Результаты промыслового применения технологии ПНП на основе реагента AC-CSE-1313 марка В (гидрофобный полимер-гель SPA-Well)

Технологии регулирования охвата пластов заводнением (ПНП), направленные на выравнивание профиля приемистости (ВПП) в нагнетательных скважинах и ограничение водопритока (ОВП) в добывающих скважинах, являются одним из необходимых элементов системы разработки нефтяных месторождений и направлены на повышение коэффициента охвата (Кохв.) и коэффициента вытеснения нефти (Квыт.) и, в конечном счете, на увеличение КИН.
Указанные технологии основаны, как правило, на применении композиций на основе полимеров, к недостаткам которых можно отнести:
– низкую стойкость к воздействию высоких пластовых температур (более 70–80 °С) и минерализации воды;
– гидрофильные свойства рабочих растворов, в результате чего образующийся в пластовых условиях водоблокирующий экран легко вымывается из пласта с потоком закачиваемой воды, тем самым снижая срок действия эффекта;
– высокую долю импортных химических компонентов в рабочей композиции, часто достигающую 90 %.
Компанией ООО МПК «ХимСервисИнжиниринг» в рамках импортозамещения разработаны отечественные технологии ВПП, ОВП и РИР на основе реагентов российского производства АС-CSE-1313 марка А, Б, В (ТУ 2458-013-66875473-2013 с изменениями № 1,2,3). По своему действию реагенты многофункциональны и предназначены для комплексного воздействия на пласт. Гелеобразующие составы на основе реагентов серии АС-CSE-1313 являются аналогом композиций на основе импортного ПАА, но могут применяться в широком диапазоне геологических условий, в том числе, на объектах с высокими пластовыми температурами и минерализацией воды, а также на участках с низкопроницаемыми коллекторами.
В процессе совершенствования технологии ВПП на основе композиции «AC-CSE-1313 марка А + HCl» разработан однокомпонентный состав AC-CSE-1313 марка B (гидрофобный водорастворимый полимер-гель SPA-Well) [1-2]. Гелеобразующий состав на основе реагента AC-CSE-1313 марка B обладает двойным действием, реализуемым путем увеличения коэффициента охвата за счет образования гелевого экрана в высокопроницаемых интервалах и увеличения коэффициента вытеснения за счет гидрофобизации поверхности породы в низкопроницаемых интервалах, что способствует повышению подвижности связанной воды в низкопроницаемых каналах и доотмыву остаточной нефти.
Раствор реагента АС-CSE-1313 марка В в пластовых условиях при концентрации 0,8–1,2 % образует гидрофобный золь, а при 1,3–2,5 % – прочный гелевый экран. При закачке в скважины возможна последовательная закачка оторочек реагента с постепенным повышением концентрации для создания закрепляющего эффекта. Рабочая концентрация реагента для технологий ВПП составляет 0,8-1,8 %, для технологий РИР – 2,0–2,5 %.
Реагент АС-CSE-1313 марка В прошел стадию лабораторного тестирования. По результатам ОПР, проведенных в 2019 году [3], технология ПНП АС-CSE-1313 марка В (SPA-Well) принята к промышленному применению в ПАО «Газпром нефть», ПАО «Славнефть-Мегионнефтегаз», а также классифицирована системой «Одного окна» ПАО НК «Роснефть» как готовое к внедрению инновационное решение.
Промышленное применение технологии ВПП SPA-Well начато в 2021 году. К настоящему моменту выполнено более 190 скв-операций по обработке нагнетательных скважин на 9 месторождениях Западной Сибири и Республики Коми [4–7], работы продолжаются.

Работы проводились на терригенных объектах со средней проницаемостью коллекторов до 40 мкм²*10-3, высокими значениями расчлененности пласта – до 9 ед. и пластовой температурой – 78,5–87 °С (табл. 1).

Результаты промыслового применения технологии ВПП SPA-Well свидетельствуют о высокой эффективности проводимых мероприятий.
Основной объем работ выполнен в ПАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» в 2021 году – 95 скважино-операций на 6 месторождениях. По результатам применения технологии дополнительная добыча нефти составила за 10 месяцев в среднем 668 т/скв. (от 560 до 1024 т/скв. по отдельным объектам, при максимальном значении более 1300 т/скв.), сокращение добычи попутной воды – 997 т/скв. (от 438 до 2300 т/скв. по отдельным объектам, при максимальном значении более 8000 т/скв.). Эффект продолжается.
По обработанным в 2021 году 5 скважинам Самотлорского месторождения дополнительная добыча нефти только за первые 2 месяца составила 839 тонн или 168 тонн/скв.
В сентябре-октябре 2022 года проведены опытно-промышленные испытания технологии на объектах с карбонатными коллекторами в Оренбургской области, выполнены обработки 2-х скважин, проводится мониторинг работы реагирующих добывающих скважин.
Показатели разработки отдельных участков обработанных нагнетательных скважин по технологии ВПП SPA-Well показаны на рис. 1.
Приведенные данные свидетельствуют о реализации механизма двойного действия реагента, направленного на увеличение коэффициента охвата и коэффициента вытеснения, на что указывает динамика дебита нефти и обводненности по участкам нагнетательных скважин– с двойными максимумами (нефть) и минимумами (обводненность) (рис. 1). После закачки реагента в пласт начинается процесс гелеобразования с повышением вязкости раствора, что приводит к перераспределению фильтрационных потоков и увеличению коэффициента охвата. По мере продвижения фронта вытеснения часть адсорбированного на стенках пор реагента гидрофобизирует поверхность породы, снижая фильтрационные сопротивления для воды, что способствует доизвлечению остаточной нефти, в том числе, из низкопроницаемых участков пласта, и увеличению коэффициента вытеснения.
Проведена оценка зависимости дополнительной добычи нефти (ДДН) от объема закаченного реагента АС-CSE-1313 марка В.
На начальном этапе реализации программы ВПП на месторождениях в ПАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» в 2021 году анализ проведен по 15 первоочередным скважинам Тайлаковского месторождения. Объем закачки реагента по ним изменялся от 30 до 540 м³/скв. при среднем значении 262 м³/скв. Результаты приведены в табл. 2.

Из приведенных данных видно, что суммарная дополнительная добыча нефти по скважинам с низкими объемами закачки (до 80 м³/скв.) за 7 месяцев составила 5728 тонн или в среднем 1432 тонны на 1 скважину, что сопоставимо со средними показателями по всем 15 обработанным скважинам – 1305 тонн/скв.
После завершения программы ВПП SPA-Well построены зависимости ДДН от объемов закачки реагента АС-CSE-1313 марка В с использованием данных по всем 95 скважинам (рис. 2). На рис. 2а показаны зависимости общей ДДН, на рис. 2б – удельной ДДН, приходящейся на 1 м³ закаченного рабочего раствора, от объема закачки реагента в скважину.
С увеличением объемов закачки возрастает общий объем ДДН, но при этом наблюдается слабая корреляционная зависимость из-за большого разброса фактических значений (рис. 2а). Что касается зависимости удельной ДДН в расчете на 1 м³ закаченного реагента, то здесь четко отмечается снижение удельной дополнительной добычи с увеличением объемов закачки по скважинам, т.е. наибольшая удельная ДДН приходится на низкообъемные обработки – менее 150 м³/скв. (рис. 2б). Таким образом, наблюдается нечеткая зависимость роста ДДН с увеличением объемов закачки реагента в скважину, при этом в области малообъемных закачек (менее 150 м³/скв.) эффективность использования реагента выше.
Отсюда можно заключить, что эффективность технологии ВПП SPA-Well не зависит напрямую от объема закачки реагента, а определяется геологическими условиями участка воздействия, исходя из которых подбирается оптимальный объем закачки, позволяющий получить значительный технологический и экономический эффект.
Разработанная и доведенная до стадии промышленного применения технология ПНП на основе российского реагента АС-CSE-1313 марка В (SPA-Well) – аналога ПАА, рекомендуется для проведения мероприятий по регулированию охвата пластов заводнением на месторождениях с различными геолого-физическими характеристиками, с целью снижения затрат на добычу нефти и сокращения объемов извлекаемой попутной воды, а также для снижения зависимости от закупок по импорту отдельных компонентов, применяемых в химических композициях.