Коллеги, доброго времени суток Очень актуальный вопрос для многих месторождений Западной-Сибири. Как вы решаете проблемы со снижением приемистости нагнетательных скважин? 1. Какие кислотные составы порекомендуете на классических терригенных коллекторах ( кроме стандартной HCl+HF+ изопропиловый спирт + ингибитор выпадения солей). Объекты АС9-3, АС10. 2. Когда делаете "безбригадные" ОПЗ, то есть по какому принципу качаете кислотный состав? Сразу весь объем, или сначала ванну? Какой объем перепродавки берете? Сколько кубов кислотного состава на метр перфорации? 3. Кто-то ставил арматуры с предельным давлением не 210 атм, а 300 атм. Были ли проблемы с автоГРП при увеличении давлений закачки более 210 атм на устье? Как реагировали окружающие добывающие скважины?
В свое время (10 лет назад примерно) ННП проводило ГРП(меньшего объема чем это было бы на добывающей) на нагнетательных скважин, пробуренных на относительно низкопроницаемый коллектор. Это где-то на месторождениях восточной части ХМАО. Иначе проблемы с авто-ГРП, что сказывалось на добывающих скважинах. Обводненность была порядка 98-99%.
Какая приемистость скважин?
Вопрос "Сколько кубов кислотного состава на метр перфорации?" меня всегда умиляет, особенно для низкопронизаемых коллекторов.
Извините, а что в этом вопросе Вас умиляет? Вы по какому принципу разрабатываете дизайн ОПЗ?
А как ведет себя снижение приемистости? Какой скин-фактор? Если проблема не в ПЗП, а в удаленной зоне, то ОПЗ мало чем поможет. То есть зона вокруг скважины у вас насытилась, а дальше протолкнуть не хватает давления. У себя (правда не ЗС) мы пробовали ОПЗ, ГРП, в результате помогло только увеличение давления закачки с ~150 до ~200 атм. Если у вас раньше не проводились работы по увеличению приемистости попробуйте все способы, потом выберете оптимальный.
А вы на первый вопрос ответьте...
voron4m, на чей первый вопрос? Что от этого изменится?
Какая приемистость скважин?
Приемистость от 65 до 150 кубов при давленияз 195-208 атм.
Проблемный фонд - это приемистость до 100 кубов в сутки при давлениях 200 атм.
Приемистость от 65 до 150 кубов при давленияз 195-208 атм.
Проблемный фонд - это приемистость до 100 кубов в сутки при давлениях 200 атм.
Скважины принимают хорошо. Какой средний Kh в скважинах? Были проведены ГРП на них, какой тоннаж? Как долго стравливаете, например перед постановкой бригады КРС?
Тоже встречал такую тему, причем потом при выводе на режим в ППД все равно пласт трескается на ту длину, на которую ему нужно. По ГДИ отлично видно, что трещины в ППД намного длиннее, чем в добыче. Внимание вопрос - зачем тогда делать в них меньше фраки и терять таким образом добычу при отработке? Актуально конечно при Рзаб_тр > Рфрак.
Кричевский, думаю меньший объем исходил из необходимой приемистости при Рзаб_тр < Рфрак, которую закладывали в дизайне ГРП. Здесь неизвестно, на какой период тогда закладывалась отработка, если ее планировали. Про наличие роста трещины авто-ГРП после самой операции ГРП или после перевода в ППД не говорили - в основном указывали, что обводненность на добывающих скважинах снижалась на 20% и более. Не знаю, писали ли они на эту тему статьи или нет, это надо наверное 2004-2006 гг смотреть.
Тема не раскрыта, и видно, автору не очень хочется. Попробую пролить немного свет на кислотки.
По приведенным данным Kh в скважине (при 100 м3/сут) около 150 мд.м. Для низко-проницаемого пласта (обычно пласты с проницаемостью менее 5 мд) получаем мин h=30 м и макс h=150 м (для пласта с 1 мд). В обоих случаях идем с матричной обработкой пласта, объем считаем из порового пространства (10-15%) и планируемой зоны охвата. Кислотная ванна возможно нужна при неоднородном профиле приемистости (если он был прописан перед кислоткой). Химсотав глинокислотки стандартный, не забудьте добавить стабилизатор железа, если жалко ЭК и спущенное оборудование. HF не более 3%. Большое значение имеет используемый состав воды: пресная вода, подтоварка или Сеноманская вода. Программу обычно обработки обычно готовит сервисная компания, надо проверить расчетные объемы по НКТ, под пакером. Продавка обычна равна этому объему + 10%. Объем рассеивания как таковой не нужен, т.к. скважину после реагирования запускаете под закачку.
Был вопрос по давлению на скважине (без ответа). Есть скважины с хорошей перекомпенсацией, стравливаются на атмосферу месяцами с хорошим дебитом. В таких скважинах можно продавить кислоту, оставить скважину на реагирование, сделать рассеивание и отработать скважину на емкость, т.е. вымыть все продукты реакции из скважины. На мой взгляд такая операция более эффективна.
Теперь по поводу авто грп. Я не сторонник повышать давление выше градиента разрыва, так как возможно возникновение неконтролируемой трещины между нагнетат и добывающ скважинами. И необязательно она будет формироваться по направлению стресса, скорее по градиентам/перепадам давления. Еще один минус – непропорциональное уменьшение закачки при снижении давления в линии. Такие ситуации периодически случаются на промыслах по разным причинам. Лучше сделать ГРП, и будет вам счастье ;0).
В моем случае пласты действительно низко-проницаемые (< 1 мд), все скважины после ГРП (по другому не добудешь и не закачаешь). Проведение кислоток на таких скважинах – другая вселенная.
При рассмотрении кандидата под ГКО обычно смотрят набор диагностических плотов (Динамика закачки, Hall plot, SRT plot, и прочее см в аттаче). Проводят PFO или RTA что бы определиться со значением Скин-эффекта, проводят WFL, сравнивают с предыдущим. К стати, по температуре можно оценить распространение трещины автогрп по высоте. По этим данным определяете причину снижения приемистости: Скин, увеличения пластового давления, перераспределение закачки по интервалу и прочее. Без этой информации и ее анализа проведение ГКО бессмысленно. И нам давать какие либо советы тоже.
А что будет на низкопроницаемых и проницаемых, при условии переодического воздействия большим давлением после СКО?
Юнист, поясни, что имеешь ввиду под "периодическое воздействие большим давлением". Циклическую закачку или что?
Вы практикующий инженер в этом направлении? Я - нет, поэтому извиняюсь, если мои вопросы покажутся глупыми/некорректными:
1. Что вы подразумеваете под кислотной ванной и как она поможет выравнять профиль?
2. Что подразумеваете под стандартным составом ГКО?
3. Почему HF не более 3%? Есть опыт использования более высокой концентрации?
4. Разве у стабилизатора железа не другое назначение?
5. На какой воде рекомендуете работать и почему?
1. Что вы подразумеваете под кислотной ванной и как она поможет выровнять профиль?
Не поможет и не профиль приемистости, а ВОЗМОЖНО поможет убрать загрязнение в непринимающих интервалах на статике. В динамике поток кислоты может пойти только в принимающие интервалы.
2. Что подразумеваете под стандартным составом ГКО?
HCl (от 12 до 18%) + HF (от 2 до 6%) + «присадки». Принятие решение на основании лабораторных тестов в сервисной компании, статистики проведения ГКО на месторождении и тд. Общего «по больнице» рецепта нет.
3. Почему HF не более 3%? Есть опыт использования более высокой концентрации?
Скважины старые, увеличивать концентрацию не желательно. Соседи работают от 3 до 6%.
4. Разве у стабилизатора железа не другое назначение?
Опечатка – восстановитель железа + ингибитор коррозии.
5. На какой воде рекомендуете работать и почему?
Кислоту желательно готовить на пресной, продавка – подтоварка или Сеноман. В любом случае сервисная компания должна провести тесты на совместимость воды, снижение кислотности и осадкообразование. Принятие решение за вами.
Да Рушан, именно циклическую закачку, но давлениями гораздо выше чем при установившейся закачке, с последующим ожиданием выравнивания, после чего цикл повторить.
И еще, при анализе крайне полезно иметь на руках пробы с БКНС, у нас четко было видно что как только пошла проблема с подготовкой воды, скважины начали затыкаться, причём скважины качавшие с Рзаб>Ргрп прошли этот период без потерь, а скважиы зажатые с Рзаб<Ргрп ощутимо потеряли.
Оффтоп:Можно узнать, реакцию от закачки сколько ждали на своей сетке?
Анализы подтоварки на постоянной основе, 2-3 раза в месяц.
Отклик от месяца до 3-х, "перемолотая" Тюменка, удивляюсь, что в ней идет эффект от закачки ;0)
В статье 2003 года встретилось следующее. Выполняли на нагнетательной скважине так называемый Pressure Pulse Test с забойным гидравлическим клапаном. В общем у них вроде приемистость увеличилась на 40% после 3 недель PPT. Пульсации порядка 4-17 бар, 5-6 пульсов в минуту. Подробнее можно посмотреть в SPE 84856.