АНАЛИЗ ТЕХНОЛОГИЙ ОПЗ НА ПЕРСПЕКТИВУ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ТПП «ЛАНГЕПАСНЕФТЕГАЗ»

В процессе строительства скважин и при первичном вскрытии продуктивных пластов происходит загрязнение призабойной зоны путем фильтрации частиц бурового и цементного растворов, выбуренной породы. Загрязнение пласта, особенно его призабойной части, происходит при первичном и вторичном вскрытии, глушении и во время эксплуатации скважины – на стенках каналов перфорации и в породе пласта откладываются кольматирующие примеси. Постепенно в призабойной зоне пласта накапливаются отложения (кальматанты), в том числе асфальтено-смолистные и парафиновые отложения, забойные осадки, продукты коррозии оборудования и труб. Это приводит к ухудшению коллекторских свойств пласта и снижению его продуктивности. [1]

Эффективность работы добывающих и нагнетательных скважин во многом определяет характер процесса выработки нефтесодержащих пластов. Качественная и бесперебойная эксплуатация скважин зависит от геологических и технологических факторов. Под качественной эффективной работой скважин понимается эксплуатация с режимами, соответствующими потенциальным возможностям пласта при полном охвате его процессом фильтрации. Фактические режимы эксплуатации скважин чаще бывают ниже потенциальных из-за снижения абсолютной и фазовой проницаемости пород призабойной зоны для нефти под влиянием технологических факторов. В таких случаях возникает необходимость воздействия на призабойную зону пласта (ПЗП) методами интенсификации с целью восстановления максимального потенциала скважин.

В последнее время растут темпы ввода в разработку месторождений, представленных низкопроницаемыми пластами или пластами разной проницаемости.

В таких условиях существенное снижение фильтрационных сопротивлений течения жидкости в незначительной зоне вблизи добывающих и нагнетательных скважин за счет увеличения абсолютной проницаемости, активного воздействия на насыщающие его флюиды, подключения в работу ранее не вовлеченных в процесс фильтрации или слабо дренируемых пропластков приведет к интенсификации добычи нефти, возрастанию охвата пласта воздействием, а, следовательно, к повышению нефтеотдачи. [2]

Для восстановления первоначальных свойств пласта применяются различные химические методы воздействия, наиболее эффективными из которых являются комплексные методы воздействия на ПЗП многокомпонентными химическими составами с последующим удалением продуктов реакции из скважины. [1]

В результате выполнения ОПЗ в 2018 г. планируемые дебиты нефти не достигнуты по скважинам (28 % от общего количества обработок). Успешность обработок составляет 72 %.

В 2017 году планируемые дебиты не были достигнуты по скважинам (36 % от общего количества отработок). Распределение причин недостижения плановых показателей по скважинам в 2017-2018 гг. представлено на рисунках 1 и 2.

Рисунок 1. Распределение обработок ПЗП по причинам низкой эффективности в 2017 г.

Рисунок 2. Распределение обработок ПЗП по причинам низкой эффективности в 2018 г.

В 2017 году по большинству скважин причиной недостижения эффекта является длительный ВНР, у 16 % недостижение эффекта вызвано неподтверждением текущей нефтенасыщенности, у 15 % низкоэффективность обработок наблюдается вследствие недостижения плановой обводненности продукции при обработках.

В 2018 году по большинству скважин причиной недостижения эффекта является длителльный ВНР и низкое Рпл, а также высокая обводненность.

В 2018 г. на месторождениях ТПП «Лангепаснефтегаз» выполнено 186 ОПЗ, из них 180 обработок на действующих скважинах и 6 обработок на скважинах из бездействия, консервации и пьезометрического фонда. По 7 обработкам начальные приросты дебита нефти составляют более 10 т/сут. По состоянию на 01.01.2018 дополнительная добыча нефти составила 74154 т, средний начальный прирост дебита нефти – 3.1 т/сут, удельный – 2.3 т/сут.

За 2018 год средний начальный прирост дебита нефти по всем обработкам составил 3.1 т/сут, в том числе по действующему фонду – 3.2 т/сут, по неработающему – 2.1 т/сут.

За 2018 год удельный прирост дебита нефти по всем обработкам составляет 2.3 т/сут. По действующему и неработающему фонду удельные приросты дебита нефти составляют 2.3 и 1.6 т/сут, соответственно. [1]

На объектах ЮВ и АВ выполнено наибольшее количество мероприятий - 67 и 65 ОПЗ, на объектах Ач.т. выполнено 50 мероприятий. Показатели эффективности выше по обработкам, выполненным на пластах группы Ач.т. (средний начальный прирост – 3.9 т/сут, удельный – 2.4 т/сут).

Основными технологиями/составами для обработки ПЗП на ТПП «Лангепаснефтегаз» являются «Гелий», «Элтинокс/1.2», «ГИО», «Аксис-КС». Наибольшая эффективность отмечена по обработкам «Гелий»: средний начальный прирост – 4.4 т/сут, удельный – 2.7 т/сут.

На объектах группы АВ наиболее эффективными являются технология «ГИО» и «Элтинокс/1.2» с освоением ЭЦН, на объекте ЮВ – «Гелий», «Элтинокс/1.2» и «Алдинол-20» с освоением ЭЦН, на пластах Ач.т. – «Гелий» и «Элтинокс/1.2», на пластах БВ – «Гелий».

Эффективность ОПЗ с точки зрения увеличения коэффициента продуктивности составила 73 % – по 132 скважинам после ОПЗ К_пр увеличился.

По результатам выполненного факторного анализа выявлено, что на большинстве скважин, на которых проводилась оптимизация или смена насоса совместно с ОПЗ, весь прирост, либо бóльшая его часть относится к эффекту от ОПЗ (133 скв. – 84 %). [1]

При использовании технологий, предполагающих возможность проведения дальнейшего освоения, наибольшая эффективность получена при выполнении обработок с технологией освоения с целью извлечения продуктов реакции, что позволяет сделать вывод о целесообразности проведения извлечения продуктов реакции после обработок на всех объектах. Это позволит своевременно удалить продукты реакции, не допустить выпадения вторичных и третичных осадков и, в конечном итоге, наиболее качественно очистить призабойную зону пласта. [2]

Целесообразно проводить извлечение продуктов реакции после обработок на всех объектах при использовании технологий, предполагающих возможность проведения дальнейшего освоения. Целесообразность освоения скважин после обработок составом «Элтинокс/1.2» рекомендуется рассматривать индивидуально для каждой скважины. [3]

Список литературы:

1. Лабораторные исследования композиций ПНП и ИДН в условиях месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь». Выбор оптимальных реагентов для технологий ПНП и ОПЗ на основе сравнительного тестирования / ООО «КогалымНИПИнефть». – 2010
2. Арефьев С.В. «Основные направления повышения эффективности разработки месторождений ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь» Современные подходы к проектированию разработки на разных ста­диях развития месторождений: Материалы совещания ПАО «ЛУКОЙЛ». – Тюмень: ООО «Вектор Бук», 2017. – 156 с.
3. Печёрин Т.Н. «Проблемы разработки нефтяных месторождений ХМАО и пути их решения» Четвертая научно-практическая конференция «Проблемы нефтегазо­вого комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности»: сб. докл. Четвертой науч.-практ. конф. – Тюмень: Тюменский дом печати, 2017. 540 с. 363 ил.