'

Технологии по повышению нефтеотдачи пласта

Понравилась презентация – покажи это...





Слайд 0

Технологии по повышению нефтеотдачи пласта ООО «ПАКЕР» РФ. РТ. г. Альметьевск


Слайд 1

Виды работ осуществляемые ООО «ПАКЕР»


Слайд 2


Слайд 3

1.1.Технология ПНП на основе двойного действия модифицированного реагента КС-6. Технология ПНП комплексного действия и предназначена как для загущения закачиваемой воды, так и отмыва оставшейся нефти. Водный раствор реагента КС-6(1-2%) повышает и регулирует вязкость закачиваемой воды и одновременно, являясь поверхностно-активной системой, снижает поверхностное натяжение в системе пласт-флюид. Технология ПНП применяется на любой стадии разработки месторождений, как в терригенных, так и в карбонатных коллекторах, при любой степени минерализации пластовых и закачиваемых вод. Технология проведения работ заключается в дозировании реагента КС-6 в закачиваемую воду с КНС или в нагнетательную скважину насосным агрегатом через эжектор. 1. Технология повышения нефтеотдачи пластов. 1.2. Технология ПНП с применением мицеллярной системы на основе отечественных материалов (реагентов) с использованием стандартного нефтепромыслового оборудования и технических средств. Мицелляро-подобный раствор представляет собой водный раствор с содержанием до 15% углеводородной фазы и специально разработанного эмульгатора. Проведены лабораторные испытания. Технология ПНП применяется на поздней стадии разработки месторождений для извлечения оставшейся и доотмыва остаточной нефти за счёт снижения межфазного натяжения до минимальных значений. Технология ПНП применяется как в терригенных, так и в карбонатных коллекторах при любой степени минерализации пластовых и закачиваемых вод. Технология приготовления мицеллярного раствора и его закачки может осуществляться непосредственно на объекте внедрения (нагнетательные скважины).


Слайд 4

Сущность метода заключается в следующем. В скважину, заполненную жидкостью спускают на насосно-компрессорных трубах компоновку низ которой оборудован фильтром (который устанавливается напротив дренируемого пласта), выше фильтра НКТ оснащено клапанным механизмом. Выше клапанного механизма устанавливают микроклапан для слива жидкости при подъеме НКТ. Исходя из требуемой депрессии на пласт устанавливают гидрожелонку, а НКТ после гидрожелонки спускают порожние (без жидкости), длина порожних труб будет предположительно равняться величине создаваемой депрессии на пласт Далее с помощью подъёмного агрегата А-50; Аз-37; продолжают спускать НКТ до полной посадки на забой. При посадке НКТ на забой, гидрожелонка открывается, пропуская через себя жидкость, а так как затрубное пространство заполнено до устья жидкостью, а НКТ выше гидрожелонки порожние то жидкость из затрубного пространства с большой скоростью устремляется в трубное, подхватывая из пласта кольматанты и флюиды (зффект инжектора) напротив пласта создаётся разряжение (мгновенная депрессия). С момента достижения жидкостью статического уровня процесс движения жидкости прекращается, но продукты кольматации пласта удерживаются в НКТ за счет клапанного механизма выше фильтра. После чего НКТ поднимают до гидрожелонки и скважину промывают обратной промывкой (при наличии циркуляции), при ее отсутствии НКТ поднимают полностью. Если при промывке вымываются продукты кольматации или продукты реакции от предыдущих КОС, цикл повторяется. Процесс очистки призабойной зоны от продуктов кольматации и закупоривающих агентов продолжается до получения желаемых результатов. Предлагаемый способ обеспечивает возможность создания мгновенной депрессии на пласт за счет спуска глубинного оборудования, без применения специальной техники. Данный способ воздействия позволяет значительно улучшить фильтрационную характеристику пласта, повысить дебит или увеличить приёмистость. Конструктивное исполнение устройства обеспечивает возможность проведения предварительной и последующей промывки её без дополнительных операций по спуску и подъёму колонны труб, а также проводить работы по горизонтально направленным стволам и боковым зарезкам. Возможно работа по колоннам O :102?,114 ?,146 ?,168 2.1.1 Депрессионная очистка забоя скважин (УДОЗ) (методом мгновенной депрессии на пласт)


Слайд 5

2.1.2 Компоновка при очистке призабойной зоны скважины устройством УДОЗ (на НКТ, на кабеле) Муфта НКТ Зона перфорации фильтр клапан Эмплозионная камера из НКТ-73мм –3-5шт гидрожелонка Соединительная головка Геофизический кабель Хвостовик из НКТ-73мм = м. исходя из величины зумфа в скв.


Слайд 6


Слайд 7

Золотниковый гидроимпульсный вибратор является одним из средств повышающих продуктивность нефтяных скважин и приемистость нагнетательных. Устройство ЗГИВ генерирует колебание давления в скважине различной частоты и амплитуды. Во время работы гидроимпульсного вибратора в призабойной зоне возникают большие перепады давления, которые воздействуют на пласт и вызывают разрывы горных пород с образованием сети микротрещин. С целью улучшения фильтрационных свойств призабойной зоны пласта, производятся комплексное гидромеханохимическое (ГМХВ) воздействие, используя устройство ЗГИВ закачивают в пласт кислоты и различные хим. реагенты в виброволновом режиме. Устройство ЗГИВ позволяет осваивать скважины методом свабирования в виброволновом режиме. Устройство ЗГИВ рекомендуется использовать для обработки призабойной зоны ОПЗ скважин, пласт в которых сложен низкопроницаемыми породами и содержит глинистые минералы. Вибровоздействие устройством ЗГИВ рекомендуется проводить в скважинах с ухудшенными коллекторскими свойствами призабойной зоны после бурения, во время проведения ремонтных работ, а также в скважинах, пласт которых поглотил в процессе строительства и ремонта глинистый и цементные растворы. 2.1.3 ОПЗ скважины с применением гидроимпульсного вибратора ЗГИВ.


Слайд 8

Работа устройства осуществляется следующим образом Устройство спускают с таким расчетом, чтобы нижняя часть клапана находилась напротив нижних отверстий фильтра. Затем проводят обратную промывку скважины, после чего устройство вместе с колонной НКТ приподнимают и устанавливают окнами патрубка на уровне средних отверстий фильтра. Путем повышения давления на устье до 20-25 МПа за счет закачки жидкости в полость насосно-компрессорных труб разрывают мембрану. При этом жидкость, которой заполнены трубное и затрубное пространства скважины с большой скоростью устремляется в имплозионную камеру к забою скважины в нижнюю часть патрубка, создавая в обрабатываемой зоне пласта (на уровне окон ловушки) гидравлический удар с давлением, превышающим горное давление выше лежащих пород, обеспечивающим необходимые условия для расширения существующих или образования новых трещин в ПЗП. Предлагаемое устройство обеспечивает возможность (при сохранении статического давления в затрубном пространстве) повышать давление на устье ( в НКТ ) до 20 – 30 МПа, что позволяет достигнуть значительную величину гидравлического удара в зоне пласта. Наличие патрубка (ловушки) с окнами и направляющими элементами (концентраторами давления) в нижней части устройства также способствует увеличению силы гидравлического воздействия и позволяет строго избирательно действовать на определенный интервал пласта, равный расстоянию между концентраторами давления. Кроме того, ловушка предотвращает засорение забоя скважины металлическими предметами, например, мембраной и плунжером, которые задерживаются здесь после гидроудара. Данное устройство позволяет осуществить комплексную обработку скважины (закачку в пласт углеводородных растворителей, кислотных растворов и иных интенсифицирующих агентов) за однократный спуск глубинного оборудования. 2.1.4 Гидромеханическое воздействие генератором давления гидроударным ГДГУ (селективный мини гидроразрыв пласта).


Слайд 9

Технология с использованием генератора давления (МГМВ) основана на гидромеханическом воздействии на пласт-коллектор серией гидравлических ударов, создаваемых мгновенным давлением жидкости затрубного пространства через переводник с окнами при возвратно-поступательном движении плунжера на канате или штангах. Сущность метода заключается в следующем. В скважину заполненную жидкостью, спускают устройство (имплозионную камеру) с концентраторами давления на насосно-компрессорных трубах до пласта. С помощью подъёмника на канате или штангах спускают плунжер до упора в клапанное седло. Затем плунжер поднимают до верхней расширенной части имплозионной камеры. При подъёме плунжера клапан закрывается и в нижней части камеры создаётся разряжение. С момента достижения нижним концом плунжера расширенного участка имплозионной камеры скважинная жидкость, как из НКТ, так и из затрубного пространства с мгновенной скоростью устремляется в нижнюю часть камеры, создавая в призабойной зоне сначала импульс депрессии, а затем гидравлический удар с давлением. В момент возникновения гидравлического удара под давлением потока жидкости клапан отжимается, раскрывая имплозионную камеру. Давление через окно передаётся на пласт. Аналогичные операции (спуск-подъём плунжера) проводят до тех пор пока скважина не будет принимать жидкость или увеличит приёмистость. Конструкция оборудования (МГМВ) позволяет через него проводить промывку скважины, закачку в пласт растворов хим.реагентов и др.технологических растворов. 2.1.5 ОПЗ скважины методом многократного гидромеханического воздействия на пласт (МГМВ)


Слайд 10

Комплексно- комбинированные технологии ОПЗ, заключаются в совместном и одновременным гидромеханическом и химическом воздействии на призабойную зону пласта терригенных и карбонатных коллекторов добывающих и нагнетательных скважин. Проведены сервисные работы в ОАО «Татнефть»,Роснефть,ТНК БП,КазМунайгаз ,Башнефть Русснефть и МНК на скважинах. Успешность составила 87%. Гидромеханическое воздействие создается разработанными фирмой устройствами создающими давления различной степени силы, от виброимпульсного режима воздействия до создания мощных гидроударов. В качестве химических реагентов и материалов применяются: - минеральные кислоты в виде растворов (ингибированная соляная кислота 12-24% концентрации, глинокислота, уксусная кислота); - растворители АСПО на основе углеводородных растворителей с активизирующими присадками; рабочие технологические жидкости (растворы) на основе реагентов и продуктов разрешенных к применению в нефтедобыче. Комплексно- комбинированная технология гидромеханохимического воздействия включает в себя технологические операции: Депрессионную очистку забоя и призабойной зоны пласта с изучением состава извлеченного шлама УДОЗ; ГМХВ активным углеводородным растворителем с использованием скважинных гидромеханических устройств в зависимости от физико-химических свойств пласта-коллектора; Закачку растворов минеральных кислот или разглинизаторов в виброимпульсном режиме, причем терригенные коллектора обрабатываются двухрастворным кислотным составом; Предусматривается в ходе ГМХВ проведение работ по вибросвабированию скважин и, при необходимости, извлечение продуктов реакции УДОЗ. 2.2. Комплексно – комбинированные технологии ОПЗ гидромеханохимического воздействия (ГМХВ).


Слайд 11

3. Индукционный прогрев призабойной зоны Данная технология предназначена для нагрева призабойной зоны скважин и прискважинной зоны пласта индукционным способом и для растопления АСПО в призабойной зоне продуктивного пласта ,и снижения вязкостных характеристик нефти. Оборудование позволяет нагрев при закачке в пласт, углеводородного растворителя ( и других хим. реагентов) для повышения эффективности ОПЗ. Осуществляется одновременный направленный прогрев прискважинной зоны пласта в эксплуатационной колонне и прогрев реагента, закачки его в пласт при температуре не менее 60-70°С. Температура нагрева регулируется. Прибор индукционного прогрева спускается в скважину на коаксиальном кабеле и может совмещаться с геофизическими исследованиями на стандартном геофизическом оборудовании (ПКС-3,5, ПКС-5).


Слайд 12

Технология ограничения водопритока на основе использования гидрофобизирующих растворов. Технология осуществляется путем предварительной закачки оторочки водоотталкивающего агента в пласт с последующей закачкой расчетного количества гидрофобизирующего раствора на углеводородной основе с последующей выдержкой скважины на реагирование в течении 3-х суток. Достигается повышение фазовой проницаемости по нефти (в 3-5 раз) и, тем самым, происходит снижение обводненности добываемой продукции. Технология водоограничения применяется на терригенных коллекторах при обводнении пластов закачиваемыми и пластовыми водами. Технология рекомендуется как для предупреждения активного обводнения скважины, так и для снижения обводненности при достижении ее в пределах до 95%. Технология ограничения водопритока может осуществляться "безподходно" по затрубному пространству, если подземное оборудование спущено у интервала перфорации или ниже его. 4. ОПЗ скважин с целью водоограничения с применением тампонажного гидрофобизирующего состава.


Слайд 13


Слайд 14

Технология водоизоляции на основе применения углеводородно-цементных растворов с добавкой активно схватывающего агента с использованием ЗГИВ. Технология предназначена для ликвидации заколонных межпластовых перетоков, затрубной циркуляции. Для ликвидации поглощающего характера заколонных перетоков осуществляется предварительная закачка наполнителя для создания противодавления. Технология водоизоляции на основе применения высокопрочных, расширяющихся цементных растворов на углеводородной фазе и предварительной обработкой пласта тампонирующей жидкостью способствующей упрочнению контактов цементный камень-стенка скважины и цементный камень-порода. 5. Водоизоляционные работы. ООО "Пакер" оснащен необходимой техникой и оборудованием для проведения выше приведённых работ, документацией. В ООО "Пакер" имеется инструментальная база, используется лабораторный комплекс по моделированию процессов повышения нефтеотдачи пластов с научным персоналом. ООО "Пакер" обеспечивает проведение работ комплексом по гидродинамическим и геофизическим исследованиям и комплексом по свабированию скважин. Применяемые химреагенты сертифицированы. Все виды работы лицензированы. Работы ведутся в тесном сотрудничестве с Казанским Гос. Тех. университетом им. С.М. Кирова, Сибирским филиалом Академии Наук РФ (г.Новосибирск), Уральским отделением Академии Наук РФ (г.Екатеринбург). Директор ООО «Пакер» _____________________ М.Ш.Идиятов Гл. геолог ООО «Пакер» _____________________ В.И. Николаев


Слайд 15

6. Перфорация гидромониторная . Данная технология заключается в том, что гидромониторный перфоратор, спущенный в скважину на НКТ и привязанный к нужному интервалу геофизическим методом ГК ЛМ, формирует окно величиной 20?70мм путём вдавливания в стенку обсадной колонны прокалывающего резца с усилием, превышающим предел прочности металла. Через сформированное окно осуществляется воздействие высоконапорной струей жидкости без абразива (в отличие от ГПП) на цементное кольцо и прилегающую к нему горную породу. В результате, создаётся каверна с большой поверхностью фильтрации. Тело обсадной колонны и почти вся толщина цементного кольца при гидромониторной перфорации разрушается (в отличии от ГПП) гидромеханическим способом, а высоконапорная струя действует в основном на горную породу, размеры созданной в ней каверны могут незначительно уступать размерам каверн при гидропескоструйной перфорации в одинаковых условиях. Технология гидромониторной перфорации позволяет вскрыть пласт и отсвабировать скважину, при необходимости, не поднимая перфоратор. При этом можно полностью исключить процесс кольматации пласта во время перфорации, а также восстановить естественную проницаемость приствольной зоны, если она нарушена при бурении.


Слайд 16


Слайд 17


Слайд 18


Слайд 19


Слайд 20


Слайд 21

Экономический эффект выполненных работ по скважинам :№57и № 216 в ОАО «Самаранефтегаз» Дополнительная добыча по нефти в сутки по состоянию на 03.08.2010г.по скважинам: №57 и №216 в сумме составляет 5,31т\сут. К пониж. – 0,65. Доп.добыча с К пониж. составляет: 5,31х0.65= 3,45т\сут. К экспл. – 0,95, время эксплуатации – 344 дня. дополнительная добыча за год – 344 дня х 3,45т\сут.= 1187 тонн нефти в год . Экономический эффект от двух скважино - обработок составит: 1187т х 8 тысяч рублей(внутренняя средне взвешенная цена за одну тонну нефти) = 9млн.496тыс.рублей. Итого: 9 496 000 рублей.


×

HTML:





Ссылка: