Интенсификация добычи высоковязкой нефти в карбонатных коллекторах
Рощин П.В., Никитин А.В.,
Смирнов Е.А., Кожин В.Н.,
Пчела К.В., Киреев И.И., Демин С.В., Манасян А.Э., Амиров А.А.,
Воробьев С.В.
ООО «СамараНИПИнефть»
АО «Самаранефтегаз»
ЧОУ ДПО «МИПО»
Смирнов Е.А., Кожин В.Н.,
Пчела К.В., Киреев И.И., Демин С.В., Манасян А.Э., Амиров А.А.,
Воробьев С.В.
ООО «СамараНИПИнефть»
АО «Самаранефтегаз»
ЧОУ ДПО «МИПО»
В публикации представлена информация об испытании и обосновании технологии гидромониторного воздействия кислотным составом с предварительной закачкой растворителя на месторождениях высоковязкой нефти с целью интенсификации добычи. Отмечены результаты применения технологии комплексной гидромониторной обработки (КГО) призабойной зоны пласта на пяти добывающих скважинах с нефтью повышенной и высокой вязкости АО «Самаранефтегаз». На момент публикации данной работы дополнительная добыча нефти от проведенных операций превысила 2 000 тонн. В работе приводится инфографика по увеличению количества скважин с высоковязкой нефтью на объектах АО «Самаранефтегаз» в Самарской области. Для объектов с нефтями повышенной и высокой вязкости АО «Самаранефтегаз» установлено, что предварительная закачка заранее подобранного углеводородного реагента-растворителя позволит значительно повысить эффект от кислотной обработки призабойной зоны пласта на месторождениях.
Ввиду истощения запасов легкой маловязкой нефти в традиционных коллекторах на территории старых нефтегазоносных провинций (например, Волго-Уральской), добывающие компании всё большее внимание уделяют восполнению запасов за счет вовлечения в разработку объектов с высоковязкими нефтями (ВВН), природными битумами, а также с низкопроницаемыми коллекторами. Хорошо развитая инфраструктура, наличие сети всесезонных дорог позволяют сократить расходы на разработку объектов с трудноизвлекаемыми запасами. Согласно отчету Счетной палаты Российской Федерации, доля льготируемой добычи нефти будет стабильно увеличиваться и достигнет 90 % к 2036 г. [8]. Однако для получения существенного экономического эффекта на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами необходимы вложения в развитие эффективных технологий для всех этапов производственного процесса: от скважины и системы сбора и подготовки продукции до трубопроводного транспорта.
Наиболее сложной задачей является эффективное извлечение углеводородов из продуктивных пластов на объектах с трудноизвлекаемыми запасами. Например, высоковязкая нефть зачастую обладает выраженными неньютоновскими свойствами, затрудняющими ее добычу и транспортировку [3, 5, 10, 14, 16]. Кроме того, высокое содержание асфальтенов, смол и парафинов в составе высоковязкой нефти является основной причиной быстрого формирования асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) в призабойной зоне пласта (ПЗП), внутрискважинном и наземном оборудовании, промысловых трубопроводах [15, 17, 18]. Низкая проницаемость породы призабойной зоны продуктивного пласта-коллектора также может являться причиной низких дебитов добывающих скважин, в том числе в сложных трещинно-поровых коллекторах [1, 2].
Целью данной работы является выбор и обоснование комплексной технологии воздействия на призабойную зону пласта на месторождениях высоковязкой нефти для интенсификации добычи.
Значительный вклад в область изучения методов интенсификации добычи нефти внесли: А.А. Аббасов, В.А. Амиян, Г.И. Баренблатт, Ю.Е. Батурин, А.А. Боксерман, Г.Г. Вахитов, И.М. Галлямов, С.А. Жданов, Земцов Ю.В., Ибрагимов Л.Х., Мищенко И.Т., Мирзаджанзаде А.Х., Поддубный Ю.А., Рузин Л.М., Сергиенко В.Н., Сучков Б.М., Саттаров М.М., Блажевич В.А., Хисамутдинов Н.И.,
Ягафаров А.К. и др.
Одной из важнейших задач при эксплуатации добывающих скважин на месторождениях высоковязкой нефти является борьба с различными видами загрязнения призабойной зоны пласта. В процессе подготовки данной работы были собраны и проанализированы данные по осложнениям в процессе скважинной добычи нефти на объектах высоковязкой нефти АО «Самаранефтегаз»
(рис. 1).
Наиболее сложной задачей является эффективное извлечение углеводородов из продуктивных пластов на объектах с трудноизвлекаемыми запасами. Например, высоковязкая нефть зачастую обладает выраженными неньютоновскими свойствами, затрудняющими ее добычу и транспортировку [3, 5, 10, 14, 16]. Кроме того, высокое содержание асфальтенов, смол и парафинов в составе высоковязкой нефти является основной причиной быстрого формирования асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) в призабойной зоне пласта (ПЗП), внутрискважинном и наземном оборудовании, промысловых трубопроводах [15, 17, 18]. Низкая проницаемость породы призабойной зоны продуктивного пласта-коллектора также может являться причиной низких дебитов добывающих скважин, в том числе в сложных трещинно-поровых коллекторах [1, 2].
Целью данной работы является выбор и обоснование комплексной технологии воздействия на призабойную зону пласта на месторождениях высоковязкой нефти для интенсификации добычи.
Значительный вклад в область изучения методов интенсификации добычи нефти внесли: А.А. Аббасов, В.А. Амиян, Г.И. Баренблатт, Ю.Е. Батурин, А.А. Боксерман, Г.Г. Вахитов, И.М. Галлямов, С.А. Жданов, Земцов Ю.В., Ибрагимов Л.Х., Мищенко И.Т., Мирзаджанзаде А.Х., Поддубный Ю.А., Рузин Л.М., Сергиенко В.Н., Сучков Б.М., Саттаров М.М., Блажевич В.А., Хисамутдинов Н.И.,
Ягафаров А.К. и др.
Одной из важнейших задач при эксплуатации добывающих скважин на месторождениях высоковязкой нефти является борьба с различными видами загрязнения призабойной зоны пласта. В процессе подготовки данной работы были собраны и проанализированы данные по осложнениям в процессе скважинной добычи нефти на объектах высоковязкой нефти АО «Самаранефтегаз»
(рис. 1).
Рис. 1. Рост количества скважин на объектах с высоковязкой нефтью (> 30 мПа·с), осложненных АСПО в АО «Самаранефтегаз»
Установлено, что доля скважин, осложненных АСПО на объектах ВВН АО «Самаранефтегаз», возрастает. Таким образом, борьба с повреждением призабойной зоны продуктивного пласта АСПО также является актуальной задачей.
Для выбора и обоснования технологии интенсификации добычи высоковязкой нефти на месторождениях АО «Самаранефтегаз» были выдвинуты следующие критерии. Во-первых, при применении технологии должна происходить очистка призабойной зоны пласта добывающих скважин от мехпримесей, органических и неорганических отложений [12]. Во-вторых, после проведения обработки должна увеличиваться проницаемость горной породы в призабойной зоне пласта для увеличения притока нефти. Кроме того, технология не должна быть дорогой и сложной по применению в условиях текущей ситуации на рынках энергоносителей.
Для интенсификации добычи легкой маловязкой нефти в АО «Самаранефтегаз» применяются различные виды обработок призабойной зоны пласта. Среди них высокую эффективность показала технология гидромониторного воздействия кислотными составами. Были проведены обработки скважин на таких объектах, как Кулешовское (пласты А0, С3-1), Покровское (пласт В3) месторождения. Успешность работ составила 100 %. В 2017 г. объем накопленной добычи нефти составил 2161 т на 1 скважину (10 805 т по 5 скважинам) [4].
Для выбора и обоснования технологии интенсификации добычи высоковязкой нефти на месторождениях АО «Самаранефтегаз» были выдвинуты следующие критерии. Во-первых, при применении технологии должна происходить очистка призабойной зоны пласта добывающих скважин от мехпримесей, органических и неорганических отложений [12]. Во-вторых, после проведения обработки должна увеличиваться проницаемость горной породы в призабойной зоне пласта для увеличения притока нефти. Кроме того, технология не должна быть дорогой и сложной по применению в условиях текущей ситуации на рынках энергоносителей.
Для интенсификации добычи легкой маловязкой нефти в АО «Самаранефтегаз» применяются различные виды обработок призабойной зоны пласта. Среди них высокую эффективность показала технология гидромониторного воздействия кислотными составами. Были проведены обработки скважин на таких объектах, как Кулешовское (пласты А0, С3-1), Покровское (пласт В3) месторождения. Успешность работ составила 100 %. В 2017 г. объем накопленной добычи нефти составил 2161 т на 1 скважину (10 805 т по 5 скважинам) [4].
Рис. 2. Дебиты скважин по нефти до и после проведения гидромониторной обработки пласта кислотными составами на месторождениях маловязкой нефти АО «Самаранефтегаз» [4]
ООО «СамараНИПИнефть» был рассмотрен положительный опыт применения гидромониторных обработок на объектах с легкой маловязкой нефтью. Однако проведенными лабораторными исследованиями было установлено, что обработка призабойной зоны пласта на объектах с высоковязкой нефтью только кислотным составом может привести к осложнениям и ухудшению работы скважин ввиду образования стойких вязких эмульсий и органических отложений в прискважинной зоне.
Для объектов с высоковязкой нефтью АО «Самаранефтегаз» было установлено, что применение предварительно подобранного углеводородного реагента-растворителя позволяет очистить поверхность пор породы призабойной зоны пласта от органических отложений для обеспечения более полной реакции кислотного состава (КС), повысить эффективность освоения скважины после кислотной обработки (КО) за счет эффективного разделения эмульсии «кислотный состав – высоковязкая нефть» [9, 13]. Если флюиды совместимы друг с другом, то на поверхности сита при тестировании составов в лабораторных условиях не должно оставаться осадков. При добавлении подходящего реагента-растворителя такие проблемы не возникают (рис. 3). Для проведения работ подрядной организацией использовался реагент-растворитель, соответствующий требованиям
ПАО НК «Роснефть».
Для объектов с высоковязкой нефтью АО «Самаранефтегаз» было установлено, что применение предварительно подобранного углеводородного реагента-растворителя позволяет очистить поверхность пор породы призабойной зоны пласта от органических отложений для обеспечения более полной реакции кислотного состава (КС), повысить эффективность освоения скважины после кислотной обработки (КО) за счет эффективного разделения эмульсии «кислотный состав – высоковязкая нефть» [9, 13]. Если флюиды совместимы друг с другом, то на поверхности сита при тестировании составов в лабораторных условиях не должно оставаться осадков. При добавлении подходящего реагента-растворителя такие проблемы не возникают (рис. 3). Для проведения работ подрядной организацией использовался реагент-растворитель, соответствующий требованиям
ПАО НК «Роснефть».
Рис. 3. Влияние добавления углеводородного реагента-растворителя на эффективность разделения эмульсии «кислотный состав – нефть» (пример) [13]
На основе проведенных исследований был сформирован концепт технологии интенсификации добычи высоковязкой нефти с применением гидромониторного оборудования: последовательная закачка растворителя и КС через специальную насадку с последующим освоением скважины путем свабирования. Предложенная технология отвечает ряду указанных выше требований: возможность применения как для очистки призабойной зоны пласта, так и для повышения проницаемости пласта-коллектора; простота применения с использованием стандартной промысловой техники; невысокая стоимость проведения операции на скважине.
Гидромонитор представляет собой насадку для установки на насосно-компрессорные или гибкие насосно-компрессорные трубы (НКТ/ГНКТ), состоит из нескольких секций корпуса, в которых выполнены боковые отверстия под установку цилиндрических камер предварительного закручивания потока с тангенциальными входными каналами во втулке и мониторную камеру. Тангенциальные каналы камер имеют одинаковое направление. Камеры снабжены эжекционным узлом, выполненным в виде концевых сопел, направленных в сторону стенки скважины. При истечении жидкости через гидромониторную насадку также возникают пульсации потока. В процессе обработки призабойной зоны пласта с использованием насосных агрегатов имеется возможность регулирования напорных характеристик и расхода с помощью устанавливаемых в корпус гидромонитора втулок с отверстиями различного проходного сечения и создания размывающей силы в диапазоне от 250 до 50 кН на 1 м2 как при расходе в 12,2 л/с, так и при расходе в 18,3 л/с [4]. При этом создаваемое давление на забое скважины при обработке призабойной зоны пласта с использованием гидромонитора ниже, чем при обработке призабойной зоны (ОПЗ) со стандартной насадкой на НКТ типа «воронка», из-за потерь на гидравлическое сопротивление при истечении жидкости через гидромонитор.
Одним из преимуществ такого оборудования является отсутствие движущихся частей. В транспортном положении гидромониторная насадка укладывается в специальный кейс и может перевозиться любым видом транспорта. Масса оборудования при транспортировке – не более 26 кг.
В ряде работ отмечается, что воздействие на призабойную зону пласта волновыми технологиями оказывает положительный эффект на последующую добычу нефти [6, 7, 11, 16].
Гидромонитор представляет собой насадку для установки на насосно-компрессорные или гибкие насосно-компрессорные трубы (НКТ/ГНКТ), состоит из нескольких секций корпуса, в которых выполнены боковые отверстия под установку цилиндрических камер предварительного закручивания потока с тангенциальными входными каналами во втулке и мониторную камеру. Тангенциальные каналы камер имеют одинаковое направление. Камеры снабжены эжекционным узлом, выполненным в виде концевых сопел, направленных в сторону стенки скважины. При истечении жидкости через гидромониторную насадку также возникают пульсации потока. В процессе обработки призабойной зоны пласта с использованием насосных агрегатов имеется возможность регулирования напорных характеристик и расхода с помощью устанавливаемых в корпус гидромонитора втулок с отверстиями различного проходного сечения и создания размывающей силы в диапазоне от 250 до 50 кН на 1 м2 как при расходе в 12,2 л/с, так и при расходе в 18,3 л/с [4]. При этом создаваемое давление на забое скважины при обработке призабойной зоны пласта с использованием гидромонитора ниже, чем при обработке призабойной зоны (ОПЗ) со стандартной насадкой на НКТ типа «воронка», из-за потерь на гидравлическое сопротивление при истечении жидкости через гидромонитор.
Одним из преимуществ такого оборудования является отсутствие движущихся частей. В транспортном положении гидромониторная насадка укладывается в специальный кейс и может перевозиться любым видом транспорта. Масса оборудования при транспортировке – не более 26 кг.
В ряде работ отмечается, что воздействие на призабойную зону пласта волновыми технологиями оказывает положительный эффект на последующую добычу нефти [6, 7, 11, 16].
Рис. 4. Демонстрация работы гидромонитора на дневной поверхности. Производится подача пресной воды с использованием насосного агрегата СИН-32
Комплексная гидромониторная обработка призабойной зоны продуктивного пласта, содержащего высоковязкую нефть,
производится по следующим этапам:
1
Подготовительные работы
подъем насосного оборудования и промывка скважины.
2
Спуск гидромонитора на колонне НКТ
до целевого перфорированного интервала.
3
Закачка оторочки
углеводородного реагента-растворителя.
4
Закачка
кислотного состава.
5
Продавка кислотного состава
в пласт буферной жидкостью и подготовка к освоению скважины.
6
Освоение скважины
например, свабированием (возможно без подъема НКТ с гидромониторной насадкой).
Рис. 5. Расположение оторочек растворителя и кислотного состава при их последовательной закачке в процессе проведения обработки призабойной зоны пласта с высоковязкой нефтью
На момент подготовки данной работы проведено 5 обработок на добывающих скважинах АО «Самаранефтегаз».
В январе 2020 г. была проведена обработка скважины, пробуренной на пласт МЧ5 Обошинского месторождения. Пласт представлен карбонатным коллектором, сложен известняками с редкими прослоями доломитов. Температура коллектора
14,24 °С, давление 6,3 МПа, нефтенасыщенная толщина составляет 2,5 м, проницаемость
0,037 мкм2, пористость 0,2 д.ед. Плотность пластовой нефти 0,887 г/см3, давление насыщения нефти газом 0,82 МПа, газосодержание
5,93 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти 57,17 мПа·с. После ступенчатого разгазирования плотность нефти 0,892 г/см3, газосодержание 5,6 м3/т, объемный коэффициент 1,006, динамическая вязкость разгазированной нефти 61,91 мПа·с. Массовое содержание в нефти серы 2,66 %, смол 7,38 %, парафинов 3,7 %, асфальтенов 3,7 %.
В результате обработки среднесуточный прирост добычи составил 7,7 т/сутки по нефти. Обводненность скважинной продукции снизилась на 12,8 % (рис. 6).
В январе 2020 г. была проведена обработка скважины, пробуренной на пласт МЧ5 Обошинского месторождения. Пласт представлен карбонатным коллектором, сложен известняками с редкими прослоями доломитов. Температура коллектора
14,24 °С, давление 6,3 МПа, нефтенасыщенная толщина составляет 2,5 м, проницаемость
0,037 мкм2, пористость 0,2 д.ед. Плотность пластовой нефти 0,887 г/см3, давление насыщения нефти газом 0,82 МПа, газосодержание
5,93 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти 57,17 мПа·с. После ступенчатого разгазирования плотность нефти 0,892 г/см3, газосодержание 5,6 м3/т, объемный коэффициент 1,006, динамическая вязкость разгазированной нефти 61,91 мПа·с. Массовое содержание в нефти серы 2,66 %, смол 7,38 %, парафинов 3,7 %, асфальтенов 3,7 %.
В результате обработки среднесуточный прирост добычи составил 7,7 т/сутки по нефти. Обводненность скважинной продукции снизилась на 12,8 % (рис. 6).
Рис. 6. Параметры работы скважины Обошинского месторождения (пласт МЧ5)
до и после обработки
до и после обработки
Вторая обработка была проведена на Гнездинском месторождении. Пласт В1 представлен карбонатным коллектором с температурой 33 °С, пластовым давлением 14,22 МПа. Нефтенасыщенная толщина составляет 5,3 м, проницаемость 0,014 мкм2, пористость
0,12 д.ед. Нефть пласта характеризуется следующими параметрами: плотность пластовой нефти – 895,0 кг/м3 (тяжелая), давление насыщения нефти газом – 3,02 МПа, газосодержание при однократном разгазировании – 10,2 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти при 33 °С – 42 мПа·с (высоковязкая). После расчета дифференциального разгазирования: плотность нефти составила 904,0 кг/м3 (битуминозная), газосодержание – 8,14 м3/т, объемный коэффициент – 1,021, динамическая вязкость разгазированной нефти – 176,54 мПа·с. Массовое содержание в нефти серы 3,77 %, смол 12 %, парафинов 4,4 %, асфальтенов 8 %.
По итогу обработки удалось получить прирост добычи 10,5 т/сутки по нефти. Обводненность скважинной продукции снизилась на 32,9 % и составила 14 % (рис. 7).
0,12 д.ед. Нефть пласта характеризуется следующими параметрами: плотность пластовой нефти – 895,0 кг/м3 (тяжелая), давление насыщения нефти газом – 3,02 МПа, газосодержание при однократном разгазировании – 10,2 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти при 33 °С – 42 мПа·с (высоковязкая). После расчета дифференциального разгазирования: плотность нефти составила 904,0 кг/м3 (битуминозная), газосодержание – 8,14 м3/т, объемный коэффициент – 1,021, динамическая вязкость разгазированной нефти – 176,54 мПа·с. Массовое содержание в нефти серы 3,77 %, смол 12 %, парафинов 4,4 %, асфальтенов 8 %.
По итогу обработки удалось получить прирост добычи 10,5 т/сутки по нефти. Обводненность скважинной продукции снизилась на 32,9 % и составила 14 % (рис. 7).
Рис. 7. Параметры работы скважины Гнездинского месторождения до и после обработки
В феврале 2020 г. была проведена обработка скважины пласта В1, Якушкинского месторождения. Коллекторы пласта В1 представлены карбонатными породами: в основном органогенными известняками, в подошве плотными, пелитоморфными, трещиноватыми и редкими прослоями доломитов. Температура коллектора 26 °С, давление 21,4 МПа, нефтенасыщенная толщина составляет 9 м, проницаемость 0,029 мкм2, пористость 0,106 д. ед. Плотность пластовой нефти 0,877 г/см3, давление насыщения нефти газом 3,66 МПа, газосодержание 16,9 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти 21,4 мПа·с. После ступенчатого разгазирования плотность нефти 0,8904 г/см3, газосодержание 16,9 м3/т, объемный коэффициент 1,040, динамическая вязкость разгазированной нефти 71,28 мПа·с. По товарной характеристике нефть высокосернистая (массовое содержание серы 3,35 %), высокосмолистая (15,67 %), парафиновая (4,16 %).
В результате обработки удалось получить среднесуточный прирост добычи 6,9 т/сутки по нефти. Обводненность скважинной продукции снизилась до 28 % (рис. 8).
В результате обработки удалось получить среднесуточный прирост добычи 6,9 т/сутки по нефти. Обводненность скважинной продукции снизилась до 28 % (рис. 8).
Рис. 8. Параметры работы скважины Якушкинского месторождения до и после обработки
В апреле 2020 г. была проведена обработка скважины пласта Дл Карабикуловского месторождения. Продуктивный пласт представлен карбонатным коллектором, сложен известняками с редкими прослоями доломитов. Температура пласта 25 °С, пластовое давление 11,76 МПа, нефтенасыщенная толщина составляет 4,3 м, проницаемость 0,032 мкм2, пористость 0,105 д.ед. Плотность нефти в пластовых условиях 0,891 г/см3, давление насыщения нефти газом 4,75 МПа, газосодержание 17,17 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти 51,98 мПа·с. После расчета дифференциального разгазирования плотность нефти составила 911,0 кг/м3 (битуминозная), газосодержание – 14,59 м3/т, объемный коэффициент – 1,041. Динамическая вязкость разгазированной нефти – 116,41 мПа·с. Массовое содержание в нефти серы 2,7 %, смол и асфальтенов 16,38 %, парафинов 4,6 %.
В результате обработки удалось получить среднесуточный прирост добычи 4,87 т/сутки по нефти (рис. 9).
В результате обработки удалось получить среднесуточный прирост добычи 4,87 т/сутки по нефти (рис. 9).
Рис. 9. Параметры работы скважины Карабикуловского месторождения до и после обработки
В мае 2020 г. была проведена обработка пласта А3 Озеркинского месторождения. Залежь пласта А3 приурочена к нижней части верейского горизонта, представлена известняками органогенными и органогенно-обломочными, трещиноватыми, иногда кавернозными, переслаивающимися с глинами и глинистыми известняками. Коллекторами нефти служат прослои пористых, проницаемых известняков. Температура пласта 20 °С, пластовое давление 12 МПа, нефтенасыщенная толщина составляет 4,1 м, проницаемость 0,258 мкм2, пористость 0,14 д.ед. Плотность нефти в пластовых условиях 0,922 г/см3, давление насыщения нефти газом 1,83 МПа, газосодержание 2,24 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти 260,1 мПа·с. После дифференциального разгазирования при рабочих условиях сепарации плотность нефти составила 0,926 г/см3, газовый фактор – 2,24 м3/т, объемный коэффициент 1,007.
По товарной характеристике нефть высокосернистая (массовое содержание серы – 3,24%), парафинистая (5,45 %), высокосмолистая (25,99 %). Температура застывания нефти: -14 °С.
Среднесуточный прирост добычи нефти после обработки составил 3 т/сутки (рис. 10).
По товарной характеристике нефть высокосернистая (массовое содержание серы – 3,24%), парафинистая (5,45 %), высокосмолистая (25,99 %). Температура застывания нефти: -14 °С.
Среднесуточный прирост добычи нефти после обработки составил 3 т/сутки (рис. 10).
Рис. 10. Параметры работы скважины Озеркинского месторождения до и после обработки
В таблице 1 представлены краткие характеристики пластов-коллекторов, а также данные по дебитам добывающих скважин до и после комплексной гидромониторной обработки.
Таб. 1. Объекты и результаты проведенных комплексных гидромониторных обработок ПЗП
Рис. 11. Распределение дополнительной добычи нефти по обработанным добывающим скважинам
Как видно из представленных данных, наибольшая дополнительная добыча нефти (более 1000 т, с февраля по июнь 2020 г.) была получена на скважине, пробуренной на пласт В1 Гнездинского месторождения
(таб. 1). Такое распределение дополнительной добычи нефти по скважинам также связано с графиком проведения ОПЗ.
(таб. 1). Такое распределение дополнительной добычи нефти по скважинам также связано с графиком проведения ОПЗ.
ИТОГИ
Предложенная и обоснованная технология комплексной гидромониторной обработки пласта показала свою эффективность на всех обработанных объектах с нефтью повышенной и высокой вязкости.
ВЫВОДЫ
1.Выполнен сбор и анализ данных по осложнениям в процессах скважинной добычи высоковязкой нефти АО «Самаранефтегаз». Установлено, что происходит постепенное увеличение количества скважин на объектах с высоковязкой нефтью (>30 мПа∙с), осложненных АСПО в АО «Самаранефтегаз». Таким образом, обоснована необходимость применения комплексных технологий интенсификации добычи высоковязкой нефти для одновременного удаления АСПО и воздействия на породу пласта-коллектора.
2. Согласно проведенным лабораторным испытаниям, установлено, что применение реагента-растворителя при кислотной обработке при закачке оторочкой позволяет предупредить осложнения в виде образования стойких кислых водонефтяных эмульсий, формирования АСПО в призабойной зоне пласта и улучшить взаимодействие кислотного состава с породой.
3. Проведенные комплексные гидромониторные обработки призабойной зоны пласта на месторождениях высоковязкой нефти и нефти повышенной вязкости растворителем и кислотным составом позволили получить среднюю дополнительную добычу по нефти более 400 тонн на одну скважину за 6 месяцев. Общая дополнительная добыча нефти превысила 2000 тонн.
4. В процессе проведения обработок на объектах АО «Самаранефтегаз» обоснованная технология комплексной гидромониторной обработки подтвердила соответствие выдвинутым требованиям: простота применения с использованием стандартного промыслового оборудования для ОПЗ, использование доступных химических реагентов, высокая эффективность. Авторами публикации запланированы дальнейшие работы по данному направлению.
2. Согласно проведенным лабораторным испытаниям, установлено, что применение реагента-растворителя при кислотной обработке при закачке оторочкой позволяет предупредить осложнения в виде образования стойких кислых водонефтяных эмульсий, формирования АСПО в призабойной зоне пласта и улучшить взаимодействие кислотного состава с породой.
3. Проведенные комплексные гидромониторные обработки призабойной зоны пласта на месторождениях высоковязкой нефти и нефти повышенной вязкости растворителем и кислотным составом позволили получить среднюю дополнительную добычу по нефти более 400 тонн на одну скважину за 6 месяцев. Общая дополнительная добыча нефти превысила 2000 тонн.
4. В процессе проведения обработок на объектах АО «Самаранефтегаз» обоснованная технология комплексной гидромониторной обработки подтвердила соответствие выдвинутым требованиям: простота применения с использованием стандартного промыслового оборудования для ОПЗ, использование доступных химических реагентов, высокая эффективность. Авторами публикации запланированы дальнейшие работы по данному направлению.
ЛИТЕРАТУРА
1. Гилаев Г.Г. Развитие теории и практики добычи трудноизвлекаемых запасов углеводородов на сложнопостроенных месторождениях: Диссертация. Тюмень. 2004.
2. Гилаев Г.Г., Пустовой П.А., Захарченко Е.И., Стрельцова Ю.Г., Кусов Г.В. Выбор очередности и времени проведения геолого-технических мероприятий // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2010. № 9. С. 31–33.
3. Девликамов В.В., Хабибуллин З.А., Кабиров М.М. Аномальные нефти.
М.: Недра, 1975. 168 с.
4. Елесин В.А., Латыпов Р.Т., Козлов С.А., Ртищев А.В., Кожин В.Н., Кавтаськин А.Н., Воробьев С.В. Опыт применения технологии гидромониторного воздействия на добывающем фонде скважин АО «Самаранефтегаз» // Нефть. Газ. Новации. 2018. № 12. С. 71–76.
5. Зиновьев А.М., Ольховская В.А., Ильин И.В. Экспериментальные исследования реологических сложной нефти месторождений Самарской области // Нефтепромысловое дело. 2017. № 2. С. 31–38.
6. Каракетов А.В. Совершенствование установки ударного внутрискважинного вибросейсмического воздействия на залежь: Автореферат. Уфа. 2017. 24 с.
7. Манасян А.Э. Исследование и разработка комплексной волновой технологии увеличения текущей нефтедобычи (на примере Обошинского месторождения Самарской области). Тюмень, 2015. 22 с.
8. Мень М.А., Каульбарс А.А. Отчет о результатах экспертно-аналитического мероприятия «Анализ воспроизводства минерально-сырьевой базы Российской Федерации в 2015–2019 годах». URL: http://audit.gov.ru/upload/iblock/b99/b998773313b8...
9. Никитин А.В., Рощин П.В., Кожин В.Н.,
Демин С.В., Киреев И.И., Пчела К.В., Стручков И.А., Литвин А.Т. Подбор компонентов комплексной кислотной обработки карбонатных коллекторов для интенсификации добычи высоковязкой нефти // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2020. № 5. С. 35–39.
10. Ольховская В.А. Подземная гидромеханика. Фильтрация неньютоновской нефти. М.: ВНИИОЭНГ, 2011. 221 с.
11. Омельянюк М.В., Пахлян И.А. Повышение эффективности освоения и эксплуатации добывающих скважин за счет применения импульсно-ударного, кавитационного воздействия на прискважинную зону продуктивного пласта // Нефтепромысловое дело. 2014. № 11. С. 19–23.
12. Петров И.А., Азаматов М.А., Дрофа П.М. Комплексный подход к обработке призабойной зоны пласта как способ интенсификации добычи // Георесурсы. 2010. № 1. С. 7–10.
13. Рощин П.В., Киреев И.И., Демин С.В. Интенсификация добычи высоковязкой нефти // Neftegaz.RU. 2020. № 4. С. 88–91. URL: https://magazine.neftegaz.ru/articles/nefteservis/...
14. Рощин П.В., Петухов А.В., Васкес Карденас Л.К., Назаров А.Д., Хромых Л.Н. Исследование реологических свойств высоковязких и высокопарафинистых нефтей месторождений Самарской области // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2013. Т. 8. № 1. С. 12.
15. Стручков И.А. Обоснование технологии предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений в скважинах с использованием поверхностно-активных веществ. Самара. 2016.
16. Шульев Ю.В., Бекетов С.Б., Димитриади Ю.К. Технология волнового воздействия на продуктивный пласт с целью интенсификации притока углеводородов // Горный информационно-аналитический бюллетень. 2006. № 6. С. 388–394.
17. Ali M. A. et al. The effect of asphaltene precipitation on carbonate-rock permeability: an experimental and numerical approach. SPE production & facilities. 1998. Vol. 13, issue 3, P. 178–183.
18. Dusseault M.B. Comparing Venezuelan and Canadian heavy oil and tar sands. Canadian International Petroleum Conference. Canada, Alberta, Calgary, 2001, Р. 1–20.
2. Гилаев Г.Г., Пустовой П.А., Захарченко Е.И., Стрельцова Ю.Г., Кусов Г.В. Выбор очередности и времени проведения геолого-технических мероприятий // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2010. № 9. С. 31–33.
3. Девликамов В.В., Хабибуллин З.А., Кабиров М.М. Аномальные нефти.
М.: Недра, 1975. 168 с.
4. Елесин В.А., Латыпов Р.Т., Козлов С.А., Ртищев А.В., Кожин В.Н., Кавтаськин А.Н., Воробьев С.В. Опыт применения технологии гидромониторного воздействия на добывающем фонде скважин АО «Самаранефтегаз» // Нефть. Газ. Новации. 2018. № 12. С. 71–76.
5. Зиновьев А.М., Ольховская В.А., Ильин И.В. Экспериментальные исследования реологических сложной нефти месторождений Самарской области // Нефтепромысловое дело. 2017. № 2. С. 31–38.
6. Каракетов А.В. Совершенствование установки ударного внутрискважинного вибросейсмического воздействия на залежь: Автореферат. Уфа. 2017. 24 с.
7. Манасян А.Э. Исследование и разработка комплексной волновой технологии увеличения текущей нефтедобычи (на примере Обошинского месторождения Самарской области). Тюмень, 2015. 22 с.
8. Мень М.А., Каульбарс А.А. Отчет о результатах экспертно-аналитического мероприятия «Анализ воспроизводства минерально-сырьевой базы Российской Федерации в 2015–2019 годах». URL: http://audit.gov.ru/upload/iblock/b99/b998773313b8...
9. Никитин А.В., Рощин П.В., Кожин В.Н.,
Демин С.В., Киреев И.И., Пчела К.В., Стручков И.А., Литвин А.Т. Подбор компонентов комплексной кислотной обработки карбонатных коллекторов для интенсификации добычи высоковязкой нефти // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2020. № 5. С. 35–39.
10. Ольховская В.А. Подземная гидромеханика. Фильтрация неньютоновской нефти. М.: ВНИИОЭНГ, 2011. 221 с.
11. Омельянюк М.В., Пахлян И.А. Повышение эффективности освоения и эксплуатации добывающих скважин за счет применения импульсно-ударного, кавитационного воздействия на прискважинную зону продуктивного пласта // Нефтепромысловое дело. 2014. № 11. С. 19–23.
12. Петров И.А., Азаматов М.А., Дрофа П.М. Комплексный подход к обработке призабойной зоны пласта как способ интенсификации добычи // Георесурсы. 2010. № 1. С. 7–10.
13. Рощин П.В., Киреев И.И., Демин С.В. Интенсификация добычи высоковязкой нефти // Neftegaz.RU. 2020. № 4. С. 88–91. URL: https://magazine.neftegaz.ru/articles/nefteservis/...
14. Рощин П.В., Петухов А.В., Васкес Карденас Л.К., Назаров А.Д., Хромых Л.Н. Исследование реологических свойств высоковязких и высокопарафинистых нефтей месторождений Самарской области // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2013. Т. 8. № 1. С. 12.
15. Стручков И.А. Обоснование технологии предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений в скважинах с использованием поверхностно-активных веществ. Самара. 2016.
16. Шульев Ю.В., Бекетов С.Б., Димитриади Ю.К. Технология волнового воздействия на продуктивный пласт с целью интенсификации притока углеводородов // Горный информационно-аналитический бюллетень. 2006. № 6. С. 388–394.
17. Ali M. A. et al. The effect of asphaltene precipitation on carbonate-rock permeability: an experimental and numerical approach. SPE production & facilities. 1998. Vol. 13, issue 3, P. 178–183.
18. Dusseault M.B. Comparing Venezuelan and Canadian heavy oil and tar sands. Canadian International Petroleum Conference. Canada, Alberta, Calgary, 2001, Р. 1–20.
Рощин П.В., Никитин А.В., Смирнов Е.А., Кожин В.Н., Пчела К.В., Киреев И.И., Демин С.В., Манасян А.Э., Амиров А.А., Воробьев С.В.
ООО «СамараНИПИнефть», АО «Самаранефтегаз»,
ЧОУ ДПО «МИПО»
snipioil@samnipi.rosneft.ru
ООО «СамараНИПИнефть», АО «Самаранефтегаз»,
ЧОУ ДПО «МИПО»
snipioil@samnipi.rosneft.ru
Материалы и методы
Ключевые слова
Для цитирования
Поступила в редакцию
УДК и DOI
Обоснование и выбор химических реагентов на основании условий применения в карбонатных коллекторах с высоковязкими нефтями, применение гидромониторной насадки на НКТ, комплексное физико-химическое воздействие на призабойную зону пласта, анализ данных работы скважин.
комплексная гидромониторная обработка, интенсификация добычи, высоковязкая нефть, кислотная обработка, призабойная зона, трудноизвлекаемые запасы, борьба с осложнениями
Рощин П.В., Никитин А.В., Смирнов Е.А., Кожин В.Н., Пчела К.В., Киреев И.И., Демин С.В., Манасян А.Э., Амиров А.А., Воробьев С.В. Обоснование применения комплексной технологии гидромониторного воздействия на призабойную зону пласта на месторождениях высоковязкой нефти // Экспозиция Нефть Газ. 2020. № 5. С. 36–41. DOI: 10.24411/2076-6785-2020-10100
10.09.2020
УДК 622.276
DOI: 10.24411/2076-6785-2020-10100
DOI: 10.24411/2076-6785-2020-10100
Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (8552) 92-38-33