Разработка эффективной технологии повышения нефтеотдачи пластов с применением волокнисто-дисперсной системы (ВДС)

- на терригенных отложениях девона: закачка оторочек ПАВ, ПДС, ПДС+А1С1з, ОЭЦ, серной кислоты, полимерсуспензионных композиций, микробиологическое воздействие, сейсмоакустическое, волновое, термогазохимическое, термобароимплозионное воздействие и другие физико-химические способы ОПЗ добывающих и нагнетательных скважин, направленные на разглинизацию, гидрофобизацию и декольматацию пористой среды.

В настоящее время в НГДУ "Джалильнефть" продолжают применяться многие из вышеперечисленных эффективных технологий, а также осуществляются опытно-промышленные работы по испытанию новых технологий МУН:

- по доотмыву заводненных коллекторов на двух участках Ташлиярской и Чишминской площадях (дополнительная добыча нефти с 1990 по 2000 г. достигла 182,4 тыс. т);

- по повышению выработки слоисто-неоднородных пластов с применением составов на основе эфиров целлюлозы (на 23 участках дополнительная добыча нефти от закачки 459 т реагента составляет 163,7 тыс. т);

- по опытной эксплуатации залежи 261 кизеловского горизонта турнейского яруса на участке, разбуренном по девятиточечной системе с нагнетательной скважиной в центре и расстоянием между скважинами 400 м. Залежь 261 имеет низкую коллекторскую характеристику пластов: нефтенасыщенная толщина - менее 3м, пористость - 10,6 %, проницаемость коллектора-11,8*10³мкм², начальная нефтенасыщенность-62,5 %. Накопленная добыча достигла 29,4 тыс. т.

В соответствии с концепцией развития нефтегазового комплекса Республики Татарстан до 2015 г. и методов увеличения нефтеотдачи пластов в НГДУ "Джалильнефть" для решения основной задачи по стабилизации добычи нефти на ближайшую перспективу в условиях ограниченной возможности прироста новых запасов нефти промышленных категорий особая роль отводится методам повышения нефтеотдачи и интенсификации разработки нефтяных объектов.

Для достижения утвержденных коэффициентов нефтеизвлечения требуется бурение около 1700 новых проектных скважин. При первичном и вторичном вскрытии пластов необходимо использовать не только новые технологии и способы, позволяющие сохранить коллекторские свойства пористой среды, но и с самого начала эксплуатации скважин применять высокоэффективные ОПЗ с целью увеличения коэффициентов продуктивности и приемистости.

В связи с тем что, эффективность многих физико-химических МУН наибольшая при их внедрении сразу после начала закачки воды в нагнетательные скважины, ввод в разработку новых участков и залежей нефти предполагается осуществлять с одновременным применением рентабельных физико-химических и гидродинамических методов повышения нефтеотдачи пластов.

На разрабатываемых объектах планируется продолжить работы по совершенствованию модификаций циклического заводнения со сменой направлений фильтрационных потоков в сочетании с физико-химическими методами увеличения нефтеотдачи с целью ускорения выработки запасов нефти в застойных и тупиковых зонах, в слабовырабатываемых низкопроницаемых пластах, а также увеличить объемы проведения ОПЗ скважин для стимуляции их работы.

Применение наиболее эффективных технологий физико-химических МУН и ОПЗ скважин для интенсификации разработки нефтяных объектов позволит в перспективе увеличить дополнительную добычу нефти до 9-10 % от всей добычи по НГДУ. В целом на Ромашкинском месторождении этот показатель планируется довести до 15 % . Более низкий процент дополнительной добычи нефти по НГДУ связан, как было показано выше, с более низкой продуктивностью основных объектов разработки НГДУ "Джалильнефть" по сравнению с Ромашкинским месторождением в целом.

Таким образом, применение уже отработанных и внедрение новых прогрессивных технологий физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пластов и обработок призабойных зон скважин для интенсификации разработки нефтяных объектов позволит НГДУ «Джалильнефть» стабилизировать добычу нефти на ближайшую перспективу.

2.6 Современные технологии повышения нефтеотдачи, применяемые в НГДУ "Джалильнефть"

В 2002 году в целях повышения нефтеотдачи было применено 28 технологий на 326 скважинах с дополнительной добычей нефти 411 тыс.т (в т.ч. от мероприятий 2002 года - 130 тыс.т) с затратами на сумму 120 млн.рублей.

Методы увеличения нефтеотдачи условно можно разделить на 3 группы:

- технологии по выравниванию профиля притока направленных на увеличение охвата пласта вытеснением (волокнисто-дисперсной системы, полимер-дисперсной системы и другие)

- технологии по изоляции водопритоков скважин (силикат-гелевая система, реагент многофункционального действия)

- технологии по интенсификации добычи нефти, повышению продуктивности скважин: акустико-химическое воздействие, термобароимплозионные воздействия

По первой группе работы проведены на 67 нагнетательных скважинах с дополнительной добычей 59,702 тыс.т. нефти. Средний прирост нефти на 1 скважинно-операцию составляет 2900 т. Хорошая эффективность по волокнисто-дисперсной системе- 3681 тонн нефти на одну операцию (затраты на одну тонну дополнительной нефти составляют 74 рубля), полимер-дисперсной системы- 3567 т/операцию (затраты -140рублей).

По второй группе было примерно семь технологий на 86 скважинах с дополнительной добычей нефти 21673т. Средний прирост нефти на одну скважину составил 820т.

Анализ проведённых работ по методу увеличения нефтеотдачи показывает , что по водоизоляционным работам наибольшая эффективность достигнута по технологии гипан + жидкое стекло. Дополнительная добыча нефти одну скважину составляет 1412т., затраты на добычу одной тонны дополнительной нефти составляют 550рублей.

Таблица 2.3 Эффективность МУН внедренных в ОАО «Татнефть»

Технология МУН	Число скважин	Дополнительная добыча нефти, тыс.т.	Продолжительность эффекта, мес.
	наг.	реаг.	всего	на 1 обработку
1	2	3	4	5	6
Гелеобразующие структуры
ЩСПК+ГОК	11	33	19660	1787	27,9
СНПХ-9630	16	51	15500	969	23,7
Продолжение таблицы 2.3
1	2	3	4	5	6
ВУС	24	54	8819	367	8
СПГ	19	59	17641	928	24,6
Жидкое стекло	17	56	46478	2734	34,8
ОЭЦ	167	575	1008847	6041	53,4
Биополимеры	30	66	18341	611	10,3
Алюмохлорид	9	27	11659	1295	42,2
СПС	4	17	6513	1628	23,6
?Дисперсные системы
ПДС	84	224	215955	2571	33,6
ПДС+AlCl3	43	152	147322	3426	34,1
ПДС+CaCl2	11	45	28841	2622	45,5
КДС	53	174	179072	3379	45,1
ВДС	36	123	62966	1749	22,4
ЩСПК	13	43	27578	2121	40,9
ПОРС	10	24	4349	435	7,2
ДПНХ-1	20	54	12480	624	18,2
СНПХ-95М	11	38	21425	1948	29,4

Технологи силикат-гелевой смеси и реагент-многофункционального действия имеют примерно одинаковую эффективность 860 т. на одну скважину , но затраты на добычу одной тонны нефти больше по силикат-гелевой смеси и составляют 729 рублей, против 505 по реагенту многофункционального действия. По реагент многофункционального действия средние затраты на одну тонну нефти по ОАО «Татнефть» составляют 856 рублей. Технология закачки ПР-119 (кремний органический продукт) имеет примерно такие же затраты , как и реагент многофункционального действия - 562 рубля на одну тонну добычи , но эффективность несколько ниже - 762 т. на одну скважину. В 2002 году как опытно-промышленные работы были проведены работы по закачке колоидно-селективной смеси на тринадцати скважинах.Из них по семи скважинам получен эффект и продолжается, по двум скважинам, обработанным в конце 2002 года пока не определён, по четырём скважинам эффект не получен.Дополнительная добыча нефти на одну скважину пока составляет 203т.Технология очень дорогая - затраты на добычу одной тонны нефти составляют - 3562 рубля.

По третьей группе было примерно пять технологий на 155 скважинах с дополнительной добычей 30841т. Средний прирост нефти на одну скважину составляет 509 т.

По стимуляции дебитов на объектах НГДУ применяются технологии фирмы «Силен» -ДП (депрессионная перфорация), ТИМ (термо-имплозионное воздействие) ,раздельно и в комплексе : АХВ (акустическо-химическое воздействие), ИПВ (ионо-плазменное вездействие),ПК + ПАВ (перфорация + поверхностно-активное вещество).По технологиям «Силен» дополнительная добыча нефти на одну скважину составляет - 595 т.,при этом затраты на одну тонну нефти составили 153 рубля. По ПК+ПАВ - эффективность- 869 т/скв.,затраты 107 руб/т.

По АХВ дополнительная добыча нефти - 385 т/скв.,затраты - 701 руб./т. Все работы по АХВ проводились силами Азнакаевского УПНП и КРС в отличие от ДП и ПК + ПАВ , которые проводились при ПРС.

Метод ионно-плазменног воздействия был применён на 15 скважинах с дополнительной добычей 194т. нефти на одну обработку. Затраты на добычу одной тонны нефти составили 1652 рубля. При планировании методов увеличения нефтеотдачи и их объёмов на 2003 год учитывались : затраты на реализацию , дополнительная добыча, степень технологического обоснования.Программой методов увеличения нефтеотдачи 2003 года запланировано применение 35 технологий на 319 скважинах (в т.ч. 83 нагнетательных скважин и 236 добывающих скважин ) с затратами 135 млн.рублей и ожидаемой дополнительной добычей нефти 380 тыс.т.(в т.ч. 280 тыс.т. за счёт мероприятий предшевствующих лет и 100 тыс.т за счёт мероприятий 2003 года).Запланированные затраты на одну тонну дополнительной добычи нефти составляет 1354 рубля.По ОАО «Татнефть» этот показатель составляет 1445 рубля.

Выводы к разделу

1. Разукрупнение объектов ведет к повышению эффективности выработки ухудшенных коллекторов.

2. Для слабо расчлененных объектов с относительно выдержанными по площади пластами и разрабатываемых при линейном разрезании, целесообразно менять на поздней стадии разработки направление фильтрационных потоков жидкости путем поперечного разрезания на отдельные блоки. При этом в разработку подключаются тупиковые застойные зоны, слабовырабатываемые участки пласта и появляется возможность интенсивной циклической закачки воды. При такой системе фронт закачиваемой воды стягивается не к центральной линии, а к отдельной зоне. Все это увеличивает коэффициент нефтеотдачи пласта.

3. ТЕХНОЛОГИЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ С ПРИМЕНЕНИЕМ ВОЛОКНИСТО-ДИСПЕРСНОЙ СИСТЕМЫ (ВДС)

Актуальность работы. Вовлечение в активную разработку остаточных запасов нефти сосредоточенных в неоднородных терригенных коллекторах месторождений АО "Татнефть" путем повышения их охвата воздействия, как показала практика, является одним из эффективнейших путей поддержания уровней добычи нефти и достижения максимальной степени выработанности пластов. В этом направлении одним из эффективнейших, надежных, быстроокупаемых и экологически чистых является технология с применением ВДС.

Стадия разработки - промышленное применение.

Цель предлагаемой работы - обеспечение получения максимальных технико-экономических показателей.

Аннотация и ожидаемые результаты. Технология ВДС осуществляется путем попеременно-чередующейся закачки в пласт через нагнетательную скважину водных суспензий древесной муки и глинопорошка.

В 1994-1999 г.г. с применением ВДС обработано 66 скважин, при этом дополнительная добыча нефти составила 199,5 тыс.т. Текущая средняя удельная эффективность составила 3022 т дополнительной нефти при успешности обработок 87% и продолжительности эффекта до 3 лет и более. Технология является высокорентабельной, т.к. текущая дополнительная добыча нефти превысила минимальную добычу, окупающую затраты в 61 раз.

Запланированный объем применения технологии на 2001 г.- 5 скважин-обработок, что позволяет добыть 15110 т дополнительной нефти.

В технологии применяются следующие реагенты (из расчета на 1 скважину- обработку):

- древесная мука: 2,5 т ;

- глинопорошок: 20 т.

Необходимый объем реагентов :

- древесная мука: 12,5 т ;

- глинопорошок: 100 т.

Затраты на 1 скважину-обработку, включая стоимость реагента составит 90 тыс. рублей.

Сроки исполнения - 01.01.2001-31.12.2001.

Технология повышения нефтеотдачи высокообводненных пластов с применением волокнисто-дисперсной системы (ВДС) заключается в последовательно-чередующейся закачке в пласт через нагнетательные скважины водных суспензий древесной муки и глины. За счет сил физического взаимодействия между последними возникает структурированная система, способная заметно повышать фильтрационное сопротивление высокопроницаемых зон пласта. Это приводит к перераспределению фильтрационных потоков с подключением в активную разработку слабодренируемых низкопроницаемых пропластков и, таким образом, способствует повышению охвата пласта воздействием и в, конечном счете, приросту извлекаемых запасов нефти.

Технология ВДС ранее была успешно апробирована в 1992-1994 г.г. в условиях высокообводненных пластов месторождений Западной Сибири.

Временная инструкция по технологии применения волокнисто-дисперсной системы для повышения охвата воздействием разработано авторским коллективом в составе Ю.В. Баранова, Р.С. Гиниатуллина, И.Г. Нигматуллина, Т.В. Петуховой (НПП "Нефтегеотехнология").

3.1 Общие положения.

3.1.1 Настоящая "Инструкция…" предназначена для руководства при испытании технологии закачки волокнисто дисперсной системы на основе древесной муки и глинопорошка на месторождениях Татарии и регламентирует порядок их проведения.

3.1.2 Технология повышения охвата неоднородных пластов воздействием с применением ВДС представляет собой последовательно-чередующуюся закачку в пласт через нагнетательную скважину оторочек водных суспензий глины и материала волокнистой структуры - древесной муки.

3.1.3 Технология основана на способности волокнисто-дисперсной системы резко снижать фильтрующуюся способность закачиваемой в пласт воды.

3.1.4 Технологический процесс направлен на увеличение добычи нефти за счет прироста извлекаемых запасов из неоднородных по геологическому строению продуктивных пластов терригенных отложений и применение на поздней стадии разработки месторождений, характеризующейся высокой обводненностью добываемой продукции за счет прорыва закачиваемых вод по высокопроницаемых интервалам.

3.1.5 Данная инструкция подлежит периодическому уточнению и дополнению в ходе анализа и общения результатов промышленных работ.

3.2 Материалы и технические средства, применяемые в технологии

3.2.1 Материалы применяемые в технологии.

3.2.1.1 В качестве волокнистого материала применяется древесная мука (продукт сухого механического измельчения древесины - ГОСТ 16361-87) марки 120, 140, 160, 180, 200т. Древесная мука хорошо суспендируется в воде. Вязкость водных суспензий 0,1-1,0% концентрации (по массе) составляет при температуре 20-40°С от 20 до 60 спз. Древесная мука до ее использования должна храниться в условиях, не допускающих увлажнения.

3.2.1.2 Глинопорошок (ОСТ 39-043-74), используемый при приготовлении буровых растворов. При отсутствии глинопорошка может быть использована карьерная глина, хорошо распускаемая в воде.

3.2.1.3 Для приготовления суспензий глины и древесной муки используется вода техническая (ГОСТ 24902-81) или сточная вода системы ППД (ОСТ 39-225-88).

3.2.2 Технические средства, применяемые в технологии.

Для приготовлении суспензий глинистого и волокнистого материала могут использоваться:

3.2.2.1 Смесительная установка (цементосмесители):

2СМН-20 (ТУ 26-12-31-75)

СМ-4М (ТУ 26-16-77-78)

УСб-30 (ТУ 26-25-59-77)

ЗАС-30С (ТУ 26-16-100-80)

1СМР-20 (ТУ 26-16-59-77)

3.2.2.2 Насосные установки (агрегаты):

ЦА-320М (ТУ 26-03-30-75)

УНЦ 1-160*32К (ТУ 26-16-52-77)

УНЦ 1-160*50К (ТУ 26-16-52-77)

УНБ 1Р-400 (ТУ 26-02-30-75)

УН 1-630*700А (4АН-700 ТУ 26-02-209-75)

3.2.2.3 Автоцистерны:

АЦ-10 (ТУ 26-16-32-77)

АЦН-11-257

АЦН-7,5-5334

Цр-7АП, ЦР 7АПС (26-16-32-77)

3.2.2.4 Нестандартное оборудование:

- струйное (эжекционный насос);

- емкость для перемешивания и накопления объемом 10-25м³.

3.3 Объекты применения технологии, технические требования к состоянию скважин и подготовительные работы.

3.3.1 При выборе объектов для применения технологии руководствуются геолого-физическими условиями пластов, состоянием выработки их запасов и техническим состоянием нагнетательной скважины.

3.3.2 Пласт должен быть представлен слоисто- неоднородным коллектором, характеризующимся наличием зон и интервалов высокой проницаемости.

3.3.3 Нагнетательная скважина должна иметь удельную приемистость не менее 30м³/сут на 1м эффективной перфорированной толщины плата при давлении на устье, приведенном к 10,0 МПа (условное давление). Для скважин, вскрывших перфорацией более 10м эффективной толщины пласта, приемистость должна быть не менее 300м³/сут при давлении на устье 10 МПа.

3.3.4 Добываемая на участке продукция должна иметь обводненность не менее 70%.

3.3.5 Скважина должна иметь качественное цементное кольцо за колонной, исключающее заколонные перетоки, исправную устьевую арматуру.

3.3.6 Забой скважины должен быть чистым и иметь зумпф не менее 5м, позволяющий проводить комплекс ГИС.

3.3.7 До и после проведения работ по закачке реагентов в скважину проводятся промысловые геофизические исследования, включающие ГК, Т, РГД. По согласованию с заказчиком работ на нагнетательной и добывающих скважинах могут быть сняты кривые восстановления (падения) давления и индикаторные диаграммы, позволяющие более полно оценить эффективность технологии.

3.3.8 В ходе подготовки скважины к закачке выполняются следующие работы:

3.3.8.1 Осуществляются мероприятия по устранению неисправностей и отклонений в техническом состоянии скважины в соответствии с требованиями П.3.5 настоящей инструкции.

3.3.8.2 Непосредственно перед началом закачки ВДС (но не позднее чем за сутки) скважина должна быть подключена под закачку воды с целью выхода на стационарный режим работы, что позволит получить объективные данные по приемистости скважины до воздействия технологией.

3.4 Порядок осуществления технологического процесса

3.4.1 Волокнисто-дисперсная система закачивается по схеме последовательно - чередующейся циклической закачки. Закачка производится через насосно-компрессорные трубы (НКТ), в отдельных случаях допускается закачка по стволу (затрубному пространству) скважины.

3.4.2 Технологические параметры процесса (концентрация и объем оторочек рабочих агентов, их общий объем и количество циклов) обоснованы по результатам экспериментально-лабораторных и промысловых испытаний технологии в различных геолого-промысловых условиях более чем на 200 опытных участках Талинского (ПО "Красноленинскнефтегаз"), Самотлорского (НГДУ "Приобьнефть"), Дружного (ПО "Когалымнефтегаз") и Федоровского, Лянторского, Западно-Сургутского (ПО "Сургутнефтегаз"), Муравленковского (НГДУ "Муравленковскнефть"), Чумпасского, Урьевского, Ласьеганского, Южно-Покачевского (АООТ "Лукойл-Лангепаснефтегаз") месторождений в 1991-1994 годах. Они зависят от геологического строения продуктивного пласта, особенностей разработки и контролируется приемистостью скважины.

3.4.3 На скважину завозится расчетное количество материалов. В зависимости от наличия источника воды (нагнетательной скважины вблизи обрабатываемой скважины), типа устьевой арматуры выбирается порядок размещения технических средств и способ доведения рабочих агентов до продуктивного пласта (через НКТ или затрубное пространство).

3.4.4 Осуществляется обвязка наземного технологического оборудования согласно принципиальным схемам, приведенным на рис.3.1,3.2.

3.4.5 Схема обвязки оборудования, приведенная на рис.3.1, предполагает использование эжекционного (гидровакуумного) насоса, цементосмесителя для приготовления рабочих агентов. В этом случае суспензии древесной муки или глинопорошка после цементосмесителя поступают в емкость перемешивания, откуда агрегатом закачивается в скважину. Данная схема обвязки позволяет точно соблюдать параметры технологического процесса закачки и удобна для работы с использованием глинопорошка, полученного россыпью.

Схема обвязки по рисунку 3.2 реализуется при наличии отдельного эжекционного насоса, после которого суспензия ДМ и ГП поступают в чанок насосного агрегата, а затем закачиваются в скважину. Этот вариант обвязки оборудования и закачки применяется при ограниченном наличии технических средств у исполнителя работ. Она проще в исполнении, но точность соблюдения технологических параметров в этом случае ниже, чем по первой схеме.

3.4.6 После обвязки оборудования с устьем скважины нагнетательная скважина опрессовывается на полуторакратное ожидаемое рабочее давление закачки.

3.4.7 Скважина отключается от нагнетательной линии ППД и производится замер приемистости на трех режимах работы насосного агрегата для снятия индикаторной кривой в упрощенном режиме. По замерам определяется условная приемистость.

3.4.8 Приготовление суспензий ДМ и ГП осуществляется в следующем порядке. Из водовода на вход эжекционного насоса подается вода расход которой регулируется блоком регулирования подачи воды 4 (см. рисунки 3.1, 3.2) при его наличии. Загрузка и дозирование древесной муки и глинопорошка при закачке с использованием схемы обвязки по рисунку 3.2 производится через загрузочную камеру-воронку вручную или при помощи всасывающего гибкого патрубка. Суспензия из эжекционного насоса 3 подается в чанок агрегата. Скорость подачи воды устанавливается при помощи задвижки 5 в узле 4, устанавливаемой перед регулятором давления. Она должна соответствовать производительности агрегата.

3.4.9 Закачка реагента может производиться по двум вариантам :

3.4.9.1 При высоких приемистостях скважин (свыше 750 м³/сут) в емкостях 3 готовится реагент повышенной концентрации (в 3-5 раз выше рабочей), которая во время закачки разбавляется водой из водовода до рабочей концентрации достигаемой по формуле кратности разбавления, приведенной ниже

n=(С_к/С_р) - 1, (3.1)

где n-кратность разбавления ;

С_к- концентрация приготовляемого раствора, % масс ;

С_р-рабочая концентрация, % масс .

Объемы воды, закачиваемые в скважину из водовода и через агрегат, замеряются расходомерами. Давление закачки реагента в пласт не должно превышать давления в водоводе. В случае отсутствия расходомера контроль над скоростью должен осуществляться по производительности насосного агрегата.

3.4.9.2 Из чанка агрегата готовый реагент рабочей концентрации закачивается в скважину.

В первом случае при закачке задвижка 7 открыта, во втором случае - закрыта.

3.4.10 При необходимости точного соблюдения технологических параметров используется смесительная насосная установка и цементировочный агрегат. В этом случае для более точной дозировки материалов используются две емкости для накопления и перемешивания суспензий 3, которые обвязываются насосами. Из этих емкостей последовательно, т.е. опорожнения первой готовится другая порция реагента. Объем приготавливаемой в одной емкости суспензии древесной муки должен быть 5 м³ и он должен сразу же закачиваться в скважину.

3.5 Технологические параметры и особенности закачки.

3.5.1 Волокнисто-дисперсная система закачивается по схеме последовательно-чередующейся (циклической) закачки. Закачка осуществляется через насосно-компрессорные трубы, воронка которых должна находиться выше интервала перфорации скважины (не более чем на 100 м).

Последовательность закачки в цикле: суспензия древесной муки - буфер (вода в объеме НКТ+3 м³) - глинистая суспензия.

3.5.2 Выбор технологических параметров закачки (концентрации и циклов) обоснован по результатам экспериментально - лабораторных и промысловых исследований, проведенных на месторождениях Западной Сибири в 1991-1994 г.г. Они выбираются в зависимости от приемистости скважин.

3.5.3 Технологические параметры цикла закачки, осуществляющегося по схеме "суспензия древесной муки - буфер из воды - суспензия глинопорошка" приведены в таблице 1.

Таблица 3.1 Технологические параметры цикла закачки

Приемистость скважины* , м3/сут	Концентрация рабочего раствора,% мас.	Объем оторочки, м3.
	ДМ	ГП	ДМ	ГП
1	2	3	4	5
200-300	0,1-0,3	1-3	70-100	70-100
300-500	0,2-0,5	2-3	80-100	80-100
500-1000	0,3-0,5	3-5	90-100	90-100
1000 и более	0,5-0,6	5-6	100-120	100-120

Примечание:

- Условная приемистость, к давлению закачки 100 кг*с/см² на устье скважины; определяется по результатам замеров на трех режимах работы насосного агрегата.

3.5.3.1 При приемистости 200-300 м³/сут в скважину закачиваются:

а) Суспензия древесной муки концентрацией 0,1-0,3 % объемом оторочки 70-100 м³.

б) суспензия глины концентрацией 1-3 % объемом оторочки 70-100 м³.

Общим объем суспензий, и количество циклов выбираются исходя из удельного расхода (на 1 м эффективной толщины пласта) 0,15-0,25 т древесной муки и 1,0-1,5 т глинопорошка.

3.5.3.2 При приемистости 300-500 м³/сут в скважину закачивается:

а) суспензия древесной муки концентрацией 0,2-0,5 % объемом в цикле от 80 до 100 м³;

б) суспензия глины концентрацией 2-3 % объемом от 80 до 100 м^3..

Общий объем суспензий и количество циклов выбираются исходя из удельного расхода (1 м эффективной толщины пласта) 0,2-0,25 т древесной муки и 1,0-1,5 т глинопорошка.

3.5.3.3 При приемистости 500-1000 м³/сут в скважину закачиваются:

а) суспензия древесной муки концентрацией 0,3 - 0,5 % объемом оторочки от 90-100 м³ в одном цикле.

б) суспензия глины концентрацией 3-5 % объемом оторочки от 90 до 100 м^3..

Общий объем оторочки и количество циклов выбираются исходя из удельного расхода (на 1 м эффективной толщины пласта) 0,2-0,5 т древесной муки и 1,5-2,0 т глинопорошка.

3.5.3.4 При приемистости более 1000 м³/сут скважину закачиваются:

а) суспензия древесной муки концентрацией 0,5 - 0,6 % объемом оторочки от 100- 120 м³ в одном цикле.

б) суспензия глины концентрацией 5-6 % объемом оторочки от 100 до 120 м^3..

Общий объем суспензий и количество циклов выбираются исходя из удельного расхода (1 м эффективной толщины пласта) 0,5 - 0,8 т древесной муки и 2,0-2,5 т глинопорошка.

3.5.4 При резком повышении давления при закачке суспензий (на 30-50 %) подача реагента прекращается и производится закачка воды до снижения давления до значения в начале цикла.

3.5.5 при непредвиденных перерывах закачки в циклах или между циклами, находящийся в НКТ реагент обязательно продавливается в пласт водой в объеме НКТ+10 м³, затем скважина закрывается. Невыполнение этого требования и несоблюдение технологических параметров по концентрации (резкое увеличение) может привести к засыпке интервала перфорации.

При непредвиденных перерывах закачки в циклах или между циклами. В случае закачки по затрубному пространству, реагент, находящийся в затрубном пространстве продавить пласт водой в объеме V_зп+ 10 м³.

3.5.6 Если в каждом цикле, начиная с первого, будет происходить монотонное увеличение давления, то закачка производится без увеличения концентрации и при снижении приемистости в заданное планом количество раз, закачка прекращается.

3.5.7 Если при закачке расчетных объемов не удается снизить приемистость в заданное планом количество раз - концентрация агентов (волокнистой суспензии и глины) увеличивается в 2 раза и продолжается закачка кратности снижения приемистости. Если же и в этом случае приемистость не уменьшается в необходимой степени, то концентрацию волокнистой суспензии увеличиваем еще в 2 раза (но не выше 1 %; а концентрация глинистой суспензии сохраняется неизменно) и продолжаем закачку агентов до достижения заданной степени снижения приемистости.

3.5.8 После окончания закачки реагентов производится продавка водой из расчета не менее 5 м³ на 1 м эффективной толщины пласта.

3.5.9 При проведении закачки в зимнее время в перерывах между циклами, в случаях отключения скважины от нагнетания, трубопровод системы ППД в целях предотвращения от промерзания заливается нефтью или другой незамерзающей жидкостью.

3.6 Технология применения ВДС на опытном участке

Описание работ при КРС:

Произвели подготовительные работы. Расставили оборудование согласно технологической схеме. Для приготовления глинистого и волокнистого материала использовалось:

- Смесительная установка 2СМН-20 (ТУ-26-12-31-75)

- Насосная установка ЦА-320М (ТУ-26-02-30-75)

- Автоцистерна АЦ-10 (ТУ26-1632-77)

Приемистость скважины составляет 240м/сут., опрессовали на полуторакратное давление. Отключили скважину от нагнетательной линии ППД, определили приемистость с расходом 6м/сут. воды:

1 скорость- 240 м/сут при Р=8МПа;

2 скорость- 390 м/сут при Р=9МПа;

3 скорость- 600 м/сут при Р=10МПа.

Компоненты ВДС закачали в пласт:

а) древесная мука -975кг в суспензии 500 м, концентрацией 0,12-0,3%;

б) глинистый раствор -21,1т. в суспензии 610 м, концентрацией 2-4%;

в) продавили водой в объеме 180 м.

Определили приемистость с расходом 6 м/сут воды:

1 скорость 210 м/сут при Р=9МПа;

2 скорость 320 м/сут при Р=10МПа;

3 скорость 430 м/сут при Р=12МПа.

Объем закачки составил 1302 м.

3.7 Расчет дополнительной добычи

Для определения дополнительной добыче нефти от применения МУН используются характеристики вытеснения различного вида.

Характеристикой вытеснения называют эмпирическую зависимость типа накопленная добыча нефти - накопленный отбор жидкости. Характеристика вытеснения отражает реальный процесс выработки запасов нефти и связанную с ним динамику обводнения продукции при разработке неоднородных пластов на режиме вытеснения нефти водой. Результаты расчетов приведены в таблицах 3.

1 Метод основанный на построении зависимости рисунки 3.3, 3.10, 3.16, 3.21, 3.24, 3.30

, (3.2)

где?Qн- накопленная добыча нефти;

?Qж- накопленная добыча жидкости.

2 Метод Ковалева рисунки 3.4, 3.8, 3.13, 3.18, 3.25, 3.28, основан на построении зависимости

, (3.3)

где ?Qж- накопленная добыча жидкости в % от балансовых запасов;

?Qн- накопленная добыча нефти в % от балансовых запасов.

3 Метод Копытова рисунки 3.5, 3.9, 3.14, 3.19, 3.26, 3.29, основан на построении зависимости

, (3.4)

где Vн - накопленная добыча нефти;

а, в - постоянные коэффициенты.

4 Максимова рисунки 3.6, 3.12, 3.15, 3.20, 3.27, 3.32 основан на построении зависимости

, (3.5)

где ?Qж- накопленная добыча жидкости.

?Qн- накопленная добыча нефти;

5 Метод Первердяна рисунки 3.7, 3.11, 3.17, 3.22, 3.23, 3.31, основан на построении зависимости

, (3.6)

где ?Qн- накопленная добыча нефти;

?Qж- накопленная добыча жидкости;

НИЗ- начальные извлекаемые запасы.

Достоинством ВДС является их применение на высокообводненных участках и слабопродуктивных коллекторах, находящихся на поздней стадии разработки.

Для уменьшения процента обводнения и более полной выработки участка необходимо на нагнетательной скважине 16222 закачать ВДС. Приемистость 240 м3/сут. Реагирующие добывающие скважины 7519, 7543, 7597, 16217, 16223

Таблица 3.2 Результаты применения закачки ВДС на опытном участке

№ скв.	до мероприятия	после мероприятия	Дополнительная добыча нефти, тонн
	qн т/с	% обв.	qн т/с	% обв.
7519	2,1	98,4	2,8	97,7	393
7543	1,8	97,7	3,0	96	703
7597	2,0	98,3	6,1	95,8	1752
16217	3,1	93,8	4,7	90,7	944
16223	10,3	96,9	10,9	95,1	324
Всего					4116

Рисунок 3.33 -Выкопировка с карты изобар Чишминской площади (Район скважины №16222)

Рисунок 3.34 -Выкопировка с карты разработки Чишминской площади (район скважины № 16222)

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Чишминская площадь - одна из северных площадей Ромашкинского нефтяного месторождения. За 48 лет разработки отобрано более 91% извлекаемых запасов нефти. Следовательно, основной период разработки площади прошел и в настоящее время приступили к четвертой завершающей стадии разработки.

Три предшествующих этапа разработки кратко характеризуются ре-шением следующих основных вопросов:

Выделением границ эксплуатационного объекта, выбором плотности сетки расположения скважин на площади, систем поддержания плас-тового давления, рабочего агента вытеснения нефти из пластов, оп-тимальных способов и режимов эксплуатации нагнетательных и добывающих скважин. Поиском путей и методов достижения высоких темпов отбора нефти и удержания их продолжительного периода времени. Всесторонним изучением геологического строения и физико-химических свойств пластов и насыщающих их жидкостей. Основной задачей разработки площади в настоящее время является усовершенствование системы разработки с целью довыработки пластов эксплуатационного объекта и достижения утвержденного коэффициента нефтеизвлечения. Следовательно, необходимо увеличить коэффициент охвата заводнением, что достигается за счет широкого применения освоенных гидродинамических и третичных МУН и дальнейшего их совершенствования.

Размещено на Allbest.ru