Анализ и повышение эффективности разработки месторождения при применении химических реагентов

Министерство образования Республики Башкортостан

Государственное образовательное учреждение среднего профессионального образования

Нефтекамский нефтяной колледж

По курсу: Разработка нефтяных и газовых месторождений

Студенту 3 курса группы

(фамилия, имя, отчество)

Тема задания и исходные данные: «Анализ и повышение эффективности разработки месторождения при применении химических реагентов»

При выполнении курсового проекта на указанную тему должны быть предоставлены: пояснительная записка.

1.3 Характеристика нефти, газов и пластовых вод

2 Расчетно-технологическая часть

2.1 Текущее состояние разработки и динамики основных технологических показателей месторождения

2.2 Обводнение скважин и пластов

2.3 Исследование пластов и продуктивных скважин

2.4 Расчет приведенного пластового давления

3 Проектная часть

Перспективы развития нефтяной промышленности северо-запада Республики Башкортостан определяются созданием надежной сырьевой базы за счет проведения геологоразведочных работ, совершенствования технологии разработки нефтяных месторождений, создания и применения новых методов повышения нефтеотдачи пластов и новых технологий.

В течение последних трех десятилетий происходит непрерывное ухудшение качественного состояния сырьевой базы нефтедобывающей промышленности России вследствие значительной выработки высокопродуктивных месторождений, находящихся в длительной эксплуатации, открытия месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, приуроченными к низкопроницаемым коллекторам, нефтегазовым залежам с обширными подгазовыми и водоплавающими зонами, высоковязкими нефтями, залежами на больших глубинах и с аномальными свойствами нефти. Все это привело к тому, что средний проектный коэффициент нефтеизвлечения составляет не более 40%. Поэтому решение проблем повышения эффективности разработки месторождений и создание новых технологий должно способствовать более полному извлечению нефти и, следовательно, стабилизации темпов ее добычи. Первостепенное значение приобретают методы регулирования разработки месторождений, вступающих в завершающую стадию с высокой выработкой запасов и значительной обводненностью нефти, сложным геологическим строением, и вовлечение в промышленную разработку залежей нефти с аномальными свойствами. Важность проблемы возрастает и с необходимостью доразработки заводнением в процессе эксплуатации тех месторождений, где сосредоточены миллиарды тонн остаточных запасов нефти. Для этого необходимо создание принципиально новых подходов к разработке технологий, учитывающих особенности извлечения трудноизвлекаемых запасов.

За последние годы достигнуты определенные успехи в развитии и внедрении современных методов повышения извлечения нефти из трудноизвлекаемых запасов.

В настоящее время при охвате воздействием более 5 млрд. тонн начальных балансовых запасов нефти России, обеспечен прирост извлекаемых запасов более 200 млн. тонн. Добыча нефти за счет внедрения новых методов увеличения нефтеотдачи (МУН) в зависимости от способа воздействия на пласты распределяется следующим образом: физико-химические методы - 76,9; термические - 17,4; газовые - 5,7%. Ведущее место в физико-химических методах воздействия на пласт занимают щелочное и полимерное заводнения, а также различные модификации этих методов. При благоприятных условиях использования МУН в России уже в ближайшее время, возможно, существенно повлиять на развитие нефтяной промышленности. По оценкам, в зависимости от складывающихся условий добыча нефти за счет применения новых МУН может составить к 2010 г. 40 млн. т/год. Проблемы увеличения нефтеотдачи весьма актуальны и для месторождений Башкортостана, где сравнительно высокий удельный вес трудноизвлекаемых запасов. На месторождениях северо-запада Башкортостана испытывают и внедряют многие известные МУН пластов. Однако уровень текущей добычи нефти с помощью МУН остается сравнительно невысоким. В связи с этим исследование и пути совершенствования щелочно-полимерного воздействия в условиях северо-запада РБ является актуальным. Критерием подбора МУН послужили методические подходы, разработанные институтом «Башнипинефть» на основе классификации месторождений по их применимости.

1.1 Краткая геолого-промысловая характеристика нефтяного месторождения

Разрез осадочной толщи изучен до глубины 4516 м. Фундамент ни одной скважиной не вскрыт. В разрезе вскрыты отложения докембрия, среднего и верхнего девона, каменноугольного и пермского периодов, а также четвертичного возраста. Более подробно литолого-стратиграфический разрез и строение месторождения отражены в прил. П.2.1-2.5 (кн. 2) на сводных разрезах, структурных картах и профилях. В тектоническом отношении месторождение приурочено к гигантской антиклинальной структуре северо-западного простирания, расположенной в пределах Бирской седловины, между выделяемыми на картах по кровле терригенной толщи девона Башкирским и Татарским сводами. Антиклинальная структура ассиметрична: восточное крыло более крутое (угол падения 5°), западное - более пологое (около 1°). На месторождении нефтеносными являются отложения верхнего девона (пласт Д1), турнейского яруса, терригенной толщи нижнего карбона (ТТНК), верейского и каширо-подольского горизонтов среднего карбона (московский ярус).

Основным продуктивным объектом месторождения являются пласты CVI, CVIo, CV, CIV, CIVo, CIII, СИ и CI терригенной толщи нижнего карбона (ТТНК). Для ТТНК характерна высокая неоднородность пластов по всем параметрам. Толщина отложений ТТНК изменяется с севера на юг от 45 до 33 м, толщина песчаников от 15,4 до 8,9 м (в среднем), т.е. песчаники составляют от 27 до 38% толщины. Расчлененность разреза в среднем (без учета слоев пласта CVI) составляет от 3,1 (Юсуповская площадь) до 3,7 (на Арланской площади). Если учесть расчлененность пласта CVI, которая составляет от 1,66 до 2,09, в целом в разрезе число пластов колеблется от 3,66 до 4,32.

1.2 Основные сведения о стратиграфии, литологии и тектонике

По геологическим и геофизическим материалам карбонатная толща каширского и подольского горизонтов расчленяется на 7 пачек, из которых продуктивны 6, в том числе пачки Ш, П2, ПЗ относятся к подольскому; Kl, K2+3, К4 - к каширскому горизонтам.

Терригенная толща нижнего карбона сложена переслаивающимися пластами песчаников, алевролитов, аргиллитов углистых и карбонатных пород.

Песчаники ТТНК весьма различны по фракционному составу: от чистых (до 90% песчаной фракции) до алевролитовых (до 40% алевролитовой фракции). В целом для ТТНК характерна высокая неоднородность пластов по всем параметрам: толщине, пористости, проницаемости, глинистости, карбонатности и т. д.

Значительное влияние на коллекторские и фильтрационные свойства песчаников оказывают текстурные особенности коллекторов - косая слоистость, внутриформационные размывы и т. д., о чём косвенно можно по характеру обводнения пластов, и резким отличием начальных дебитов.

Для каширо-подольского объекта характерно наличие высокопористых, пелитоморфных, низкопроницаемых пластов в любой части разреза.Свойства карбонатных коллекторов этого объекта меняются по площади. Пористость отдельных интервалов достигает 20% и более, постепенно снижаясь к югу (до 14% и менее). Проницаемость их в целом очень низкая и в матрице составляет менее 0,1 мкм2. В исследованиях фильтрационных характеристик вытеснения нефти водой и зависимости коэффициента вытеснения нефти от темпа заводнения в коллекторах турнейского яруса, ТТНК и среднего карбона был использован керновый материал и созданы линейные и объёмные модели. В результате проведения серии лабораторных опытов по вытеснению нефти из песчаников ТТНК и карбонатов турнейского яруса сделаны обобщения. Устанавливается чёткий интервал оптимальных скоростей вытеснения. 160-210 м/год для высокопроницаемых, и более медленные скорости для низкопроницаемых разностей бобриковского горизонта. Для тульского горизонта, соответственно, 120-150 м/год и 40 - 134 м/год. В карбонатных коллекторах турнейского яруса оптимум скорости вытеснения не установлен.

1.3 Характеристика нефти, газов и пластовых вод

Нефть представляет собой горючую, маслянистую жидкость темного цвета со специфическим запахом. Основными элементами, образующими нефть, являются углерод и водород. Их соотношение в различной нефти оценивается соответственно 83-87% и 12-14%. В нефти содержатся сера, кислород, азот в количестве 0,5-8%. Незначительную долю примесей составляют хром, никель, железо, кобальт, магний, титан, натрий, кальций, германий, фосфор, кремний (менее 0,02-0,035%). Углеводородные соединения, входящие в состав нефти, подразделяются на 3 группы: метановые, нафтеновые и ароматические. Содержание нафтеновых углеводородов в нефти составляет 25-75%, ароматические - 15-20%, метановые - до 20%.

Газ всех объектов месторождения жирный, с высоким содержанием азота, с низкой теплотворной способностью.

Пробы нефти турнейского яруса в пластовых условиях были отобраны за период 1998-2004 гг. Средние значения физических параметров пластовых нефтей по площадям: вязкость 25,0-41,9 МПа*с, плотность 886-902 кг/м3, давление насыщения 3,2-8,4 МПа. Плотность нефти в поверхностных условиях изменяется отД887 г/см3 до 0,906 г/см3. По плотности нефти относятся к категории средних.

Вязкость нефти изменяется от 30,87 МПа с до 45,80 МПа с. По содержанию серы нефти ТТНК относятся к сернистым (среднее содержание серы 2,47%), по содержанию смол - к высокосмолистым (17,48%), по содержанию парафинов - к парафинистым (1,83-3,70%).

Воды в карбонатных отложениях каширского горизонта слабоактивные (до 2,5 м3/сут), высокоминерализованные (600-750 мгэкв на 100 г), плотность 1,169 г/см3. В верейском горизонте получены притоки воды с небольшими дебитами.

Воды основной продуктивной толщи - ТТНК имеют плотность 1,17-1,18 г/см3, минерализацию 750-800 мгэкв. Воды нижележащего турнейского яруса схожи по своему солевому составу с водами ТТНК. Плотность 1,168-1,177 г/см, минерализация - 734-787 мгэкв. Минерализация увеличивается с севера на юг. Коэффициент метаморфизации 2,8-3,2. В настоящее время гидродинамический режим в пластах ТТНК - жесткий водонапорный, в залежах среднего карбона на разрабатываемых частях - растворенного газа, в турнейских залежах практически начальный, упруговодонапорный. она составляет 30-36 м.

2.1 Текущее состояние разработки и динамика основных технологических показателей месторождения

Динамика добычи нефти - интегрированное отражение природных свойств месторождений и эффективности воздействия человека на нефтеносные пласты, результат взаимодействия геолого-физических и технологических условий разработки нефтяных месторождений.

- продолжительность основного периода добычи нефти (отбор 75-85% запасов);

1. Геолого-физические условия месторождений:

- вязкость нефти;

- тип залежи (нефтяные, нефтегазовые, водонефтяные зоны).

2. Метод разработки:

- использование естественной энергии пласта;

- искусственное воздействие на пласты - заводнение или др.

3. Система разработки:

- темп освоения (бурение, строительство промышленных объектов);

В совокупности эти факторы могут в несколько раз изменять уровень добычи нефти и определять эффективность разработки месторождений. Варьировать каждым из этих четырех факторов можно в очень широком диапазоне, по крайней мере, изменять их можно в 2-4 раза. В различном сочетании они могут обеспечить теоретически любую динамику, любой темп добычи нефти в пределах основного периода разработки. Поэтому задача определения конкретной оптимальной динамики добычи нефти на конкретном месторождении сводится к выбору из очень многих возможных вариантов одного рационального. Например, при двух вариантах объектов разработки, трех вариантах плотности сеток скважин, двух видах заводнения, двух разных перепадах давления и двух темпах освоения и бурения Скважин на объектах возникает около десяти тысяч вариантов добычи нефти, отличающихся по уровню капитальных вложений и удельных затрат. Если же оптимизацию динамики добычи нефти на конкретном месторождении проводить с учетом возможной добычи нефти хотя бы на нескольких других месторождениях с иными удельными затратами на добычу, то число подлежащих рассмотрению систем и условий разработки возрастает до многих сотен тысяч и без автоматизированной системы базовых данных по разработке месторождений эта задача практически неразрешима.

За период с 1996 по 2000 гг. на месторождениях РБ проведено свыше 4000 скважино-обработок новыми МУН и дополнительно добыто 5,0 млн. т. нефти, что составляет 7,2% к общей добычи по АНК Башнефть. При этом средняя удельная добыча нефти на одну скважино-обработку составляет 1,0-1,5 тыс. руб. На одну скважино-обработку, чистая прибыль на 1 рубль вложенных затрат в среднем по технологиям 10-20 руб. Динамика добычи нефти за счет МУН по периодам с 1986 г. отличается непрерывным ростом, в особенности, резкое увеличение отмечается за последние годы. Для масштабного внедрения эффективных разработанных технологий созданы стационарные и блочные установки по приготовлению и закачиванию компонентов реагентов. При падающей общей добыче нефти дополнительная добыча с 1997 г. возросла почти в 1,5 раза, в основном, за счет физико-химических, микробиологических МУН запланированная дополнительная добыча нефти в 2001 г. за счет новых МУН составит не менее 1250 тыс. т. (или 10,8% к общей добычи нефти).

На практике определение динамики добычи нефти проводится при незначительном числе (обычно три-четыре, не более десяти) вариантов. Это достигается введением различных ограничений и обязательных условий, вытекающих из практических, технических возможностей, заданных Капитальных вложений и материально-технических средств, подготовленной базы для бурения и строительства, намеченного или необходимого плана добычи нефти и т. д. Все эти ограничения и условия выражаются в виде технического задания на проектирование.

В целом по ТТНК на 1.01.00 отработано 11004 тысяч тонн нефти, что составляет 26,5% от начальных балансовых, или 72,9% начальных извлекаемых запасов нефти. Текущая обводненность составила 71,5%. За 1999 год обводненность снизилась на 11,2% за счет остановки высокообводненных скважин. Фонд добывающих скважин составил 154. На 1.09.99 год он составлял 194, 1.01.95 - 170 скважин. При этом уровень добычи жидкости уменьшился с 840 тысяч тонн в 1993 году, до 362 тысяч тонн в 1995году. Добыча нефти при этом уменьшился со 113 тысяч тонн нефти в 1993 году до 103 тысяч тонн в 2000 году. Закачка воды в 2000 году составила 416 тысяч мі, что компенсировало добычу жидкости на 120%.

Средняя приемистость 39 нагнетательных скважин в 2000 году составила 62 мі / сут. Средний дебит добывающей скважины в 2000 году составил 14,5 т / сут , по нефти 2,1 т / сут.

Непосредственное измерение давления при помощи автономного глубинного прибора - довольно редкая операция.

По существу имеются два метода исследования скважин при неустановившемся режиме фильтрации. Первый метод однократного изменения режима работы скважины, технология проведения которого заключается в пуске простаивающей скважины с постоянным дебитом или остановке скважины, работавшей на установившемся режиме. Снижается кривая изменения давления и обрабатывается в координатах ДР - lg t,

ДР= Рзаб (t) Рзаб (1)

где t - текущее время восстановления давления.

Именно этот способ позволяет оценить коэффициент продуктивности с использованием установившихся значений дебита и забойного давления, измеренных до остановки скважины или после выхода скважины на режим, и значения пластового давления.

2.4 Расчёт приведенного пластового давления

Дано: глубина скважин Нс = 1670 м; интервал перфорационных отверстий Нф = 1650-1660 м; диаметр обсадной колонны Д = 146 мм; давление на устье

1) Ру = 5,2 МПа,

2) Ру = 3,2 МПа;

1) Нст = 0 м,

2) Нст = 150 м;

1) nв = 0%,

1) nв = 10%;

1) сн = 800 кг/м3,

2) сн = 800 кг/м3;

плотность воды св = 1000 кг/м3; забойная температура

1) Тзаб = 313 К,

2) Тзаб = 313 К;

1) Ту = 283 К,

2) Ту = 283 К.

Следовательно логически вытекает следующие выражения для определения давлений: при Нст=0

Рпл = Рзаб = Нф*сж*g*10-6 + Ру = 1650*800*10*10-6 + 5,2 = 18,4 МПа

При Нст > 0 Рпл = Рзаб = (Нф - Нст)*сж*g*10-6 + Ру, МПа

сж = св* nв + сн*(1 - nв) = 1000*0,1 + 800*(1 - 0,1) = 820 кг/м3

Рпл = Рзаб = (1650 - 150)*800*10*10-6 + 3,2 = 15,5 МПа

Таблица 2.1 - Замеры параметров скважины

Основными критериями подбора объектов и осадкогелеобразующей технологии воздействия на пласт являются приемлемая величина прогнозируемого экономического эффекта вследствие снижения объема попутно добываемой воды и дополнительной добычи нефти. По результатам исследовательских работ выявлена группа геолого-промысловых факторов и определены их значения, обеспечивающие выполнение этого критерия с высокой вероятностью. Этими факторами, в основном, являются:

1. Обводненность продукции скважин на участке предполагаемого воздействия - более 80%.

2. Выработанность НИЗ на участке воздействия - не менее 0.8.

Основным требованием к рекомендуемым технологиям является обеспечение создания коллоидных систем в пластовых условиях. Диапазон значений основных геолого-промысловых факторов, при которых эффективность применения ОГОТ в 1994-1995 годах была приемлемой, приводится в табл.3.1. Эти результаты позволяют определить залежи, на которых может быть достигнут удовлетворительный эффект от внедрения технологий.

Таблица 3.1 - Основные геолого-промысловые условия применения ОГОТ

В настоящее время можно утверждать, что осадкогелеобразующие технологии применимы для всех нефтегазоносных комплексов (НГК), разрабатываемых в АНК «Башнефть».

1. Проведение геолого-промыслового анализа. Оценка величины факторов, влияющих на эффективность воздействия ОГОТ.

2. Задание основных показателей технологической и экономической эффективности, достигаемых при применении ОГОТ (дополнительная добыча нефти, расчетное и фактическое снижения объемов попутно добываемой воды, снижение обводненности добываемой нефти, увеличение извлекаемых запасов нефти, получение дополнительной прибыли НГДУ, снижение себестоимости добычи нефти).

3. Анализ результатов геолого-промысловых, геофизических и гидродинамических исследований.

4. Технико-экономическая оценка ожидаемых результатов воздействия по нескольким альтернативным технологиям (дополнительная добыча нефти, снижение объема попутно добываемой воды, чистая прибыль НГДУ, затраты на воздействие).

2. Составление рабочих планов осуществления технологического процесса и проведения промысловых и геофизических исследований.

3. Подготовка и передача в НГДУ документов на внедрение технологий:

- рабочие программы проведения воздействия на пласт;

- инструкции по технологиям, согласованные с Госгортехнадзором;

- ТУ на реагенты;

- рабочие планы на технологический процесс по каждой скважине воздействия;

- технико-экономическая оценка ожидаемого результата воздействия на пласт;

- патентный формуляр на технологию воздействия и применяемые композиции.

Наиболее широкое применение получили такие технологии, как силикатно-щелочное воздействие (СЩВ) и его модификации (СЩВ модифицированное и щелочно-полимерное (ЩПВ)), на долю которых приходится 56,2% общего объема физико-химических МУН.

Анализ показывает, что с 1986 по 2004 г. с применением реагентов на основе СЩВ лишь на Арланском месторождении проведено 496 скважино-обработок и дополнительно извлечено 841,5 тыс. т нефти, в том числе за счет площадного воздействия 261 скважино-обработка, дополнительно добыто 401 тыс. т нефти. Среднее количество дополнительно добытой нефти на одну скважино-обработку составляет 1,7 тыс. т при длительности эффекта 1,5-2 года. В целом на месторождениях Башкортостана по данной технологии проведено 677 скважино-обработок дополнительно добыто 1133 тыс. т нефти при средней удельной технологической эффективности 1,67 тыс. т на одну скважино-обработку. В ОАО «АНК Башнефть» с применением СЩВ в последние годы добывается около 80-90 тыс. т нефти с экономической эффективностью, например, за 2004 г. около 15-17 руб. затрат.

ЩПВ с 1987 г. внедряется на Новохазинской площади Арланского месторождения. В настоящее время масштабным воздействием охвачены терригенные коллекторы (пласты СII и СIV) Новохазинской, Арланской и Юсуповской площадей. С 1992 г. метод внедряется на аналогичном Наратовском месторождении, отделенном литологической границей. За период испытаний и внедрения (1992-2004 гг.) проведено 675 скважино-обработок, дополнительно добыто 805,3 тыс. т нефти, или 1,19 тыс. т на одну скважино-обработку. В отличие от СЩВ данное воздействие отличается небольшими объемами разделительных оторочек пресной воды, отсутствием или небольшой концентрацией жидкого стекла в растворе.

Анализ показывает, что оптимальное создание в скважине не более 4-5 оторочек. Результаты промысловых испытаний и применения осадкообразующих композиций на основе щелочных соединений на Арланском месторождении свидетельствуют о том, что данное направление является эффективным методом увеличения нефтеотдачи заводненных пластов и рекомендуется к внедрению в терригенных отложениях.

К эффективным и перспективным МУН в условиях Арланского месторождения относится новая технология, основанная на использовании синтетических латексов (СТЛ). Проведенные лабораторные исследования показали высокую способность СТЛ к снижению проницаемости водопромытых зон при взаимодействии с катионами кальция и магния пластовой воды и породой пласта.

Впервые опытные работы по применению латексов для воздействия на пласт были начаты в 1997 г. на Новохазинской площади, находящейся на поздней стадии разработки. Обводненность более 50%скважин составляет 95% и выше.

Накопленная дополнительная добыча нефти за 1998-2004 гг. по Арланскому месторождению составила 349,5 тыс. т или около 1% НИЗ (около 30% остаточных запасов). Накопленная удельная эффективность на одну скважино-обработку составила в среднем 706 т. на 1 т реагента - 943 т. Показатели разработки свидетельствуют, что после ежегодной серии обработок эффективность метода увеличивается.

С 1996г. на Арланском месторождении начато испытание комплексной технологии, разработанной в БашНИПИнефть и основанной на применении многокомпонентной композиции из осадкогелеобразующих реагентов (КОГОР): силиката натрия, глинистой суспензии, гивнана и др.

С 1996 г. испытания и внедрение технологии проведены на 11 месторождениях ОАО «АНК Башнефть», представленных девонскими отложениями и ТТНК. За 1996-2004 гг. по данной технологии дополнительно добыто более 300 тыс. т нефти (12 тыс. т на одну скважино-обработку), в том числе на Арланском месторождении выполнено 40 скважино-обработок с дополнительной добычей порядка 50 тыс. т.

Обобщенные результаты применения основных физико-химических МУН в 2026 скважинах Арланского месторождения приведены в таблице. Доля этих МУН в общем объеме методов повышения нефтеотдачи составляет 75%. Накопленная дополнительная добыча нефти за счет их применения на месторождении составила 2355,9 тыс. т Наибольшие объемы внедрения (1666 скважино-обработок) и дополнительная добыча нефти (1995,9 тыс. т) приходится на технологии СЩВ, ЩПВ и СТЛ.

Для геолого-промысловых условий месторождения на основании критериев применения методов увеличения нефтеотдачи и анализа отечественного и зарубежного опыта применения увеличения нефтеотдачи и выработки рекомендаций по внедрению технологий на месторождениях ОАО «АНК «Башнефть» рекомендуется применение щелочно-полимерных растворов и системное воздействие на основе кислотных растворов аминоселикатов.

В последние годы в залежах терригенной толщи нижнего карбона (ТТНК) испытаны и внедряются эффективные технологии силикатно-щелочного воздействия (СЩВ, СЩВП), закачки в пласт силикатно-щелочных растворов (СЩР), щелочно-полимерных растворов (ЩПР), стиромалей на основе латекса (СТС, СТЛ), сухого активного ила (САИ), продуктов биосинтеза (биоПАВ), композиции осадкогелеобразующих растворов (КОГОР) и др. Сущность указанных технологий заключается в закачке реагентов в нагнетательные скважины с целью снижения проницаемости водопроводящих каналов пласта за счет образования осадков или гелей на путях фильтрации воды.

Таблица 3.2 - Технологический эффект от внедрения МУН на месторождениях ТННК ОАО «АНК «Башнефть»

Технология на основе применения композиционных осадкогелеобразующих растворов (КОГОР) - жидкого стекла и глинистой суспензии - внедряется на месторождениях ОАО АНК «Башнефть» с 1996 года. По технологии решается задача снижения проницаемости промытых зон пласта и изменения направления фильтрационных потоков за счет образования в пласте на путях фильтрации воды объемного устойчивого геля.

При проведении сопоставления результатов их внедрения для геолого-промысловых условий ТТНК Наратовского месторождения рекомендуется технология, основанная на совместном применении щелочи, полимера и углеродного растворителя, которая применяется на данном месторождении с 1992 г. Нефть на Наратовском тяжелая, окисленная (911 кг/м3), вязкая (33 мПа*с) и парафинистая. Пластовые воды - высокоминерализованные (200-240 г/л) относятся к хлоркальциевому типу, вязкость воды в пластовых условиях 1,65 мПа*с. При взаимодействии применяемых реагентов с закачиваемыми в пласт водами, содержащими соли щелочноземельных катионов (магния и кальция) в условиях пласта образуется стабильные дисперсные фазы, эффективно снижающие проницаемость водопромытых зон, а также происходит отмыв тяжелых компонентов нефти с поверхности породы растворителями. Осадки гидроокиси магния и кальция снижают проницаемость пористой среды в 1,5-2 раза.

Эффективность метода для извлечения остаточной нефти повышенной вязкости Наратовского месторождения может быть достигнута последовательной закачкой в обводненные пласты щелочно-полимерного раствора и органических растворителей (парафиновые углеводороды, отходы производства нефтехимии - одно- и многоатомные спирты).

Полученные данные лабораторных исследований позволили применять технологию ЩПР на ТТНК Наратовского месторождения. За период внедрения технологии ЩПР на Наратовском месторождении (1992-2003 гг.) добыто дополнительно 291,1 тыс. т нефти, проведено 275 скв/обр. В 2003 году дополнительная добыча нефти от внедрения метода составила 21,5 тыс. т или 25,2% от годовой добычи нефти по месторождению, в 2004 г. - 20,69 тыс. т. Технология ЩПР осуществляется в следующей последовательности:

- оторочка углеводородного растворителя 100% (товарной формы);

- оторочка раствора ПАА 0,3% на пресной воде;

- оторочка щелочного раствора 25-40% (товарной формы);

- разделительная оторочка пресной воды;

- пуск под закачку.

Для осуществления технологий ЩПВ и ЩПР необходимы:

- автоцистерна типа АЦ - 8 или АЦ - 10;

- цементировочный агрегат ЦА - 320;

- насос поршневой НБ - 125 или модульная установка для закачки реагентов;

- две емкости для хранения и приготовления раствора вместимостью 50-100 м3.

Оторочки реагентов закачивают в сравнительно небольших объемах (не более 100 м3) и повышенных концентрациях.

Таким образом, рекомендуемая технология позволяет по простой доступной для осуществления с высокой эффективностью обработки нагнетательных скважин, закачивающих минерализованную пластовую воду, с целью снижения проницаемости водопроводящих каналов и повышения охвата пласта заводнением.

Для нефтяных залежей турнейского яруса Наратовского месторождения рекомендуется метод увеличения нефтеотдачи пластов на основе системной технологии воздействия на низкопроницаемые коллекторы.

Системная технология воздействия на пласты предусматривает:

- восстановление или увеличение проницаемости ПЗП;

- улучшение гидродинамической связи между нагнетательными и добывающими скважинами, повышение охвата пласта заводнением по площади физико-химическими методами;

- выравнивание профиля приемистости в нагнетательных скважинах и ограничение водопритока в добывающих скважинах осадкогелеобразующими технологиями.

Проведение системной технологии приводит к увеличению охвата пласта закачкой по всему объему с увеличением добычи нефти и повышением коэффициента нефтеотдачи. Для залежи турнейского яруса Наратовского месторождения с целью увеличения приемистости нагнетательных скважин и продуктивности добывающих при невысоких дебитах и низкой обводненности добычи жидкости рекомендуется кислота замедленного действия (КЗД) на основе алюмосиликатов. В качестве алюмосиликата (АС) используют цеолитсодержащие компоненты, концентрата алюмощелочного и крошки синтетических цеолитов.

Свойствами КЗД обладают составы на основе алюмосиликатного и водного раствора соляной кислоты (15% концентрации). Введение в состав соляной кислоты алюмосиликата (1…2%) замедляет скорость реакции соляной кислоты с карбонатной породой, причем наблюдается снижение начальной скорости реакции до 5,7 раз. Механизм действия добавки АС к соляной кислоте заключается в том, что кислотный золь алюмосиликата образует защитный слой геля на поверхности карбоната, тем самым, замедляя скорость реакции.

Кислотные растворы АС способны образовывать гели в результате реакции с карбонатной породой. Данное свойство показывает, что кислотные золи при концентрации АС выше 5% могут быть использованы для регулирования вытеснения нефти и водоизоляционных работ в карбонатных пластах. Введение в соляную кислоту 2% АС приводит к трехкратному росту эффективности воздействия на проницаемость пористой среды по воде.

Таким образом, введение в состав соляной кислоты АС позволяет получить два типа растворов - замедленную соляную кислоту (при концентрации АС менее 5%) и гелеобразующий состав (при концентрации АС более 5%).

Таблица 3.3 - МУН, проводимые в НГДУ «Южарланнефть» в 2004 г.

Целью планируемых работ является интенсификация добычи нефти, увеличение нефтеотдачи и уменьшение отборов попутно добываемой воды на участках, находящихся на поздней стадии разработки с обводненностью добываемой жидкости до 90-95% и более.

Опытное поле района КНС-13 силикатно-щелочного воздействия малой концентрации (СЩВМ), включающего 116 добывающих и 12 нагнетательных скважин. Данные скважины эксплуатируют продуктивные пласты ТТНК. Пласт СЦ имеет нефтенасыщенную толщину 5м, средние пористость и проницаемость 18,5% и 0,4мкм соответственно. Пласт CVl характеризуется увеличенной, но очень изменчивой мощностью, непостоянным числом пропластков и резким фациальным замещением песчаных пород алевролитами. В пласте CVl выделяются четыре пропластка. Коллекторские свойства пластов и их толщины значительно колеблются. В нефтеносных пластах прослеживаются зоны замещения пород коллекторов глинистым материалом. Вязкость нефти в пластовых условиях 23 мПа с.

Приемистость нагнетательных скважин колеблется от 240 до 1500 м /сут., плотность закачиваемой воды 996 кг/м3. Обводненность добываемой нефти по скважинам поля - 93,6-95,3%. Средний уровень обводненности добываемой нефти по полю в 1998 г. - 94,4%. Всего закачано 16 оторочек СЩВМ, в том числе: 1996 г. - 4; 1997 г. - 6; 1998 г. - 6. За период 1996-1998 гг. всего было закачано 961,1 т жидкого стекла и 106 т каустической соды.

Для уменьшения отрицательных последствий от прокачки растворов на аварийность, в водовод закачано 0,7 т водного раствора ингибитора коррозии СНПХ-6014.

В целом, закачивание силикатно-щелочных растворов малой концентрации в нагнетательные скважины КНС-13 эффективно в высоко обводненных многопластовых объектах. Перераспределение фильтрационных потоков достигается за счет выравнивания профиля приемистости, расширения работающих интервалов пласта и снижения попутно добываемой воды в продукции нефтяных скважин.

Рисунок 3.1 - Схема закачивания щелочно-полимерных систем (1 - устье нагнетательной скважины; 2 - насос для закачивания раствора в скважину; 3 - емкость для приготовления щелочно-полимерного раствора; 4 - бункер для полимера; 5 - насос для перемешивания раствора)