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

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) 1.Отклонение кислоты от высокопроницаемых участков 2.Реакция: – кислота + продукты разрушенного геля + ионы кальция образование кальциевых солей алкилфосфорных кислот 3.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 – (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=

6004 скв, Нядейюского м/р Интервалы СКО ( 21 м): 2775 – 2777(2 м), – (2 м) 2782 – 2784(2 м), – 2798(9.5 м) 2803 – 2807(4 м), – 2810(1.5 м) Посадка пакеров: – – (4.5 м), – – (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 600 4

619 скв, Северо-Баганского м/р Интервалы СКО ( 19 м): – – (3 м) – – (4.5 м) – – (6.5 м) – (2 м) – (3 м) Посадка пакеров: , 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= 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= пакер Интервал неработающий –> 1- ая стадия: кислота

6005 скв, Нядейюского м/р Интервалы СКО ( 28 м): 2463 – (9.5 м), 2479 – (1.5) – 2486 (3.5), 2488 – (2.5) – 2498 (6.5), 2502 – (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 ) 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 + агрессивный дизайн Сравнение: СКО на скв с использованием Химеко-Н (при давлениях < 100 атм) СКО на скв без Химеко-Н (при давлениях > 100 атм) Северо-Баганское м/р: скв 615, 616, 617, 618

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