6.2 Обоснование применения методов повышения извлечения и интенсификации добычи углеводородов

На основании обобщения и анализа опыта применения МУН и МИДН на Волковском месторождении и на нефтяных месторождениях ОАО АНК «Башнефть» для конкретных геолого-промысловых условий рекомендуются следующие методы воздействия:

- в условиях бобриковского горизонта и терригенной толщи девона на добывающих скважинах – технологии, направленные на интенсификацию добычи нефти (глинокислотные обработки) и селективную изоляцию водонасыщенных каналов пласта (полимер и др.); на нагнетательных скважинах – глинокислотные обработки. В условиях терригенной толщи девона на добывающих скважинах рекомендуется проведение гидроразрыва пласта (ГРП);

- в условиях турнейского яруса на добывающих скважинах – технологии, направленные на интенсификацию добычи нефти (кислотные обработки (СКО, БСКО и др.), закачка растворов кислоты замедленного действия (СНПХ-9010 и др.)); направленные на селективную изоляцию водонасыщенных каналов пласта (ПКВ и др.) и кислотный гидроразрыв пласта (КГРП); на нагнетательных скважинах – технологии, направленные на выравнивание профиля приемистости (закачка композиции на основе алюмохлорида и др.).

Применение МУН и МИДН в условиях бобриковского горизонта и терригенной толщи девона

С целью увеличения коэффициента продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин в условиях бобриковского горизонта и терригенной толщи девона рекомендуется обработка призабойной зоны глинокислотой.

Фтористоводородная кислота в смеси с соляной кислотой применяется только для обработки скважин с терригенными коллекторами – песчаниками с контактным или глинистым цементом. Такие кислотные смеси принято называть глинокислотой. Назначение глинокислоты – воздействие на песчаники или песчано-глинистые породы, а также на глинистую корку. Основное условие применения – отсутствие или минимальное содержание (до 0,5 %) карбонатов в породе.

Для целей обработки скважин с терригенными коллекторами глинокислота имеет неоспоримое преимущество перед соляной кислотой благодаря способности разлагать силикатные породообразующие минералы: алюмосиликаты глинистого цемента песчаников, алюмосиликаты глинистого раствора, задавленные в поровое пространство призабойной зоны в процессе вскрытия продуктивного пласта бурением, кварцевого материала и др.

С целью селективной изоляции водопроводящих каналов на добывающих скважинах в условиях бобриковского горизонта и терригенной толщи девона Волковского месторождения предлагается к внедрению технология закачки водоизолирующих составов (полимер и др.).

Закачка полимера позволяет регулировать проницаемость промытых пропластков рабочего интервала пласта, способствует стабилизации и уменьшению обводненности добываемой нефти и интенсификации добычи нефти [32].

Физико-химическая сущность применения гелеобразующей оторочки на основе полимера заключается в том, что происходит фильтрация рабочего раствора в наиболее проницаемые водопромытые зоны со снижением проницаемости. Полимеры, в основном, являются полиэлектролитами и образуют гели при взаимодействии с ионами двухвалентных металлов пластовой воды.

В условиях терригенной толщи девона планируется проведение гидроразрыва пласта на скв. 43ПОД.

Метод ГРП является одним из эффективных методов интенсификации разработки месторождений.

Целью проведения гидроразрыва пласта является:

- повышение производительности скважин или интенсификация притока из скважин путем увеличения эффективного радиуса за счет создания высокопроводящих трещин ограниченной длины в средне- и высокопроницаемых пластах. Обеспечение гидродинамической связи скважины с системой естественных трещин пласта и расширение зоны дренирования;

- вовлечение в разработку трудноизвлекаемых запасов, ввод в разработку низкопроницаемых залежей с потенциальной производительностью скважин в 2-3 раза ниже уровня рентабельной добычи и перевод забалансовых запасов в промышленные;

- повышение экономической эффективности разработки месторождений;

- увеличение КИН по пластам, разработка сложных расчлененных и неоднородных пластов, характеризующихся высокой степенью прерывистости, с целью обеспечения гидродинамического взаимодействия пласта и системы скважин с трещинами гидроразрыва, для увеличения темпа отбора извлекаемых запасов, повышения нефтеотдачи за счет вовлечения в активную разработку слабодренируемых зон и пропластков и увеличения охвата пласта воздействием;

- снижение бездействующего фонда.

Применение МУН и МИДН в условиях турнейского яруса

С целью подбора и обоснования МУН и МИДН для воздействия на нагнетательные и добывающие скважины турнейского яруса проведен сравнительный анализ эффективности известных технологий повышения нефтеотдачи пластов, применяемых на Волковском месторождении и на объектах с аналогичными коллекторами и физико-химическими свойствами пластовых флюидов (таблица 6.3).

По нагнетательным скважинам рассмотрены показатели эффективности следующих технологий.

Потокоотклоняющие композиции (КХА и др.) направлены на снижение проницаемости промытых зон пласта и увеличение охвата пласта воздействием [33].

Закачка оторочек сырой нефти. Механизм воздействия заключается в повторном насыщении промытых водой пропластков и зон нефтью, в результате чего снижается фазовая проницаемость для закачиваемой воды вследствие образования водонефтяной эмульсии, что способствует снижению обводненности добываемой продукции и увеличению охвата пласта при заводнении, с последующим вытеснением ее закачиваемой водой [34].

Закачка САИ. Механизм увеличения нефтеотдачи достигается, во-первых, селективной закупоркой высокопроницаемых промытых пропластков скоплениями микроорганизмов и выделениями ими биополимеров, что повышает коэффициент охвата пласта заводнением, во-вторых, генерируемые микроорганизмами нефтевытесняющие продукты метаболизма (биогазы, биоПАВ) увеличивают подвижность остаточной нефти, повышая коэффициент вытеснения [35].

Согласно результатам проведенного анализа наиболее эффективной технологией является закачка композиции на основе алюмохлорида (удельная технологическая эффективность – 360 т на скважино-обработку), что позволяет рекомендовать данную технологию для обработки нагнетательных скважин в условиях турнейского яруса Волковского месторождения.

Таблица 6.3 – Результаты применения МУН и МИДН на месторождениях ОАО АНК «Башнефть» (карбонатные коллекторы)

Технология	Месторождение, объект	Годы воздействия	Количество скважино-обработок	Удельная эффективность, т/скв.
Нагнетательные скважины
потокоотклоняющие технологии
Закачка композиции на основе алюмохлорида	Волковское, Бузовьязовское, СТур	2006-2010	10	360
Закачка оторочек сырой нефти	Таймурзинское, Менеузовское, Шелкановское, СТкз	2000-2005	34	280
Закачка сухого активного ила (САИ)	Волковское, Ново-Узыбашевское, СТур	2000-2009	66	160
Добывающие скважины
для увеличения продуктивности
Закачка кислоты замедленного действия (СНПХ-9010 и др.)	Ново-Узыбашевское, Ташлы-Кульское, Петропавловское, Серафимовское, Троицкое, Стахановское, СТур	2003-2010	20	807
Соляно-кислотные обработки	Волковское, Шакшинское, Кушкульское, Искринское, СТур	2000-2010	21	696
для селективной изоляции водопроводящих каналов
Полимер-кислотное воздействие	Ташлы-Кульское, Солонцовское, Копей-Кубовское, Кальшалинское, Стахановское, СТур	1998-2010	30	455
Латексно-кислотная обработка	Петропавловское, Троицкое, Копей-Кубовское, СТур	2002-2009	11	179
Закачка гидрофобизирующей композиции	Волковское, Манчаровское, СТур	2004-2005	8	120
Примечание – Курсивом выделены рекомендуемые технологии.

Осадкогелеобразующая технология с применением композиции на основе алюмохлорида и раствора щелочи предназначена для воздействия на пласт в нагнетательных скважинах с целью регулирования проницаемости водопроводящих каналов. Под руководством Галлямова И.М. в лабораторных условиях изучалось осаждение гидроокиси алюминия едким натром, гидроокисью аммония, карбонатом натрия и в смеси с карбамидом. Практический интерес представлял поиск оптимальных соотношений компонентов, при котором возможно получение максимального количества осадка или геля, а также изучение растворимости осадка в различных средах. Результаты опытов представлены в таблице 6.4.

Гелеобразование протекало при комнатной температуре при введении в КХА щелочи. Индукционный период гелеобразования при осаждении гидроокиси алюминия введением непосредственно гидроксил-ионов (щелочь) очень короткий (от 0,25 до 0,5 ч). При концентрации щелочи 12,5 % в смеси с КХА весь объем смеси занимает гель, при суточном отстое объем геля уплотняется, и объем осадка составляет 90 % от объема всей смеси. Растворимость полученного осадка (геля) изучалась в дистиллированной, минерализованной водах и в таких агрессивных средах, как соляная кислота и щелочь.

Таблица 6.4 – Осадкогелеобразующие составы на основе КХА и их свойства

Состав	Темпе-ратура опыта, оС	Индукци-онный период гелеобразования, ч	Количество осадка во времени, %					Растворимость геля
			0,5 ч	2 ч	24 ч	48 ч	в 10 % НСl		в NaОН
КХА+20 % р-р NaOH в соотношении:	20
1 : 1		0,25-0,5	100	90	90	90	раств.		раств.
1 : 0,75		0,25-0,5	90	75	70	60	раств.		раств.
2 : 1		0,25-0,5	100	65	45	37,5	раств.		раств.
4 : 1		0,25-0,5	25	20	19	17,5	раств.		раств.
8 : 1		0,25-0,5	-	-	-	-	раств.		раств.
КХА+20% р-р NaOH в след. соотношении:	20
1 : 2		0,5	100	100	100	100	не раств.		не раств.
1 : 3		0,5	100	100	100	100	не раств.		не раств.
1 : 4		0,5	100	100	100	100	не раств.		не раств.
КХА+карбамид+ вода в %:	85
16,6+30,0+4,1		30	0	0	100	100	раств.		-
8,3+30,0+15,0		18	0	0	100	100	раств.		-
4,1+15,0+80,9		12	0	0	100	100	раств.		-
КХА+25 % р-р Na2CО3 в соотношении:	20
1,5 : 25		8-10	0	0	80	79,2	раств.		раств.
6,3 : 50		8-10	0	0	84	80,0	раств.		раств.
12,5 : 50		8-10	0	0	100	100	раств.		раств.
19 : 50		8-10	0	0	100	100	раств.		раств.
25 : 50		8-10	0	0	отс.	отс.	раств.		раств.

Следует отметить высокую устойчивость к агрессивным средам геля, полученного осаждением алюминия раствором аммиака. Лабораторные опыты показали, что при массовом соотношении КХА (в пересчете на окись алюминия) и карбоната натрия в пределах от 0,1 до 0,3 происходит гелеобразование независимо от способа введения карбоната натрия – в виде сухого вещества или в водном растворе.

С целью интенсификации добычи нефти в добывающих скважинах рассмотрены показатели эффективности технологий КЗД (СНПХ-9010 и др.) и СКО.

Закачка СНПХ-9010. Состав в результате низкой скорости реакции с породой обеспечивает увеличение радиуса активного дренирования пласта, частичное растворение скелета породы, очистку поровых каналов от асфальтосмолопарафиновых отложений, механических загрязнений и глинистых частиц [36].

Соляно-кислотные обработки предназначены для вызова притока из пласта методом химического воздействия на него, осуществляющиеся в скважинах, в которых отсутствует или получен незначительный приток из пласта [37].

По результатам проведенного анализа удельная технологическая эффективность при закачке кислоты замедленного действия составила 807 т на скважино-обработку, при соляно-кислотной обработке – 696 т на скважино-обработку.

Кислотная обработка (КО) скважин связана с подачей на забой под определенным давлением растворов кислот. Состав под давлением проникает в имеющиеся в пласте мелкие поры, трещины и расширяет их. Одновременно с этим образуются новые каналы, по которым нефть может проникать к забою скважины. Концентрация кислоты в растворе обычно принимается равной 10; 15 %, что связано с опасностью коррозионного разрушения труб и оборудования. Однако в связи с широким использованием высокоэффективных ингибиторов коррозии и снижением опасности коррозии концентрацию кислоты в растворе увеличивают, что позволяет повысить эффективность кислотной обработки.

Длительность КО скважин зависит от многих факторов — температуры на забое скважины, генезиса пород продуктивного пласта, их химического состава, концентрации раствора, давления закачки. Технологический процесс КО скважин включает операции заполнения скважины кислотным раствором, продавливание его в пласт при герметизации устья скважин закрытием задвижки. После окончания процесса продавливания скважину оставляют на некоторое время под давлением для реагирования кислоты с породами продуктивного пласта. Длительность КО после продавливания составляет 12; 16 ч на месторождениях с температурой на забое не более 40 ^оС и 2; 3 ч при забойных температурах 100; 150 ^оС.

Основным объектом взаимодействия соляной кислоты с породой являются карбонатные материалы – известняк или доломит, в том или ином количестве содержащиеся в цементирующих веществах породы. При этом происходят следующие основные реакции:

– при воздействии на известняк – 2HCl+CaCO₃=CaCl₂+H₂O+CO₂

– при воздействии на доломит – 4HCl+CaMg(CO₃)₂=CaCl₂+MgCl₂+2H₂O+CO₂

Хлористый кальций (CaCl₂) и хлористый магний (MgCl₂) – хорошо растворимые в воде соли. Углекислый газ (CO₂) при пластовом давлении растворяется в воде.

Простая СКО заключается в закачке в пласт соляно-кислотного раствора с удельным расходом, зависящим от количества проведенных ОПЗ на скважине. Для первой обработки расход кислоты составляет 0,5 м³/м, для скважин, обработанных неоднократно, удельный расход должен составлять до 1,5 м³/м.

В условиях турнейского яруса рекомендуется большеобъемная кислотная обработка. Сущность объемной кислотной обработки состоит в последовательной 3-4-х кратной закачке в пласт порций соляной кислоты, после каждой из которых производится промывка ПЗП для эффективного выноса продуктов реакции. Под действием упругих колебаний и перепадов давления, направленных из пласта в скважину, происходит разупрочнение кольматирующего материала, глинистых включений и очистка поровых каналов коллектора. Для увеличения охвата пласта воздействием возможно проведение дополнительной перфорации нефтенасыщенных интервалов.

Технология с применением реагента СНПХ-9010 разработана специалистами ОАО «НИИнефтепромхим» (г. Казань) и успешно применяется на месторождениях Башкортостана, Татарстана, Удмуртии.

Для проведения успешной кислотной обработки требуется реагент комплексного действия, обладающий невысокой вязкостью, имеющий низкую скорость взаимодействия с карбонатной породой пласта и при этом не вызывающий значительной коррозии металла и способствующий диспергированию или отмыву нефтяной пленки АСПО с поверхности породы. Известно много различных технологических решений, направленных на повышение эффективности соляно-кислотных обработок. В качестве добавок предлагаются различные органические соединения (ацетон, парафиновые и ароматические углеводороды, карбоновые кислоты, ПАВ, полимеры).

При разработке состава для глубокой обработки призабойной зоны на основе соляной кислоты было изучено влияние различных химических реагентов, имеющих широкую сырьевую базу, низкую стоимость и невысокую токсичность. При создании новой технологии был проведен поиск органических реагентов, способных понижать скорость взаимодействия соляной кислоты с карбонатной породой, растворять или диспергировать пленку нефти или АСПО с породы пласта. Разработан состав СНПХ-9010 для повышения эффективности выработки запасов нефти в малопродуктивных карбонатных коллекторах. Для состава, в который входят кислота, ингибитор растворения карбонатной породы (отход производства целлюлозно-бумажной промышленности), растворитель-гомогенизатор и ПАВ, характерны: более низкая по сравнению с ингибированной соляной кислотой скорость взаимодействия с карбонатными породами (в 10-100 раз); предотвращение образования вязких эмульсий на границе с нефтью; разрушение и удаление пленки АСПО; низкая коррозионная активность (в 1,5-2,0 раза ниже, чем у ингибированной соляной кислоты).

Для селективной изоляции водопроводящих каналов пласта в добывающих скважинах рассмотрены показатели эффективности следующих технологий.

Полимер-кислотное воздействие (ПКВ) обеспечивает увеличение дебита нефти скважин и способствует ограничению притока воды [38].

Латексно-кислотная обработка предназначена для воздействия на призабойную зону пласта путем предварительного закупоривания высокопроницаемой его части латексом и последующим введением в низкопроницаемые пропластки соляной кислоты [39].

Закачка гидрофобизирующей композиции на основе серы молотой непылящей. Технология ГФК основана на применении сульфата алюминия и растворов поверхностно-активных веществ. Сульфат алюминия при взаимодействии с пластовой водой образует осадок. При последующей закачке катионактивного поверхностно-активного вещества, который является гидрофобизирующим агентом, в остальной толще пласта за счет его адсорбции на стенках пор создается гидрофобная среда, где снижается фазовая проницаемость для воды и повышается фазовая проницаемость для нефти. В результате подключаются к разработке низкопроницаемые нефтенасыщенные прослои [40].

Согласно результатам проведенного анализа наиболее эффективной технологией является полимер-кислотное воздействие (удельная технологическая эффективность – 455 т на скважино-обработку), что позволяет рекомендовать данный метод к внедрению в условиях турнейского яруса Волковского месторождения.

Технология проведения полимер-кислотного воздействия заключается в следующем: в призабойную зону пласта (ПЗП) закачивается одна треть расчетного объема алюмохлорида. Он заполняет высокопроницаемую часть коллектора. Затем закачивается разделяющая жидкость (буфер нефти в объеме 0,5 м³ на один метр эффективной толщины пласта) и расчетный объем реагента ПВВ. По мере прокачивания ПВВ в ПЗП происходит постепенный рост давления и уменьшение приемистости скважины, что объясняется насыщением высокопроводящих каналов и началом образования в них геля, после чего в скважину закачивается буфер нефти и оставшиеся две третьих объема алюмохлорида. Затем реагенты продавливаются в пласт нефтью. Скважина закрывается на реакцию на 24 ч.

После реакции гелеобразования закачивается соляная кислота и продавливается в пласт нефтью. Кислота отверждает осажденный полимер, что исключает возможность его размывания и позволяет вести дальнейшую добычу из нефтесодержащей толщи пласта.

На Волковском месторождении в условиях турнейского яруса планируется проведение кислотного гидроразрыва пласта. Сложные горно-геологические условия залегания, истощение продуктивных пластов требуют серьезного внимания к выбору объектов для КГРП. Критерии подбора скважин-кандидатов для проведения технологии кислотного ГРП:

- карбонатный коллектор;

- нижний критический предел пластового давления на выбранном участке не менее 0,7 от начального;

- нефтенасыщенная толщина от 2 м;

- до ВНК не менее 15 - 20 м;

- толщина глинистых перемычек перекрывающих и подстилающих экранов от водоносных или обводненных выше или нижележащих пластов не менее 5 - 7 м;

- выработанность извлекаемых запасов не должна превышать 30 %;

- процент обводненности продукции не более 50 %.

Для разработки плана технологического процесса, проведения расчетов параметров кислотного ГРП и анализа эффективности работ от заказчика требуется по каждой скважине-кандидату предоставление соответствующей информации (геологические данные вскрытия пласта, результаты ГИС, копия карты разработки участка скважины; карта изобар и т.д.).

Эффективность КГРП определяется на основании «Методики оценки эффективности применения технологий увеличения нефтеотдачи при разработке месторождений». Для оценки эффективности КГРП также сопоставляются величины коэффициентов продуктивности до и после проведения работ. Поэтому до постановки бригады КРС на скважину необходимо выполнить следующие исследования:

- снять кривую восстановления уровня и определить коэффициент продуктивности (Кпрод);

- отобрать 5 проб добываемой продукции в течение 2 ч и уточнить обводненность.

Аналогичные исследования выполнить после КГРП, когда скважина выйдет на установившийся режим.