Белозерско-Чубовского месторождения

81

Кислотный разрыв — это метод стимуляции скважин, суть которого заключается в закачке в карбонатные пласты кислоты (обычно соляной) под давлением, достаточным для возникновения искусственных или раскрытия существующих естественных трещин. По мере продвижения кислоты вдоль трещины происходит растворение поверхности трещины. В силу того, что кислота протравливает карбонатную породу неравномерно, созданные проводящие каналы обычно сохраняются при закрытии трещины, поэтому не требуется ее закрепление расклинивающим агентом.

Эффективным методом увеличения дебитов скважин является обработка их призабойных зон (ОПЗ) как наиболее уязвимого места в системе пласт – скважина. Превалирующим видом ОПЗ скважины являются модификации кислотных обработок (КО).

Основной задачей КО скважин является восстановление коллекторских свойств пласта в призабойной зоне за счет разрушения, растворения и выноса в ствол скважины кольматирующих твердых частиц естественного и техногенного происхождения, улучшения фильтрационных характеристик ПЗП путем расширения существующих и создания новых флюидопроводящих каналов предпочтительно по всей перфорированной толщине пласта.

Эффективность любого вида кислотных обработок скважины определяется глубиной проникновения кислоты в пласт в активном состоянии, а также полнотой удаления продуктов реакции из скважины и призабойной зоны пласта

(ПЗП).

Глинокислотная обработка производится в терригенных (песчано-глинистых) коллекторах с низким содержанием карбонатных пород. При взаимодействии грязевой кислоты с песчаником или песчано-глинистой породой растворяются

Консорциум « Н е д р а »

82

глинистые фракции и частично кварцевый песок. Кислота проникает радиально от фильтрующей поверхности, образуя круговой или близкий к нему контур проникновения.

Кроме того, при воздействии грязевой кислоты глины утрачивают пластичность и способность к разбуханию, а

взвесь их в воде теряет свойство коллоидного раствора.

Если песчаники сцементированы карбонатами, то вначале надо провести солянокислотную обработку, а затем — глинокислотную. При двухрастворной обработке пласта скорость закачки, особенно соляной кислоты, должна быть минимальна.

Смесь соляной и фтористой кислот применяется для удаления глинистой корки со стенок скважины, для очистки перфорационных отверстий и фильтра от остатков глинистого раствора. Если разбухшая глина, содержащаяся в пласте,

хорошо контактирует с кислотой, то загрязнение может быть полностью ликвидировано за счет растворяющего действия глинокислоты. При загрязнении ПЗП остатками нефтепродуктов забой и ПЗП должны быть обработаны растворителем или ПАВ.

Для предотвращения образования водонефтяных эмульсий, предупреждения выпадения АСПО в ПЗ скважин продуктивных пластов Покровского месторождения рекомендуются работы по предотвращению парафиноотложений -

использование нефтяных растворителей, применение ингибиторов парафиноотложений.

При понижении температуры и давления в процессе эксплуатации нефтедобывающих скважин происходит резкое снижение растворимости парафинов в нефти, что ведет к интенсивному осаждению АСПО на поверхности добывающего оборудования и в призабойной зоне пласта (ПЗП). В результате происходит снижение притока жидкости к забою и повышение гидравлических сопротивлений скважин.

Консорциум « Н е д р а »

83

Как показали лабораторные эксперименты, большинство углеводородных растворителей хорошо разрушают водонефтяные эмульсии в призабойной зоне пласта (ПЗП), а также растворяют асфальтосмолопарафиновые отложения

(АСПО) и не выделяют их после охлаждения.

Органический растворитель РПА представляет собой раствор поверхностно - активного вещества в парафиновых и ароматических углеводородах. РПА применяется в нефтяной промышленности для удаления АСПО с поверхности насосов, НКТ и обработки призабойной зоны скважин, а также для очистки трубопроводов и резервуаров методом растворения и диспергации АСПО.

Ингибитор парафиноотложений комплексного действия СНПХ–7941 предназначен для предотвращения АСПО.

Реагент СНПХ-7941 обладает деэмульгирующими свойствами и снижает коррозионные процессы в нефтедобывающих скважинах, системах поддержания пластового давления и наземных коммуникациях. Степень обводненности нефти не является ограничением для применения ингибитора.

В процессе эксплуатации скважин в связи с падением пластовых давлений происходит интенсивное поступление подошвенной воды с оттеснением углеводородного флюида от забоя и снижение уровней добычи нефти, добывающий фонд дает продукцию с высокой обводненностью.

Работы по ограничению водопритоков в таких случаях являются одним из способов регулирования разработки нефтяных залежей, в результате уменьшается суммарный отбор воды и увеличивается конечная нефтеотдача.

Селективные методы изоляции водопритока с использованием полимерных композиций (VEК, ПолиРИР)

предлагаются для скважин неоднородных пластов (Кр≥2,0), представленных чередованием пропластков с различной

Консорциум « Н е д р а »

84

проницаемостью [46,47]. В этом случае ограничение притока воды непосредственно из продуктивного пласта осуществляется путем отключения обводненных пропластков из разработки.

Технология водоизоляционных работ основана на закачке в пласт композиции и образовании геля в результате химической реакции со сшивателем в пласте. Закачиваемый водный раствор обладает высокой селективностью фильтрации в пласт и регулируемым временем гелеобразования. Образованные гели обладают высокими прочностными характеристиками геля и стабильностью в пластовых условиях до 150 0С.

При проведении работ по изоляции водопритока в трещиноватых коллекторах, в коллекторах с техногенными трещинами, в высокопористых и кавернозных пластах, после закачки раствора полимерной композиции осуществляют закачку оторочки подкрепляющего состава (например, цемента).

В ходе эксплуатации низкорасчлененных пластов (Кр<2) постоянное движение ВНК вверх, в зону перфорации скважины, может привести к нежелательному прорыву воды. В подобных ситуациях, с целью предотвращения обводнения скважины рекомендуется отключение нижних отверстий перфорации в процессе разработки.

Наиболее оптимальной является комбинированная технология РИР, включающая закачку полимерной гелеобразующей композиции с последующим закреплением зоны изоляции прочным тампонажным материалом.

В качестве полимерной композиции предлагается композиция ПолиРИР (VEK), в качестве докрепляющего материала предлагается применить тампонажный состав Блок-С. Тампонажный материал Блок-С представляет собой смесь минеральных вяжущих веществ и модификатора и предназначен для цементирования обсадных колонн,

наращивания цементного кольца за колонной и установки герметичных мостов в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах с максимальной статической температурой до 600С.

Консорциум « Н е д р а »

85

На первом этапе закачивается полимерная гелеобразующая композиция ПолиРИР, которая изолирует поступление воды. При давлении менее 10 МПа состав закачивается в полном объеме в продуктивный пласт, и скважина закрывается на полимеризацию состава. Вслед за ней (без разделительной оторочки) закачивается докрепляющий тампонажный состав Блок-С, который создает барьер для поступления воды, образуя герметичный цементный камень.

Рассматриваемая комбинированная технология с составами ПолиРИР и Блок-С была опробована на трех скважинах терригенных пластов месторождений Самаранефтегаз. Получен положительный эффект (успешность 100%).

Потокоотклоняющая технология с использованием состава «Карфас», состоящего из карбамида, хлорида алюминия и некоторых химических добавок, рекомендуется для вовлечения в работу слабодренируемых прослоев,

выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах карбонатных пластов.

Особенностью реагента «Карфас» является то, что он способен образовывать гели только в пластовых условиях при взаимодействии с карбонатами. Вязкость раствора «Карфас» приближена к вязкости пластовой воды, что позволяет использовать его в низкопроницаемых коллекторах. Преимуществом технологии ограничения водопритока с использованием предлагаемого реагента является избирательность воздействия. В промытых водой зонах, где нефтенасыщенность мала и контакт с поверхностью карбонатной породы максимален, реагент образует гели с наибольшей эффективностью. В непромытых зонах, в которых нефтенасыщенность близка к начальной и ограничен контакт реагента с поверхностью пор, реагент не реагирует с породой и не образует гель. Таким образом, при обработке пласта, содержащего промытые и непромытые прослои, реагент будет работать лишь на участках с максимальной водонасыщенностью и обводненностью. Время гелеобразования составляет 10-100 мин. Этот гель имеет выраженные пластические свойства. Начальное напряжение сдвига составляет 5-500 Па. С ростом скорости сдвига вязкость раствора

Консорциум « Н е д р а »

86

увеличивается в 1,5-2 раза. Остаточные факторы сопротивления пористой среды после гелеобразования реагента

«Карфас» изменяются от 7 до 15.

После применения композиции водоизолирующий экран можно ликвидировать обработкой призабойной зоны раствором соляной кислоты.

С целью увеличения нефтеотдачи терригенных пластов за счёт повышения охвата заводнением рекомендуется применение гелеобразующих составов на основе полиакриламида (СПС). Метод СПС представляет собой модификацию сшитых полимерных систем, образующихся в результате взаимодействия водорастворимого полимера с ионами многовалентных металлов. Для получения указанных композиций можно использовать полиакриламид (молекулярная масса - свыше 2 млн., степень гидролиза до 15%), сшивающим агентом должен быть поливалентный катион, например,

ион хрома (ацетат хрома), алюминия или железа.

Варьируя концентрации полимера и сшивателя можно получить так называемую «редко-сшитую» систему,

обладающую повышенной фильтруемостью, вместе с тем сохраняя необходимые свойства, присущие полимерным гелям, а именно: вязкоупругость. В этом случае, закачка большеобъемных оторочек полимерных композиций наиболее эффективна как для увеличения охвата пласта по разрезу, так и по площади.

Для приготовления рабочих растворов можно использовать как пресную, так и минерализованную воду.

Величина приёмистости обрабатываемой скважины должна быть не меньше 150 м3/сут при давлении закачки.

Если приёмистость меньше указанной величины, то до применения данной технологии на скважине проводят мероприятия, направленные на увеличение приёмистости.

Консорциум « Н е д р а »

87

Физико-химическая сущность применения таких составов заключается в том, что гелеобразный состав,

устойчивый к размыву, образуется непосредственно в пласте в результате взаимодействия полиакриламида с ацетатом хрома, а так же с минерализованной водой. В результате происходит выравнивание профиля приёмистости нагнетательных скважин, снижение обводнённости продукции действующих скважин и повышение темпов отбора нефти. 2.9 Оценка эффективности разработки пласта Б-2+Б-3 и рекомендации для дальнейшей разработки

Залежь нефти пласта Б-2+Б-3 Центральный участок Залежь нефти введена в разработку в 1959 г. За весь период разработки в эксплуатации на залежь пребывало 33

скважины. Плотность сетки скважин 29,7 га/скв.

В 1993 г. для поддержания отборов нефти организовано очаговое заводнение путем перевода добывающих скважин под закачку воды.

Скважины добывающего фонда эксплуатируются с невысокими дебитами, в основном до 10 т/сут и высокой обводненностью. Кроме того, с обводненностью более 90% эксплуатируются 82% добывающего фонда скважин.

По состоянию на 01.01.2015 г. в общем фонде объекта числятся 22 скважины, из них 12 добывающих, две нагнетательных, четыре пьезометрических, четыре ликвидированных.

В 2014 г. добыто 44,309 тыс. т нефти и 599,849 тыс. т жидкости. Средние дебиты скважин составляют 10,1 т/сут по нефти, 136,3 т/сут по жидкости. Средняя обводненность продукции 92,6%. В пласт закачено 90,148 тыс. м3 воды,

средняя приемистость одной нагнетательной скважины составляет 268,2 м3/сут. Текущая компенсация отбора жидкости закачкой – 17%.

По состоянию на 01.01.2015 г. из залежи извлечено 4452,6 тыс. т нефти и 19456,5 тыс. т жидкости. Двумя

Консорциум « Н е д р а »

88

скважинами (скв.31, 72) извлечено 39,6% от накопленной добычи в целом по залежи. Степень выработки НИЗ составляет 93,3%, текущий КИН - 0,533 при утвержденном 0,571. Накопленный объем закаченной в пласт воды составляет 1275,770 тыс. м3, при компенсации отбора жидкости закачкой с начала разработки 6,9 %.

На одну действующую добывающую скважину приходится 26,5 тыс. т остаточных извлекаемых запасов.

Скважины расположены неравномерно по площади залежи. Более редкая сетка скважин отмечается по западной и южной части залежи. Остаточные запасы рассредоточены по всей площади залежи с небольшими зонами максимальной концентрации (2-2,5 м) в районе скв.31-122, 504-507, 508,131.

Довыработка остаточных запасов возможна за счет ввода скважин из бездействия, возврата скважин с нижележащих горизонтов и проведения ГТМ с целью ограничения притока воды и снижения обводненности продукции.

Эффективность процесса разработки пласта Б-2+Б-3 бобриковского горизонта на Белозерско-Чубовском месторождении удовлетворительная по сравнению с пластами бобриковского горизонта других месторождений Самарской области. Выработка запасов по пласту Б-2 происходит удовлетворительно. По большей площади залежи наблюдается активный водонапорный режим. В местах расположения остаточных нефтенасыщенных толщин имеется достаточно высокая плотность сетки добывающих скважин. Для пластов с хорошими коллекторскими свойствами

(пористостью 19-23%, проницаемостью от 407 мД до 1,141 Д коэффициенты извлечения нефти утверждены на уровне

0,571-0,668. По залежам Западного, Восточного, Центрального участков пласта бобриковского горизонта на различных куполах Белозерско-Чубовского месторождения достигнутые КИНы, потенциально возможные и оцененные по характеристикам вытеснения превышают 0,6. Разработка залежей районов скважин (скв.203, скв.34, скв.748)

единичными скважинами, что подтверждается расположением кривых характеристик вытеснения, а также характер

Консорциум « Н е д р а »