Выписка из инструкции

АННОТАЦИЯ

В РД изложены основные положения по применению суспензии модифицированного дисперсного кремнезема «Кварц» в органическом носителе (суспензия МДК «Кварц») для глубоконаправленной солянокислотной обработки нефтесодержащих карбонатных пластов. Приведены сведения о физико-химических свойствах реагента МДК «Кварц», основы применения суспензии в пластах с различными геолого-физическими условиями. Регламентируется последовательность проведения работ в промысловых условиях, требования к технологическому процессу. Рассмотрены методы контроля и определения эффективности, требования промышленной безопасности и охране труда, меры по охране окружающей среды. Инструкция составлена на основе результатов теоретических и лабораторных исследований, проведенных творческим коллективом ООО «Кварц», институтов НИИНефтеотдача АН РБ и ТатНИПИнефть, а также опытно-промысловых работ взамен РД 39-2671699-015-2001. Настоящий документ разработан для внедрения технологии глубоконаправленной солянокислотной обработки нефтесодержащих карбонатных пластов с применением суспензии МДК «Кварц» согласно патента РФ № 2149989 «Способ добычи нефти из нефтесодержащих карбонатных пластов». Инструкция рассчитана на работников научно-исследовательских институтов, занимающихся проектированием разработки нефтяных месторождений с применением новых методов увеличения нефтеотдачи, работников предприятий, занимающихся вопросами разработки нефтяных месторождений и повышения нефтеотдачи пластов.

И Н С Т Р У К Ц И Я (ВЫПИСКА)
по технологии глубоконаправленной солянокислотной обработки нефтесодержащих карбонатных пластов с применением МДК «Кварц»


1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1. Настоящая инструкция разработана для внедрения технологии глубоконаправленной солянокислотной обработки нефтесодержащих карбонатных пластов с применением МДК «Кварц» согласно патента РФ № 2149989 «Способ добычи нефти из нефтесодержащих карбонатных пластов». 1.2. Область применения технологии. 1.2.1. Технология предназначена для повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти за счет восстановления коллекторских свойств пласта скважины и создания новой пористой структуры в карбонатном пласте путем растворения кислотой карбонатных соединений, при этом глубокое проникновение кислоты в пласт обеспечивается предварительным закачиванием тонкодисперсного гидрофобного материала с водо- и кислотоотталкивающими свойствами (суспензии МДК «Кварц» в органическом носителе). Сущность технологии обработки добывающей скважины сводится к последовательному закачиванию суспензии МДК «Кварц» и кислоты (или ее раствора), с последующей выдержкой в пласте и запуском скважины в работу. В результате обработки скважин происходит восстановление природных коллекторских свойств карбонатных пластов. При этом кратно снижается возможность разъедания цементного камня за эксплуатационной колонной, прорыва воды к забою скважины и получения затрубной циркуляции. 1.2.2. Областью применения технологии является призабойная зона добывающих скважин, вскрывших карбонатные отложения. 1.2.3. Технология должна интенсифицировать добычу нефти на нефтяных месторождениях с продуктивными пластами со следующими характеристиками:
  • средняя эффективная пористость 4% и выше;
  • обводненность продукции добывающих скважин до 70%;
  • обрабатываемые карбонатные пласты не могут подстилаться пластами, с держащими воду. Раздел по толщине должен составлять не менее 3 м;
  • дебит скважины по жидкости должен быть не менее 1 м3/сут.
1.2.4. Техническое состояние скважин должно соответствовать следующим требованиям:
  • наличие достоверной информации о состоянии забоя скважины;
  • герметичная эксплуатационная колонна скважины;
  • отсутствие заколонных и межпластовых перетоков;
  • приемистость обрабатываемого пласта должна быть не менее 1,0 м3/час, при этом давление нагнетания не должно превышать максимально допустимого давления на пласт.

ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ

1. Эффективность разработки нефтяных месторождений во многом определяется качественной и бесперебойной работой добывающих и нагнетательных скважин, которая в свою очередь определяется состоянием призабойной зоны пласта. Для обработки скважин применяют различные реагенты с различным механизмом воздействия. В технологии глубоконаправленной солянокислотной обработки с применением суспензии МДК «Кварц» повышение эффективности добычи нефти достигается за счет восстановления коллекторских свойств пласта скважины и создания новой пористой структуры в карбонатном пласте путем растворения кислотой карбонатных соединений. Глубокое проникновение кислоты в пласт обеспечивается предварительным закачиванием суспензии модифицированного дисперсного кремнезема МДК «Кварц» в органическом носителе. Так, по данным НИР обработка карбонатных пластов суспензией 1% МДК в органическом носителе (нефти) приводит к резкому увеличению косинуса краевого угла смачиванию карбонатных пород (более чем в 800 раз) и уменьшает скорость реагирования карбонатных породы с кислотой в 3,6 раза. 2. Важнейшие свойства продукта МДК «Кварц» и закачиваемой на его основе суспензии, определяющие технологическую применимость солянокислотной обработки, следующие:
  • обладает сильными водо- и кислотоотталкивающими свойствами, имеет высокую степень адгезии и твердо закрепляется на поверхности поровых каналов горных пород, что является одним из главных преимуществ перед жидкими гидрофобизирующими составами;
  • характеризуется способностью снижать скорость растворения карбонатной породы;
  • обладает высокой термостойкостью и стойкостью к биоразложению в условиях пласта. Экологически безопасен, нетоксичен и коррозионно неактивен.
  • суспензия характеризуется малой вязкостью, позволяющей закачать ее в пласт на необходимую глубину, доступностью и дешевизной применяемых для ее приготовления углеводородных носителей (нефти).
3. Механизм действия при этом заключается в последовательном воздействии на призабойную зону добывающих скважин суспензии МДК «Кварц» концентрацией 1,0 мас.% и соляной кислоты 12 %, что позволяет гидрофобизовать поверхность поровых каналов в призабойной зоне пласта (ПЗП), замедлить скорость растворения карбонатной породы при воздействии на нее соляной кислоты и обеспечить глубокое проникновение кислоты в карбонатный нефтесодержащий пласт с образованием в этом пространстве новой пористой структуры. При этом кратно снизить возможность разъедания цементного камня за эксплуатационной колонной, прорыва воды к забою скважины и получения затрубной циркуляции.

ПОДГОТОВКА К ПРОВЕДЕНИЮ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА

1. Выбор скважины для применения технологии осуществляется разработчиками технологии совместно с геологической службой, исходя из геолого-промысловых характеристик и критериев применимости метода, и утверждается главным геологом нефтяной компании. 2. На выбранной скважине все необходимые виды исследований проводят согласно утвержденному регламенту исследований если геолого-технической службой не будет принято решение по увеличению количества исследований. При выявлении по результатам исследований неисправностей в техническом состоянии (негерметичность колонны, наличие заколонных перетоков и др.) их устраняют. 3. Рассчитывают необходимое количество материалов и технических средств. Составляют специальный авторский план. 3.1. Необходимое количество суспензии МДК Q определяют из формулы:

Q = hпл · qСуспМДК, (м3)

где: hпл - эффективная толщина обрабатываемого интервала продуктивного пласта, м; qСуспМДК - удельный расход суспензии на 1 м толщины пласта, который составляет при эффективной толщине (м3/м): до 3 м – 2 м3 на 1 м толщины пласта; более 3 м – 1 м3 на 1 м толщины пласта, 3.2. Необходимое количество порошка МДК «Кварц» m определяется из формулы:

m = Q · m уд.МДК, (кг)

где Q – общий объем суспензии, м3; m уд.МДК – масса порошка МДК на 1 м3 промывочной жидкости, с концентрацией 1,0 % масс, т.е. 9,0 кг на 1 м3 суспензии (кг/м3). 3.3. Необходимое количество соляной кислоты при перфорированной (эффективной) толщине пласта: до 3 м – 2,0 м3 на 1 м толщины пласта; от 3 до 6 м – 1,5 м3 на 1 м толщины пласта; более 6 м – 1,0 м3 на 1 м толщины пласта. При этом необходимо учесть, что объем соляной кислоты, при проведении технологии, не может быть меньше чем при ранее проведенных СКО. 3.4. Необходимое количество продавочной жидкости для соляной кислоты определяют как сумму двух объемов закачанной в пласт кислоты плюс объем установленной колонны НКТ.