Технология гидромониторного воздействия

Технология работ

Гидромонитор «Москит» спускается в составе колонны НКТ  до требуемой глубины установки. Интенсифицирующий состав подается по трубам в гидромонитор и проходя через тангенциальные каналы в эжекционные камеры и сопла создает волновое поле, пульсации и высокоскоростные струи рабочего агента воздействуя на отложения на стенках скважины, перфорационных каналах и призабойной зоне пласта.

В качестве интенсифицирующего состава используются растворы ПАВ, растворители, кислоты. Объем закачки интенсифицирующего состава составляет 0,5-1 м3 на 1 метр перфорированной мощности пласта. Гидромонитор «Москит»  в процессе работы вращают и перемещают в осевом направлении по мере обработки призабойной зоны пласта. Закачка осуществляется на различных технологических режимах, в зависимости от глубины скважины и расходных характеристик насосного агрегата. Специальной техники для проведения работ не требуется. Глубина воздействия при такой технологии более 1,5 метров.

фон 675 2

Воздействие на карбонатный коллектор

Одной из существенных проблем, возникающих при обработке карбонатных коллекторов, является малая глубина проникновения активной кислоты в пласт, связанная с быстрой нейтрализацией кислотного состава. Скорость взаимодействия кислотных композиций с породой пласта в пластовых условиях на столько высока (определяется при нормальных условиях для соляной кислоты как 6 — 40 кг/м2 час, и возрастает в пластовых условиях более чем в 20 раз), а площадь контакта поверхности породы и кислотной композиции весьма значительна (удельная поверхность нефтенасыщенных пород составляет 40 000 до 230 000 м23), то данные обстоятельства приводят к быстрой нейтрализации кислотного состава. Одним из эффективных методов повышение эффективности является использование высокопроизводительных агрегатов. Современные насосные агрегаты, используемые при стандартной кислотной обработке, имея расход от 1 до 18 л/с. не обеспечивают необходимую скорость закачки кислотных композиций для образования каналов, которые пройдут загрязнение. На таких скоростях глубина создания канала составляет не более 30 см. (Fredd and Fogler, SPEJ, 1998)

Для большей глубины проникновения активного кислотного состава необходимы высокие скорости закачки, гидромонитор позволяет осуществлять закачку кислоты на высокой скорости и малыми объемами кислоты, избирательно создавать каналы с глубиной до 1,5 метров. Представленная таблица показывает результаты проведенных геолого-технических мероприятий по объектам карбонатных коллекторов гжельского и башкирского ярусов месторождений Самарской области.

№ скв Показатели

до ГТМ

Показатели

после ГТМ

Qн, т/сут. Qж, м3/сут обв% Qн, т/сут. Qж, м3/сут обв%
1 0,3 1,0 66 7,3 15 43
2 14,2 18 5 30,6 53 30
3 6,0 8,0 7 15,9 23 15

В результате проведения работ произошло кратное увеличение дебита скважин по нефти.

Воздействие на высокопроницаемый неоднородный коллектор

Одним из возможных осложнений является неоднородность коллектора, приводящая к неравномерной обработке продуктивной части пласта и преждевременной обводнености продукции скважин. Проведены работы по селективной обработке продуктивной части пласта, путем установки Гидромонитора «Москит» в заданный интервал перфорированной мощности пласта. К тому же проведено совмещение гидромониторной обработки с отклоняющими композициями, в качестве которых использовались эмульсионная система и загеленные кислоты. Проведение технологии гидромониторного воздействия на пласт позволяет обеспечить увеличение дебита скважин и на таких объектах с применением вышеназванных отклоняющих составов. Представленная таблица показывает результаты проведенных геолого-технических мероприятий по объектам карбонатных коллекторов гжельского и башкирского ярусов месторождений Самарской области.

 

№ скв Технология Показатели

до ГТМ

Показатели

после ГТМ

Qн, т/сут. обв

%

Qн, т/сут. обв

%

1 ГМ + кисл. эмульсия 0,4 49,3 14 48
2 ГМ + загел. кислота 0,1 95 5,5 76
3 ГМ 9,7 7,6 19,1 9

В результате проведения поинтервальной обработки добывающих скважин произошло увеличение дебита скважины и показатели обводненности сохранились на прежнем уровне.

Технология и оборудование прошло опытно-промышленные испытания на объектах АО «Самаранефтегаз». Результаты  ОПИ представлены в статье «Опыт применения  технологии гидромониторного воздействия на добывающем фонде АО»Самаранефтегаз»научно-технического журнала «Нефть. Газ. Новации» № 12/2018