Обоснование технологии обработки призабойной зоны пласта на месторождении Кумколь в целях поддержания эксплуатационного фонда скважин в работоспособном состоянии

Статья посвящена вопросу решения важной задачи — обоснование выбора технологии обработки призабойной зоны пласта в целях поддержания эксплуатационного фонда скважин в работоспособном состоянии.

Авторы предлагают в качестве решения такой задачи — эффективное использование обработки призабойной зоны пласта реагентом-растворителем и циклическое заводнение пласта с использованием закачки полимеров для выравнивания профилей приемистости, такое воздействие даст возможность увеличить выработку запасов. Таким образом, обоснование выбора эффективной технологии обработки призабойной зоны пласта в залежах вязкой нефти и сложнопостроенных коллекторах с применением реагента-растворителя является актуальной и перспективной задачей.

Ключевые слова: коллектор, обводненность, циклическое заводнение, скважина, отложения парафина, реагент-растворитель.

Нефтегазовый сектор Казахстана — одна из отраслей, влияющей на успешное развитие экономики Казахстана. Оптимизация разработки месторождений углеводородов в условиях растущей вовлеченности в этот процесс сложного освоения запасов нефти и газа является важнейшей для нефтегазовой отрасли Казахстана.

Широкий спектр осложняющих факторов, возникающих при добыче сырой нефти и достаточно намного снижающих эффективность технологических процессов извлечения вязкой нефти из залежей в сложнопостроенных коллекторах. Большая часть нефтяных месторождений на данный момент находится в стадии поздней разработки.

Этот этап сопровождается рядом осложнений при добыче нефтяной продукции из пласта, среди которых образование органических отложений в системе «скважина-забойная зона пласта». Используя длительный опыт разработки и эксплуатации нефтяных залежей, можно понять, что асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО) могут образовываться на поверхности оборудования в скважинной системе и в призабойной зоне пласта (ПЗП) в большей степени на месторождениях, где происходит добыча нефтяной продукции с повышенным содержанием парафинов и асфальтенов.

В настоящее время на месторождении Кумколь наблюдается падение пластового давления, увеличение обводнённой продукции и как следствие характерное снижение темпов отбора жидкости.

Поэтому вопросы, связанные с поддержанием фонда эксплуатационных скважин в рабочем состоянии, имеют большую актуальность. Одним из мероприятий по улучшению работы скважин является устранение осложнений. Улучшить работу системы скважин на месторождении можно путем обработки призабойной зоны пласта (ПЗП) предлагаемым реагентом-растворителем и циклическим заводнением пласта водой с применением закачки полимера для выравнивания профилей закачки, это воздействие позволит увеличить извлечение запасов.

Промысловый анализ отражает постепенное повышение обводненности и падение эффективности системы поддержания давления (ППД) пласта, которое объясняется характеристикой геологического строения эксплуатационных объектов месторождения.

На рисунке 1 отражена динамика основных технологических показателей разработки эксплуатационных объектов месторождения Кумколь. Анализ рисунка показывает, что динамика дебита нефти характеризуется устойчивым темпом снижения отборов нефти.

Рис. 1. Динамика текущих показателей среднегодовых дебитов и приемистости первого эксплуатационного объекта месторождения Кумколь

В таблице 1 приведены показатели по геологическим и извлекаемым запасам эксплуатационных объектов месторождения.

Таблица 1

Показатели выработки запасов нефти эксплуатационных объектов месторождения Кумколь по состоянию на 01.11.2014 г.

На 01.01.2015 г. текущий КИН составил 0,457 д.ед. Текущая обводненность в целом по месторождению превышает 97,0 % [1,2,3,4]. Очевидно, что при обводненности 98 % утвержденный коэффициент извлечения нефти (КИН) не будет достигнут.

С помощью метода характеристик вытеснения определим, какие запасы нефти остаются на сегодня в зоне действия системы разработки. Анализ полученных данных показывает, что на текущий момент действующей системой разработки вовлечено в дренирование только 78,1 % от утвержденных начальных извлекаемых запасов (НИЗ) (рисунок 2). Остальные запасы (более 21 %) остаются вне зоны дренирования [5].

а б

Рис. 2. Зависимости текущего КИН и доли НИЗ, введенных в разработку, от текущей обводненности добываемой продукции для эксплуатационных объектов месторождения Кумколь

Рассмотрим выработку запасов нефти по эксплуатационным объектам.

I объект разработки (горизонты М1+2) (рисунок 2, а)

Текущий КИН на 01.11.2014 г. равен 0,448 д.ед. при обводненности 97,5 %. Отбор от НИЗ — 76,1 %. В зоне действия системы разработки находится 78,0 % от утвержденных НИЗ. При предельной обводненности утвержденный КИН не будет достигнут.

II объект разработки (горизонты Ю1+2) (рисунок 2, б)

Текущий КИН — 0,431 д.ед. Обводненность — 95,5 %. Отбор от НИЗ — 70,4 %. В зоне действия системы разработки находится 73,8 % от утвержденных НИЗ. При предельной обводненности утвержденный КИН не будет достигнут [6,7].

Текущая ситуация в освоении эксплуатационных объектов месторождения Кумколь характеризуется следующими особенностями: высокая текущая обводненность добываемой продукции (в среднем более 97,0 %) при показателях отбора проектных НИЗ в среднем не выше 76,3 %. Скорость роста обводненности не соответствует уровню отбора начальных извлекаемых запасов нефти.

Кроме того, эксплуатация скважин на месторождении Кумколь ведется и с другими осложнениями, а именно пескопроявления, солеотложение, отложения парафина и асфальтосмолистые вещества на устьевом и внутрискважинном оборудовании.

Эффективность этого вида обработок очень низкая и достигает 60–65 %. При выполнении такой операции, например, в скважине 5 было проведено 4 обработки насосно-компрессорных труб. После каждой обработки дебит скважины резко увеличивался в среднем на 25–35 тонн в сутки. Однако, продолжительность работы скважин с повышенным дебитом составляла 2–5 суток.

Это объясняется низким качеством обработок, в результате которых не происходит полного расплавления отложений парафина. Как правило, средняя температура закачиваемой воды на устье 60–70 ^о С, в то время как для полного расплавления парафина она должна быть не менее 80 ^о С в условиях скважины.

Это связано с низким качеством обработок, в результате которых не происходит полного расплавления парафиновых отложений. В большинстве случаев средняя температура закачиваемой воды на устье скважины составляет 60–70°С, а для полного расплавления парафина в скважинных условиях она должна быть не ниже 80°С.

Существует несколько разных технологий добычи вязкой нефти с циклической закачкой растворителя в пласт с последующей выдержкой скважины для пропитки. Применение такого рода технологий характеризуется достаточно высокой эффективностью в относительно однородных песчаниковых пластах.

Для предотвращения негативных эффектов в сложнотрещиноватых, пористых пластах, связанных с низкой вязкостью применяемых растворяющих реагентов, необходимо разработать растворяющий реагент, содержащий ароматические углеводороды повышенной или высокой вязкости [8,9]. Этим требованиям отвечает специальный реагент-растворитель, содержащий ароматические углеводороды (ксилол в концентрации 3 % по массе) и жирные кислоты. Испытания, проведенные на капиллярном вискозиметре Herzog в лаборатории повышения нефтеотдачи в полевых условиях, показали, что даже при высоких температурах 60–90 ºС реагент-растворитель сохраняет достаточно высокую кинематическую вязкость около 10 см ² /с (Рисунок 3). Преимуществом такого реагента-растворителя с повышенной вязкостью является свойство не образовывать эмульсии с дистиллированной, пресной и соленой водами.

Рис. 3. График зависимости кинематической вязкости реагента-растворителя от температуры

Из приведенного на рисунке 3 графика видно, что при 20 ºС вязкость разработанного реагента-растворителя составляет 67,5 см ² /с. Таким образом, применение предлагаемого реагента-растворителя будет более эффективным для закачки его в трещинно-поровые пласты с относительно невысокой температурой (20–40 ºС), что характерно для месторождения Кумколь.

Закачиваемые жидкости обеспечивают создание необходимого давления в пластах, поддерживают энергию пластов, а также позволяют исправить дисбаланс степени подвижности флюидов за счет снижения вязкости и перераспределения фаз.

1. Пересчет запасов нефти и газа и попутных компонентов месторождения Кумколь (Кзылординская область Республики Казахстан) по состоянию на 01.01.2008 г. / Корнева Т.В, Белько Л. Р. [и др.], АО «НИПИнефтегаз». — Актау, 2008. — 263 с.
2. Уточненный проект разработки месторождения Кумколь (по состоянию на 01.07.2008 г.). — Договор № 397/0811022 / АО «НИПИнефтегаз. — Актау. — 2009. — 997 с.
3. Мониторинг программы нестационарного заводнения месторождения Кумколь [Текст]: Отчет о НИР / Договор № 316 от 06.05.2011, ООО НПО «Нефтегазтехнология», рук.Владимиров И. В. — Уфа, 2011. — 182 с.
4. Мониторинг и анализ применения технологий нестационарного заводнения и выравнивания профиля приемистости на месторождении Кумколь [Текст]: Отчет о НИР /договору KZ-12–8100–0044 от 16.04.2012, ООО НПО «Нефтегазтехнология», рук.Владимиров И. В. — Уфа, 2012. — 415 с.
5. Владимиров И. В. Проблемы выработки запасов нефти из неоднородных по проницаемости коллекторов при их заводнении [Текст] / И. В. Владимиров // Проблемы разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти: сб. научн. тр.«ВНИИнефть» / ОАО «ВНИИнефть»; под ред. Д. Ю. Крянева, С. А. Жданова. — М.: ОАО «ВНИИнефть», 2011. — Вып. 144. — 158 с.
6. Владимиров И. В. Результаты внедрения энергосберегающей технологии нестационарного заводнения в разработке залежей высоковязкой нефти [Текст] / И. В. Владимиров, Э. М. Велиев, Р. В. Карапетов, Э. М. Альмухаметова //Энергоэффективность. Проблемы и решения: матер. XIV Междунар. научн.-практ. конф.23 октября 2014 г. — Уфа, 2014. — С. 48–49.
7. Разработка программы нестационарного заводнения месторождения Кумколь [Текст]:Отчет о НИР / Договор № 279 ОТ 26.04.2010, рук. Владимиров И. В. Уфа, 2010. — 448 с.
8. Чурикова Л. А. Эффективность разработки нефтегазоконденсатного месторождения с применением системы поддержания пластового давления /Л. А. Чурикова, А. Б. Баянгали // Молодой ученый, Научно-практический журнал № 47(285, ноябрь) — Казань, ООО «Издательство Молодой ученый», 2019. — С. 138–141.
9. Рощин П. В. Лабораторные исследования использования реагента-растворителя «А» для повышения эффективности добычи тяжелой высоковязкой нефти Демидовского месторождения в Оренбургской области/ П. В. Рощин и [др.] // Нефть. Газ. Промышленность. 2013. № 49. — С. 20–23.
10. Велиев, Э. М. Современные тенденции развития технологии нестационарного заводнения (на примере месторождения Кумколь) / Э. М. Велиев. — Текст : электронный // Электронная библиотека диссертаций : [сайт]. — URL: https://www.dissercat.com/content/sovremennye-tendentsii-razvitiya-tekhnologii-nestatsionarnogo-zavodneniya-na-primere-mestoro? (дата обращения: 23.04.2022).