ТОВАРИЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ «КМГ ИНЖИНИРИНГ» ФИЛИАЛ «КАЗНИПИМУНАЙГАЗ» O-I.03-20-0302/1-21.06.2022 ИНЖЕНЕРНОЕ СОПРОВОЖДЕНИЕ ОПИ ПОЛИМЕРНЫХ СОСТАВОВ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ АО «МАНГИСТАУМУНАЙГАЗ» Стр. 1 из 4 УВО Дата № исх. Основания для выпуска Ответственный за свод Ответственный руководитель по направлению Директор департамента по разработке Подготовил Согласовал Утвердил Алпысбай Ж.М. ТОВАРИЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ «КМГ ИНЖИНИРИНГ» ФИЛИАЛ «КАЗНИПИМУНАЙГАЗ» O-I.03-20-0302/1-21.06.2022 ИНЖЕНЕРНОЕ СОПРОВОЖДЕНИЕ ОПИ ПОЛИМЕРНЫХ СОСТАВОВ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ АО «МАНГИСТАУМУНАЙГАЗ» Стр. 2 из 4 В настоящее время большинство месторождений Западного Казахстана находятся на поздней стадии разработки, которая характеризуется ухудшением параметров призабойной зоны из-за длительного срока эксплуатации скважин, что приводит к снижению нефтеотдачи продуктивных пластов. Это связано с изменением проницаемости коллекторов продуктивных горизонтов, выпадением в призабойной зоне парафинов, асфальтенов, солей и высокой обводненностью добывающих скважин. Эксплуатация наиболее крупных месторождений ведется с применением системы поддержания пластового давления (ППД), где в качестве рабочего агента используются различные типы воды: попутная пластовая вода, отделяемая от нефти на ЦППН при процессах деэмульсации, альбсеноманская вода, добываемая на месторождениях для технических целей, морская вода Каспийского моря, поступающая на месторождения по морским водоводам. На многих месторождениях Западного Казахстана добываемая нефть характеризуется как высокопарафинистая, вязкая, содержащая смолы и асфальтены. При закачке воды для ППД наблюдается охлаждение продуктивных пластов. Наибольшему охлаждению подвержены призабойные зоны вблизи нагнетательных и добывающих скважин вследствие закачки воды с температурой ниже температуры пласта и наличия дроссельного эффекта при совместном притоке к скважине нефти и попутного нефтяного газа. При снижении пластовой температуры ниже температуры насыщения нефти парафином происходит его выпадение из нефтей, что осложняет процессы добычи и уменьшает нефтеотдачу пласта. Лабораторные исследования показывают, что на месторождениях Мангистауской области в состав твердого осадка, выпадающего в призабойной зоне, входит до 50% парафинов, остальными компонентами являются смолы, асфальтены и неорганические соли. Все это приводит к кольматации призабойных зон скважин (ПЗС), снижению приемистости нагнетательных скважин, уменьшению дебитов добывающих скважин. В связи с тем, что на многих месторождениях попутная пластовая вода, используемая для ППД, из-за несовершенства технологий подготовки воды полностью не очищается от механических примесей и пленочной нефти, то при ее закачке происходит дополнительное загрязнение призабойной зоны нагнетательных скважин. При этом на поверхности насосно-компрессорных труб (НКТ), на подземном оборудовании скважин и в призабойной зоне оседают различные отложения, что приводит к необходимости проведения более частых операций по очистке и ремонту оборудования с привлечением дорогостоящих капитальных ремонтов скважин. Основными причинами выпадения неорганических солей в осадок на подземном оборудовании и в призабойной зоне пласта являются следующие процессы: смешение несовместимых вод, изменение общей минерализации воды, ТОВАРИЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ «КМГ ИНЖИНИРИНГ» ФИЛИАЛ «КАЗНИПИМУНАЙГАЗ» O-I.03-20-0302/1-21.06.2022 ИНЖЕНЕРНОЕ СОПРОВОЖДЕНИЕ ОПИ ПОЛИМЕРНЫХ СОСТАВОВ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ АО «МАНГИСТАУМУНАЙГАЗ» Стр. 3 из 4 растворение горных пород и неорганических газов, дегазация воды, изменение термобарических условий в пласте и НКТ в процессе эксплуатации скважин. Результаты исследований, проведенных по изучению состава отложения на забоях нагнетательных скважин месторождения «Жетыбай», показали, что они представляют собой черную массу, в составе которой находятся механические примеси до 22.6%, твердые углеводороды до 42.4% и эмульгированная вода, составляющая по объему 35%. Для очистки ПЗС, восстановления приемистости нагнетательных скважин, увеличения дебитов нефтяных скважин и повышения коэффициента нефтеотдачи на месторождениях широко используются такие виды геолого-технических мероприятий (ГТМ), как гидроразрыв пласта (ГРП), солянокислотные обработки (СКО) и в последнее время стали применять многофункциональный метод ударноволновой обработки (УВО). (ГРП является эффективным методом интенсификации добычи углеводородов, применяемый на скважинах, снизивших дебит, или приемистость в процессе их эксплуатации. Но этот метод имеет ограничения при подборе скважин, так как при ГРП эффективная нефтенасыщенная толщина пласта должна быть более 5–6 м, а толщина литологических экранов, отделяющих продуктивные пласты от газовых или водонасыщенных коллекторов, должна быть не менее 3–5 м [1-4]. Как показывает анализ результатов ранее проведенных ГРП, около 30% операций имеют низкую технологическую эффективность, отрицательные результаты происходят из-за несоответствия подбора скважин, на которых проводилось ГРП. Основные причины связаны с низкой нефтенасыщенностью пласта, небольшими толщинами пласта, несоответствием между отборами и закачкой, низкой компенсацией отборов добываемой жидкости, неэффективностью системы ППД, пониженным пластовым давлением, нахождением скважин в области фронта нагнетания и т.д. Учитывая, что ГРП относится к наиболее дорогостоящим операциям, то низкая технологичная эффективность проведенных работ ведет к большим убыткам предприятия. Из всех методов, которые применяются для повышения нефтеотдачи пласта и увеличения приемистости скважин наиболее оптимальные результаты обеспечивают ГРП и УВО, поэтому в данной статье приведены результаты ГТМ по ГРП и УВО по скважинам, которые находились в одинаковых условиях, показано сравнение затрат, которые требуются на проведение этих работ. При проведении УВО по очистке призабойной зоны скважина-кандидат должна удовлетворять некоторым условиям: • наличие технической документации по скважине; • наличие материалов о проведенных геофизических исследованиях (РГД, ВЧТ, АКЦ, СГДТ); • наличие материалов и технической документации о ранее проведенных ГТМ (ГРП, химических обработках и т.д.); ТОВАРИЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ «КМГ ИНЖИНИРИНГ» ФИЛИАЛ «КАЗНИПИМУНАЙГАЗ» O-I.03-20-0302/1-21.06.2022 ИНЖЕНЕРНОЕ СОПРОВОЖДЕНИЕ ОПИ ПОЛИМЕРНЫХ СОСТАВОВ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ АО «МАНГИСТАУМУНАЙГАЗ» Стр. 4 из 4 • размеры фланца, должны соответствовать размерам задвижки ЗМС 65*210 для установки устройства УВО с пневмоприводом; • герметичность и техническая исправность фланцевой арматуры; • герметичность эксплуатационной колонны; • герметичность НКТ и пакера; • наличие зумпфа на скважинах, сложенными терригенными коллекторами; • отсутствие заколонных перетоков; • давление закачки при проведении работ должно находиться на уровне давления закачки при ППД; • наличие информации о составе воды, закачиваемой в пласт при ППД
