ОБЪЕДИНЕНИЕ ЛИДЕРОВ НЕФТЕГАЗОВОГО СЕРВИСА И МАШИНОСТРОЕНИЯ РОССИИ
USD 92,59 0,02
EUR 100,27 -0,14
Brent 0.00/0.00WTI 0.00/0.00

В Татнефти научились увеличивать проницаемость коллектора при методе SAGD

Термогидродинамические связи между скважинами в уплотненных коллекторах создают кислотной обработкой.

Новую технологию для освоения месторождений сверхвязкой нефти разработали учёные института ТатНИПИнефть  (Бугульма) совместно со специалистами Управления по добыче сверхвязкой нефти (УДСВН) компании «Татнефть». Они смогли создать в уплотненных и заглинизированных коллекторах термогидродинамические связи между скважинами, необходимые для запуска процесса парогравитационного дренирования и образования «паровой камеры» (метод SAGD– прим. ИА Девон). Об этом сообщают «Нефтяные вести» (Елена Филатова).

К работе над данной технологией группа учёных приступила по заданию руководства УДСВН в конце 2016 года. Сложности, возникшие при добыче сверхвязкой нефти на новых поднятиях, были вызваны рядом факторов. Одним из таковых оказалось наличие уплотненных и заглинизированных коллекторов, вследствие чего стала невозможной закачка пара для запуска парогравитационного дренирования.

Одним из эффективных способов, который может помочь в решении проблемы увеличения проницаемости коллектора и увеличения приёмистости паронагнетательных скважин, является обработка кислотными составами.

«В нашей лаборатории были подобраны оптимальные кислотные составы, которые воздействуют как по толщине, так и по простиранию. Был рассчитан необходимый объем закачки», сказала заведующая лабораторией повышения нефтеотдачи заводнённых пластов ТатНИПИнефти Наталья Князева.

Учёные распределили одинаковое по весуколичество породы в специальную тару, которая была опущена в первый кислотный составна разные промежутки времени — 10 и 30, 90 и 300 минут. После этого тара с породой была извлечена из кислоты и взвешена.Гравиметрический метод позволил определить растворяющие способности кислотного состава, время, требующееся для обработки отобранной породы, и т.д.

«Подобным образом было испытано 12 кислотных составов. Некоторые из них производятся «Татнефтью, — рассказала она — мы обращали на них особое внимание, так как применение этих составов для создания термогидродинамической связи между скважинами, необходимой для запуска процесса парогравитационного дренирования и образования «паровой камеры», удешевило бы стоимость добычи нефти».

Объём закачки и концентрация кислотного состава напрямую зависят от глинистой и карбонатной составляющих обрабатываемого коллектора. Кислоты должно хватить на эффективное воздействие на межскважинное пространство. В то же время её не должно быть слишком много, так как нельзя создавать прямые каналы между параллельными горизонтальными (нагнетательными и добывающими) скважинами. Такжекислота не должна повреждать насосно-компрессорные трубы (НКТ) и фильтрскважины. Все эти условия учитывались учёнымипри обработке верхней паронагнетательной скважины.

Технология уже успешно апробирована на месторождениях НГДУ «Нурлатнефть» и «Ямашнефть» ПАО «Татнефть».

Скважины «Нурлатнефти» находятся в отложениях песчаной пачки шешминского горизонта уфимского яруса пермской системы Ашальчинского и Лангуевского месторождений. Скважины «Ямашнефти» пробурены в отложениях шешминского горизонта Черемшанского и Кармалинского месторождений.

Выявленные глинистые прослои и участки с низкой проницаемостью в пласте препятствовали установлению термогидродинамической связи между скважинами, что приводило к замедлению процесса парогравитационного дренирования, в ходе которого формируется паровая камера. Для создания термогидродинамической связи между горизонтальными нагнетательными и добывающими скважинами совместно со специалистами УДСВН были определены интервалы для обработки, подобраны кислотные составы, проведены работы на скважинах, в результате которых была установлена термогидродинамическая связь между скважинами. Это позволило запустить процесс парогравитационного дренирования.

«Предлагаемая технология повышает эффективность добычи СВН за счет обрабатывания пласта тепловым воздействием, а также за счёт сокращения сроков прогрева обрабатываемого пласта с созданием паровой камеры — заключил начальник отдела разработки месторождений и планирования ГТМ УДСВН Фаниль Ахметзянов.

Это позволяет снизить энергетические затраты на реализацию способа и увеличить коэффициент нефтеизвлечения (КИН) залежи сверхвязкой нефти. В ряде случаев это единственный метод реанимации скважин в осложненных геологических условиях, добавил он.

Дополнительная информация

Идет загрузка следующего нового материала

Это был последний самый новый материал в разделе "Технологии"

Материалов нет

Наверх