Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ПРОМЫСЛОВОМ ОБЪЕКТЕ

2. ХАРАКТЕРИСТИКА ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ, КОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВ ПЛАСТОВ ПРОДУКТИВНОГО ГОРИЗОНТА (ГОРИЗОНТОВ), СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ФЛЮИДОВ

3. ХАРАКТЕРИСТИКА И АНАЛИЗ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ ОБЪЕКТА (ОБЪЕКТОВ). АНАЛИЗ ВЫРАБОТКИ ПЛАСТОВ. ХАРАКТЕРИСТИКА ФОНДА СКВАЖИН

4. ХАРАКТЕРИСТИКА И АНАЛИЗ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕИЗВЛЕЧЕНИЯ НА РАССМАТРИВАЕМОМ ОБЪЕКТЕ

5. ХАРАКТЕРИСТИКА И АНАЛИЗ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ ОПЗ НА НАГНЕТАТЕЛЬНОМ ФОНДЕ СКВАЖИН РАССМАТРИВАЕМОГО ОБЪЕКТА

6. ХАРАКТЕРИСТИКА И АНАЛИЗ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ ОПЗ НА ДОБЫВАЮЩЕМ ФОНДЕ СКВАЖИН РАССМАТРИВАЕМОГО ОБЪЕКТА

7. АНАЛИЗ ПРИЧИН РЕМОНТОВ СКВАЖИН НА РАССМАТРИВАЕМОМ ОБЪЕКТЕ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ



ВВЕДЕНИЕ

Для ознакомления с основами нефтедобывающего процесса проводятся ознакомительные и производственные практики. Ознакомительная практика является начальным этапом практического обучения студентов. Основной задачей производственной практики является изучение состояния и перспектив разработки месторождения, производственной и технической деятельности НГДУ, приобретение опыта инженерно-технической работы.

НГДУ «Ямашнефть» входит в состав ОАО «Татнефть» в качестве структурной единицы и действует на основании положения об НГДУ.

НГДУ возглавляется начальником управления. Начальник управления назначается на должность и освобождается приказом генерального директора ОАО «Татнефть». Начальник НГДУ осуществляет общее руководство за деятельностью управления и через своих заместителей всеми отделами, службами и структурными подразделениями НГДУ. Распределение обязанностей между инженерно-техническими работниками и служащими НГДУ производится в соответствии с должностными инструкциями, утвержденными начальником управления.

Заместителями начальника управления являются: главный инженер - первый заместитель начальника управления, главный геолог, заместитель начальника управления по экономическим вопросам, заместитель начальника управления по капитальному строительству, заместитель начальника управления по общим вопросам, заместитель начальника по сервису и главный бухгалтер.

Цеха добычи нефти и газа (ЦДНГ 1-5) являются основными производственными подразделениями НГДУ, осуществляющими управление технологическим процессом добычи нефти и газа в заданном районе. Главная задача - обеспечение выполнения суточных, месячных, годовых заданий.



1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ПРОМЫСЛОВОМ ОБЪЕКТЕ

Архангельское месторождение расположено на землях Ново-Шешминского района ТАССР, в 42км к юго-востоку от районного центра г.Чистополя. К северо-западу от Архангельского месторождения находится Шереметьевское месторождение, непосредственно с юга примыкает Краснооктябрьское, с востока Урганчинское нефтяные месторождения.

В тектоническом отношении Архангельское месторождение приурочено к западному склону Альметьевского выступа Татарского свода. Ниже приведена таблица 1.1 - Инфраструктура обеспечивающая добычу.

Таблица 1.1- Инфраструктура обеспечивающая добычу

Название инфраструктуры	Назначение
Железная дорога	В 70км к востоку от месторождения проходит с севера на юг, связывающая города Набережные Челны и Бугульму.
Нефтепровод	В 5км к югу от месторождения проходит нефтепровод «Дружба».
Шоссе	Связь района месторождения с райцентром и железной дорогой осуществляется по асфальтированному шоссе, которое соединяет города Чистополь и Альметьевск.
Система ППД	Источники - реки Шишма и Кичуй.

В орогидрографическом отношении район месторождения занимает часть долины реки Шешмы.

Климат района континентальный, абсолютная максимальная температура воздуха - плюс 40 0С, а минимальная - минус 40 0С. Снежный покров достигает 1,5 м, глубина промерзания почвы 1,5-2 м.



2. ХАРАКТЕРИСТИКА ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ, КОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВ ПЛАСТОВ ПРОДУКТИВНОГО ГОРИЗОНТА (ГОРИЗОНТОВ), СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ФЛЮИДОВ

В геологическом строении Архангельского месторождения принимают участие докембрийские, девонские, каменноугольные, пермские, неогеновые и четвертичные отложения.

В тектоническом отношении месторождение расположено на северо- западном склоне Южного купола Татарского свода, осложненного структурой II порядка - Ульяновской структурной зоной.

По кровле турнейского яруса в пределах месторождения выделяются семь поднятий, разделенных разноамплитудными прогибами. Структуры имеют северное и северо-западное простирание.

В пределах Архангельского месторождения выявлено 123 залежи нефти, в том числе 63 залежи в терригенных отложениях тульского (48) и бобриковского (15) горизонтов, остальные 60 залежей связаны с карбонатными породами каширского (8), верейского (7), башкирского (9), алексинского (22) и турнейского (14) горизонтов. Размеры залежей изменяются от 0,2 х 0,2 км до 5,0 х 10,6 км, высота от 1,0 до 65,0 м. Глубина залегания среднего карбона - 830 м (741 - 914 м), нижнего - 1150 м (977 - 1336 м). Залежи турнейского и башкирского ярусов массивные, а каширского, верейского, алексинского, тульского и бобриковского горизонтов относятся к пластовым сводовым литологически осложненным.

Нефтенасыщение каширского горизонта связано с пластом Скш-1, залегающим в его нижней части. Пласт сложен пористо - проницаемыми известняками. Толщина пористо - проницаемых прослоев колеблется от 0.7 до 4 м. Количество прослоев в пласте колеблется от 1 до 2.

Тип коллектора поровый. Пласт Скш-1 развит по площади месторождения повсеместно. В отдельных скважинах центральной и северной частях месторождения пласт-коллектор замещен плотными породами.

В толще верейского горизонта залежи нефти связаны с продуктивными пластами, которые индексируются снизу вверх как Ссвр-1- Ссвр-6. Породами коллекторами являются пористо-проницаемые и трещиноватые известняки в различной степени глинистые и доломитизированные. Толщина продуктивных пластов - коллекторов изменяется от 0.6 до 7 м. Средняя нефтенасыщенная толщина равна 3.4 м. Количество нефтенасыщенных пропластков колеблется от 1-3 до 14. Коэффициент расчлененности равен 2.1.

Разделяются верейские пласты пачками терригенно-карбонатных пород, сложенных переслаивающимися мергелями, аргиллитами, алевролитами, глинистыми песчаниками и плотными доломитами. Толщина этих пачек колеблется от 0 до 6 м.

В разрезе тульского горизонта выделяются 4 пласта - коллектора: С1тл-1 - С1тл-4. Наиболее распространенным является пласт С1тл-4, залегающий в верхней части горизонта. Коэффициент расчлененности равен 1,1. В этом пласте заключены основные промышленные запасы тульского горизонта. Сложен пласт разнозернистыми кварцевыми песчаниками рыхлыми, слабо- и среднесцементированными.

В алексинском горизонте прослеживается один пласт - коллектор С1сл, сложенный известняками участками кавернозными, местами с прослоями доломитов. Пласт неоднородный: в кровле и подошве обычно загипсован или уплотнен. Коллекторы порового типа. Толщина пласта изменяется от 0,5 до 2,8 м, средняя - 1,3 м.

В разрезе бобриковского горизонта выделяются два пласта - коллектора снизу вверх как С1бр-1 и С1бр-2 . Сложены пласты песчаниками и алевролитами, толщина пластов колеблется от 0,6 до 13,6, составляя в среднем 3,2 м. Количество нефтенасыщенных пропластков изменяется от 1 до 3, коэффициент расчлененности равен 1,7.

Распространены бобриковские пласты - коллекторы лишь на отдельных участках месторождения, преимущественно на западе и юге, где они выполняют турнейские врезы. Во врезах толщина бобриковских отложений увеличивается до 49 м, там появляются углисто - глинистые сланцы и даже прослои известняков.

В отложениях турнейского яруса залежи нефти связаны с карбонатными породами - коллекторами кизеловского, черепетского и упино - малевского горизонтов. Сложены они переслаивающимися пористо - проницаемыми, уплотненными и глинистыми известняками. Толщина эффективных прослоев колеблется от 0,6 до 5,4 м, суммарная толщина от 0,6 до 38,9 м, количество прослоев изменяется от 1 до 13, средний коэффициент расчлененности равен 5,4.[13]

Таким образом, на Архангельском месторождении прослеживается большое количество пластов и пропластков, с различными вариациами по толщине. Наиболее распространенным является пласт тульского горизонта (прослеживается повсеместно) С1тл-4, где заключены основные промышленные запасы горизонта и объектов.

Основные параметры по разным видам исследований приведены в таблице 2.1. По результатам анализов видно, что наиболее изменчивым параметром является проницаемость. Наименьшей проницаемостью обладают карбонатные отложения алексинского горизонта и турнейского яруса.

Таблица 2.1- Значения исследований по основным характеристикам коллекторских свойств пластов.

Метод исследования	Наименование	Проница-емость, мД	Пористоть, %	Начальная нефтенасы-щенность	Насыщение связанной водой, %
1	2	3	4	5	6
Турнейский ярус
Лабораторные	Интервал изменения	0,14-301,3	7,9-21,2	24,3-83,7	16,3-75,7
	Среднее значение	20,2	13,2	61,5	40,9
Геофизические	Интервал изменения	9,0-340,6	9,1-21,3	45,4-85,7	-
	Среднее значение	74,3	13,0	76,7	-
Гидродинамические	Интервал изменения	19-240	-	-	-
	Среднее значение	112,2	-	-	-
Принятые	Среднее значение	112,2	13,0	61,0	-
Тульский горизонт
Лабораторные	Интервал изменения	138,7-2169,0	9,6-30,7	43,0-96,2	3,8-57
	Среднее значение	467	22,2	84,3	15,7
Геофизические	Интервал изменения	11-896	12,3-27,8	51,0-90,4	-
	Среднее значение	273	23,0	88,0	-
Гидродинамические	Интервал изменения	20-2760	-	-	-
	Среднее значение	685	-	-	-
Принятые	Среднее значение	865	23,0	88,0	-
Алексинский горизонт
Лабораторные	Интервал изменения	12,0-14,5	0,5-21,7	29,2-69,1	30,9-71
	Среднее значение	13,6	12,6	55,4	44,6
Геофизические Гидродинамические	Интервал изменения	3,4-194	9,2-18,5	68-89	-
	Среднее значение	76,0	13,0	71,0	-
	Интервал изменения	180-2070	-	-	-
	Среднее значение	1027	-	-	-
	Среднее значение	194,9	14,3	77,9	22,1
Геофизические	Интервал изменения	16-241	9,0-19,8	45,0-89,3	-
	Среднее значение	61,3	14,0	70,0	-
Гидродинамические	Интервал изменения	6-900	-	-	-
	Среднее значение	155	-	-	-

По продуктивным карбонатным отложениям наибольшее число значений проницаемости и по геофизическим, и лабораторным исследованиям находятся в интервале 0-50 мД.

Карбонатная толща турнейских и башкирских отложений имеет сложное литолого-петрографическое строение, выражающееся в неравномерном чередовании пористо-проницаемых и плотных пород. Поэтому отложения являются наиболее неоднородными по коллекторским свойствам, и характеризуется как среднеёмкие, низко и среднепроницаемые.

Продуктивные отложения верейского горизонта однородны по своему литологическому составу, поскольку сложены, в основном, одной разностью известняков, имеющих высокие коллекторские свойства. Значительное количество лабораторных определений коллекторских свойств пластов верейского горизонта дает основание характеризовать их наиболее достоверно как среднеемкие, средне и высокопроницаемые.

По наибольшему количеству лабораторных анализов пласты алексинского и каширского горизонтов можно отнести к среднеемким и средне-проницаемым.

Изучение физико-химических свойств нефти проведены по поверхностным и глубинным пробам по всем продуктивным горизонтам. Глубинные пробы отбирались из скважин при давлении выше давления насыщения. Поверхностные нефти исследовали по существующим ГОСТам.[12]

Диапазон изменения основных параметров нефти в пластовых условиях по горизонтам представлен в таблице 2.2

Таблица 2.2- Значения основных параметров нефти в пластовых условиях

№	Наименование параметра	Количество исследований	Диапазон изменений	Среднее значение
1	Давление насыщения газом, МПа	3	4,0-5,6	4,9
2	Газосодержание R, М3/Т	3	17,8-25,6	21,5
3	Газовый фактор при условии сепарации Г, НМ3/Т Р1=5МПа, Т1=90С Р1=5МПа, Т1=90С	3		17,1 11,41 5,69
4	Объемный коэффициент, дол.ед.	3	1,052-1,090	1,0702
5	Плотность сн, кг/м3	3	850-877	859,4
6	Вязкость мн, мПа*с	3	20,6-35,15	30,06

Ниже в таблице 2.3 представлены значения физико-химических свойств дегазированной нефти Архангельского месторождения.

Таблица 2.3- Значения физико-химических свойств дегазированной нефти

Наименование	Кол-во исследований	Диапазон изменений	Среднее значение
1	2	3	4
Вязкость, сП при 200С 500С	9 9	39,3-530,3 12,5-104,3	212,7 56,1
Содержание,% весовое
Серы	9	3,2-4,6	3,6
Смол селикагелевых		0	0
Асфальтенов	9	4,0-11,2	8,4
Парафинов	9	2,4-5,3	3,3
Выход светлых фракций, % объемное
Н.К - 1000С	9	0,2-4,0	2,03
до - 1500С		0	0
до - 2000С	9	5,6-19,0	14,5
до - 3000С	9	27,0-41,0	33,8

Результаты исследований показывают, что нефти всех горизонтов на месторождении близки по своим свойствам. Все они, в основном, тяжелые, высокосернистые, парафинистые, вязкие.

Подземные воды отложений среднего и нижнего карбона по своим физико-химическим свойствам относятся к хлоркальциевому типу с различной минерализацией.

Минерализация вод колеблется в пределах 192-241 г/л, вязкость 1,57-1,64 сП, газосодержание небольшое и в среднем не превышает 0,127 м3/м3.

В таблице 2.4 представлены физико-химические свойства пластовых вод Архангельского месторождения.

Таблица 2.4 - Физико-химические свойства пластовых вод

№	Наименование	Кол-во исслед-х скважин	Диапазон изменений	Среднее значение
1	2	3	4	5
1	Газосодержание, м3/ м3	3	0,57-0,133	0,1
2	в т. ч. сероводород		Не определено
3	Объемный коэффициент	42	0,997	0,997
4	Вязкость, сП	42	1,55-1,68	1,61
6	Плотность, кг/см3	42	1143-1162	1150
Содержание ионов мг/л
7	Cl-	42	129746-164488	147117
8	SO2-4	42	677-2024	1350
9	HCO-3	42	161-14	87
10	Ca2+	42	11426-15631	13530
11	Mg2+	42	4985-3100	4042
12	K+ + Na+	42	62003-83868	72935

Таким образом, по результатам анализов вод отложений нижнего карбона видно, что они близки по своему составу и свойствам, обладают почти одинаковой вязкостью, плотностью, лишь незначительно отличаются общей минерализацией. Объемный коэффициент, определенный расчетным путем, для вод нижнего карбона составляет 0,997. [5]

4246 4253 4290 4560 4116

По геологическому разрезу выделяются 3 основных нефтенасыщенных горизонта - Тульский горизонт сложен разнозернистыми кварцевыми песчаниками распространенным повсеместно. Бобриковский горизонт сложен песчаниками и алевролитами, также прослеживается каширский горизонт.

3. ХАРАКТЕРИСТИКА И АНАЛИЗ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ ОБЪЕКТА (ОБЪЕКТОВ). АНАЛИЗ ВЫРАБОТКИ ПЛАСТОВ. ХАРАКТЕРИСТИКА ФОНДА СКВАЖИН

Архангельское нефтяное месторождение было введено в разработку в 1979 году. Промышленные скопления нефти приурочены к двум этажам нефтеносности нижнему и среднему карбону. В отложениях нижнего карбона продуктивными являются терригенные отложения тульского горизонта. В отложениях среднего карбона выделены карбонатные отложения башкирского яруса и верейского горизонта.

Залежи нефти совпадают в плане по продуктивным горизонтам и контролируются небольшими куполовидными поднятиями, в ряде случаев объединяющихся единой стратоизогипсой. Режим залежей упруго-водонапорный. Разбуривание осуществляется по треугольной сетке с расстоянием между скважинами 300м, плотность сетки скважин S=0.1072 км2/скв. Согласно «Проекту разработки Архангельского месторождения» максимальный фонд определен в количестве 457 единиц, в том числе добывающих - 354, нагнетательных - 103.

Основными рассматриваемыми горизонтами являются отложения тульского горизонта, отложения башкирского яруса и верейского горизонта.[9]

Ниже приводится таблица 3.1 - Динамика показателей разработки Архангельского месторождения.

Таблица 3.1- Динамика показателей разработки Архангельского месторождения.

год	Добыча нефти за год, тыс.т	Добыча жидкости за год, тыс.т	Закачка год, тыс.т	Обводненность, %
1	2	3	4	5
1978	197921,2	21,2	-	-
1979	40,5	40,5	-	-
1980	135,4	152,3	-	11,1
1981	256,7	305,6	128,1	16
1982	364,5	456,8	372,0	20,2
1983	422,3	602,6	563,1	29,9
1984	449,6	668,3	421,3	32,7
1985	488,4	741,5	400,0	34,1
1986	519,6	811,2	509,2	35,9
1987	539,5	818,9	391,3	34,1
1988	538,8	762,6	417,0	29,3
1989	524,3	750,2	480,0	30,1
1990	523,8	790,8	620,0	33,8
1991	518,4	827,6	697,4	37,4
1992	490,3	779,5	672,0	37,1
1993	381,4	655,4	587,4	41,8
1994	298,5	495,9	411,2	39,8
1995	365,3	606,5	320,2	39,8
1996	363,3	602,0	484,9	39,8
1997	383,1	643,5	507,6	40,5
1998	379,9	636,5	511,9	40,3
1999	386,9	650,0	441,0	40,5

месторождения следует, что отбор жидкости не скомпенсирована закачкой системой ППД. Начальное пластовое давление, замеренное при пробной эксплуатации, составляло в отложениях:

* верейского горизонта - 77 атм.;

* башкирского яруса - 78 атм.;

* тульского яруса - 105,5 атм.;

* турнейского яруса - 107 атм.

За период разработки месторождения пластовое давление по месторождению снизилось.

По состоянию на 01.07.2011 г. давление в зоне отбора составляет:

* верейского горизонта - 39,3 атм.;

* башкирского яруса - 51 атм.;

* тульского яруса - 72,2 атм.;

* турнейского яруса - 66,8 атм.

Снижение текущих пластовых давлений ниже давления насыщения нефти газом не наблюдается при заданном плане закачки. Также для тульского яруса провели следующее мероприятие: все скважины действующего фонда были отключены, на время пока нагнетательные скважины продолжали закачку воды в пласты. В итоге давление на тульском горизонте в зоне отбора повысилось на 4,2 атм. и составила 76,4 атм. Также было установлено повышение динамического уровня в скважинах.[10]

Добыча жидкости снизилась, по сравнению с 2010 г и в 2011 г составила 721,4 тыс.т., идет плавное увеличение обводненности добываемой продукции, добыча нефти снижается.

Ниже приводится таблица 3.2 - Сводная таблица ЦДНГ-4 на июнь 2014 года, где приводятся показатели отбора и параметры по блокам месторождения.

Таблица 3.2 - Сводная таблица ЦДНГ-4 на июнь 2014 года

Блоки	Жидкость	Нефть	Вода	Жидкость	Обвод.	Жидкость	Уд.вес
	м3/сут	т/сут	т/сут	т/сут	% вес	в пл.усл.	воды
Архангельское месторождение
1	2	3	4	5	6	7	8
Блок №1
По блоку №1	307,56	76,83	237,0	313,8	0,76	314,40	1,064
с уч.К экс.блок 1	283,80	70,83	218,4	289,2	0,76	290,10
Блок №2
По блоку №2	216,20	73,76	147,1	220,9	0,67	222,6	1,092
с уч.К экс.блок 2	199,30	67,99	135,5	203,5	0,67	205,30
Блок №3
По блоку №3	1,20	0,76	0,4	1,2	0,36	1,3	1,225
с уч.К экс.блок 3	1,10	0,7	0,4	1,1	0,36	1,20
Блок №4
По блоку №4	413,34	170,19	248,4	418,6	0,59	429,6	1,103
с уч.К экс.блок	382,20	157,18	230,0	387,2	0,59	396,80
Блок №5
По блоку №5	0,00	0,00	0,00	0	0,00	0,00
с уч.К экс.блок 5	0,00	0	0,00	0	0,00	0,00
Блок №6
По блоку №6	880,14	414,66	453,1	867,8	0,52	919,00	1,074
с уч.К экс.блок 6	811,1	382,3	417,6	799,9	0,52	846,70

Ниже приводится таблица 3.3 - Показатели разработки по блокам рассматриваемого объекта.

Таблица 3.3 - Показатели разработки по блокам рассматриваемого объекта.

Показатели разработки	Блок 1	Блок 2	Блок 3	Блок 4	Блок 5	Блок 6
Темп отбора от ТИЗ,%	0,84	1,29	0,06	1,29	3,27	1,47
Отобрано от ТИЗ	3391072	2147119	440026	5837763	3379653	407320
Эксплуатационный фонд	35	24	2	117	164	6
Нагнетательный фонд	14	13	0	37	0	52
Текущий КИН	0,167	0,149	0,113	0,075	0,021	0,188

Таким образом, по состоянию на 2010 год наиболее выработанным является блок 4. Темп отбора от ТИЗ составляет 1,29%, эксплуатационный фонд которого 117 скважин. Наибольший текущий КИН по блоку 6 составляет 0,188. Темп отбора нефти из всех типов коллекторов удовлетворительный, запасы нефти из них вырабатываются равномерно. В оценке выработки запасов нефти по отдельным пластам важное значение имеет определение доли участия каждого пласта в процессе разработки. Участие же отдельных пластов в процессе разработки определяется на основе всего комплекса промыслово-геофизических исследований с привлечением накопленной информации о коллекторских свойствах пластов, степени их вскрытия, технического состояния скважины, при этом так же учитываются условия залегания коллекторов относительно линии нагнетания.[7]

Из рисунка 3.3- Карта изобар Архангельского месторождения наименьшее давление составляет 48,3 атм. Давление увеличивается с юга-запада на северо-восток. Наибольшее давление составляет 151 атм. окконтуренное замкнутой изопахитой 140 атм.

Из рисунка 3.4 компенсация отбора не равномерно распределяется по горизонту Тл-1, снижение давление ниже насыщения не наблюдается. Неравномерное распределение компенсации связано со сложным геологическим строением залежи, большим количеством глинистых прослоев.

Основными причинами обводнения объектов разработки является не согласованный отбор жидкости, вследствие чего происходит стягивание уровня ВНК, не установленный режим работы объекта, образование конусов обводнения. В условиях геологического строения Архангельского месторождения происходит прорыв воды по наиболее проницаемым пластам, так как наблюдается большое количество глинистых прослоев, неоднородность пласта по проницаемости (местами снижается до 0 мД). Нагнетательные скважины, закачивающие в два пласта и более, не укомплектованные технологиями ОРЗ из-за разности по приемистости пластов происходит увеличение давления закачки, что влечет преждевременное обводнение реагирующей скважины.[15]

На процесс выработки запасов нефти заводнением влияют не только макронеоднородность объекта разработки, характеризующаяся чередованием пород коллекторов с практически непроницаемыми породами, но и микронеоднородность, характеризующаяся структурными, текстурными и другими особенностями строения объекта разработки.

Пока освоены в основном запасы нефти терригенной толщи нижнего карбона. Освоенность потенциальных ресурсов нефти в карбонатных коллекторах низкая и составляет 8,1-9,4 %, хотя начальные геологические запасы в этих коллекторах достигают 70,4 % всех запасов нефти. Ниже приведена таблица 3.4 - Распределение остаточных запасов.

Таблица 3.4- Распределение остаточных запасов.

Показатель	Величина показателя по коллекторам
Остаточные запасы: -геологические -извлекаемые	Всего	Терригенный	Карбонатный
	100 100	29,6 33,5	70,4 64,5

По состоянию на 25.05.2014 года эксплуатационный фонд по месторождению составил 350 скважин.

Действующий фонд составил 312 скважин. Бездействующий фонд 38 скважин(26 ОКРС, 5 Т/О.7 в Экономичном ограничении).

Таблица 3.5 - Динамика фонда скважин.

Категория скважин	Количество скважин
	на 1.01.2010г.	на 1.01.2011г.
1. Добывающий фонд,	280	283	+3
в т.ч. фонтан	-	-	-
ЭЦН	33	35	+2
СШНУ	233	237	+4
Действующий фонд,	301	311	+10
в т.ч. фонтан	-	-	-
ЭЦН	35	38	+3
СШНУ	244	243	-1
3. Бездействующий фонд	21	31	+10
в т.ч. в освоении после бурения	1	-	-1

Ниже приводится таблица 3.6 динамика среднесуточного дебита по способам эксплуатации.

Таблица 3.6 Динамика среднесуточного дебита по способам эксплуатации.

Показатели	на 1.01.2010г.	на 1.01.2011г.
	нефть	жидкость	нефть	жидкость	нефть	жидкость
Средний дебит 1скв., т/сут	4,3	22	4,6	19	+0,3	-3
Фонтан	-	-	-	-	-	-
ЭЦН	6,1	60,2	5,3	49,4	-0,6	-10,8
СШНУ	4,1	16,8	4,4	15,6	+0,3	-1,2

Основная часть скважин на месторождении оборудована станками-качалками грузоподъемностью 8 тонн и 6 тонн: СК 8 - 34,5 %; ПНШ 80 - 4,4 %; СК 6 -45,1%; ПНШ 60 - 13,4 %. 10,1 % скважин обустроены качалками СК 5, кроме того имеются станки большой грузоподъемностью: UP - 9 - 14 %. Штанги представляют собой цельные стальные стержни круглого сечения с высаженными наружу концами (рисунок 3.5). В большинстве случаев штанговые колонны компонуются из штанг диаметром 19 и 22 мм.

Применяются также штанги диаметром 25 мм, в основном в качестве тяжелого низа штанговой колонны, и диаметром 16 мм - в малодебитных скважинах с насосами малого диаметра.[2]

Рисунок 3.5- Конструкция штанговой колонны.

На месторождении 70 % добычи жидкости осуществляется насосами вставного типа, а 30 % - невставного типа (трубными).

Для извлечения вставного насоса в случае ремонта достаточно извлечь только штанги, вместе с которыми извлекается весь насос, тем самым уменьшается время проведения ремонта по сравнению с тубными типами насосов.

Подъем жидкости осуществляется насосами, имеющими следующие диаметры плунжера: 32 мм - 26,8 %; 44 мм - 44,6 %; 57 мм - 25,8 %.

Предпочтительно применение насосов фирмы “Шеллер-Блекманн” (SBS), которые выпускаются ОАО “Ижнефтемаш” по стандартам API.

Эти насосы предназначены для откачки жидкости из нефтяных скважин с обводненностью до 99 %, содержанием механических примесей до 15 г/л, содержанием сероводорода до 300 мг/л, минерализацией до 200 г/л, концентрацией ионов водорода (рН) 3 - 8. Ниже приведена таблица 3.7- Компоновка внутрискважинного оборудования.

Таблица 3.7 - Компоновка внутрискважинного оборудования

Интервал дебитов, м3/сут	Диаметр плунжера, мм	Доля ступеней в колонне штанг	Типоразмер НКТ
		19 мм	22 мм	25 мм
0-10	29,32	1	-	-	73х5,5Д
10-20	38,44	0,6	0,4	-	- ” -
10-25	44	0,3	0,5	0,2	- ” -

Из гистограммы следует, что преобладающим значением числа качаний является число качаний от двух до четырех- 61%. Это должно обеспечивать максимальную производительность работы станка качалки и увеличить время МРП. Ниже приводиться рисунок 3.8 - Распределение по длине хода. Из рисунка 3.8 видно, что 41% длины хода распределяется на длину хода 2-2,5 м, 29% приходиться на длину хода в интервале 0,9-1,5 м, 12% в интервале 1,5-2 м, 18% приходиться на интервал 25-3 м.

С начала разработки отобрано нефти 47,4% от НИЗ, темпы отбора составили 1,78% от НИЗ и 3,28% от ТИЗ. Текущий коэффициент нефтеизвлечения 0,132, при проектном 0,257. Таким образом, 25% от действующего фонда скважин обводнены от 2 до 10 %, 26% скважин от 20 до 50%, 27% обводнены в интервале от 50-90%, 22% скважин высокообводненные более 90%. Динамический уровень по месторождению составляет не более 900 м, при этом давление на приеме насоса должно превышать значение давления насыщения газом. Глубина спуска насоса не более 1100 м.

Ниже приводится таблица 3.8 - Параметры объектов разработки.

Таблица 3.8 - Параметры объектов разработки.

	Архангельское месторождение
Объекты разработки	Рпл	Рзаб	Рнас
	ат	ат	ат
1	2	3	4
Девон	-	-	-
Турнейский ярус	120	-	43
Бобриковский горизонт	110	30-45	37
Продолжение таблицы 3.8
1	2	3	4
Тульский горизонт	110	30-45	35
Алексинский	110		60
Башкирский ярус	88	25-30	16
Верейский горизонт	88	25-30	20

Проанализировав данные рисунка 3.10 можно сделать выводы, что преимущественным типом насосов на скважинах, оборудованных ШСНУ Архангельского месторождения, являются вставные насосы типа 125- RHAM, 175-RHAM,и трубные насосы типа 175ТНМТА.

Из выше указанного следует, что все скважины действующего фонда Архангельского месторождения работают с водой, 22% скважин являются высокообводненными. Основной фонд скважин относятся к малодебитным скважинам.

На Архангельском месторождении на скважинах применяются гравийные фильтры для борьбы с пескообразованием. В скважине устанавливается гравийный фильтр, на уровне продуктивного пласта помещается щелевая гильза и тщательно подобранный по размеру гравий засыпается снаружи по периметру гильзы. Гравий крупнее песка из пласта, но достаточно мелок, чтобы песчинки не могли проходить через его слой. Таким образом, гравий образует пробку, через которую может проходить нефть, но не песок.

Для связывания или уплотнения песка могут применяться различные пластмассы. Главная сложность в том, чтобы подобрать пластик, связывающий песок, но пропускающий нефть через получившийся конгломерат.[4]

Динамика нагнетательного фонда скважин на 1.01.2012 года приведена в таблице 3.9

Таблица 3.9 - Динамика нагнетательного фонда скважин.

Категория скважин	Количество скважин на:
	1.01.2011 г.	1.01.2012 г.
Весь нагнетательный фонд	161	163	+2
а) скважины под закачкой	150	155	+5
б) бездействующий фонд	3	4	+1
с) в освоении	3	2	-1

В 2010 году на залежь пробурены и освоены под закачку 3 нагнетательные скважины малым диаметром. На конец отчетного года нагнетательный фонд по залежи составил 163 скважины.

На 1.01.2011 г. бездействующий фонд составляет 4 скважин, из них: 3 скважины в ожидании КРС и 1 скважина в ожидании текущего ремонта. Средняя приемистость одной нагнетательной скважины за год составила 59 м3/сут. Среднее давление нагнетания - 80 атм. Давление на устье нагнетательных скважин 7,5 МПа для тульских отложении и 4,5 - 5 МПа - верей-башкирских отложений.

Наземное оборудование, используемое для закачки, состоит из коллектора высокого давления (поддерживаемое насосами 2 подъема) идущих от КНС, БКНС, МБКНС или коллектором из водозаборной скважины обеспечивающие бесперебойную транспортировку закачиваемой воды. Арматура нагнетательной скважины предназначена для герметизации устья и осуществления контроля процесса закачки воды в пласт и состоит:

1- Колонной головки, устанавливается на ОК;

2- Крестовины, применяемой для сообщения с затрубным пространством;

3- Катушки, на которое подвешиваются НКТ;

4- Тройники для подачи нагнетательной жидкости в пласт.

Арматура оснащена легкоуправляемыми и высоко герметичными задвижками типа: ЗДШ - дисковая штуцерная задвижка, ЗМС. Используется арматура типа АНК (АНКШ), АНК1 (АНКШ1).

Основное внутрискважинное оборудование:

- обсадная колонна;

- НКТ ш 2", 2,5", 3";

- пакер-гильза (на соль-воде обязательно); межтрубье заполняется АКЖ (антикоррозионной жидкостью). Контроль за АКЖ и пакером - ежеквартально. НКТ предназначена для подачи в скважину жидкости или газа. Диаметр колонны НКТ определяется в зависимости от планируемой приемистости скважины, величины потерь давления на закачку.[1]

Помимо стальных НКТ широко применяются НКТ в антикоррозионном исполнении и стеклопластиковые трубы это полимерные покрытия НКТП(для новых труб) БНКТП (для труб бывших в употреблении).[16]

Сточные воды обладают наилучшими нефтевытесняющими свойствами, чем пресные воды.

Таким образом, на Архангельском месторождении действующий фонд 312 скважин. Способ эксплуатации механизированный более 60% добычи жидкости осуществляется СК-6. Вода, используемая для ППД, в основном сточная и составляет 60%. Средний дебит жидкости 6,8 т/сут. Нагнетательный фонд составляет 117 скважин. Основной сложностью в эксплуатации скважин можно выделить: гипсообразование, парафинизация, образование эмульсий, солеотложения, песчаных пробок. Во избежание сложных ремонтов необходимо эксплуатировать оборудование по рекомендации завода изготовителя, соблюдать правила и нормы работы оборудования.

4. ХАРАКТЕРИСТИКА И АНАЛИЗ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕИЗВЛЕЧЕНИЯ НА РАССМАТРИВАЕМОМ ОБЪЕКТЕ

В настоящее время выделяют несколько групп методов повышения нефтеотдачи пласта:

- гидродинамические методы;

- физико-химические методы;

- тепловые;

-микробиологические.

Использование физико-химических методов повышения нефтеотдачи пластов - одно из наиболее перспективных направлений в процессах разработки нефтяных месторождений. Научными организациями отрасли разработано, испытано и сдано более 60 технологий с использованием физико-химического воздействия.

Из третичных МУН наибольшее применение на Архангельском месторождении нашли физико-химические методы. Основной объем работ по применению МУН проводился на высокопродуктивных объектах.

Анализ показал, что на Архангельском месторождении в 2006-2010 годах были проведены следующие мероприятия по поддержанию устойчивой работы скважин: вязко-упругая система (ВУС), СНПХ-9633, модифицированная полимерная система (МПС), биополимер ксантанового типа, сшитые полимерные системы для ограничения водопритока (ВПСД), капсулированная полимерная система (КПС), сшитая полимерная система (СПС).[17]

Таким образом, проведено исследование физико-химических свойств нефти и оценено влияние действия капсулированных полимерных систем по изменению состава и свойств нефти на примере промысловых закачек.

Эффективность действия технологии КПС складывается из двух механизмов:

-увеличение охвата путем вытеснения, за счет вовлечения недренируемых пропластков объекта разработки со слабоизмененной нефтью;

- увеличение коэффициента вытеснения путем вытеснения нефти из промытого пласта за счет образования высоковязких эмульсий;

Основным методом, направленным на повышение нефтеизвлечения на первом блоке Архангельского месторождения является закачка ВПСК.

Технология ВПСК направлена на повышение текущего и конечного коэффициента нефтеотдачи за счет выравнивания неоднородности продуктивного пласта, регулирования охвата пласта заводнением и перераспределения потоков в пластах вследствие снижения проницаемости наиболее проницаемых интервалов, перераспределения потоков по пласту и вовлечения в работу низкопроницаемых зон.

Результат применения технологии ВПСК является:

· ограничение прорыва закачиваемых вод в добывающие скважины по высокопроницаемым зонам пласта;

· стабилизация, либо снижение обводненности продукции окружающих добывающих скважин, гидродинамически связанных с нагнетательными скважинами;

· вовлечение в разработку трудноизвлекаемых запасов нефти из зон с пониженной проницаемостью;

· увеличение добычи нефти по участкам залежей и месторождениям.

В нефтегазовых пластах, разрабатываемых на искусственном водонапорном режиме, в результате закачки в призабойную зону нагнетательных скважин сшитых полимерных систем происходит снижение проводимости наиболее проницаемых пропластков продуктивного разреза и снижение расхода воды по промытым высокопроницаемым интервалам. В результате, за счет увеличения градиента давления между зоной нагнетания - зоной отбора и изменения направления фильтрационных потоков в пласте в процессе активной выработки запасов вовлекаются нефтенасыщенные пропластки пониженной проницаемости и обводненности, ранее неохваченные или слабо охваченные заводнением.

К геолого-физическим факторам эффективного применения технологии относятся следующее:

· залежи продуктивных пластов, представленные коллекторами любого типа, с проницаемостью 0,02 - 2,0 мкм2;

залежи с фонтанным, механизированным, газлифтным фондом;

· залежи, по которым осуществляют закачку пресных, пластовых и подтоварных вод.

Геолого-физические критерии эффективного применения технологии ВПСК представлены в таблице 4.1

Таблица 4.1 - Геолого-физические критерии применения технологии

Наименование критерия	Характеристика, величина
Тип коллектора	Терригенный, карбонатный
Вид коллектора	Поровый, трещинно-поровый
Стадия разработки	Не регламентируется
Система заводнения	Площадная, рядная, очагово-избирательная; приконтурная
Средняя обводненность добываемой продукции по участку	20 ~ 98 %
Соотношение проницаемости пропластков	>2
Коэффициент расчлененности	>2
Глубина залегания пласта	До 3500 м

Технология ВПСК обеспечивает высокую эффективность применения при условии правильного выбора реагентов и составов композиций применительно к геолого-физическим условиям конкретного месторождения, который осуществляется на основании комплекса физико-химических исследований, а также физического и математического моделирования.[6]

Более эффективной является закачка сшитых полимерных систем (СПС).

Применение сшитых полимерных систем в технологиях ПНП предусматривает использование медленно сшивающихся составов, способных проникать вглубь пласта и эффективно регулировать распределение фильтрационных потоков. Сущность метода заключается в следующем: к раствору полиакриламида добавляют небольшое количество сшивающего агента, под действием которого происходит структурирование макромолекул полимера в пористой среде с образованием геля в зонах высокой проницаемости пласта или в трещинах, куда в основном проникает СПС при закачке в скважину.

По Верейскому горизонту - блок № 4 приводятся анализ применения СПС. Разработка верейского горизонта осуществляется 83 добывающими и 22 нагнетательными скважинами. Из эксплуатационного фонда за 2010 год выбыли всего 3 скважины.

Поддержание пластового давления осуществляется по избирательной и 3-х рядной линейной системе заводнения с дополнительным разрезанием на блоки.

В 2010 году в целях повышения нефтеотдачи пластов были продолжены работы по закачке СПС в нагнетательные скважины верейского горизонта. В скважины №№ 4548, 4554, 7933 был осуществлен 4-ый цикл, в скважины №№ 4555, 4556, 7940 - 3-ий цикл. За 2005 год было закачано 9,017 т ПАА, 0,854 т ацетат хрома. С начала внедрения метода закачка ПАА составила 46,808 т ПАА и 4,643 т ацетат хрома.

Дополнительная добыча нефти за счет закачки СПС за 2010 год составила 3426 т, с начала внедрения метода - 10651 т.

Нормы отбора нефти, жидкости и закачки воды выполнены на 102,1 %, 108% и 107,4% соответственно.

Компенсация отбора жидкости закачкой составила за год 134,6% (плановая 134,7%), с начала разработки - 96,3%.

Средний дебит одной скважины по нефти составил 1,3 т/сут., по жидкости 2,1 т/сут.

Обводненность добываемой продукции выросла на 3,1% и составила 36,4%. Выросла обводненность закачиваемой водой в среднем на 20% на скважинах №№ 4543, 4544, 4549, 4552, 4553, 4558, 4559, 4660, 4661, 7941, 7948, 7950. Произошло снижение обводненности закачиваемой водой в среднем на 13% на скважинах №№ 4550, 4551, 4557, 4589, 4593, 7931, 7932, 7939, 4532.

С начала разработки по верейской залежи 4-го блока отобрано 40,2% от НИЗ, темпы отбора составили - 2,95% от НИЗ, 4,7% от ТИЗ. Текущий коэффициент нефтеизвлечения 0,092 при проектном - 0,23.

Компенсация отбора жидкости закачкой составила 115,2% за год, с начала разработки - 57,7%. В 2010 году нагнетательная скважина № 4594 переведена под закачку сточной воды.

Применение полиакриламида (ПАА) в качестве загущающей добавки осуществляется в НГДУ с 1988 года. ПАА был закачан в ряд скважин Архангельско-го месторождения в количестве 293,549 т. С начала применения данного метода Добыто 174,008 тыс.т дополнительной нефти. Технологическая эффективность с начала мероприятия составила 592,8 тонн тонну закачиваемого реагента.[10]

ОПР по ВГ на Архангельском месторождении проводились на тульском горизонте, представленного высокопроницаемыми терригенными коллекторами, содержащими нефть повышенной вязкости ( 40 мПа с), проводились ОПР по испытанию мощных установок по закачке воздуха в пласт ОВГ-4 и ОВГ-5 производительностью 400 и 500 м3. Процесс производился в течение 27 месяцев. Но из-за технической необработанности и нерегулируемости был прекращен и очаги внутрипластового горения переведены под закачку обычной воды. Проектная нефтеотдача при ВГ предусматривалась 0,414, ожидаемая при заводнении 0,45%.

Разработка залежи методом ВГ привела к большим экономическим затратам и дополнительным осложнениям по технике безопасности и экологии. Перекачка объемов воздуха создала опасность прорыва газов горения к добывающим скважинам и языкообразного развития фронта горения по высокопроницаемым пропласткам и участкам. Это привело к уменьшению охвата пласта горением, а также создало взрывоопасную ситуацию в отдельных скважинах и системе сбора вследствие увеличения концентрации кислорода в отбираемой продукции. Поэтому ОПР по ВГ прекратили.[8]

По режиму на июнь 2014 с начало года проведено 5 МУН. Успешность составляет 80 %. Ниже приводится таблица 4.1.2- Анализ МУН в ЦДНГ-4 Архангельского месторождения.

Таблица 4.1.2- Анализ МУН в ЦДНГ-4 Архангельского месторождения.

№ скважин (дата реализации)	Метод воздействия	Прирост, т/сут	Добыча нефти до и после воздействия, т/сут	Дополнительная добыча, т
			до	после
4279 28.08.2012г.	КДС	+1,7	1,2	2,9	580
7838 23.01.2013г.	ВУС	+2,57	1,52	4,09	612
4186 05.06.2013г.	СПС	+1,6	1,2	2,8	380
7489 12.09.2013г.	ЭЦ	+1,3	1,6	2,9	250
4314 28.02.2014г.	СНПХ-9630	+2,6	0,9	3,5	276

Ниже приводится рисунок 4.1 , где можно увидеть виды проводившихся воздействий с целью повышения нефтеотдачи.

5. ХАРАКТЕРИСТИКА И АНАЛИЗ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ ОПЗ НА НАГНЕТАТЕЛЬНОМ ФОНДЕ СКВАЖИН РАССМАТРИВАЕМОГО ОБЪЕКТА

В процессе разработки нефтяных и газовых месторождений, как правило, дебит эксплуатационных скважин падает, а поглотительная способность нагнетательных скважин снижается.

Производительность нефтяных и газовых скважин, а также поглотительная способность нагнетательных зависит от многих факторов и особенно от проницаемости пород, слагающих продуктивный пласт.

Снижение или прекращение приемистости нагнетательных скважин в процессе их эксплуатации объясняется следующими причинами:

- повышением пластового давления в результате закачки воды и снижения тем самым репрессии на пласт;

- удалением зоны отбора в результате обводнения и отключения близлежащих скважин;

- загрязнением поровых каналов ПЗП продуктами коррозии металла и взвешенными частицами, вносимыми в пласт закачиваемой водой;

- снижением проницаемости ПЗП в результате физико-химических процессов, происходящих при контакте воды с породами и пластовой водой.

Технологию и периодичность воздействия на призабойную зону пласта на конкретной скважине обосновывают геологические и технологические службы нефтегазодобывающего предприятия в соответствии с общим проектом разработки месторождения и действующими инструкциями по отдельным видам ОПЗ с учетом технико-экономической оценки их эффективности.

Выбор метода воздействия на призабойнуй зону определяется особенностями строения продуктивных пластов, составом пород и другими пластовыми условиями. Так, например, химические методы, и в частности солянокислотная обработка пласта, дают хорошие результаты в слабопроницаемых карбонатных породах. Применяют обработку кислотой скважин, продуктивные пласты которых сложены сцементированными песчаниками, содержащими карбонатные вещества.[19]

Рисунок 5.1 Классификация технологий ОПЗ нагнетательных скважин.

Высокую равномерную приемистость по всей толщине продуктивного пласта в ряде случаев можно получить при очистке поровых каналов призабойной зоны от грязи и других взвешенных веществ. Для этого скважину тщательно промывают водой, предназначенной для нагнетания. Существуют следующие способы промывки: прямая, обратная, комбинированная.

Для очистки призабойной зоны нагнетательной скважины от закупоривающего материала, внесенного с закачиваемой водой, применяют длительный самоизлив, многократный кратковременный излив и метод переменных давлений.



Таблица 5.1- Проведенные ремонты на нагнетательном фонде скважин.

№ скважины	Дата проведения ремонта	Причина ремонта	Вид работ
7859	06.07.-13.07.2010	Восстановление (повышение) фильтрации	ГСКВ
4636	29.10.-2.11.2010	Восстановление (повышение) фильтрации	НСКВ
10853	25.04-29.04.2011	Снижение приемистости нижнего горизонта	Внедрение оборудования для ОРЗ
4042	21.09.-24.09.2011	Негерметичность устьевой арматуры	Замена, ремонт арматуры б/п НКТ
7470	22.02.-27.02.2012	Неисправность ЭЦН	Замена ЭЦН на более производительный, дренаж.
7487	8.07.-13.07.2012	Восстановление фильтрации	СКО

На Архангельском месторождении в последние 3 года на нагнетательном фонде скважин проводились ремонты по восстановлению (повышения) приемистости нагнетательных скважин, устранения негерметичности устья скважин, также успешно применяется одновременно раздельная закачка в два пласта, замена ЭЦН.

Но самое большое количество ремонтов проводились с целью повышения (восстановления) фильтрации скважин, причиной которой является загрязнение призабойной зоны скважины.

На Архангельском месторождении в последние 3-5 лет по восстановлению приемистости на нагнетательном фонде скважин проводились следующие мероприятия, представленные в таблице 5.2 .

Таблица 5.2 - Анализ ОПЗ на нагнетательном фонде.

№ скв.	Метод воздействия	Изменение приемистости (м3/сут)
		до воздействия	после воздействия
4636	НСКВ	130	250
7859	ГСКВ	80	164
7487	СКО	56	78
3153	ПСКО	90	120
4563	ТГХВ	50	93

Рисунок 5.2- Динамика изменение приемистости скважин.

Также на нагнетательном фонде скважин возникают осложнения связанные с гипсообразованием, солеотложением, парафинизацией (после КПС из-за снижения температуры на забое), что влечет повышение давления нагнетания, вследствие которого может обводнится добывающий фонд скважин намного раньше из-за прорыва воды по высокопроницаемым участкам. коллекторский флюид призабойный скважина

Каждый метод обладает своими характерными видами воздействия на призабойную зону пласта.

В геологическом отношение ОПЗ проводились на пластах тульского горизонта (47 обработок) и бобриковского горизонта (1 обработка).

Таблица 5.3 ОПЗ нагнетательного фонда тульского и бобриковского горизонта

№	Вид	количество	Тл2	Тл3	Тл4	Тл3+Тл2	Тл4+Тл2	Тл4+Алекс	Бр1
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1	КПАС	6	0	1	3	2	0	0	0
2	РМД	4	3	0	1	0	0	0	0
3	ГКК	5	3	0	0	0	1	1	0
4	ГК НЛ	2	0	0	2	0	0	0	0
5	Гинокислотное ОПЗ	10	1	0	8	0	0	1	0
6	КХВД СНПХ 9030	7	2	0	5	0	0	0	0
7	ОПЗ растворителями	3	0	0	3	0	0	0	0
8	Комплексное воздействие	7	2	0	3	1	0	0	1
9	СКО (HCL)	3	1	0	2	0	0	0	0
	ИТОГО	48	13	1	27	3	1	2	1
	неэффективны		6	0	8	0	0	0	0

Наибольшее количество, 27 обработок, произвели на пласт Тл4, неэффективными оказались 8 обработок. Эффективность применения ОПЗ на данный объект составила 70%. Необходимо отметить, что состав КХВД СНПХ 9030 применялся 5 раз и имеет успешность 80%, а комплексное воздействие имеет самую низкую эффективность равную 33%.[18]

6. ХАРАКТЕРИСТИКА И АНАЛИЗ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ ОПЗ НА ДОБЫВАЮЩЕМ ФОНДЕ СКВАЖИН РАССМАТРИВАЕМОГО ОБЪЕКТА

Основная причина низкой продуктивности скважин наряду с плохой естественной проницаемостью пласта и некачественной перфорацией - снижение проницаемости призабойной зоны пласта.

Призабойной зоной пласта называется область пласта вокруг ствола скважины, подверженная наиболее интенсивному воздействию различных процессов, сопровождающих строительство скважины и ее последующую среду и нарушающих первоначальное равновесное механическое и физико-химическое состояние пласта.

Для облегчения притока нефти и газа к забоям эксплуатационных скважин и поглощение вод нагнетательными скважинами применяют методы искусственного воздействия на породы призабойной зоны с целью увеличения их проницаемости. Иногда бывает достаточно удалить со стенок поровых каналов пласта в призабойной зоне частицы парафина, смолистых веществ, и производительность скважин резко возрастает.

Само бурение вносит изменение в распределение внутренних напряжений в окружающей забой породе. Снижение продуктивности скважин при бурении происходит в результате проникновения раствора или его фильтрата в призабойную зону пласта. При взаимодействии фильтрата с пластовой минерализованной водой может происходить образование нерастворимых солей и выпадение их в осадок, набухание глинистого цемента и закупоривание стойких эмульсий, и снижение фазовой проницаемости скважин. Также загрязнения происходят из-за не качественной перфорации вследствие применения маломощных перфораторов, особенно в глубоких скважин, где эмульсия взрыва зарядов поглощается энергией больших гидростатических давлений.

Снижение проницаемости призабойной зоны пласта происходит при эксплуатации скважин, сопровождающейся нарушением термобарического равновесия в пластовой системе и выделением из нефти свободного газа, парафина и асфальто - смолистых веществ, закупоривающих паровое пространство коллектора.

Интенсивное загрязнение призабойной зоны пласта отмечается и в результате проникновения рабочих жидкостей при проведении в скважинах различных ремонтных работ. Ниже приводится таблица 6, где можно проследить изменение продуктивности скважин после воздействия.[11]

Таблица 6.1 - Динамика изменения коэффициента продуктивности.

Номер скважины	технология	Коэффициент продуктивности, т/(сутЧатм)	дата проведения	Удельная эффективность ГРП, 1/м
		до ГРП	после ГРП
4271	ПАКС	0,01	0,87	01.07.2012г	14,65
4652	КСМД	0,06	1,29	18.05.2012г	2,50
7802	КСМД	0,18	3,34	02.07.2012г	4,22
4610	ПАКС	0,02	2,10	01.04.2010г	16,15
4628	ЦНСКО	0,03	1,63	20.05.2010г	9,37
4651	ДН-9010	1,60	1,95	25.03.2010	0,06
7650	ПАКС	0,09	1,61	22.10.2010г	1,75
7829	ПАКС	0,25	1,96	01.01.2009г	0,71
7848	СНПХ-9010	0,27	2,18	13.03.2009г	0,81
4280	НСКВ	0,31	2,01	10.01.2007г	0,65
4580	ГСКВ	0,08	0,91	20.02.2007г	1,62
7541	КНН	0,43	1,10	20.06.2008г	0,52

Как видно из таблицы 6.1 можно сделать вывод о высокой эффективности проведенных технологии. Были использованы следующие технологии: ПАКС, КСМД, ЦНСКО, КНН, ГСКВ, НСКВ, СНПХ-9010, ДН-9010.

Наибольшая удельная эффективность была получена в скважине 4610 и составила 16,15 (1/м), коэффициент продуктивности изменился на 2,08 (т/сут*атм).

В 2000 по 2012 год на терригенных коллекторах месторождения было произведено 48 операций по ОПЗ.

Рисунок 6.1 - Виды применяемых технологий ОПЗ.

В качестве реагентов применялись различные 10 видов технологий. Глинокислотное ОПЗ применялось наибольшее количество раз в 10 скважинах. Прирост был получен на 7 скважинах, по 3 скважинам эффекта не получили. Эффективность глинокислотного ОПЗ составляет 70%.

Комплексное воздействие (соляная кислота + плавиковая) проводилось на 7 скважинах. Прирост был получен на 4 скважинах, на 3 скважинах эффект не получен. Эффективность воздействия составляет 58%.

КХВД СНПХ 9030 проводилось на 7 скважинах, эффект на 4 скважинах, на 3 скважинах эффект не получен. Эффективность КХВД СНПХ 9030 составляет 58%. КПАС (Кислотно-поверхносная активная система) проводилось на 6 скважинах. Прирост был получен на 5 скважинах, на 1 скважине эффект не получен. Эффективность воздействия составила 83%.

ГКК (Глинокислотный композит) проводилось на 5 скважинах. Прирост получили на 5 скважинах. На 3 скважинах была проведена технология закачки ПАКС+ГКК - на 3 скважинах получен прирост. Эффективность ГКК составляет 100%.

РМД (РМД-1) проводили на 4 скважинах. Эффективность составляет 50%. Такой же результат был получен при ГК НЛ (на 2 скважинах).

ОПЗ растворителями (едкий натрий) проводилась на нововведенных объектах разработки. Эффективность ОПЗ составляет 100%.

СНПХ 9035- проводилась на 1 скважине. Эффективность составляет 0%. СКО проводили на 3 скважинах. Прироста получена не было. Эффективность составляет 0%.[20]

Рисунок 6.2 - Эффективность проведенных технологий.

Прирост дебита по нефти был получен на 31 скважинах. На 14 скважинах эффекта не было получено.

Анализ промысловых данных Архангельского месторождения показал, что солянокислотная обработка дает наибольший эффект, в скважинах обводненность которых до ОПЗ не превышала 20%, а при создании забойных каверн наибольший эффект получен в скважинах, где обводненность до ОПЗ не превышала 40%.

При проведении солянокислотных ОПЗ успешность составляет 58%. Успешность работы снижается вследствие значительной неоднородности пластов по проницаемости, малого охвата кислотным воздействием.

Из таблицы приведенной ниже самый дорогостоящим методом интенсификации, осуществляемый на данном объекте, является применение КХДВ СНПХ-9030, удельные затраты которого составляют 277,81 тыс. руб/скв., также требует больших вложений применение циклической направленной солянокислотной обработки (218,37 тыс. руб/скв.). Менее затратные методы - применение кислотного поверхностно - активного состава (135,25 тыс. руб/скв.). Наименьшие удельные затраты (табл.8.1) при применении термогазогенератора СТТГ - 80 (98,72 тыс. руб/скв.).

Таблица 6.2- Удельные затраты по применению метода интенсификации

Метод	Удельные затраты, тыс. руб/скв.
КХДВ СНПХ-9030	277,81
СТТГ-80	98,72
ЦНСКО	218,37
КПАС	135,25

Рисунок 6.3 Удельные затраты по применению метода интенсификации



Рисунок 6.4 - Эффективность обработок по блокам

Таблица 6.3 - Обработка по блокам и видам применяемого воздействия

Вид	количество	1 Блок	2 Блок	4 Блок	6 Блок
КПАС	6	4	0	0	2
РМД	4	0	0	3	1
ГКК	5	0	0	3	2
ГК НЛ	2	0	0	0	2
Гинокислотное ОПЗ	10	0	6	1	3
КХВД СНПХ 9030	7	1	1	2	3
ОПЗ растворителями	3	0	1	0	2
Комплексное воздействие	7	1	1	3	2
СНПХ-9350	1	0	0	1	0
СКО (HCL)	3	0	1	1	1
ИТОГО	48	6	10	14	18

По 6 блоку было проведено 18 ОПЗ из них 15 успешных, 3 не эффективных. По 4 блоку было проведено 14 операции по ОПЗ 6 не успешных. На 2 блоке из 10 проведенных ОПЗ 4 не эффективных, а по 1 блоку из 6 воздействии 1 не успешный.

Рисунок 6.5- Динамика изменения коэффициента продуктивности по добывающим скважинам.

Динамика изменения коэффициента продуктивности показана на рисунке 6.5. Из которого видно постепенное снижение коэффициента продуктивности добывающих скважин. Это объясняется тем, что объекты разработки находится на завершающей стадии разработки, когда высокопродуктивные запасы уже выработаны.