Опытно промышленные испытания гидромониторной технологии
Опытно-промышленные испытания технологии гидромониторного воздействия на призабойную зону пласта карбонатного коллектора с целью интенсификации добычи нефти
Проекты
Ознакомьтесь с нашими проектами
Оценка зон для уплотняющего бурения
Результаты Бароциклической Обработки Добывающих Скважин
ПОРАБОТАЕМ ВМЕСТЕ?
Пожалуйста, не стесняйтесь обращаться к нам. Мы свяжемся с вами в течение 1-2 рабочих дней. Или просто позвоните нам прямо сейчас.
О Проекте
На 5 скважинах выполнены опытно-промышленные работы по испытанию технологии гидромониторного воздействия с использованием гидромониторного оборудования ГМ-88 «Москит». Все обработки призабойной зоны скважин проводились с целью восстановления и увеличения продуктивности по пластам, представленным карбонатным комплексом, сложенным органогенно-обломочными и микрокристаллическими известняками и доломитами.
Объект
Продуктивные отложения:
- каширского горизонта представленные известняками
- верхний карбон гжельского яруса сложенный доломитами и известняками с прослоями ангидритов, гипсов и глин
- нижний карбон упинский горизонт сложенный известняками с прослоями глин
Задача Заказчика
Восстановление и повышение продуктивности скважин.
Наш Подход
Работы выполнены с подходом бригады капитального ремонта скважин совместно с компанией ООО «Нефтехимсервис – Самара по нижеследующей технологии: гидромонитор ГМ-88 «Москит спускался в составе колонны НКТ в интервал перфорации. Интенсифицирующие композиции поступали по НКТ в гидромонитор и проходя через тангенциальные каналы в инжекционные камеры и сопла создавали волновое поле, пульсации и высокоскоростные струи рабочего агента воздействуя на отложения в перфорационных каналах и породу в призабойной зоне пласта.
На большинстве из рассматриваемых объектов применялись комплексные технологии с закачкой отклонителей кислотных композиций в виде загеливателей, эмульсий. Закачка осуществлялось на различных технологических режимах, в зависимости от приёмистости скважин и расходных характеристик насосного агрегата.
| Параметр | Единица измерения | Диапазон | Среднее |
|---|---|---|---|
Удельный объем кислоты на 1 метр перфорированной мощности пласта | м3 | 0,6 - 3,6 | 1,941 |
Количество циклов отклонения | ед. | 0 - 2 | 0,8889 |
Удельный объем продавки кислотной композиции на 1 метр перфорированной мощности пласта | м3 | 0,3 -1,92 | 0,9889 |
Время выдержки кислотного состава | час | 2 - 6 | 3,444 |
Начальное давление в процессе закачки | МПа | 0 - 15 | 3,56 |
В результате можно выделить следующее моменты: средний удельный объем кислоты на 1 метр перфорированной мощности пласта составил 1,941 м3, средний удельный объем продавки кислотной композиции на 1 метр перфорированной мощности пласта составил 0,98 м3, среднее время выдержки кислотного состава составило 3,4 часа.
Наше Решение
Проведенные работы показали высокую эффективность технологии гидромониторного воздействия на карбонатных коллекторах. Параметры работы скважин до проведения ОПЗ, на момент запуска (обработки выполнены с марта по июль 2017 года ) , и на основании переходящего эффекта на 2018 приведены в таблицах 2, 3 и на рис. 1, 2
Таблица 2. Параметры работы скважин до проведения ОПЗ и на момент запуска скважин
| Параметры до ОПЗ | Параметры после ОПЗ при запуске | ||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
Месторождение | Пласт | Qж, м3/сут | Qн, т/сут | Обв., % | Ндин, м | Qж, м3/сут | Qн,т/сут | Обв., % | Ндин, м |
Кулешовское
Центральный купол | А0 | 19 | 10 | 36 | 1294 | 23 | 11,3 | 40 | 1236 |
Кулешовское
Центральный купол | С3-1 | 8 | 6,1 | 6 | 535 | 23 | 15,9 | 15 | 560 |
Кулешовское | С3-1 | 13 | 9,6 | 10 | 891 | 26 | 18,1 | 9 | 531 |
Кулешовское
Центральный купол | С3-1 | 1 | 95 | 400 | 28 | 5,5 | 76 | 652 | |
Покровское | В3 | 18 | 14,2 | 5 | 1293 | 53 | 30,6 | 30 | 1052 |
Таблица 3. Параметры работы скважин до проведения ОПЗ и на момент 01.03.2018
| Параметры до ОПЗ | Параметры после ОПЗ на 01.03.2018 | ||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
Месторождение | Пласт | Qж, м3/сут | Qн, т/сут | Обв., % | Ндин, м | Qж, м3/сут | Qн,т/сут | Обв., % | Ндин, м |
Кулешовское
Центральный купол | А0 | 19 | 10 | 36 | 1294 | 23 | 17 | 10 | 1236 |
Кулешовское
Центральный купол | С3-1 | 8 | 6,1 | 6 | 535 | 23 | 18,2 | 3 | 560 |
Кулешовское | С3-1 | 13 | 9,6 | 10 | 891 | 19 | 14,7 | 4 | 578 |
Кулешовское
Центральный купол | С3-1 | 1 | 95 | 400 | 34 | 21,7 | 22 | 845 | |
Покровское | В3 | 18 | 14,2 | 5 | 1293 | 35 | 23 | 20 | 1157 |
Рис. 1. Гистограммы дебитов скважины по нефти до и после проведения технологии гидромониторной обработки пласта
Рис. 2. Гистограммы изменения обводненности продукции скважин до и после проведения технологии гидромониторной обработки пласта
Анализируя данные добычи нефти по рассматриваемым скважинам, можно отметить:
- Успешность работ составила 100%, рисков способных привести к значительным материальным затратам по сравнении с кислотным обработкам не выявлено.
- По результатам испытаний технологии гидромониторного воздействия достигнут синергетический эффект от совместного воздействия физических и химических процессов. Это подтверждает полученный среднесуточный прирост добычи нефти по скважинам, обработанным с использованием оборудования для гидромониторного воздействия (8,8 т/сут) по отношению к среднему приросту дебита скважины по нефти от больше объёмных ОПЗ проведенных в 2017 году по АО «Самаранефтегаз» (5,7 т/сут).
- Объем накопленной добычи нефти по пяти скважинам за 2017 год составил 10 805 тонн, что в пересчете на одну скважину операцию составляет 2 161 тонна.
- Средняя продолжительность эффекта по пяти скважинам за 2017 год составляет 212 дней с продолжением эффекта в 2018 году.
- Анализ результатов ОПИ показал на достигаемую значительно большую эффективность комплексной гидромониторной технологии воздействия на пласт, технологичность и быструю окупаемость.
