Назначение технологии
Технология направлена на повышение нефтеотдачи пластов, представленных терригенными, карбонатными коллекторами и позволяет:
- ограничить водоприток к добывающим скважинам и тем самым снизить темп обводнения добываемой продукции;
- увеличить охват пластов заводнением;
- снизить непроизводительную закачку в системе ППД путем снижения ухода воды в законтурную зону или снижения межпластовых перетоков;
- выравнить профиль закачки в нагнетательных и отбора в добывающих скважинах;
- увеличить дебиты нефти реагирующих добывающих скважин.
Физико-химические основы технологии и варианты использования реагента в технологических процессах
В пластовых условиях под воздействием повышенной температуры (60гр.С и выше) карбамид, входящий всостав ТГОС, гидролизуется в водной среде и образует щелочную среду (pH ≈ 9-10,5). При этом из хлорида алюминия образуется гель гидрооксида алюминия. Образовавшийся гель снижает проницаемость высокопроницаемых, водопромытых пропластков пласта.
1. Выравнивание профиля приемистости и увеличение охвата по толщине.
2. Водоизоляционные работы в добывающих скважинах.
3. Ликвидация межпластовых перетоков между пластами по заколонному пространству.
4. Повышение эффективности закачки (При коэффициенте компенсации более 120 %) за счет ликвидации путей ухода нагнетаемой воды.
5. Совместная обработка добывающих и нагнетательных скважин.
С целью повышения эффективности все варианты технологий рекомендуется проводить по схеме многопорционных закачек.
После применения технологии увеличивается коэффициент охвата по толщине пласта и площади. Подключаются неработающие ранее интервалы продуктивных пластов и запасы нефти слабодренируемых и застойных зон.
Геолого-физические и технологические критерии выбора скважин
- эффективная нефтенасыщенная толщина более 2 м.;
- коллектор — терригенный, порово-трещиноватый, трещинно-поровый;
- температура пласта не менее 70 °С — при использовании реагента «ВПП-1» и 40 °С — при использовании реагента «ГЕНТАН»;
- проницаемость продуктивных пластов более 0,1 мкм2;
- приемистость более 50 м3/сут;
- при обработке отдельной добывающей скважины дебит нефти более 1,5 т/сут;- при комплексной обработке (технология 6) суммарный дебит по нефти по элементу (блоку) должен быть более 3,5 т/сут.
- при резком изменении обводненности добываемой жидкости по очагу воздействия или добывающей скважине и при достижении обводненности более 70 %;
- для добывающих скважин пластовое давление не ниже 0,7 гидростатического;
- наличие остаточных извлекаемых запасов;
- глубина обрабатываемых продуктивных пластов не более 3,5 км.