Анализ эффективности и рекомендуемые мероприятия по совершенствованию системы ППД Миннибаевской площади Ромашкинского месторождения НГДУ "Альметьевнефть"

Из находящихся в бездействии скважин требуют капитального ремонта -16 скважин, в т.ч. из них ожидают зарезки бокового ствола 3 скважины, герметизации эксплуатационных колонн и затрубной циркуляции - 8 скважин и ликвидации осложнений - 5 скважин, а также 4 скважины находятся в ожидании перевода в другие категории, в т.ч. 2 скважины ожидают перевода на нефть [2].

На Миннибаевской площади на нагнетательных скважинам применяется устьевое оборудование типа АН 65-21 производства г. Зеленодольск, и составляет 67,9% от действующего фонда. Арматура типа АНКШ 65-210 установлена на 15% скважин, АНК 65-21 - 5,6%. На скважинах с одновременно-раздельной закачкой установлены арматуры типа АУД 50-14 производства фирмы «Техновек» г.Воткинск, что около 6% от действующего фонда. В таблице 2.3.2 и рисунке 2.3.1 приведены данные о распределении нагнетательных скважин Миннибаевской площади по типу устьевой арматуры.

Таблица 2.3.2 - Распределение нагнетательных скважин Миннибаевской площади по типу устьевой арматуры

Рисунок 2.3.1 - Распределение нагнетательных скважин Миннибаевской площади по типу устьевой арматуры

Анализ данных рисунка 2.3.1 показывает, что наиболее используемым типом устьевой арматуры на нагнетательных скважинах Миннибаевской площади является АН 65-21 (67,9%). Устьевая арматура состоит из пьедестала, на котором находятся центральная и затрубная задвижки. Над центральной задвижкой крепится тройник, обратный клапан, при необходимости устанавливается штуцер. Далее идет входная (манифольдная) задвижка. Обвязка (линия скважины), и секущая (линейная) задвижка. На скважинах с одновременно-раздельной закачкой дополнительно устанавливаются электронные датчики давления и счетчики расхода технологической жидкости ППРЭ 65(32)-210. Информация по давлению закачки и приемистости приобщаемых пластов по системе телемеханики приходит в ЦДНГ и ЦППД.

Подземное оборудование скажины состоит из колонны НКТ и воронки. В основном, используются НКТ с внутренним полимерным покрытием производства Бугульминского механического завода. Кроме этого, в последние годы начали внедряться стеклопластиковые НКТ, выпускаемые НПП «Завод стеклопластиковых труб» г. Казань. Диаметр колонны НКТ должен определяться в зависимости от планируемой приемистости скважины, величины потерь давления на закачку воды в пласт и снижения вероятности образования осложнений. С уменьшением диаметра труб потери давления на трение возрастают. Распределение нагнетательных скважин Миннибаевской площади по диаметру НКТ приведены в таблице 2.3.3 и рисунке 2.3.2.

Таблица 2.3.3 - Распределение нагнетательных скважин Миннибаевской площади по диаметру НКТ

Рисунок 2.3.2 - Распределение нагнетательных скважин Миннибаевской площади по диаметру НКТ

Из рисунка 2.3.2 видно, что в большинстве скважин используются НКТ диаметром 60 мм (60,8%). Почти в 2 раза реже используются НКТ диаметром 73 мм (32,3%). Гораздо реже применяются НКТ диаметром 48мм (3,2%).

Для предотвращения коррозии глубинно насосного оборудования и внутренней поверхности эксплуатационной колонны применяются антикоррозионные жидкости (АКЖ) на водной основе. Защищенность нагнетательного фонда скважин, работающих под закачкой сточной, пластовой воды составляет 97 процентов. Оставшиеся 3 процента - это скважины со спущенными дополнительными колоннами 3" и 4", в которых закачка рабочего агента осуществляется по эксплуатационной колонне. Для защиты ЭК от наружной коррозии часть нагнетательных скважин (15%) оборудована установками катодной защиты. Распределение нагнетательных скважин Миннибаевской площади по наличию АКЖ представлены в таблице 2.3.4 и рисунке 2.3.3.

Таблица 2.3.4 - Распределение нагнетательных скважин Миннибаевской площади по наличию АКЖ

Рисунок 2.3.3 - Распределение нагнетательных скважин Миннибаевской площади по наличию АКЖ

Из рисунка 2.3.3 видно, что все нагнетательные скважины эксплуатируются с наличием АКЖ.

Если давление закачки превышает допустимое давление на эксплуатационную колонну, в скважине устанавливаются пакеры. Распределение нагнетательных скважин Миннибаевской площади по типу пакера представлены в таблице 2.3.5 и рисунке 2.3.4.

Таблица 2.3.5 - Распределение нагнетательных скважин Миннибаевской площади по типу пакера

Рисунок 2.3.4 - Распределение нагнетательных скважин Миннибаевской площади по типу пакера

Как видно из рисунка 2.3.4, на 48,2% нагнетательных скважинах Миннибаевской площади пакер не установлен. Большое распространение имеет пакер M1-X-5,3/4М1-Х, это можно объяснить тем, что данный пакер имеет ряд преимуществ:

- механическая посадка за счет сжатия или растяжения уплотняющих и фиксирующих элементов пакера, позволяющая НКТ находится в растянутом, сжатом или нейтральном положении, удерживает дифференциальное давление над и под пакером (по трубному и затрубному пространству);

- внутренний байпасный канал, позволяющий быстро уравновесить давления после срыва пакера;

- расположение уплотнений ниже верхних клиньев позволяет вымыть осевший шлам до освобождения пакера через байпасный клапан, легкая процедура посадки и безопасный механизм освобождения проворотом вправо;

- конструкцией предусмотрен механизм аварийного извлечения пакера вращением вправо, что предотвращает отворот труб при аварийных работах с пакером [3].

Средняя приемистость одной нагнетательной скважины за год составила 60 м3/сут. Среднее давление нагнетания - 102атм. Распределение нагнетательных скважин Миннибаевской площади по приемистости представлена в таблице 2.3.6 и рисунке 2.3.5.

Таблица 2.3.6 - Распределение нагнетательных скважин Миннибаевской площади по приемистости

Рисунок 2.3.5 - Распределение нагнетательных скважин Миннибаевской площади по приемистости

Из рисунка 2.3.5 видно, что наибольшее количество скважин 39,7 % работают с приемистостью до 40 м3/сут и 35,3% скважин имеют приемистость от 40 до 80 м3/сут.

Высокие значения приемистости более 120 м3/сут имеет небольшая часть скважин - 6,8%. Остальные 18,2 % скважин работают с приемистостью от 80 до 120 м3/сут [3].

Распределение нагнетательных скважин Миннибаевской площади по давлению нагнетания представлены в таблице 2.3.7 и рисунке 2.3.6.

Таблица 2.3.7 - Распределение нагнетательных скважин Миннибаевской площади по давлению нагнетания

Рисунок 2.3.6 - Распределение нагнетательных скважин Миннибаевской площади по давлению нагнетания

По данным рисунка 2.3.6, видно, что наибольшее количество скважин работают при устьевом давлении от 80 до 140 атм., из них 38,2% от 80 до 110 атм. и 29,1% от 110 до 140 атм [3].

Таким образом, основной фонд нагнетательных скважин Миннибаевской площади работает с приемистостью до 80 м3/сут, диаметром НКТ 60 -2" мм-дюйм, защитой эксплуатационной колонны заливкой АКЖ, давлением нагнетания 80-140 атм, оборудованы пакерами М1-Х, арматурой АН 65-21 [2].

2.4 Факторы, влияющие на эффективность системы ППД

Факторы, влияющие на эффективность системы ППД, могут быть классифицированы в девять групп.

1. Факторы, определяемые особенностями конструкции скважин:

- степень совершенства вскрытия пласта; конструкция забоя; наличие (отсутствие) зумпфа; наличие разделяющих пласты пакеров.

2. Факторы, определяемые свойствами пласта:

- пористость. Ее виды; размеры каналов в местах сужения; абсолютные размеры поровых каналов; характер распределения пор по размерам; форма поровых каналов; удельная поверхность и размеры частиц, слагающих породу; трещиноватость; степень коммуникативности пор по горизонтали и вертикали; наличие связанной воды; наличие остаточной нефти и соотношение фазовых проницаемостей; гидродинамическая связь между блоками; наличие незакрепленных частиц, играющих роль двухсторонних запирающих клапанов; изменение коллекторских свойств под влиянием давления; естественная деградация (разрушение) пласта; наличие глин и выщелачиваемых минералов; фильность пород; реальная площадь фильтрации.

3. Качество закачиваемой жидкости:

- температура; плотность; вязкость; наличие ПАВ и их типы; структурные свойства флюидов; содержание ТВЧ и их состав; фракционный состав ТВЧ по размерам; форма ТВЧ; содержание капельной нефти в воде; содержание АСПО; содержание продуктов коррозии; наличие бактерий.

4. Факторы совместимости:

- содержание в закачиваемых флюидах О2, СО2, Н2S и т.д.; возможность выпадения осадков (СаСО3, FeS и т.д.) при нарушении гидродинамических характеристик потока или химравновесия смешиваемых флюидов.

5. Факторы, влияющие на фильтрацию, связанные с кольматационными процессами:

- разбухание глин; развитие бактерий и их колоний; развитие гелеобразных композиций ингибиторов коррозии; сопротивление пористой среды при фронтальной кольматации поровых каналов, тип реализуемой фильтрации; температура пласта.

6. Режимные факторы:

- степень согласованности отбора и закачки; технологии закачки воды в пласты различной проницаемости через один забой; скорость закачки; режим нагнетания; давление нагнетания; ремонтные работы, связанные с ОПЗ, ГРП и др.; работа скважин в режиме излива (переодичность, время работы и т.д.).

7. Внешние ремонтные работы:

- ремонтные работы на водоводах; ремонтные работы на скважинах; промывка водоводов, очистка от грязи трубопроводов и утилизация шламов после изливов.

8. Степень защищенности (незащищенности) системы ППД от сброса в нее загрязненной воды со стороны объектов бурения, добычи нефти, подготовки нефти, КРС и ПРС, ПНО, очистных сооружений и др.

9. Несогласованность и отсутствие оценки взаимного влияния технологий бурения, повышения нефтеотдачи, добычи нефти, сбора и транспорта продукции скважин, подготовки нефти, очистки закачиваемых вод, всех видов ремонтных работ на промыслах с режимами закачки и характеристиками пластов [4].

Проблема ППД в современном понимании - это далеко не только проблема хорошего оборудования, обеспечивающего поддержание давления в продуктивных пластах.

В первую очередь - это проблема:

- сложного геологического строения многочисленных прерывистых маломощных пластов;

- непредсказуемого выклинивания нефтесодержащих пластов и пропластков;

- несоответствия вскрытия пластов забоями нагнетательных и реагирующих на них эксплуатационных скважин;

- сложности согласования темпов отбора и нагнетания жидкости;

- применения технологий одновременной закачки воды в различные пласты через один забой;

- конструкции самого забоя скважин;

- способов вскрытия продуктивных пластов при заканчивании скважин бурением;

- режима работы пласта;

- механизма кольматации пор и заиливания фильтрационных каналов частицами, содержащимися в воде и других флюидах;

- методов поддерживания приемистости призабойной зоны за счет исключения неэффективных фильтрационных механизмов вытеснения нефти движения закачиваемой жидкости по флюидо-проводящим каналам и трещинам;

- высокого сопротивления движения жидкости алевролитов, характеризуемых порами малых размеров и низкой фазовой проницаемостью по закачиваемой воде;

- кольматации пор собственными подвижными частицами пласта;

- совместимости закачиваемых и пластовых флюидов;

- особенностей эксплуатации нагнетательных и добывающих скважин;

- качества ремонтных работ подземного и наземного оборудования всех видов;

- применяемых способов повышения нефтеотдачи;

- методов осуществления различных вариантов исследований скважин.

- технологий доставки жидкости к забоям нагнетательных скважин индивидуального качества в необходимых объемах и при заданных давлениях;

- температуры закачиваемой воды и пласта;

- методов ОПЗ и т.д.

Всесторонний анализ проблемы ППД показал, что степень ее решения только небольшой своей частью определена приемами освоения и ремонта нагнетательных скважин, качеством закачиваемых вод, характеристиками насосов и состоянием подводящих и разводящих трубопроводов, наличием той или иной техники.

В большей степени - это проблема физики пласта, согласования процесса отбора и закачки флюидов, их качества, особенностей геологического строения продуктивных горизонтов, соответствия системы нефтегазосбора сформировавшейся системе ППД, влияния смежных технологий (бурение, ремонт, добыча и т.д.) на поддержание чистоты призабойной зоны [4].

2.5 Анализ эффективности мероприятий по совершенствованию системы ППД в условиях Миннибаевской площади

На Миннибаевской площади Ромашкинского месторождении за 2009-2011гг были проведены следующие мероприятия по совершенствованию заводнения, которые направлены на изменение свойств пласта, увеличение нефтеотмывающей способности вытесняющего агента, увеличение охвата пласта воздействием вытесняющего агента:

- потокоотклоняющие;

- увеличивающие приемистость;

Опыт эксплуатации залежей показывает, что отбор нефти сопровождается быстрым обводнением добывающих скважин закачиваемой водой. Это определяет использование потокоотклоняющих методов для увеличения охвата пластов заводнением, осуществляемых через нагнетательные скважины [3].

На Миннибаевской площади при достижении поздней стадии выработанности залежи нефти, в качестве наиболее характерного примера применения технологий тампонирования промытых зон гелями, применяется закачка в заводненные пласты сшитых полимерных систем (СПС) на основе полиакриламида с ацетатом хрома.

Технология применения сшитых полимеров предусматривает использование медленно сшивающихся композиций "полимер-сшиватель". Сшитые полимерные системы в результате временного тампонирования наиболее проницаемых пропластков продуктивного разреза, способствуют повышению градиента давления между зоной нагнетания и зоной отбора и изменяют направление фильтрационных потоков в пластах. В результате этого в процесс активной выработки запасов вовлекаются нефтенасыщенные пропластки пониженной проницаемости и обводнённости ранее не охваченные, либо слабо охваченные заводнением [5].

В качестве наиболее характерного примера применения технологий ограничения подвижности закачиваемого агента, в зонах высокой водонасыщенности, на Миннибаевской площади применяется технология с использованием композиционных систем на основе капсулированных полимерных систем (КПС).

Технология включает приготовление и закачку композиции на основе водного раствора полиакриламида и сшивателя на основе солей алюминия: сернокислого алюминия или полиоксихлорида алюминия. При закачке композиции в неоднородный пласт происходит закупоривание полимерными капсулами высокопроницаемых и высокообводненных пропластков и зон пласта. В результате чего происходит изменение направления фильтрационных потоков и в процесс активной разработки запасов вовлекаются нефтенасыщенные пропластки и зоны пласта пониженной проницаемости, ранее не охваченные или слабо охваченные заводнением [6].

Закачка щелочно-полимерной композиции (ЩПК), также предназначенная для увеличения нефтеотдачи пластов за счёт повышения охвата заводнением путём блокирования высокопроницаемых обводнившихся пропластков осадко-гелеобразующими композициями и последующего перераспределения фронта заводнения на неохваченные воздействием продуктивные пропластки.

Механизм действия технологии заключается в следующем. При взаимодействии щелочи с катионами металлов, входящих в состав сточных минерализованных вод, происходит образование объемного осадка гидроокисей металлов. Добавление в композицию водорастворимых полимеров, например, полиакриламида или эфиров целлюлозы, существенно улучшает устойчивость и стабильность образующейся суспензии, вязкостные и реологические свойства композиции [7].

Технология увеличения нефтеотдачи пластов при заводнении путём закачки полимер-глинистой и углеводородной нефтеотмывающей системы (ПГ-УВС) предназначена для увеличения охвата пласта заводнением с последующим увеличением вытесняющей способности закачиваемой воды. Увеличение охвата пласта заводнением достигается активизацией дренирования пропластков с пониженной проницаемостью за счёт изменения локальных градиентов давления при снижении проводимости пропластков с повышенной проницаемостью путём закачки полимерглинистого состава.

Для увеличения охвата пласта заводнением используются водные дисперсии бентонитового глинопорошка и полиакриламида. За счет процесса флокуляции образуются полимер-глинистые ассоциаты, представляющие собой микрочастицы с внутренней сетчатой структурой из полимерных молекул и осажденными на них частицами глинопорошка. Подобные частицы обладают эластичностью и способны изменять свои размеры при продвижении в пористой среде. Структура частиц также приводит к их агрегированию между собой с образованием устойчивых к размыванию неподвижных макроструктур, снижающих проницаемость. Низкая вязкость дисперсионной среды (1,5 - 3 мПа·с) способствует преимущественному продвижению композиции в наиболее принимающие интервалы пласта. Это повышает фильтрационное сопротивление в промытых зонах, что приводит к увеличению давления закачки с последующим перераспределением фильтрационных потоков закачиваемой воды в области с меньшей проницаемостью [8].

Технология повышения нефтеотдачи пластов с использованием полимер-глинистых композиций (ПГК) предназначена для увеличения текущей добычи нефти за счет повышения охвата неоднородного пласта воздействием и увеличения коэффициента нефтевытеснения. Увеличение охвата пласта при применении технологии достигается за счёт блокирования обводнившихся интервалов пласта и перенаправления фронта вытеснения в менее проницаемые пропластки.

Для увеличения извлечения нефти используются нефтевытесняющие композиции, повышающие подвижность нефти в пластовых условиях. Присутствие макромолекул полимера в дисперсии глинопорошка приводит к процессу флокуляции, вследствие чего образуются полимер-глинистые структуры (частицы), количество и размеры которых могут регулироваться за счет изменения концентрации основных компонентов.

Структура частиц способствует их агрегированию между собой и образованию в поровом пространстве промытых интервалов макрочастиц, препятствующих движению воды. В результате, после закачки полимер-глинистой композиции, происходит частичное или полное блокирование наиболее обводнённых интервалов пласта и подключение в разработку ранее неохваченных воздействием нефтенасыщенных зон [9].

Нагнетательные скважины в плотных слабопроницаемых коллекторах слабо поглощают воду даже при повышенных давлениях, что существенно затрудняет процесс их освоения и эксплуатации. В таких скважинах для облегчения притока или поглощения жидкости прибегают к искусственному воздействию на породы призабойной зоны с целью увеличения их проницаемости.

Для увеличения приемистости нагнетательных скважин Миннибаевской площади применяется газоимпульсное воздействие (ГИВ). Технология ГИВ предназначена для восстановления, последующего сохранения и повышения потенциального дебита действующего фонда добывающих скважин, реанимации простаивающего фонда скважин, повышения приемистости нагнетательных скважин и является одним из физико-механических методов интенсификации и регулирования процесса разработки нефтяных месторождений.

Сущность способа высокоэнергетической газоимпульсной селективной обработки призабойной зоны пласта заключается в создании в определенных локальных участках зоны перфорации скважин уровня давления, превышающего уровень горного давления, путем доставки в зону обработки погружного газогенератора с запасом рабочего агента (инертный газ) высокого давления и импульсной его подачи (управляемый выброс) в обрабатываемый интервал. Зона распределения области высокого давления и ее параметры в зазоре между генератором и обсадной колонной вдоль ствола скважины регулируются по специально выбранным технологическим режимам, обоснованным на базе геологических и геофизических данных для каждой конкретной скважины [10].

Глинокислотная обработка производится в терригенных (песчано-глинистых) коллекторах с низким содержанием карбонатных пород. При растворении силикатов плавиковой кислотой образуется фтористый кремний, который в присутствии воды переходит в гидрат окиси кремния, последний при снижении кислотности раствора может превратиться из золя в студнеобразный гель, закупоривающий поры. Чтобы этого не произошло, применяется смесь соляной и плавиковой кислот.

Как правило, применяется кислотный раствор, содержащий от 8% до 10% HCL и от 3% до 5% HF при объеме закачки глинокислоты для первичной обработки от 0,3 м3 до 0,4 м3 на один метр обрабатываемой толщины пласта. Общий объем раствора глинокислоты при первичной обработке должен быть не менее 1,5 м3. При последующих обработках объем раствора необходимо увеличивать от 10 до 15 %

Глинокислотная обработка имеет несколько разновидностей:

- ГК МЛ;

- ГК НЛ;

- ГКК.

Данные технологии различаются по составу и областью применения.

Состав готовой композиции ГК МЛ состоит из раствор HCL (22-24%), раствор НF (70%-ый), препарат МЛ-81Б и вода. Применяется для неглубоких, поверхностных обработок, кислотных ванн, освоения скважин, осложненных после бурения, в терригенные отложения проницаемостью - не менее 0,04 мкм2 и пористостью - не менее 12 %.

Композиция ГК НЛ имеет следующий состав: раствор HCL (22-24%), раствор НF (70%-ый), нефтенол К и вода. Область применения: терригенные отложения, проницаемость - не менее 0,05 мкм2, пористость - не менее 12 %.

Состав ГКК: раствор HCL (24 %), раствор НF (70%-ый), уксусная кислота (80%), деэмульгатор водорастворимый, кубовые остатки бутиловых спиртов или изопропиловый спирт. Применяется в терригенных отложения с проницаемостью - не менее 0,03 мкм2 и пористостью - не менее 11 % [11].

Технология КХДВ-СНПХ-9030 заключается в комплексной обработке призабойной зоны пласта скважины, сочетающей физико-химическое и депрессионное воздействия, глубина и степень которых позволяют достичь необходимой гидродинамической сообщаемости скважины с пластом.

Физико-химическое воздействие осуществляется закачкой расчетного объема кислотной композиции комплексного действия СНПХ-9030 с доведением ее до необходимой глубины пласта.

Композиция состоит из химических реагентов различной функциональной назначенности, позволяющих провести растворение, диспергирование и удаление АСПО, разрушение и растворение части скелета породы [12].

В таблице 2.5.1 показана динамика мероприятий по совершенствованию заводнения на Миннибаевской площади.

Таблица 2.5.1 - Динамика мероприятий по совершенствованию заводнения на Миннибаевской площади

На рисунке 2.5.1 показана динамика применения потокоотклоняющих методов на нагнетательных скважинах Миннибаевской площади.

Рисунок 2.5.1 - Динамика применения потокоотклоняющих методов на нагнетательных скважинах Миннибаевской площади

Согласно таблице 2.5.1 и рисунку 2.5.1, потокоотклоняющие методы ЩПК и КПС для совершенствования заводнения являются наиболее распространенными технологиями.

На рисунке 2.5.2 показана динамика применения методов увеличения приемистости на нагнетательных скважинах Миннибаевской площади

Рисунок 2.5.2 - Динамика применения методов увеличения приемистости на нагнетательных скважинах Миннибаевской площади

Из таблицы 2.5.1 и рисунка 2.5.2, видно, что основной объем работ по повышению приемистости скважин на Миннибаевской площади приходится на технологии ГК НЛ и КХДВ-СНПХ-9030. Технологии ГК МЛ и ГИВ впервые начали проводить в 2011г.

Сравнительная эффективность видов работ на нагнетательных скважинах Миннибаевской площади по основным технологическим показателям представлена в таблице 2.5.2.

Таблица 2.5.2 - Сравнительная эффективность видов работ на нагнетательных скважинах Миннибаевской площади по основным технологическим показателям

На рисунке 2.5.3 показана продолжительность эффекта от применения потокоотклоняющих методов на нагнетательных скважинах Миннибаевской площади.

Рисунок 2.5.3 - Продолжительность эффекта от применения потокоотклоняющих методов на нагнетательных скважинах Миннибаевской площади

Согласно рисунку 2.5.3, наибольшая продолжительность эффекта от применения потокоотклоняющих методов на нагнетательных скважинах наблюдается после ЩПК (662 сут). На втором месте применение СПС - 611 сут. Также неплохой продолжительностью эффекта обладает метод КПС (453 сут). Наименьшая продолжительность эффекта у метода ПГ- УВС (299 сут).

Продолжительность эффекта от применения методов увеличения приемистости на нагнетательных скважинах Миннибаевской площади показана на рисунке 2.5.4.

Рисунок 2.5.4 - Продолжительность эффекта от применения методов увеличения приемистости на нагнетательных скважинах Миннибаевской площади

Максимальная продолжительность эффекта от применения методов увеличения приемистости на нагнетательных скважинах составляет 621 сут - это после проведения ГКК. Немного меньше 571 сут после проведения КХДВ-СНПХ-9030 и 492 сут после ГК НЛ. Меньшая продолжительность (350 сут) после проведения ГИВ.

На рисунке 2.5.5 показана дополнительная добыча нефти после проведения потокоотклоняющих методов на нагнетательных скважинах Миннибаевской площади.

Рисунок 2.5.5 - Дополнительная добыча нефти после проведения потокоотклоняющих методов на нагнетательных скважинах Миннибаевской площади

Как видно из рисунка 2.5.5, наибольшая дополнительная добыча нефти была получена после применения ЩПК (21,057 тыс.т). На втором месте по дополнительной добыче метод ПГ- УВС (13,476 тыс.т). Наиболее худший результат по дополнительной добыче получили после проведения СПС (4,238 тыс.т). Это связано меньшим количеством обработанных скважин, чем в остальных методах [3].

Дополнительная добыча нефти после проведения методов увеличения приемистости на нагнетательных скважинах Миннибаевской площади показана на рисунке 2.5.6.

Рисунок 2.5.6 - Дополнительная добыча нефти после проведения методов увеличения приемистости на нагнетательных скважинах Миннибаевской площади

Наибольшая дополнительная добыча получена при проведении ГК НЛ (142,592 тыс.т) и КХДВ-СНПХ-9030 (55,624 тыс.т), наименьшая дополнительная добыча - после проведения ГИВ (0,622 тыс.т). Удельный эффект от применения потокоотклоняющих методов на нагнетательных скважинах Миннибаевской площади представлен на рисунке 2.5.7.

Рисунок 2.5.7 - Удельный эффект от применения потокоотклоняющих методов на нагнетательных скважинах Миннибаевской площади

Из рисунка 2.5.7 видно, что наибольший удельный эффект потокоотклоняющих технологий был получен после проведения ПГ-УВС (2695 т/скв) и КПС(1664 т/скв). Наименьшим удельным эффектом обладает метод СПС(1059 т/скв). На рисунке 2.5.8 представлен удельный эффект от применения методов увеличения приемистости на нагнетательных скважинах Миннибаевской площади.

Рисунок 2.5.8 - Удельный эффект от применения методов увеличения приемистости на нагнетательных скважинах Миннибаевской площади

Наибольший удельный эффект технологий восстановления приемистости был получен после проведения мероприятий с использованием глинокислоты: ГК НЛ (3100 т/скв) и ГКК (2680 т/скв). Меньше эффективность обладает технология ГИВ - 207 т/скв. Затраты на проведение потокоотклоняющих методов на нагнетательных скважинах Миннибаевской площади представлено на рисунке 2.5.9.

Рисунок 2.5.9 - Затраты на проведение потокоотклоняющих методов на нагнетательных скважинах Миннибаевской площади

Наибольшие затраты на проведение потокоотклоняющих методов приходятся на ПГ-УВС (1504 тыс.руб/скв), наименьшие затраты после проведения ЩПК (304 тыс.руб/скв). На рисунке 2.5.10 представлены затраты на проведение методов увеличения приемистости на нагнетательных скважинах Миннибаевской площади.

Рисунок 2.5.10 - Затраты на проведение методов увеличения приемистости на нагнетательных скважинах Миннибаевской площади

Наибольшие затраты на проведения технологии увеличения приемистости скважин приходятся на ГКК (564 тыс.руб/скв), наименьшие затраты после проведения ГИВ (68 тыс.руб/скв). Удельные затраты на проведение потокоотклоняющих методов на нагнетательных скважинах Миннибаевской площади показаны на рисунке 2.5.11.

Рисунок 2.5.11 - Удельные затраты на проведение потокоотклоняющих методов на нагнетательных скважинах Миннибаевской площади

Самым дорогим потокоотклоняющим методом осуществляемый на Миннибаевской площади, является применение СПС, ее удельные затраты составляют 624 руб/т. Стоимость ПГК обходится, в среднем, в 330 руб/т. Осуществление КПС обходится в 198 руб/т. Самым дешевым методом является ЩПК, который составил 187 руб/т.

На рисунке 2.5.12 представлены удельные затраты на проведение методов увеличения приемистости на нагнетательных скважинах Миннибаевской площади

Рисунок 2.5.12 - Удельные затраты на проведение методов увеличения приемистости на нагнетательных скважинах Миннибаевской площади

Из рисунка 2.5.12 видно, что наименьшими удельными затратами обладают технологии ГК НЛ (123 руб/т), ГКК (210 руб/т) и ГК МЛ (216 руб/т) [3].

Таким образом, рассмотрев технологические показатели потокоотклоняющих методов и методов увеличения приемистости скважин на Миннибаевской площади технологически эффективными и экономически выгодными мероприятиями являются технологии закачки ЩПК (потокоотклоняющие) и ГК НЛ (увеличивающие приемистость), которые обладают наименьшими затратами на одну дополнительно добытую тонну нефти 187 руб/т и 123 руб/т, соответственно. С учетом того, что у ГК НЛ затраты больше, поэтому рекомендуется технология ЩПК.

2.6 Анализ показателей работы участков до и после внедрения рекомендуемых мероприятий по совершенствованию системы ППД Миннибаевской площади

На нефтяных месторождениях ОАО «Татнефть» технология ЩПК внедряется с 2000 года. Рассмотрим показатели работы участков Миннибаевской площади до и после проведения технологии ЩПК (таблица 2.6.1).

Таблица 2.6.1 - Показатели работы участков Миннибаевской площади до и после проведения технологии ЩПК

Изменение дебита нефти по участкам до и после проведения технологии ЩПК приведена в таблице 2.6.1 и на рисунке 2.6.1.

Рисунок 2.6.1 - Изменение дебита нефти по участкам до и после проведения технологии ЩПК

Из рисунка 2.6.1 видно, что после проведения технологии ЩПК на Миннибаевской площади по всем участкам воздействия дали положительный результат. Самые лучшие результаты получены на участке №**512, в котором дебит нефти увеличился с 10,2 до 22 т/сут. Наименьшее увеличение дебита нефти получено на участке №**415, в котором дебит нефти увеличился всего с 24,6 до 27,5 т/сут [3].

В таблице 2.6.1 и на рисунке 2.6.2 представлена дополнительная добыча нефти по участкам после проведения технологии ЩПК.

Рисунок 2.6.2 - Дополнительная добыча нефти по участкам после проведения технологии ЩПК

Дополнительная добыча нефти добывающих скважин после проведения технологии ЩПК на участке №**512 за рассматриваемый период имеет максимальное значение 4067,5 тонн, минимальное значение на участке №****321 составляет 1530,7 тонн.

Среднесуточный прирост нефти по участкам после проведения технологии ЩПК показан в таблице 2.6.1 и на рисунке 2.6.3

Рисунок 2.6.3 - Среднесуточный прирост нефти по участкам после проведения технологии ЩПК

Среднесуточный прирост нефти добывающих скважин после проведения технологии ЩПК на участке №**512 за рассматриваемый период имеет максимальное значение равное 11,8 т/сут, минимальное на участке №**415 составляет - 2,9 т/сут.

В таблице 2.6.1 и на рисунке 2.6.4 представлено изменение обводненности добывающих скважин участка №**0699 до и после проведения технологии ЩПК

Рисунок 2.6.4 - Изменение обводненности добывающих скважин участка №**0699 до и после проведения технологии ЩПК

Из рисунка 2.6.4 видно, что после проведения технологии ЩПК на участке №**0699 обводненность добывающих скважин снизилась. Наилучший результат получен в добывающей скважине №**494, в которой обводненность меняется с 92,4% до 90,1%. Наименьшее снижение обводненности добывающих скважин получено в скважине №**989, в которой обводненность меняется всего с 13,3% до 12,7% [3].

В таблице 2.6.1 и на рисуноке 2.6.5 представлено изменение обводненности добывающих скважин участка №**321 до и после проведения технологии ЩПК.

Рисунок 2.6.5 - Изменение обводненности добывающих скважин участка №**321 до и после проведения технологии ЩПК

После проведения технологии ЩПК на участке №**321 обводненность добывающих скважин снизилась. Наилучшие результаты получены в добывающих скважинах №**664, обводненность меняется с 83,5% до 81,5% и в скважине №**706 (с 82,6% до 80,6%). Наименьшее снижение обводненности получено в скважине №**98Д, в которой обводненность меняется с 95% до 93,4%.

Изменение обводненности добывающих скважин участка №**8Д до и после проведения технологии ЩПК представлено в таблице 2.6.1 и на рисунке 2.6.6.

Рисунок 2.6.6 - Изменение обводненности добывающих скважин участка №**8Д до и после проведения технологии ЩПК

На участке №**8Д после проведения технологии ЩПК обводненность добывающих скважин снизилась. Наилучший результат получен в добывающей скважине №**311, в которой обводненность меняется с 68,4% до 62,8%. Наименьшее снижение обводненности добывающих скважин получено в скважине №**404, в которой обводненность меняется всего с 14% до 13,4%.

В таблице 2.6.1 и на рисунке 2.6.7 представлено изменение обводненности добывающих скважин участка №**13 до и после проведения технологии ЩПК.

Рисунок 2.6.7 - Изменение обводненности добывающих скважин участка №**13 до и после проведения технологии ЩПК

На участке №**13 после проведения технологии ЩПК обводненность добывающих скважин снизилась. Максимальное снижение обводненности достигается в скважинах №**10, в которой обводненность меняется с 91,7% до 89,6% и в скважине №**231 ( с 82,8% до 80,7%). Наименьшее снижение обводненности получено в скважине №**812, в которой обводненность снижается с 91,6% до 90,3%.

Изменение обводненности добывающих скважин участка №**774 до и после проведения технологии ЩПК показано в таблице 2.6.1 и на рисунке 2.6.8.

Рисунок 2.6.8 - Изменение обводненности добывающих скважин участка №**774 до и после проведения технологии ЩПК

После проведения технологии ЩПК на участке №**774 обводненность добывающих скважин снизилась. Наилучший результат получен в добывающей скважине №**777, в которой обводненность меняется с 87,3% до 85,2%. Наименьшее снижение обводненности получено в скважине №**775 ( с 78,3% до 77,2%).

Изменение обводненности добывающих скважин участка №**512 до и после проведения технологии ЩПК представлено в таблице 2.6.1 и на рисунке 2.6.9.

Рисунок 2.6.9 - Изменение обводненности добывающих скважин участка №**512 до и после проведения технологии ЩПК

На участке №**512 после проведения технологии ЩПК обводненность добывающих скважин снизилась. Наилучший результат получен в добывающей скважине №**383, в которой обводненность меняется с 78,4% до 75,5%. Наименьшее снижение обводненности добывающих скважин получено в скважине №**402, в которой обводненность меняется всего с 75,6% до 74,1% [3].

Изменение обводненности добывающих скважин участка №**57Д до и после проведения технологии ЩПК представлено в таблице 2.6.1 и на рисунке 2.6.10.

Рисунок 2.6.10 - Изменение обводненности добывающих скважин участка №**57Д до и после проведения технологии ЩПК

Из рисунка 2.6.10 видно, что после проведения технологии ЩПК на участке №**57Д обводненность добывающих скважин снизилась. Максимальное снижение обводненности получено в добывающей скважине №**69, в которой обводненность меняется с 92,6% до 90%. Наименьшее снижение обводненности добывающих скважин получено в скважине №**400, в которой обводненность меняется всего с 95% до 93,9%.

В таблице 2.6.1 и на рисунке 2.6.11 показано изменение обводненности добывающих скважин участка №**415 до и после проведения технологии ЩПК.

Рисунок 2.6.11 - Изменение обводненности добывающих скважин участка №**415 до и после проведения технологии ЩПК

После проведения технологии ЩПК на участке №**415 обводненность добывающих скважин снизилась. Наилучший результат получен в добывающей скважине №**09, в которой обводненность меняется с 94,5% до 92,3%. Наименьшее снижение обводненности добывающих скважин получено в скважине №**772, в которой обводненность меняется всего с 85,8% до 84,7% [3].

2.7 Обоснование применения рекомендуемой технологии по повышению эффективности системы ППД. Применяемая техника и технология, химические реагенты и их краткая характеристика

Исходя из анализа эффективности мероприятий по совершенствованию системы ППД рекомендуется применение потокоотклоняющего метода технологии ЩПК. Данный метод выбран на основании того, что технология ЩПК является технологически эффективным и экономически выгодными мероприятием, которое обладает наименьшими затратами на одну дополнительно добытую тонну нефти 187 руб/т.

Преимущества ЩПК:

- Технология основана на использовании доступных и недорогих химических реагентов;

- В качестве источника создания дисперсной системы используется минерализованная вода, применяемая в системе поддержания пластового давления;

- Технология не предусматривает изменение существующей системы воздействия на продуктивный пласт и не требует применения сложного нестандартного технологического оборудования;

- Технология по сравнению с аналогичными осадкообразующими технологиями на основе глинистых суспензий не обладает недостатком, связанным с необратимыми процессами кольматации потенциально продуктивных коллекторов.

Технологический процесс осуществляется путем предварительного смешения компонентов на устье скважины и последующей закачки полученной суспензии в нагнетательную скважину. При попадании закачанной композиции в высокопроницаемые обводненные части пласта происходит их частичное или полное блокирование за счет слияния частиц суспензии. В результате этого изменяется направление фильтрационных потоков пластовых флюидов с последующим подключением в разработку неохваченных ранее дренированием продуктивных пропластков и линз. В связи с неполным первоначальным расходом щелочного компонента технология предусматривает дополнительное внутрипластовое осадкообразование на удаленных расстояниях от призабойной зоны скважины в процессе дальнейшего заводнения пластов.

Кроме того, разработанная технология обеспечивает повышение коэффициента нефтевытеснения за счет дополнительного щелочного воздействия на продуктивные пласты. Применение метода щелочного воздействия основано на взаимодействии щелочи с пластовыми и закачиваемыми жидкостями и породой пласта, в результате которого происходит изменение поверхностных характеристик системы "нефть-водная фаза-порода", а, следовательно, условий вытеснения нефти водой [7].

Для осуществления технологического процесса должны использоваться передвижные автоматизированные установки типа КУДР по приготовлению, дозированию и закачиванию композиции ЩПК. При применении автоматизированных узлов приготовления и дозирования для закачки композиций в скважину допустимо использование агрегатов типа ЦА-20 или их аналогов, а также в зимний период - ППУ. Для реализации технологии используются реагенты, имеющие сертификат соответствия системы "ТЭКСЕРТ" - ГЦСС "Нефтепромхим", допущенные к применению в технологических процессах добычи и транспорта нефти. В технологическом процессе используются натр едкий технический, а в качестве полимеров: полиакриламид (ПАА) или натрий - карбоксиметилцеллюлоза техническая (Nа-КМЦ) или полиэтиленоксид технический (ПОЭ).

Натр едкий технический выпускается по ГОСТ 2263. По физико-химическим показателям натр едкий технический должен соответствовать требованиям и нормам, указанным в таблице 2.7.1.

Таблица 2.7.1 - Физико-химические показатели натра едкого технического

Натр едкий технический допущен к применению в технологических процессах добычи и транспорта нефти и имеет сертификат ГЦСС "Нефтепромхим". При приготовлении щелочно-полимерной композиции (ЩПК) используется процесс разбавления натра едкого технического только пресной водой. Концентрация натра едкого в разбавленном растворе определяется по плотности раствора. Для приготовления композиции применяется полиакриламид отечественного или импортного производства, допущенный к применению в технологических процессах добычи и транспорта нефти и имеющий сертификат ГЦСС "Нефтепромхим". Например, полиакриламид выпускаемый по ТУ 2458-010-70896713-2006. По физико-химическим показателям полиакриламид должен соответствовать требованиям и нормам, указанным в таблице 2.7.2.

Таблица 2.7.2 - Физико-химические показатели полиакриламида

Натрий-карбоксиметилцеллюлоза по физико-химическим показателям должна соответствовать требованиям и нормам, указанным в таблице 2.7.3.

Таблица 2.7.3 - Физико-химические показатели натрий-карбоксиметилцеллюлозы

Например, натрий-карбоксиметилцеллюлоза (Nа-КМЦ) техническая производимая по ТУ 2231-002-50277563-2000. Натрий-карбоксиметилцеллюлоза допущена к применению в технологических процессах добычи и транспорта нефти и имеет сертификат ГЦСС "Нефтепромхим". Для приготовления композиции возможно применение натрий-карбоксиметилцеллюлозы других марок и фирм - изготовителей.

Полиэтиленоксид технический (ПОЭ) ТУ 6-58-341-89. По физико-химическим показателям ПОЭ должен соответствовать требованиям и нормам, указанным в таблице 2.7.4.

Таблица 2.7.4 - Физико-химические показатели ПОЭ

Минерализация в растворе ПОЭ не оказывает влияния на вязкость. Полиэтиленоксид допущен к применению в технологических процессах добычи и транспорта нефти и имеет сертификат ГЦСС "Нефтепромхим".

Вода минерализованная хлоркальциевого типа (не менее 15 г/л плотностью 1,04 г/см3) с системы поддержания пластового давления на выбранном для реализации технологического процесса участке эксплуатационного объекта или производственная вода. Рекомендуемые объемы закачки ЩПК в зависимости от приемистости нагнетательных скважин приведены в таблице 2.7.5.

Таблица 2.7.5 - Рекомендуемые объемы закачки ЩПК-М в зависимости от приемистости нагнетательной скважины

Возможна замена полимеров ПАА на КМЦ или ПОЭ в зависимости от приемистости планируемых объемов. В зависимости от минерализации воды используемой в системе ППД концентрация гидроксида натрия выбирается автором технологии при составлении плана работ. При создании оторочки малого диаметра используются концентрации полимеров с наибольшим процентным содержанием массовых долей. При создании большего объема оторочки используется концентрация полимеров с наименьшим процентным содержанием массовых долей.

С учетом результатов исследований скважины и определения начальной приемистости планируемый объем закачиваемой композиции уточняется при составлении плана работ на скважине. В композиции ЩПК компоненты используют в виде растворов, которые подают дозировочными насосами в минерализованную воду, также в процессе можно использовать полимеры в виде порошков, которые подают шнековыми дозаторами. Проводят пусковые работы на скважине в установленном порядке и оформляют акт о готовности проведения мероприятий по закачке композиции.

Обвязку наземного оборудования и устья скважины осуществляют по схеме, показанной на рисунке 2.7.1.

1 - нагнетательная скважина; 2 - обратный клапан; 3 - насосный агрегат; 4 - промежуточная емкость; 5 - воронка со струйным насосом; 6 - дозировочный насос НД-1; 7 - дозировочный насос НД-2; 8 - автоцистерна с разбавленным раствором гидроксида натрия; 9-автоцистерна с раствором полимера; 10-водовод ; 11- задвижка; ; 1 2 - кран высокого давления; 13 -установка КУДР-1 или КУДР-5;