Представлены результыты испытаний технологии выравнивания профиля приемистости (ВПП) на основе гелеобразующего реагента AC-CSE-1313 марка A на нагнетательных скв. 1Х и 2Х, эксплуатирующих залежи нижнего миоцена месторождения Белый Тигр. Гелеобразующая система включает реагент АС-CSE-1313 марка А и кислотный состав, которые при взаимодействии образуют в пластовых условиях вязкопластичный гелевый экран (вязкостью до 1200 мПа·с). Для адаптации технологии к пластовым условиям месторождения выполнено тестирование рабочих композиций. Подтверждено соответствие технологии заявленным характеристикам – образовался устойчивый прочный гель, стабильный при пластовых условиях в течение не менее 4 мес. Гель характеризуется селективным действием – перераспределением фильтрационных потоков из высокопроницаемого в низкопроницаемый образец керна. Подобрано оптимальное соотношение реагента AC-CSE-1313-А и кислотного состава для обработки скважин. Работы по технологии ВПП АС-СSE-1313 марка А на скважинах 1Х и 2Х месторождения Белый Тигр проведены в марте 2021 г. Объем закачки реагента в каждую скважину составил 72 и 95 м3 при концентрации AC-CSE-1313-A и кислоты соответственно 6 и 6% и 5 и 5%. Изменения показателей работы скважин после обработки – повышение давления закачки, снижение приемистости – свидетельствуют об образовании гелевого экрана в прискважинной зоне, способствующего перераспределению фильтрационных потоков в пласте. Совокупная дополнительная добыча нефти по двум участкам на 01.11.2021 г. составила 4067 т. Полученные результаты свидетельствуют о перспективности технологии ВПП AC-CSE-1313 для условий залежи нижнего миоцена месторождения Белый Тигр. Планируется продолжение работ по данной технологии, при этом рассматривается вариант применения модифицированной однокомпонентной формы реагента – AC-CSE-1313 марка В (SPA-Well) без использования жидкой соляной кислоты.
Список литературы
1. Успешный промысловый опыт и потенциал применения потокоотклоняющей технологии АС-CSE-1313 при различных вариациях объема рабочего раствора на месторождениях в поздней стадии разработки / Р.Н. Фахретдинов, Р.Л. Павлишин, Г.Х. Якименко, [и др.] // Нефть. Газ. Новации. – 2020. – №2. – С. 39-45.
2. Пат. № 2592932 РФ. Состав для повышения нефтедобычи / Р.Н. Фахретдинов, Г.Х. Якименко, Д.Ф. Селимов; заявитель и патентообладатель ООО МПК «ХимСервисИнжиниринг». – № 2015111052/03; заявл. 27.03.2015; опубл. 27.07.2016.
3. Испытания реагента АС-СSE-1313-В в качестве основы технологий выравнивания профиля приемистости и ограничения водопритока / Р.Н. Фахретдинов, А.А. Фаткуллин, Д.Ф. Селимов, [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2020. – №6. – С. 68-71. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-6-68-71
4. Пат. № 2723797 РФ. Состав для повышения нефтедобычи / Р.Н. Фахретдинов, Д.Ф. Селимов, С.А. Тастемиров, Г.Х. Якименко, Е.А. Пасанаев; заявитель и патентообладатель ООО МПК «ХимСервисИнжиниринг». – № 201920612; заявл. 02.07.2019; опубл. 17.06.2020.
5. Применение псевдопластичной гидрофобной полимерной системы SPA-Well для повышения нефтеотдачи / Р.Н. Фахретдинов, А.А. Фаткуллин, Г.Х. Якименко, [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – №11. – С. 120-123. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-11-120-123
6. Фаткуллин А.А., Фахретдинов Р.Н. Технология ПНП SPA-Well – гидрофобный полимер-гель // Нефть. Газ. Новации. – 2022. – №2. – С. 60-66.
