Геолого-промысловое и технико-экономическое обоснование вариантов разработки Ново-Кореневского месторождения, страница 9

Технологические схемы,  использовавшиеся при освоении и интенсификации притока скважин Ново-Кореневского месторождения, включали соляно-кислотную обработку (скв №6, № 10) и соляно-кислотную ванну с последующей соляно-кислотной обработкой (скв № 11). На режим фонтанирования  скважины №10, №11 были выведены после компрессирования. Таким образом, использование вышеупомянутых технологий оказалось успешным при освоении  скважин после бурения. Однако, недостатком соляной кислоты является быстрая ее нейтрализация при реакции с карбонатной породой, поэтому иногда для этих целей можно использовать уксусную или муравьиную кислоту. Их концентрация должна составлять 12-15%. Также возможно использовать композиции из этих двух кислот с содержанием их в растворе по 6 %. В краевых частях залежи более целесообразно использовать технологии направленного  кислотного воздействия.

Для стимуляции притока из отложений залесских слоев лебедянского горизонта целесообразно применять следующие технологии: селективно-направленное и поинтервально-раздельное кислотные воздействия, реагентно-импульсное воздействие на пласт, многообъемные солянокислотные обработки, а также сочетание перечисленных технологий.

При подборе технологических схем увеличения продуктивности  вновь  вводимых в эксплуатацию скважин необходимой и обязательной операцией является извлечение продуктов реакции путем дренирования пласта с запуском скважин фонтаном при Рпл>Ргидр. или с применением компрессирования, газлифта, струйных насосов, свабирования.

Для подбора точной рецептуры кислотных композиции, необходимых  для увеличения проницаемости околоствольной зоны пласта и адаптации подобранных составов к конкретным условиям залежи, необходимо для вновь  вводимых в эксплуатацию  объектов  предусмотреть специальные лабораторные исследования на образцах пород и флюидов, насыщающих эти породы. Такой подход позволит выбрать оптимальный состав реагента и технологию обработки коллекторов нефтяных залежей.

3.6.2 Ограничение водопритока

Для проведения работ по ограничению водопритока на Ново-Кореневском месторождении целесообразно применять составы на основе АКОР – БН102, ОВП-1 и, в перспективе, –  ОВП-2, ОВП-3 и т.п. В качестве инициатора осадкообразования при использовании составов на основе ОВП-1 и ОВП-2 используется пластовая высокоминерализованная вода плотностью не менее 1150 кг/м³. Для ликвидации больших поглощений применяется раствор ОВП-1 с резиновой крошкой.

Перечень составов, рекомендуемых для применения на Ново-Кореневском месторождении с целью ограничения водопритока:

– раствор ОВП-1   50 % -ой концентрации;

– раствор ОВП-2   50 % -ой концентрации;

­– АКОР-БН102 (1:3 – (товарный реагент/вода затворения по объему));

– раствор ОВП-1  50 % -ой концентрации с резиновой крошкой.

Технологии работ осуществляются с использованием стандартного оборудования и технических средств, применяемых при капитальном ремонте скважин:

- цементировочный агрегат CBY-31;

- передвижная установка ППУ А-1600/100;

- гидравлический смеситель;

- технологические емкости (на 30, 50 м³);

- автоцистерны ЦР-10, ЦР-20;

- блок манифольдов типа 1БМ-700;

- пакер ПРО-ЯМ-ЯГ, ПРВ, ПРО, П-ЯМ2, ПРО-ЯМО-ЯГ, П-ЯМО2.

3.6.3 Повышение нефтеотдачи пластов

На поздней стадии разработки данного месторождения (III и IV) после организации системы ППД необходимо проводить мероприятия по повышению нефтеотдачи пластов.

Наиболее эффективным физико-химическим методом повышения нефтеотдачи неоднородных пластов данного месторождения, содержащих нефти высокой вязкости, является полимерное заводнение 0,2-0,3-%-ными водными растворами полиакриламидов (ПАА).

Применение нефтевытесняющего агента повышенной вязкости способствует более полному вытеснению  нефти из емкостного пространства коллектора за счёт приближения  характера  вытеснения к поршневому.

Технологическая цепочка мероприятий по ПНП состоит из следующих типовых операций:

-  подготовка скважины к работе: промывка и при необходимости – СКО;

-  ПГИ: термометрия, удельная расходометрия;

-  шаблонировка, скрепирование, спуск пакера;

-  закачка рабочих составов реагентов (при необходимости – в процессе закачки и после – СКО);

-  подъем пакера, спуск воронки, ввод под закачку, вывод на режим;

-  повторные ПГИ: термометрия, удельная расходометрия;

-  оценка изменения профиля приемистости и удельной расходометрии;

-  оценка эффективности – текущая и конечная.