'

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

Понравилась презентация – покажи это...





Слайд 0

Проект СНТ «Технологии кислотных обработок на карбонатных коллекторах НК-Роснефть» Отчет о проведенных СКО ООО «РН-Северная Нефть» (г. Усинск, респ. Коми) Ширнен А.А. менеджер проекта рабочей группы ГРП СНТ Система Новых Технологий


Слайд 1

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


Слайд 2

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


Слайд 3

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


Слайд 4

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


Слайд 5

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


Слайд 6

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


Слайд 7

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


Слайд 8

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


Слайд 9

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


Слайд 10

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


Слайд 11

Перспективы СКО ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ Контроль качества жидкостей Вискозиметр Реометр Контроль качества процесса СКО Расходомер Забойный датчик давления Цифровая запись устьевого давления и расхода Использование эмульсий Оборудование для создания эмульсий (инжекторы, центрифуги) Хим. реагенты (эмульгаторы) Использование легкой нефти Осовейское м/р «газолин» Создание высоких расходов обработки АН-700 КАНДИДАТЫ на СКО Поиск по валу Гамбурцеву: Нядейюское м/р Хасырейское м/р Поиск по южной группе м/р: Северо-Баганское м/р Баганское м/р Сандивейское м/р Создание типового дизайна СКО для разных пластовых условий температура приемистость пласта свойства нефти


×

HTML:





Ссылка: