Применение технологии СНПХ-9350

4. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ. 

4.1 Физико-химические осноды применение технологии СНПХ-9350.

  В технологии используются следующие химреагенты, разрешенные на безопасное применение в технологических процессах добычи и транспорте нефти, и сертифицироЬанное нефтепромысловое оборудование

  Со  стад комплексного действия представляет собой  композицию СНПХ-9350, соответствующую  техническим требованиям  ТУ 2^58-260-05765670-99 с извещением об изменении (таблица 1).

  Таблица 9 Химреагенты, разрешенные на безопасное применение в технологических процессах добычи и транспорте нефти 

   

Композиция  СНПХ-9350     имеет сертификат       на применение химпродукта   в

технологических процессах добычи и транспорта нефти № 153.39П0Л5810.0022£. 10.02 Перечень нефтепромыслового оборудования, используемого при осуществлении технологического процесса представлен в таблице. 10. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Таблица 10. Перечень нефтепромыслового оборудования, используемого при осуществлении технологического процесса 

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Продолжение таблицы 10

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

  испытания технологии являются добывающие и нагнетательные скважины, эксплуатирующие  низкопроницаемые терригенные пласты, представленные алевролитом или глинистым песчаником с содержанием (объемным) глины более 2%, а также скважин с высокопродуктивными пластами, снизившие свою производительность вследствие загрязнений, обусловленными техногенными факторами (при первичном вскрытии на глинистом буровом растворе). Пористость терригенных коллекторов должна составлять 15-22%, а проницаемость глинистых коллекторов должна быть не выше 100 мкм⁷. Для высокопродуктивных пластов, закольматированных глинистым материалом, проницаемость должна быть не более 250 мкм².

  Скважины  к моменту осуществления  технологического процесса находятся в эксплуатации или на стадии освоения после бурения, или  перевода из добывающих под нагнетание, или выведены в бездействие.   Добывающие  скважины,   находящиеся в бездействии или имеющие низкую

относительную рабочую приемистость менее 0,074 rf/cym-атм, рассчитанную как отношение рабочей приемистость к допустимому давлению закачки, определенную при подготовке скважин путем закачки разгозираванной нефти не более 5 м³ при посаженном пакере и допустимом давлении закачки не более 270 атм, подвергаются раздренированию путем свабирования или иным способом по согласованию с геологической службой НСДУ.

Пример  расчета рабочей  приемистости при  следующих допустимых давлениях закачки

Для 270 атм=0,074 х 270 = 20 rf/cym

Для 200 атм= 0,074 х 200=15 M^J/cym

Для 150атм=0,074 х 150=11 м¹/сут

Для 100атм=0,074 х 100=7,4 ri/cym.

Раздел 3, п.3.5 изложить в новой  редакции 

  "Коэффициент  продуктивности добывающей  скважины должен  быть не менее  0,02 т/сут-атм (дебит по жидкости не менее 0,8 ri/cym).

  Приемистость  нагнетательных скважин  должна составлять не менее 20 мУсут при допускаемом рабочем давлении в колонне НКТ при посаженном пакере Зффективная перфорированная толщина пласта не менее 2 м. Обводненность продукции должна быть не выше 50 %. Объектом испытаний может быть скважина с обводненностью продукции выше 50%, предложенная геологической службой НСДУ. 
 
 
 
 

Необходимо  наличие гидродинамической  связи скважины с  продуктивным пластом

Коэффициент продуктивности добывающей скважины должен быть не менее 0,02 т/сут-атм

(дебит  по жидкости не  менее 0,8 rf/cym). При этом рабочая приемистость для закачки

химреагента при посаженном пакере должна быть не менее 20 rf/cym при начальном рабочем

давлении  закачки не более 270 атм. Приемистость нагнетательных скважин должна составлять не менее 2 м^/час (48 rf/сут/ при

допускаемом рабочем давлении в колонне НКТ  при посаженном пакере/при рабочем давлении ППй на

устье скважин в период эксплуатации

  Подошва вскрытого интервала  пласта должна быть отделена от ВПК непроницаемым  интервалом толщиной не менее 4 м. Зксплуатационная колонна должна быть герметичной

  Скважина  должна иметь исправную  устьевую арматуру, обеспечивающую качественное проведение промыслово-геофизических  и гидродинамических  исследований Скважина должна иметь зумпф, обеспечивающий проведение геофизических исследований

  Цементное кольцо за эксплуатационной колонной должно быть герметичным и  иметь хорошее  сцепление с колонной и породой в  интервале 20 м выше кровли и ниже подошвы  перфорированного пласта, а за кондуктором  должно быть поднято  до устья скважины и оно должно быть герметичным.

   В скважине ранее не проводишь работы по гидроразрыву пласта, герметизации заколонного пространства, а также длительное фрезерование торцевым фрезам в одной точке вблизи обрабатываемого продуктивного пласта. 

      4.3. Технические средства  и материалы необходимые для осуществления технологии 

  Подготовка  к осуществлению  технологического процесса включает в себя выбор  скважины в соответствии с разделом 3, расчет технологических  параметров процесса (объемы состава СНПХ-9350), составление плана  работ на скважину, а также нижеследующие  подготовительные операции. Скважина, находящаяся  в бездействии, не менее чем за месяц  до предполагаемой обработки  запускается в  эксплуатацию для  раздренирования призабойной зоны пласта.

  Проводится  комплекс геофизических  исследований (СК, Щ Т, СТД РСй) для оценки технического состояния скважины и определения профиля отдачи или приемистости соответственно в добывающей или нагнетательной скважине. 
 
 
 
 
 
 
 

  В случае, если зумпф скважины окажется недостаточным, чтобы снять термограмму или дебитограмму в интервале вскрытой перфорацией подошвенной части пласта, то эти исследования повторяются непосредственно перед проведением работ после промывки скважины.

  Устраняются выявленные в соответствии с требованиями раздела 3 настоящей инструкции отклонения в техническом  состоянии скважины. Проводятся гидродинамические  исследования -ГШ

(КВД  - для добывающих  и КПД - для нагнетательных  скважин).

Проводятся  расчеты объема закачки  состава СНПХ-9350 по формуле 
 

V=7rmH(R_x²-г_с²1    м¹ (1)

где т - коэффициент пористости,-

Н - эффективная работающая толщина пласта, определяемая по данным ГФИ, м,

R_x - радиус, означающий точку перехода из призабойной зоны в удаленную зону пласта

   определяемый по результатам СПИ. В случае отсутствия однозначных данных по СМИ для расчета берется зона с глубиной обработки 4- м. В случае высокопродуктивных пластов, закольматированных глинистым материалом, объем закачиваемого реагента берется исходя из толщины скин-слоя 1,5-2 м и рассчитывается по формуле из а 4.6, где Rx - толщина скин-слоя_: 

г_с - радиус скважины по долоту, м. 

Максимальный  объем СНПХ-9350 при  обработке пласта составляет не более 20 м³.

  При необходимости производится глушение скважины. При этом не допускается задав ливание в пласт жидкости глушения. Извлекается подземное оборудование и скважина готовится к проведению обработки с применением технологии

  Производится  подготовка внутренней поверхности обсадной колонны в интервале  установки покера

Проводится  тщательная промывка забоя скважины. 
 

       4.4   Требования  к  техническому   состоянию   скЬажин   и   их подготовкой перед закачкой СНПХ-9350.

На  добывающих скважинах  технология осуществляется следующим образом Производится спуск 
 

  в скважину лифтоЬой колонны прошаблонированных под сваб НКТ, фильтра в зону продуктивного

  пласта  и покера на глубину  выше интербала перфорации на 10-20 м. Покер применять предпочтительно с упором на забой. Скорость спуска (подъема) погружного оборудования (компоновки лифтовой колонны НКТ) в скважину не должна превышать 0,25 м/с. В наклонно-направленных скважинах с набором кривизны 1,5° на 10 метров скорость спуска не должна превышать 0,1 м/с Скважина обвязывается спецтехникой и наземным оборудованием согласно схеме, приведенной на рисунке; производится опрессовка нагнетательной линии на полуторократное ожидаемое рабочее давление При открытой затрубной задвижке по колонне НКТ до интервала перфорации доводится расчетный объем СНПХ-9350. Производится посадка пакера (в случае слабой приемистости и ожидаемого давления закачки, превышающем допустимого на эксплуатационную колонну) и его опрессовка путем создания в затрубном пространстве избыточного давления, не превышающего давления опрессовки эксплуатационной колонны, пласт закачивается расчетный объем СНПХ-9350, затем техническая вода в объеме, равном объему НКТ до интервала перфорации * 1+2 м³