Шайдуллин Вадим Александрович Руководитель сектора технологий ремонтно-изоляционных работ ООО «РН-БашНИПИнефть»

Методы селективной изоляции можно условно разделить на пять категорий. Во-первых, это изоляция водопритока за счет образования водоизолирующей массы, растворимой в нефти и нерастворимой в водной среде. Во-вторых, изоляция путем образования нерастворимых осадков в водонасыщенных зонах. Третья группа методов основана на взаимодействии реагентов с солями пластовых вод; четвертая — на реакции ПАА, мономеров АА, или гипаноформальдегидной смеси, с поверхностью пород, покрытых нефтью. Пятая группа обеспечивает гидрофобизацию пород ПЗП с применением ПАВ и прочих составов (рис. 1).

Для селективной изоляции пластов большинство добывающих предприятий используют в основном реагент «Гивпан». Эффективность его применения на месторождениях ОАО АНК «Башнефть» в среднем составляла порядка 60%. Работы по изоляции пластов на месторождениях ведутся преимущественно с мая по ноябрь, в зимнее же время РИР, как правило, не выполняют. Применение составов на основе «Гивпана» ограничено температурными условиями, так как при низких температурах вязкость водного раствора полимера настолько возрастает, что его закачка в пласт становится невозможной. Специалистами ООО«БашНИПИнефть» совместно с ООО ИПФ «Нефтехимтехнологии» была разработана морозоустойчивая полимерная композиция — «Полимер водный всесезонный» (ПВВ), — сохраняющая свои свойства при температуре ниже –15°С.

В основе рецептуры нового реагента использовался гидролизованный полимер акрилового ряда с повышенным содержанием основного вещества и низкой температурой застывания. Кроме того, одним из основных свойств реагента должна была стать повышенная, по сравнению с «Гивпаном», осадкогелеобразующая способность.

Работа строилась в несколько этапов. Первый этап включал в себя разработку рецептуры ПВВ на основе гидролизованного полиакрилонитрила, превосходящей по своим технологическим характеристикам «Гивпан». Подбор компонентов для снижения температуры застывания проводили опытным путем. В качестве добавок, снижающих температуру застывания полимерной композиции, использовали гидроксид натрия, аммиак и раствор хлорида аммония. В состав гелеобразных осадков, полученных при взаимодействии новых полимерных композиций и гидроксохлористого алюминия, входит гидроксид алюминия, присутствие которого обусловливает гелеобразующую составляющую и увеличивает общую массу осадков. В нефтяной среде раствор полимерных композиций сохраняет свои первоначальные физические свойства, обеспечивая тем самым селективность воздействия на нефтенасыщенную породу. В основе рецептуры нового реагента использовался гидролизованный полимер акрилового ряда с повышенным содержанием основного вещества и низкой температурой застывания. Одним из основных свойств реагента должна была стать повышенная по сравнению с «Гивпаном» осадкогелеобразующая способность.

Второй этап — лабораторные исследования нового реагента для применения его в технологиях повышения производительности скважин. Было установлено, что увеличение содержания гидроксида натрия (NaOH) до 20% в растворе полимера приводит к значительному снижению температуры застывания композиции. Так, при увеличении содержания NaOH, водного раствора аммиака (NH4) или хлорида аммония (NH4Cl) до 30% температура застывания состава опускается до –30°С при диапазоне концентрации полимеров от 3 до 10% (табл. 1).

Мы провели замер объемной доли образующихся осадков. Полученные результаты сравнили с параметрами «Гивпана»: объемная доля осадка, образуемого композициями на основе последнего, существенно меньше, а температура застывания выше.

Также были проведены исследования прочности образующегося осадка с помощью диагностической системы «Валента» до и после взаимодействия его с соляной кислотой (табл. 2). Необходимость последних испытаний обусловлена тем, что после закачки полимерной композиции выполняется СКО. В результате было выбрано несколько наиболее действенных соотношений раствора ПВВ и гидроксохлористого алюминия (или хлорида кальция), подходящих для применения в том или ином типе коллектора (рис. 2).

ВНЕДРЕНИЕ РЕАГЕНТА И РЕЗУЛЬТАТЫ

В настоящее время реагент «ПВВ» активно внедряется на месторождениях компании ОАО АНК «Башнефть». Так, например, на скв. №1741 Шелкановского месторождения НГДУ «Чекмагушнефть» проводились закачка ПВВ и сшивка хлоридом кальция, что дало существенное снижение обводненности и, как следствие, рост добычи нефти (рис. 3). По скважине № 947, где помимо закачки реагента выполнялась СКО, удалось заметно увеличить добычу нефти при снижении обводненности.

Таким образом, была разработана технология полимер-кислотного воздействия. Увеличение продуктивности нефтесодержащего карбонатного пласта достигается не только за счет восстановления природных коллек-торских свойств, но и за счет создания новой пористой структуры в карбонатном пласте путем растворения кислотой карбонатных соединений. При этом обеспечивается увеличение дебита при одновременном ограничении количества попутно добываемой воды. Применяемый при полимерно-кислотном воздействии (ПКВ) гидроксохлористый алюминий при взаимодействии с карбонатным коллектором образует гелевую пленку, т.е. происходит полимерное осадкогелеобразование.

В 2008–2010 годах ОПР по внедрению ПКВ проводились в 150 скважинах, достигнуты следующие результаты: средняя обводненность скважин снижена на 10–15%, прирост дебита нефти в среднем на скважину составил 2–3 т/сут, дополнительная добыча нефти — порядка 43 тыс. т (рис. 4).

Выводы:

Разработана новая полимерная композиция ПВВ с улучшенными технологическими характеристиками, в частности с возможностью использования в условиях низких температур.

На основе лабораторных исследований разработана технология ПКВ.

Технология успешно внедряется на месторождениях ОАО АНК «Башнефть».