Проведен анализ причин снижения продуктивности добывающих скважин месторождения Варадеро. Установлено, что формирование отложений асфальтенов в призабойной зоне пласта и образование высоковязких водонефтяных эмульсий являются основными причинами снижения проницаемости нефтенасыщенной матрицы карбонатной породы. Вязкость нефти месторождения Варадеро при температуре 65 °С (пластовая температура) превышает 0,6 Па·с. Установлено, что при температуре ниже 40 °С нефть представляет собой псевдопластическую жидкость и хорошо описывается реологическим уравнением Гершеля – Балкли. Из температурной зависимости эффективной вязкости нефти определены оптимальные условия применения термических методов интенсификации добычи. Так, при повышении температуры пласта до 80 -135 °С вязкость снижается в 2-27 раз. Вязкость водонефтяной эмульсии (ВНЭ) при пластовой температуре и содержании воды более 50 % возрастает до 14 Па·с. Начало резкого роста вязкости ВНЭ наблюдается при содержании воды более 35 %. Нефтяные растворители и деэмульгаторы, вводимые в эмульсию, позволяют снизить ее вязкость в 20-50 раз. Предложено применять такие растворители и деэмульгаторы для обработки добывающих скважин по технологии непрерывного дозирования в скважину и задавки в пласт. Показано, что кислотные составы на основе 12%-но соляной кислоты совместимы с нефтью и не создают рисков образования эмульсий, осадка и вторичного кольматирования коллектора.
Данные, полученные при выполнении комплекса лабораторных исследований свойств добываемых флюидов, реакционной способности солянокислотных составов по отношению к породе пласта месторождения Варадеро, влияния химических реагентов и температуры на реологические свойства нефти и водонефтяной эмульсии, использованы для разработки оптимальных технологии обработки призабойной зоны добывающих скважин с целью увеличения эффективности добычи высоковязкой нефти.
Список литературы
1. Rivera G.L., Perez O. The Southeastern Part of the Gulf of Mexico: A New Petroleum Province of the 21st Century // WPC-32127. – 2002
2. Smith G.E., Hurlburt G., Li V.P. Heavy Oil Carbonate: Primary Production in Cuba // SPE 79002. – 2002.
3. Integrate Methods used for Exploration Evaluation in North Cuban Thrust Belt. Case: Northern Heavy Oil Trend / A.-C. Jose, R. Socorro, S. Lopetz [et al.] // AAPG International Conference. – 2004.
4. Пресс-релиз: «Роснефть» и CUPET подписали контракт о сотрудничестве на зрелых месторождениях. – https://www.rosneft.ru/press/releases/item/185125/.
5. Van Dornelen MS., Ford W.G.F., Chiu T.J. An Expert System for Matrix Acidizing Treatment Design // SPE 24779. – 1992.
6. Комплексный подход к выбору оптимального кислотного состава для стимуляции скважин в карбонатных коллекторах / Р.Я. Харисов, А.Е. Фоломеев, Г.Т. Булгакова, А.Г. Телин // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 2. – С. 78–82.
7. Глущенко В.Н., Пташко О.А., Харисов Р.Я. Кислотные обработки: составы, механизм реакций, дизайн. – Уфа: ГИЛЕМ. – 2010. – 392 с.
8. Gharbi K., Benyounes K., Khodja M. Removal and prevention of asphaltene deposition during oil production: A literature review // J. Pet. Sci. and Eng. – 2017. – V. 158. – №11. – P. 351–360.
9. Удаление асфальтосмолистых отложений из призабойной зоны пласта с помощью органических растворителей – перспективный путь восстановления продуктивности скважин малодебитного фонда / Р.Х. Халимов, В.В. Смыков, Р.Г. Фархуллин [и др.] // Интервал. – 2004. – № 6. – С. 4–8
10. Влияние деперессорных присадок на структурно-реологиченские свойства нефти НГДУ «Южносухокумск» / А.Г. Телин, А.И. Волошин, В.В. Рагулин, Г.З. Калимуллина // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2007. – № 1. – С. 45–48
11. Voloshin A.I., Ragulin V.V., Telin A.G. Development and Introduction of Heavy Organic Compound Deposition Diagnostics, Prevention and Removing // SPE 93128. – 2005.
