|
Технологии интенсификации добычи нефти обработкой призабойной зоны пласта. Кислотная обработка призабойной зоны
|
ИДН (интенсификация добычи нефти)
Интенсификация добычи нефти (ИДН) обработкой призабойной зоны пласта добывающих и нагнетательных скважин комплексными кислотными составами, в т.ч. ПАВ – кислотные составы, эмульсионные кислотные составы, активные технологические жидкости на основе комплексных растворителей.
Назначение
Группа технологий направлена на интенсификацию добычи нефти (увеличение /восстановление/ продуктивности) добывающих скважин в процессе их ввода в эксплуатацию (освоение), эксплуатации, а также совместно с геолого-техническими мероприятиями (ГТМ), связанными с восстановлением фильтрационно-емкостных характеристик призабойной зоны пласта (ПЗП). А так же технологии направленные на интенсификацию (увеличение/восстановление) принимающей способности нагнетательных скважин в процессе их освоения под закачку, эксплуатации, совместно с ГТМ связанными с применением МУН.
Область применения
Терригенные и карбонатные нефтегазоносные пласты-коллекторы с выраженной емкостной и фильтрационной неоднородностью по мощности, наличием высоко и низкопроницаемых, а также среднепроницаемых интервалов. Пластовое давление, температура, а также физико-химические свойства нефтей не регламентируются.
Область применения предлагаемых технологий представлена в следующих таблицах
Таблица 1.
|
Наименование технологии
|
Проницаемость коллектора k [мкм2]
|
Неоднородность пласта Kp; Кпесч.
|
Назначение применения
(особые условия применения)
|
|
Технология
WellPro-E ТМ
|
k ≥ 0,01
|
Kp ≥ 1
Кпесч. < 1
|
селективная ОПЗ;
обводненность более 60 %
|
|
Технология
WellPro ТМ
|
k ≥ 0,01
|
Kp ≥ 1
Кпесч. < 1
|
kПЗП < kУЗП
|
|
Технология
WellPro-Max ТМ
|
k ≥ 0,01
|
Kp ≥ 1
Кпесч. < 1
|
kПЗП < kУЗП
|
|
Технология
WellPro-S ТМ
|
k ≥ 0,01
|
Kp ≥ 1
Кпесч. < 1
|
засорение перфорационных каналов отложениями АСПО, водо-нефтяными эмульсиями
|
|
Descum ТМ
|
k ≥ 0,01
|
Kp ≥ 1
Кпесч. < 1
|
модификация поверхности породы, удаление минеральных солей, АСПО, сульфидов
|
kПЗП – проницаемость призабойной зоны (околоствольной) пласта;
kУЗП – проницаемость удаленной зоны пласта.
Таблица 2.
|
Наименование технологии
|
Проницаемость коллектора k [мкм2]
|
Неоднородность пласта Kp; Кпесч.
|
Назначение применения
(особые условия применения)
|
|
Технология
WellPro ТМ *
|
k ≥ 0,01
|
Kp ≥ 1
Кпесч. < 1
|
kПЗП < kУЗП
|
|
Технология
WellPro-S ТМ *
|
k ≥ 0,01
|
Kp ≥ 1
Кпесч. < 1
|
засорение перфорационных каналов отложениями АСПО, водо-нефтяными эмульсиями
|
|
Технология
Katol ТМ *
|
k ≥ 0,01
|
Kp ≥ 1
Кпесч. < 1
|
модификация поверхности породы, доотмыв нефти
|
kПЗП – проницаемость призабойной зоны (околоствольной) пласта;
kУЗП – проницаемость удаленной зоны пласта.
Сущность технологий
Технологии интенсификации добычи нефти в добывающих скважинах и/или интенсификации принимающей способности нагнетательных скважин реализуются путем закачек в призабойную зону пласта оторочек водных растворов поверхностно-активных веществ, органического растворителя, поверхностно-активного кислотного состава в объеме от 10 до 100 м3 в зависимости от мощности и проницаемости пропластка (интервала) и мн. др.
Результаты внедрения технологий
Технологии интенсификации добычи нефти в добывающих скважинах и принимающей способности нагнетательных скважин широко применялись на месторождениях Западной Сибири и Урало-Поволжья начиная с 2000 года.
Объектами внедрения технологий интенсификации являются нефтегазоносные пласты представленные песчаниками и карбонатными породами с пластовыми температурами от 25 до 110 0С. Проницаемость пластов составляла от 0,02 до 0,4 мкм2. Объектами внедрения технологий стали такие группы пластов, как АВ1-2, БВ2, БВ5, ЮВ1-2, Pd1-5, А0-4, Б0-1, С1а-5 (в т.ч.Б2), В1, Дл, Д к, Дфм, Дbur, Д1-4.
|
|
назад
наверх
