В НГДУ «Лениногорскнефть» ПАО «Татнефть» разработана и опробована технология направленной кислотной обработки, которая позволяет вывести скважины из нерентабельного фонда с наименьшими затратами. Об этом сообщает издание «За нефть».

В процессе эксплуатации месторождений, вступивших в позднюю стадию разработки, наблюдается интенсивное обводнение продуктивных пластов при неполной выработке запасов нефти. Разрабатываемые «Лениногорскнефтью» карбонатные залежи обладают очень сложным геологическим строением и характеризуются сильно развитой вертикальной трещиноватостью, повышенным значением вязкости нефти и водонапорным режимом (пластовое давление - 65-75 атм).

Это способствует ускоренному продвижению подошвенной воды вдоль вертикальной оси скважины по сравнению с продвижением её вдоль горизонтальной. В результате образуется неустойчивый водонефтяной контакт залежи. Вода рано или поздно, в зависимости от дебитов и проницаемости естественных экранов, прорывается к призабойной зоне скважин. Это приводит к обводнению продукции. Для поддержания добычи нефти на прежнем уровне и повышения конечного коэффициента извлечения нефти (КИН) скважин необходимо проводить значительное количество обработок, связанных с изоляцией водопритока.

В настоящее время существует большое количество методов повышения нефтеотдачи пластов. В частности, химические методы по ограничению воды достаточно эффективны и успешно применяются уже долгое время. Однако прочностные свойства изолирующих составов со временем ухудшаются, снижается эффект от МУН и возникает необходимость повторных обработок. Кроме того, серьёзной проблемой зачастую является значительное уменьшение притока жидкости после изоляционных работ. В итоге скважина переводится на периодический режим работы. Таким образом, повторная обработка после снижения эффекта от ремонтно-изоляционных работ становится неэффективной.

Технология направленной ОПЗ, разработанной в «Татнефти», представляет из себя блокирование высокопроницаемой водонасыщенной части пласта путём закачки углеводородной композиции. Это гидрофобный эмульсионный раствор (ГЭР), с последующей соляно-кислотной обработкой. ГЭР изготавливается в «Лениногорскнефти», что позволяет уменьшить затраты при обработке.

При применении данной технологии повышается забойное давление, т.е. в разработку вовлекаются менее проницаемые нефтяные пропластки, ранее не участвовавшие в работе скважины. При дальнейшем постепенном увеличении обводнённости возможна обработка более устойчивыми реагентами призабойной зоны пласта (ПНП).

Обработку можно проводить с использованием колтюбинговой установки УКПТ-10 без подъёма глубинно-насосного оборудования. Такой способ позволяет уменьшить стоимость обработки, увеличить межремонтный период скважин, сократить время простоя скважины для проведения обработки в среднем на 4-5 суток.

В 2018 году направленная кислотная обработка с применением ГЭР была проведена на 8 скважинах «Лениногорскнефти». Дополнительная накопленная добыча составила 2507 тонн нефти, среднесуточный прирост составил в среднем 2,1 тонн в сутки, продолжительность эффекта - 6-8 месяцев. Экономический расчёт показал рентабельность разработанной технологии, отмечает главный специалист ОРНиГМ ГТЦ Алексей ЛАПУХИН.

Геологи НГДУ «Прикамнефть» ПАО «Татнефть» усовершенствовали большеобъемные обработки призабойных зон, сообщал ИА Девон. Применение этой технологии позволило в 4 раза увеличить средний дебит нефти скважин на карбонатных отложениях.