В качестве метода стимуляции скважин  карбонатных пластов предлагается направленная соляно-кислотная обработка призабойной зоны пласта (НСКО) и применение каверн-накопителей (КНН).

    Для предотвращения непроизводительных потерь энергии (и, в конечном счете, для  увеличения добычи нефти) в добывающих скважинах турнейского яруса  предусматривается применение метода водоизоляции на основе закачек вязкоупругих составов (ВУС) .

    В порядке опытно-промышленных работ  рекомендуется использовать нефтебитумный  продукт (НБП).

    Используемые  в настоящей работе значения нормативов применения проектируемых технологий приведены в таблице 8.

Таблица 8

Нормативы применения технологий увеличения нефтеизвлечения

 
 

    2.6.2.1 Применение направленной соляно-кислотной обработки 

    Технология  направленной солянокислотной обработки (НСКО) включает последовательную закачку  в скважину и продавку в пласт "меловой" гидрофобной эмульсии, высоковязкой структурированной обратной эмульсии и водного раствора соляной кислоты.

    Соляная кислота разрушает "меловую" эмульсию в неработающих участках и получает свободный доступ к карбонатному коллектору. Таким образом, кислота направляется только в неработающие зоны неоднородного пласта.

    В качестве реакционноспособной и  инертной эмульсии используют высококонцентрированную стабилизированную гидрофобную систему, внешняя среда которой представлена товарной нефтью, а внутренняя фаза - пластовой водой или водными растворами неорганических солей.

    Инертность  обратной эмульсии к кислоте обусловлена  инертностью внешней среды (нефти). Реакционной способности первой порции эмульсии достигают введением в нее 5-10 % порошкообразного мела. Вязкость тампона регулируется в широких пределах (100-1000 и более мПа^.с) изменением концентрации дисперсной фазы. При освоении скважин блокирующая эмульсия разжижается поступающей из пласта нефтью и деблокирует дренированные участки пласта. В результате обработки достигается эффект увеличения производительности скважин.

          2.6.2.2 Применение закачек вязкоупругих составов

    В основу реализации технологии заложено выравнивание неоднородности пласта за счёт проявления начального градиента и высоких остаточных факторов сопротивлений в высокопроницаемых пластах Технология применения ВУС заключается в обработке призабойных зон скважин небольшими (30-        100 м³) объёмами ВУС.  Вязкоупругие составы (ВУС) – гели на основе водорастворимых полимеров – образуются в результате химической сшивки макромолекул полимера в растворе с помощью специальных реагентов. ВУС на основе полиакриламида (ПАА) образуются при сшивке ПАА в растворе альдегидами или катионами поливалентных металлов. Основными компонентами вязкоупругих составов являются: полиакриламид, формалин технический, составы ТС-10, смола, квасцы хромо-калиевые, вода техническая с содержанием солей до 240-250 г/л, кислота соляная.

    Технология  особенно эффективна в резко неоднородных пластах, имеющих пропластки очень высокой проницаемости (даже трещины), со слабой гидродинамической связью между отдельными продуктивными пропластками, содержащими нефть малой и средней вязкости. Во многих случаях целесообразно многократное (два-три раза) воздействие на призабойную зону пласта вязкоупругими составами.

    2.6.2.3 Применение каверн-накопителей

    Искусственное кавернообразование в призабойной  зоне пласта, осуществляемое путем проведения многократных кислотных ванн, является одним из способов повышения гидродинамической связи пласта со скважиной.

    Назначение  кислотной ванны - очистка поверхности  забоя от загрязняющих материалов - остатков цементной и глинистой  корки, продуктов коррозии, кальцитовых соединений из пластовых вод и пр.

    При создании забойных каверн достигается  существенное увеличение площади фильтрации, а также растворение наименее проницаемой части призабойной зоны пласта, образованной в процессе первичного и вторичного вскрытия продуктивного пласта. Рабочий раствор должен быть повышенной концентрации соляной кислоты (ТУ 2458-ОП-009-12966038-98) и содержать все необходимые добавки. В качестве продавочной жидкости используют обычно минерализованную воду.

    2.6.2.4 Применение нефтебитумного продукта

    Нефтебитумный продукт (НБП) получают из добывающих скважин  при разработке природных битумов. Нефтебитумный продукт представляет собой сложную смесь углеводородов различного структурно-группового состава и их гетеропроизводных, обладающих широким спектром физико-химических свойств, обуславливающих их стабильность и реакционную способность.

    Для получения НБП с заданными  фильтрационными характеристиками применяются маловязкие разбавители (растворители, в том числе, дистиллят).

    Закачка нефтебитумного продукта повышает эффективность  вытеснения нефти за счёт: мицеллярного строения НБП и его поверхностно-активных свойств, в результате блокирования промытых зон в разработку включаются не охваченные заводнением зоны пласта и создаются необходимые депрессии для извлечения нефти из менее проницаемых интервалов пласта.

    В технологическом процессе применяется НБП вязкостью 30-200 мПа×с. Закачка проводится на стандартном нефтепромысловом оборудовании при использовании установки насосного типа. Технология разработана для закачки продукта в нагнетательные и добывающие скважины, эксплуатирующие слоисто-неоднородные терригенные и карбонатные коллектора проницаемостью 0,1-3,5 мкм² толщиной более 3 м, обводнённые за счёт ППД. Технология эффективна при закачке в нагнетательные скважины приемистостью 250 м³/сут и выше при давлении 10 МПа, в добывающие - обводнённостью 86% и более.

    В зависимости от эффективной нефтенасыщенной  толщины пласта, приемистости и дебита скважин в нагнетательные скважины закачивается 20 -60 м³, в добывающие - 15-35 м³ нефтебитумного продукта соответственно.

    Срок  освоения скважин после проведения обработок по технологии должен быть минимальным и не превышать двух - трех суток. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

СПИСОК  ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

 

1. Технологическая  схема опытно-промышленной разработки  Березовской площади, 1984.

2. Геологический отчет НГДУ «Альметьевнефть» за 2009 г.

         3.  Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. Издательство «Нефть и

газ». Москва, 2003.

          4. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. Учебник для вузов. М.: ООО ТИД «Альянс», 2005. – 510 с.

5. Геологический отчет НГДУ «Альметьевнефть» за 2008 год.

        
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

 

      

      КАРТА РАЗРАБОТКИ

      Бухарское месторождение

      (масштаб  1:25000) 

 
 
 
 

КАРТА ИЗОБАР

Бухарское месторождение

  (масштаб 1:25000)

 
 
 
 

СТРУКТУРНАЯ КАРТА

Бухарское месторождение

(масштаб  1:25000)