Программа применения методов на проектный период

Увеличение эффекта от проведения ГТМ и правильный выбор технологии воздействия достаточно сложная задача без достоверных исследований продуктивного объекта. Состояние системы «продуктивный объект-ПЗП-скважина» динамически меняется во времени, особенно это отражается на насыщенности горных пород, фильтрационных характеристиках пластов продуктивного объекта и состоянии цементного камня за эксплуатационной колонной. Таким образом, для достоверной оценки вышеозначенных параметров и правильного подбора комплекса ГТМ для добывающих скважин, необходимы следующие знания о продуктивном объекте в конкретной скважине:

– работающие и неработающие интервалы. Это позволит провести селективные мероприятия по восстановлению или интенсификации притока (реперфорация, различные виды ОПЗ);

– интервалы притока воды. Это даст возможность подобрать соответствующие виды РИР, после чего возможна селективная интенсификация притока нефти из других пропластков;

– величина депрессии, при которой происходит приток из тех или иных интервалов (данная информация даст возможность определить оптимальное забойное давление в скважине);

– степень выработанности запасов по толщине продуктивного объекта.

Для определения степени влияния нагнетательных скважин на добывающие рекомендуются гидродинамические исследования путём гидропрослушивания или закачки индикаторных жидкостей. По результатам данных исследований необходимо проводить комплекс мероприятий по выравниванию профиля приёмистости по разрезу нагнетательных скважин, что способствует увеличению охвата пластов заводнением.

Следует помнить о том, что любое планирование как вида, так и количества ГТМ без знания всех влияющих факторов носит условный характер. Поэтому, необходимо учитывать: остаточные запасы нефти, дренируемые добывающими скважинами; срок работы скважин; фронт подхода воды к добывающим скважинам.

ВИР – водоизоляционные работы с применением тампонирующих материалов, кольматирующих промытые скважинные интервалы.Например, применение гидрофобно-модифицированного водорастворимого полимера для селективной изоляции обводненных пропластков за счет снижения проницаемости по воде в большей степени, чем по нефти.Также часто используют при изоляционных работах цемент.

Для решения проблемы обводнения по высокопроницаемым интервалам пласта чаще всего предлагается использование сшитых систем или гелеобразующих составов на основе полиакриламида (ПАА) различного молекулярного строения, как в терригенных, так и в карбонатных пластах.

Для отключения перфорированного пласта можно использовать тампонажный состав на основе цемента класса G, измельченного силикагеля, ингибитора реакции, высокотемпературной латексной добавки для контроля водоотдачи, дисперганта и пресной воды.

Для наращивания цементного кольца в истощенных пластах (пластовое давление ниже гидростатического) можно использовать облегченные цементные растворы плотностью 1460 кг/м³.

Для устранения негерметичности цементного кольца, характеризующегося, в основном, микрозазорами, применяются расширяющийся цемент, мономерный раствор, полимеризующийся при высоком перепаде давления (герметик), и цементы с оптимизированными свойствами (тонкого помола). Объем закачки указанных составов около 2 м³, а герметика всего 0,114 м³ за две операции закачивания.

Для ликвидации заколонных перетоков, изоляции пустот, естественных трещин можно рекомендовать к использованию гель на основе ПАА, сшитый с солями хрома.Для устранения негерметичности цементного кольца, характеризующегося, в основном, микрозазорами, применяются расширяющийся цемент, мономерный раствор, полимеризующийся при высоком перепаде давления (герметик), и цементы с оптимизированными свойствами (тонкого помола), а для выравнивания профилей приемистости можно применять продукт «Силор», кремнийорганические тампонажные материалы АКОР.

Для ограничения притока пластовых и закачиваемых вод в скважину при различных видах обводнения: по пласту, пропласткам ипри подошвенном обводнении, а также для изоляции заколонных перетоков и выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин рекомендуется использование водоизолирующих составов АКРОН. Технологический процесс с использованием состава АКРОН осуществляется в любое время года с температурой окружающего воздуха до минус 50°С техническими средствами, используемыми при капитальном ремонте скважин.

Для ликвидации заколонных перетоков и негерметичности эксплуатационных колонн добывающих и нагнетательных скважин рекомендуется технология с применением пластика КС – РИР РИТЭК. Преимущественно проведение работ по данной технологии – для ликвидации негерметичности резьбовых соединений.

ВПП – мероприятия по выравниванию профиля притока в добывающих скважинах и профиля приёмистости в нагнетательных скважинах. Данные мероприятия являются комплексными и соединяют мероприятия по доосвоению недренируемых пропластков и кольматации водонасыщенных пропластков в добывающих скважинах. В нагнетательных скважинах ВПП соединяет в себе кольматацию промытых высокопроницаемых зон и увеличение приёмистости непринимающих пропластков. Для ограничения водопритока, ликвидации заколонного перетока в добывающих и ВПП в нагнетательных скважинах рекомендуется технология с применением термотропных гелеобразующих составов МЕТКА.

ОПЗ – обработки призабойных зон, направленные на уменьшения скин-фактора в добывающих и нагнетательных скважинах.В качестве физико-химических методов увеличения нефтеотдачи рекомендуется применение потокоотклоняющих технологий с применением осадкообразующих составов, а так же ОПЗ, направленных на выравнивание профиля приемистости, притока и ограничения водопритока в нагнетательных и добывающих скважинах.

В 2009 году на месторождениях ОАО «Удмуртнефть» стали проводить ОПЗ с КСК. В том же году в качестве добавки при кислотных обработкахначали применять реагент Аксис КС. Эффективность ОПЗ новыми составами на 25-30% выше, чем традиционными методами с применением солянокислотных растворов.Рекомендуется продолжить проведение данных ОПЗ на скважинах Гремихинского месторождения, но при соблюдении технологии и требований к техническому состоянию скважины.

В 2012 году проведен полный комплекс лабораторно-промысловых исследований и рекомендовано на месторождениях ОАО «Удмуртнефть» при ОПЗ применять КОМПОНЕКС-21 –смесь ингибиторов глинонабухания, коррозии, солеотложения, катионно-активного ПАВа и гидрофобизаторов. Применяется для сохранения или повышения фильтрационно-емкостных характеристик пласта.

Используется в технологических процессах нефтедобычи в качестве добавки:

–к любым жидкостям глушения на водной основе;

– в кислотных растворах при обработках призабойной зоны пласта (ПЗП);

– в водном растворе как самостоятельный реагент при обработке ПЗП;

– при освоении после бурения, ГРП или при переводе на другой горизонт.

Применение Componex-21при глушении скважин:

– эффективно ингибирует солеотложение на подземном оборудовании и в порах пласта;

– препятствует набухаемости глин;

– снижает межфазное натяжение на границе раздела фаз вода/нефть;

– гидрофобизирует поровое пространство, меняет фазовую проницаемость, улучшая её по нефти и уменьшая по воде;

– эффективно удаляет органические и неорганические отложения в поровом пространстве

При кислотных обработкахКОМПОНЕКС-21:

– совместим со всеми типами применяемых кислот;

– эффективен при обработке карбонатных и терригенных коллекторов, в т.ч. и в условиях высоких температур (до120 °С);

– смягчает и значительно продлевает действие кислот на породу пласта, снижает коррозионную агрессивность неорганических кислот;

– препятствует образованию стойких эмульсий, осадков, сгустков при взаимодействии с нефтью;

– интенсифицирует приток нефти

Водный раствор Componex-21:

– применяется при обработках терригенных коллекторов с целью восстановления первоначальной проницаемости без изменения пористости пласта;

– эффективно растворяет и удаляет органические отложения и солеотложения в порах и на поверхности ПЗП;

– меняет фазовую проницаемость по нефти в сторону повышения за счет гидрофобизации поверхности и удаления рыхлосвязанной воды из пор;

– способствует усадке глин.

В настоящее время на месторождении основное количество ГТМ связано с обработками призабойной зоны, с оптимизацией ГНО. Как показывает анализ, многократные и бессистемные ОПЗ и оптимизация ГНО приводят к росту обводненности добываемой продукции. Причем, в некоторых случаях прирост воды намного превышает прирост нефти. По результатам ПГИС установлено, что в части скважин имеютместо негерметичности эксплуатационной колонны и заколонные перетоки, что существенно сокращает количество скважин-кандидатов для проведения ГТМ, направленных на интенсификацию и увеличение нефтеотдачи. В таких условиях, большее внимание следует уделять ремонтно-изоляционным работам.Преждевременное обводнение пластов и скважин приводит к существенному снижению текущей добычи нефти и конечной нефтеотдачи (вода бесполезно циркулирует по промытым зонам, а в пласте остаются целики нефти), к большим экономическим потерям, связанным с подъемом на поверхность, транспортированием, подготовкой и обратной закачкой в пласт больших объемов воды.

В качестве физико-химических методов для нагнетательных скважин рекомендуется применение потокоотклоняющих технологий и ОПЗ, направленных на выравнивание профиля приемистости.

Программа применения методов на проектный период представлена в таблице 7.19.

Таблица 7.19 – Эффективность применения ГТМ и новых методов повышения КИН и интенсификации добычи нефти и прогноз их применения.

Опытно-промышленные работы