Нейтрализация эффекта экранизации кислоты породой рассмотрена в работах: Сучков Б.М. Проведение СКО в динамическом режиме, Нефтяное хозяйство– 1987. № 6. С. 52-55 /4/; Амиян ВА., Уголев В.С. Физико-химические методы повышения производительности скважин, М.: Недра. 1970 /5/.
Вопросы замедления реакции кислоты с помощью понижения температуры, повышения концентрации кислотного раствора, использования комбинированных составов, введения в кислоту хлористого кальция, применения поверхностно-активных веществ и другими способами, для более глубокого проникновения её в пласт рассмотрены в работах: Сургучев М.Л., Калганов В. И., Гавура А. В. и др. Извлечение нефти из карбонатных коллекторов. М.: Недра. 1987 /6/; Мартос В.Н. Новая технология интенсификации притока жидкости в глубоких скважинах //ВНИИОЭНГ, РНТС Сер. 4 Нефтепромысловое дело». 1972 /7/; Амиян В.А., Галлямов М.Н., Илюков В.А. и др. Обработка карбонатных коллекторов кислотными пенами // ВНИИОЭНг. РНТС. Серия «Нефтепромысловое дело». 1977 /8/; Амиян В.А., Амиян А.В., Казакевич Л.В., Бекин Е.П. Применение пенных систем в нефтедобыче М.: Недра. 1987 /9/; Богомольный Е.И. Обработка призабойной зоны скважин композициями на основе соляной кислоты и водорастворимого ПАВ на месторождениях Удмуртской АССР // Тез. докл. Всесоюз. конферен. Проблемы развития нефтегазового комплекса страны / Москва.- 1991 /10/.
Способы повышения эффективности физико-химических способов ОПЗ, за счет одновременного удаления АСПО отражены в работах: Кудинов В.И., Сучков Б.М. Интенсификация добычи вязкой нефти из карбонатных коллекторов. Самара: Кн. изд., 1996 /11/; Мустафин Г.Г., Лерман Б.А. Анализ эффективности методов воздействия на призабойную зону пласта //ВНИИОЭНГ. РНТС Сер. Нефтепромысловое дело. 1983 12/; Богомольный Е. И. Интенсификация добычи высоковязких парафинистых нефтей из карбонатных коллекторов Удмуртии. – Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований. – 2003 /13/.
Применение методов теплового воздействия на карбонатный пласт путем электропрогрева, пароциклического воздействия, закачка нагретых жидкостей, термогазохимическое воздействия так же широко изучаются и отображены в следующих работах: Кудинов В.И., Дацик М.И., Зубов Н.В. и др. Промышленное развитие высокоэффективных технологий теплового воздействия на Гремихинском месторождении Удмуртии // Нефтепромысловое дело. – 1993 № 10 С. 169-176 /14/; Кудинов В.И. Совершенствование тепловых методов разработки месторождений высоковязких нефтей. — М.: Нефть и газ, 1996 /15/; Байбаков Н.К., Гарушев А.Р. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. — М.: Недра. — 1989 /16/; Мустаев Я. А., Илюков В. А., Мавлютова И. И. Пароциклическое воздействие на призабойную зону пласта // Нефтепромысловое дело. — 1979 /17/; Сургучев М.Л., Кузнецов О. Л., Симкин Э.М. Гидродинамическое, акустическое тепловое циклическое воздействие на пласт. М.: Недра. – 1975 /18/; Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. — М.: Недра. — 1985 /19/.
А.с. 563485, МКИ Е 21 В 43/27. Способ обработки призабойной зоны пласта / Сергеев Б.З., Калашнев В.В., Журик И.В. и др. — Заявл. 11.03.74; Опубл. 30.06.77; Бюл. № 24.
А.с. 1002541, МКИ 21 В 43/25. Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта / Орлов Г.А., Тачаев В.А., Доброскок Б.Е. и др. — Заявл. 18.11.81; Опубл. 07.03.83; Бюл. № 9.
Патент РФ № 2094604. Способ обработки карбонатных коллекторов. Василенко В.Ф., Лукьянов Ю.В., Михайлов А.А. и др. — Опубл. 27.10.97; Бюл. № 30.
Патент РФ № 1284296. Способ обработки призабойной зоны скважины. Кудинов В.И. и др.
Патент РФ № 1319660. Приоритет 28.02.1985. Способ обработки призабойной зоны пласта. Сучков БМ., Кудинов В.И. и др.
Патент РФ № 2142051. Способ обработки призабойной зоны скважины. Богомольный Е.И., Гуляев Б.К., Малюгин Б.М. и др. — Опубл. 27.11.99; Бюл. № 33.
Патент РФ № 2092686. Способ обработки призабойной зоны скважины в многопластовой нефтяной залежи. Богомольный Е.И., Каменщиков Ф.А., Борисов А.П. и др. — Опубл. 10.10.97; Бюл. № 28.
Патент РФ № 2092685. Способ обработки призабойной зоны скважины в многопластовой нефтяной залежи. Богомольный Е.И., Насыров А.М., Гуляев Б.К. и др. — Опубл. 10.10.97; Бюл. № 28.
Патент РФ № 2084622. Способ обработки призабойной зоны скважины. Кудинов В.И., Дацик М.И., Богомольный Е.И. и др. — Опубл. 20.07.97; Бюл. № 20.
Патент РФ № 2093668. Способ обработки призабойной зоны скважины в многопластовой нефтяной залежи. Богомольный Е.И., Насыров А.М., Гуляев Б.К. и др. — Опубл. 20.10.97; Бюл. № 29.
Патент РФ № 2114297. Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины. Кудинов В.И., Богомольный Е.И., Малюгин Б.М. и др. — Опубл. 27.06.98; Бюл. № 18.
Патент РФ 2114294. Способ обработки призабойной зоны скважины. Кудинов В.И., Богомольный Е.И., Гуляев Б.К. и др. — Опубл. 27.06.98; Бюл. № 18.
Рассмотрим эффективность проведения комплексных ОПЗ с применением РАСПО в сравнении с ПСКО проведенными по обычной технологии, на тех скважинах где наблюдалось снижение забойного давления и притока жидкости в скважину. Для примера возьмем месторождение со схожими с Мишкинским месторождением физико-химическими характеристиками нефти и объектами разработки, например Лозолюкско-Зуринское месторождение ОАО «Удмуртнефть».
Результаты проведения обычного ПСКО в 2005 г. приведены в табл. 11.
Таблица 11
Результаты проведения обычного ПСКО в 2005 г.
| Месторождение | № скважины | Дата обработки | Q до ОПЗ, т/сут | Прирост Q после ОПЗ, т/сут | Прирост Q после ОПЗ, % |
| Лозолюкско-Зуринское | 1235 | 27.07.2005 | 1,7 | 1,3 | 76 |
| Лозолюкско-Зуринское | 1013 | 07.01.2005 | 8,8 | 2,0 | 23 |
| Лозолюкско-Зуринское | 1055 | 18.01.2005 | 2,1 | 0,0 | 0 |
| Лозолюкско-Зуринское | 1036 | 14.02.2005 | 4,7 | 3,6 | 77 |
| Лозолюкско-Зуринское | 1023 | 02.03.2005 | 4,3 | 1,8 | 42 |
| Лозолюкско-Зуринское | 680 | 21.03.2005 | 2,9 | 1,0 | 34 |
| Лозолюкско-Зуринское | 1045 | 15.08.2005 | 1,3 | 0,2 | 15 |
| Лозолюкско-Зуринское | 1207 | 27.08.2005 | 2,9 | 0,0 | 0 |
Результаты проведения ПСКО с предварительным использованием РАСПО в 2005 г. приведены в табл. 12.
Таблица 12
Результаты проведения РАСПО + ПСКО
| Месторождение | № скважины | Дата обработки | Q до ОПЗ, т/сут | Прирост Q после ОПЗ, т/сут | Прирост Q после ОПЗ, % |
| Лозолюкско-Зуринское | 1034 | 22.05.2005 | 5,3 | 5,8 | 109 |
| Лозолюкско-Зуринское | 1208 | 28.03.2005 | 6,3 | 4,3 | 68 |
| Лозолюкско-Зуринское | 1160 | 06.04.2005 | 4,4 | 2,7 | 61 |
| Лозолюкско-Зуринское | 390 | 08.05.2005 | 1,1 | 0,0 | 0 |
| Лозолюкско-Зуринское | 1234 | 14.05.2005 | 2,4 | 0,0 | 0 |
| Лозолюкско-Зуринское | 1139 | 28.08.2005 | 0,7 | 1,6 | 229 |
| Лозолюкско-Зуринское | 1188 | 02.09.2005 | 3,3 | 0,8 | 24 |
| Лозолюкско-Зуринское | 1134 | 04.09.2005 | 3,5 | 1,8 | 51 |
| Лозолюкско-Зуринское | 1190 | 07.09.2005 | 7,1 | 4,0 | 56 |
| Лозолюкско-Зуринское | 1102 | 11.09.2005 | 2,0 | 1,8 | 90 |
| Лозолюкско-Зуринское | 1185 | 02.09.2005 | 3,3 | 0,8 | 24 |
Сравним результаты проведения этих обработок в целом.
Таблица 13
Результаты проведения РАСПО+ПСКО и ПСКО на Лозолюкско-Зуринском месторождении
| Количество обработок | Средний Q до ОПЗ, т/сут | Средний Q после ОПЗ, т/сут | Средний прирост Q после ОПЗ, т/сут | Средний прирост Q после ОПЗ, % | |
| РАСПО + ПСКО | 11 | 3,6 | 5,7 | 2,1 | 58 |
| ПСКО | 8 | 3,6 | 4,8 | 1,2 | 33 |
Как видно из табл. 13 средний дебит скважин до проведения ОПЗ был одинаковым, средний прирост дебита на скважинах где была проведена комплексная обработка был выше на 75 %, по сравнению с дебитом тех скважин где была проведена обычная ПСКО.
Так же в 2005 г. были проведены комплексные ПСКО на Кезском (3 обработки) и Михайловском (1 обработка) месторождениях ОАО «Удмуртнефть». Проводить сравнительный анализ данных обработок по отношению к обычным ПСКО, было бы неправильно ввиду их незначительного количества.
С целью создания единых правил подбора кандидатов на проведение, расчета эффекта и оценки эффективности ГТМ, в ОАО «Удмуртнефть» принят стандарт компании НК «Роснефть» «Порядок подбора кандидатов на проведение, расчета эффекта и оценки эффективности ГТМ» /20/. Задачами стандарта являются:
· единство принципов, требований и критериев при выборе кандидатов на проведение ГТМ;
· единообразие применяемых расчетов эффекта от ГТМ;
· однозначность оценки эффективности ГТМ;
· снижение затрат на выполнение не эффективных ГТМ, связанных с отсутствием четких критериев оценки и методологии расчета эффекта;
· основу для подтверждения обоснованности и объективности проектно-технологической документации, представляемой на ЦКР и ТКР.
Технологическая эффективность ГТМ количественно характеризуется следующими базовыми показателями:
· увеличение дебита нефти, т/сут (с ним напрямую связан параметр увеличения темпа отборов, измеряется в процентах или долях от начальных извлекаемых запасов);
· суммарная дополнительная добыча нефти, тыс.т (рассчитывается за период);
· сокращение объема попутно добываемой воды, тыс.т (рассчитывается за период, возможно определение в т/сут на конкретную дату);
· увеличение КИН, д.ед. (за счет подключения неразрабатываемых запасов).
Подбор кандидатов на проведение ОПЗ включает три основных этапа:
· уточнение текущих параметров работы скважин, расчет эффекта от ОПЗ и создание ранжированного списка кандидатов;