Технология глушения скважин с применением блокирующего гидрофобно-эмульсионного раствора «СНК-2»
Предлагаемый для глушения скважин блокирующий гидрофобно-эмульсионный раствор (СНК-2) представляет собой эмульсию обратного типа с внешней углеводородной фазой, которая не смешивается с пресными и пластовыми водами.
СНК-2 предназначен для глушения скважин при производстве работ по текущему и капитальному ремонту скважин. Применение СНК-2 эффективно как в терригенных, так и карбонатных коллекторах с давлением на уровне гидростатического, с аномально низким пластовым давлением (АНПД) и с аномально-высоким пластовым давлением (АВПД).
Для проведения операции глушения скважин используется агрегативно устойчивый СНК-2. Композиция поставляется в виде готовой эмульсии и остается стабильной при траспортировке, хранении и при проведении операции глушения.
Глушение скважин блокирующим гидрофобно-эмульсионным раствором сопровождается сохранением дебитов по нефти после ремонтных работ, а также легкостью освоения скважин.
|
|
Назначение Технология предназначена для глушения нефтегазовых скважин при производстве работ по текущему и капитальному ремонту скважин |
глушения блокирующим гидрофобно-эмульсионным составом.
| № | Наименование критерия | Характеристика |
| 1 | Тип коллектора | терригенный, карбонатный |
| 2 | Вид коллектора | поровый, трещиновато-поровый |
| 3 | Проницаемость | не лимитируется |
| 4 | Глубина залегания пласта | не лимитируется |
| 5 | Пластовая температура | 20-100С |
| 6 | Пластовое давление, МПа | 0,8 – 1,5 от гидростатического |
| 7 | Газовый фактор, м3/м3 | < 500 |
| 8 | Толщина пласта, м | более 2 |
| 9 | Стадия разработки | средняя, поздняя |
| 10 | Вязкость нефти | не лимитируется |
| 11 | Минерализация пластовой воды | не лимитируется |
| 12 | Тип воды | любой |
| № п/п | Наименование показателей | Значение |
| 1 | Стабильность при температуре, 0С | < 95 |
| 2 | Плотность, г/см3 | 0,85 - 1,4 |
| 3 | Вязкость (при скорости сдвига, 7,3-73,2, сек-1) мПа*с | 200 - 3000 |
| 4 | Статическое напряжение сдвига, дПа: - через 1 мин покоя; - через 10 мин. покоя. | 10 - 50 20 - 100 |
| 5 | Показатель фильтрации на ВМ-6, см3 за 30 мин | < 5 |
| 6 | Коэффициент восстановления проницаемости кернов, % | > 80 |
| 7 | Коррозионная активность (при температуре 800С), г/см3*час | < 1 |
Состав, используемый в технологии, включает:
- поверхностно-активное вещество;
- углеводородный растворитель;
-
раствор минерализованных вод или минеральных солей.
Методическое сопровождение
При расчете объема жидкости глушения учитываются структурно-механические и реологические характеристики СНК-2, геолого-физические характеристики пласта и конструкция скважины. Оптимальный объем жидкости глушения устанавливается с использованием Программы «Расчет оптимальных объемов при глушении нефтяных скважин»
Применяемое оборудование
При осуществлении технологического процесса по глушению скважин используются следующие технические средства:
- установка по приготовлению обратных эмульсий УОЭ-1 передвижной насосный агрегат ЦА 320 или АН-700;
- aвтоцистерна АЦ и ее аналоги.
Патентно-правовая защита технологии
Технология разработана на основе патентов №2126082, №2152972, №2156269