение 40 минут. В другой смесительной ёмкости смешивают 5,96 мі пластовой воды с 0,04 мі технического раствора хлорида кальция (р=1,32 г./смі).

Далее обе смеси подают одновременно встречными потоками двумя насосами через диспергатор. Циркуляцию осуществляют по готовности эмульсии в течение 10 минут

4. Приготовление 10 мі эмульсии с твёрдыми кубовыми аминами фракции С17-С20 с использованием тяжёлых нефтей.

В смесительной ёмкости в нагретую до 45-60 ^оС нефть в объёме 6 мі загружают 100 кг твёрдых аминов фракции С17-С20 и перемешивают состав до полного растворения аминов в течение 40 минут. Нефть с растворёнными в ней аминами и пластовую воду в объёме 4 мі одновременно подают двумя насосами встречными потоками через диспергатор. Циркулыцию осуществляют до получения устойчивой эмульсии в течение 40 минут.

5. Приготовление 10 мі эмульсии с кубовыми остатками аминов фракции С10-С14 с использованием тяжёлых нефтей.

Приготовление эмульсии аналогично примеру приготовления эмульсии с кубовыми остатками производства аминов фракции С17-С20. В одной из смесительных ёмкостей готовят раствор аминов в нефти: 200 кг аминов фракции С10-С14 и 4 мі нефти по технологии приготовления эмульсии. В другой смесительной ёмкости - смесь технического раствора хлорида кальция в объёме 0,15 мі с пластовой водой в объёме 5,85 мі и далее смешивают оба раствора согласно технологии приготовления обратной эмульсии.

6. Приготовление 10 мі эмульсии с кубовыми остатками производства аминов фракции С10-С14 с использованием более лёгких нефтей.

В смесительной ёмкости растворяют 300 кг аминов фракции С10-С14 в подогретой до 45-60 ^оС нефти в объёме 4 мі. Полученный состав диспергируют с 6 мі пластовой воды встречными потоками до получения устойчивой эмульсии по общей технологии приготовления эмульсии.

7. Приготовление 10 мі обратной эмульсии на основе твёрдых дистиллированных аминов проводят по общей технологии приготовления обратных водонефтяных эмульсий циркуляцией через диспергатор следующих двух составов, приготовленных ранее в двух смесительных ёмкостях:

- 100 кг твёрдых дистиллированных аминов в 6 мі подогретой нефти;

- 0,04 мі технического раствора хлорида кальция (р=1,32 г./смі) с 3,96 мі пластовой воды.

д) Приготовление гидрофобной водонефтяной эмульсии на основе ЩСПК

В смесительную ёмкость заливают с 2,8 мі нефти. В другой смесительной ёмкости смешивают 0,8 мі технического раствора CaCl₂ c 5,4 мі пластовой воды (р=1,19 г./смі) и 1 мі ЩСПК. Далее оба раствора одговременно подают двумя насосами встречными потоками через диспергатор. Циркуляцию осуществляют до готовности эмульсии в течение 40 минут.

е) Характеристика реагента СНПХ-9633

Технология предназначена для ограничения водопритока карбонатных и терригенных залежей с высокой обводнённостью продукции (60-99%), низкой пластовой температурой (15-50^оС) и различной минерализацией вод, обводняющих скважину.

Метод основан на блокировании водонасыщенных зон пласта высоковязкими эмульсионными системами, образующимся при закачке композиции углеводородного растворителя и ПАВ (реагенты СНПХ-9630, СНПХ-9633). Эмульсии, возникающие в промытых зонах пласта, устойчивы к размыванию водой и разрушаются при контакте с нефтью, что обеспечивает высокую селективность метода и не ухудшает проницаемость нефтенасыщенных пропластков.

Разработано 11 марок реагентов СНПХ-9630, СНПХ-9633, различающихся по составу. Марка реагента выбирается в зависимости от геолого-физических условий выбранных объектов.

Реагенты однородны и стабильны в диапазоне температур от -35^оС до +50^оС в течение длительного времени, имеют невысокую вязкость (1,5-3 мПа*с) и низкую температуру застывания (-40^оС).

Реагенты малотоксичны (относятся к 4 и 3 кл. опасности).

Технология применения реагента предусматривает закачку 3-5 мі СНПХ-9630 или СНПХ-9633 на 1 м перфорированной толщины пласта. Оторочка продавливается в пласт водой. Скважина выдерживается в течении 24-48 часов на реагирование, после чего осваивается. Возможна закачка реагента без подъёма оборудования.

Технология проведения обработок по ограничению водопритока с применением обратных водонефтяных эмульсий

Обработки с применением водонефтяных эмульсий можно проводить прямым закачиванием готовой эмульсии в пласт и раздельным закачиванием двух составляющих эмульсию растворов: нефти с эмульгатором и раствора хлорида кальция в пластовой воде с образованием обратной эмульсии непосредственно в поровых каналах продуктивного пласта. Раствор CaCl₂, попадая в обводнённые каналы, смешивается с пластовой водой и т.к. закачивание в пласт идёт под давлением, то хлорид кальция глубоко проникает в глубь пласта. В нефтенасыщенных каналах нефть образует эмульсию с раствором CaCl₂ в пластовой воде.

После закачивания нефти с эмульгатором в водонасыщенных каналах образуется вязкая эмулься, препятствующая току воды, а в нефтенасыщенных каналах ранее образовавшаяся эмульсия разрушается и легко вымывается в дальнейшем при освоении скважины.

а) Технология закачивания готовой обратной водонефтяной эмульсии в скважину

1. Определение приёмистости скважины.

2. Приготовление обратной водонефтяной эмульсии с помощью специальной стационарной установки для приготовления обратных эмульсий или с помощью агрегатов типа ЦА-320М, либо с использованием смесительных ёмкостей, насосов и диспергатора, согласно расчётному количеству составляющих эмульсию реагентов.

3. Спуск в скважину НКТ и нагнетание обратной водонефтяной эмульсии через НКТ в затрубное пространство при открытой задвижке на затрубье.

4. Продавливание обратной эмульсии в работающую зону пласта при закрытой задвижке на затрубье с помощью агрегата до достижения на агрегате максимального давления. Эмульсию продавливают в пласт более вязкой структурированной эмульсией, либо раствором хлорида кальция или минерализованной пластовой водой по плотности превосходящей плотность закачиваемой эмульсии. Если эмульсия предназначена для глушения отдельных интервалов пласта или для изоляции подошвенных вод, плотность продавливающей жидкости должна быть равной или меньшей плотности закачиваемой эмульсии.

5. Выдерживание эмульсии в пласте под давлением в течение суток.

6. Ввод скважины в эксплуатацию.

б) Технология раздельного закачивания составных реагентов обратной водонефтяной эмульсии в виде двух растворов

1. Испытание скважины на приёмистость.

2. Приготовление в смесительной ёмкости раствора хлорида кальция в пластовой воде и приготовление в другой смесительной ёмкости кубовых остатков производства аминов С17-С20 (или первичных дистиллированных аминов или ВНПП) в нефти согласно расчётному количеству составляющих эмульсию реагентов.

3. Нагнетание в затрубное пространство через НКТ при открытой задвижке на затрубье раствора хлорида кальция в пластовой воде. И закачивание в НКТ раствора эмульгатора в нефти.

4. Одновременно продавливают по затрубному пространству и по НКТ с помощью насосных агрегатов раствора CaCl₂ пластовой воде и раствора эмульгатора в нефти в пласт при закрытой задвижке на затрубье. Закачивание ведут до достижения максимального давления на агрегате (прекращение приёмистости скважины).

5. Скважину выдерживают под давлением в течение суток.

6. Ввод скважины в эксплуатацию.

Освоение скважин после проведения водоизоляционных работ

После завершения водоизоляционных работ на скважине, ее нужно освоить, т.е. запустить в работу при вызове подачи. Для этого как такового метода освоения скважин нет, при заключении работы в скважину спускают оборудование, устанавливают арматуру, затем производят обвязку устья и запускают скважину в работу.

Оценка результатов геолого-технических мероприятий (водоизоляционных работ)

После освоения скважин периодически производится контроль над работой скважин. Для этого замеряют дебит жидкости, дебит нефти, изменение процента воды в продукции скважин, динамический уровень. В таблице 4.2.11 приведены показатели работы скважин, обработанных эмульсиями на основе ВНПП, ЩСПК, СНПХ в 2000 году №1165, №1140, №1141, №2119, за три месяца до обработки их реагентами и до 31.12.00 г.

После обработки прирост дебита по нефти скважины №1165 составил 4,2 т/сут, №1140 - 8,7 т/сут, №1141 - 0,7 т/сут, №2119 - 5,4 т/сут, длительность эффекта в среднем составила 225 суток.

Дополнительная добыча составила по данным скважинам 5803,3 т.

Размещено на Allbest.ru