ОАО «Самаранефтегаз» разрабатывает более 100 нефтяных и нефтегазовых месторождений на территории Самарской области. Эксплуатационный фонд компании насчитывает более 5000 добывающих и более 1100 нагнетательных скважин. Основные запасы нефти сосредоточены в терригенных (55%) и карбонатных (45%) коллекторах и приурочены к локальным поднятиям. Основные проблемы фонда связаны с высокой (около 50%) обводненностью продукции скважин, которая объясняется высокой неоднородной проницаемостью многопластовых залежей. Если обводненность превышает 90%, скважину останавливают. Таких скважин в конце 2010 года в компании насчитывалось около 3000.

Для решения проблемы обводненности в ОАО «Самаранефтегаз» создан отдел новых технологий. В 2010 году отдел работал в трех направлениях:

• селективная изоляция водопритока (РИР);
• стимуляция карбонатных коллекторов кислотными методами (БСКО, ТПКО);
• внутрискважинная перекачка пластовых вод (ВСП).

СЕЛЕКТИВНАЯ ИЗОЛЯЦИЯ ВОДОПРИТОКА

За счет селективной изоляции водопритока предполагается увеличить средний дебит нефти на 16 т/сут и уменьшить объемы попутно добываемой воды на 30%. Продолжительность эффекта, согласно нашим оценкам, должна составить более 5 лет.

Селективная изоляция водопритока предполагает: отключение выработанных (обводненных) интервалов пластов; устранение межпластовых и заколонных перетоков, изоляцию подошвенных вод; устранение негерметичности обсадных колонн, наращивание цементного кольца за колонной; изоляцию обводненных трещиноватых интервалов пласта, в том числе карбонатных, а также селективную изоляцию пластов (ограничение попутно добываемой воды) (рис. 1). Основными критериями подбора скважин-кандидатов для этой технологии выступают обводненность более 95%, суточный дебит жидкости не менее 40 м3/сут и наличие не менее 10 тыс. т запасов нефти (рис. 2, 3).

В рамках этого направления были испытаны четыре технологии водоизоляции: с применением VEC-2, ТС «Софит», гелеобразующего и полимерно-эмульсионного состава, – для каждой из которых характерны свои области применения и риски (табл. 1).

Всего в 2010 году в рамках проекта были проведены работы на 10 скважинах. Средний прирост дебита составил 10 т/сут на скважину. ТС «Софит» показал эффективность только для ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны, тогда как для селективной изоляции он оказался неэффективен.

СТИМУЛЯЦИЯ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ КИСЛОТНЫМИ МЕТОДАМИ (БСКО, ТПКО)

Данный проект предполагал испытание двух технологий, применяемых на той или иной скважине в зависимости от специфики геологических и технологических условий. БСКО – закачка кислотной композиции с отклонителем из расчета не менее 2,5 м3/м и в соответствии с рассчитанным дизайном. Позволяет увеличить проницаемость ПЗП, эффективный радиусдренирования скважины, а также приобщает в разработку неперфорированные участки толщин.

Термопенокислотная обработка (ТПКО) – комплексная технология, включающая разогрев ПЗП до 70-100°С, растворение АСПО горячим раствором ПАВ, селективное отклонение кислоты пеной и воздействие горячей кислотой с последующим быстрым освоением продуктов реакции.

Цель проекта заключалась в отработке методики целевой доставки рабочей жидкости к наиболее загрязненным зонам пласта или к наиболее засоренным перфорационным отверстиям, а также в оценке технологической эффективности термопенокислотной обработки ПЗП с освоением и повышении эффективности БСКО. В ходе реализации проекта решались такие проблемы, как закольматированность ПЗП, стимуляция наименее проницаемых прослоев, не затрагивая кислотой раздренированные и обводненные слои, и снижение пластового давления.

Селективность пенокислоты по проницаемости обусловлена тем, что пена быстро разрушается в низкопроницаемых, закольматированных зонах. Селективность пенокислоты по насыщенности обусловлена ее способностью разрушаться в нефтенасыщенных необводненных зонах.

При отборе скважин-кандидатов для проведения ТПКО и БСКО учитывались такие факторы, как карбонатность породы, уровень обводненности скважины, герметичность эксплуатационной колонны и другие факторы (см. рис. 3).

В качестве ключевых показателей эффективности при применении этих технологий использовались:

• прирост дебита нефти от ТПКО относительно базовой технологии на 5 т/сут;
• прирост дебита нефти от БСКО относительно базовой технологии на 2 т/сут.

В 2010 году было проведено 8 обработок БСКО и 3 – ТПКО. Эффективность проведения работ ТПКО составила 16,7 т/сут, БСКО – 10 т/сут.

Успешность проведения БСКО составила порядка 70% (достижение потенциальных параметров). Совпадение расчетных дебитов с фактическими составляет 30-40%.

Среди причин недостижения показателей можно назвать неточность соблюдения дизайна при обработках (например, остановки при поломках), а также не всегда корректные параметры при прогнозе эффективности обработки (проницаемость, радиус кольматации, скорость закачки, пластовое давление).

Проведение работ по стимуляции карбонатных коллекторов сопряжено с рядом рисков (табл. 2).

ВНУТРИСКВАЖИННАЯ ПЕРЕКАЧКА ПЛАСТОВЫХ ВОД

Целью проекта по внутрискважинной перекачке пластовых вод (ВСП) был обзор, анализ и сопровождение испытаний технологии перекачки пластовых вод с нижележащего водоносного горизонта в верхний продуктивный пласт.

В процессе внедрения этой технологии были решены такие проблемы, как отсутствие системы забора воды; отсутствие системы водоводов при организации законтурного, очагового и площадного заводнений, а также поддержание пластового давления на небольших площадях при отсутствии или большом удалении системы ППД.

Применение ВСП позволило: сэкономить на строительстве дополнительной системы забора во-ды, системе водоводов; организовать локальную систему ППД при заводнении; поддерживать пластовое давление без установки дополнительного наземного оборудования; а также получить дополнительный объем добычи нефти.

Конструктивно установка для перекачки по схеме «сверху-вниз» выполнена по перевернутой схеме относительно традиционных УЭЦН (рис. 4). Поток жидкости направляется сверху вниз, обеспечивая закачку воды в пласт. Зона закачки пакеруется, тем самым отделяется от зоны подачи жидкости. Жидкость подается сверху колонны. Установка для перекачки по схеме «снизу-вверх» включает в себя стандартный электроцентробежный насос, струйный насос для удаления газа и два пакера. Поток жидкости направляется по НКТ снизу-вверх и через специальные отверстия нагнетается в продуктивный пласт. Зона закачки пакеруется снизу и сверху. Установки для закачки воды из пласта в пласт оснащены скважинным расходомером для измерения расхода и давления на выходе из насоса.

Среди критериев применимости технологии ВСП можно выделить: совместимость закачиваемой воды с пластовой водой продуктивного пласта; расстояние между объектами (не менее 3 м); отсутствие водоводов для организации ППД; отсутствие нарушений эксплуатационной колонны; минимальный диаметр эксплуатационной колонны (146 мм) .

В 2010 году в ОАО «Самаранефтегаз» технология ВСП испытывалась на двух скважинах Неклюдовского месторождения. По одной из них (№ 427) достигнут следующий эффект: накопленная дополнительная добыча нефти за 71 день работы скважин составила 1768,7 т. По второй скважине на 01.11.2010 г. оценить эффективность не представлялось возможным.

Проведение работ по ВСП пластовых вод также сопряжено с рядом рисков (табл. 3).

Если сравнивать стандартные схемы ППД и ВСП, то к главным недостаткам последней следует отнести отсутствие возможности использования подтоварной воды и небольшие дебиты скважин, пробуренных на водоносные горизонты, а к преимуществам – сравнительно небольшие материальные и временные затраты на строительство (табл. 4).

По оценкам специалистов ООО «СамараНИПИнефть» потенциал применения технологии ВСП в компании составляет не менее 20 скважин со средним дебитом 18 т/сут.