Файл: Комплексная.docx

Результаты использования тепловых методов

Для разработки пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения применяют следующие тепловые методы:

• 
  площадная закачка пара;
  
• 
  пароциклическую обработку;
  
• 
  технологии парогравитационного дренажа.
  

Площадную закачку пара начали использовать с 1992 года, данная технология является одной из основных, используемых на данном месторождении. Динамика показателей по добыче и закачке представлены на рисунке 2.3.



Рисунок 2.3 – Динамика добычи нефти и закачки теплоносителя Закачка пара осуществляется во внутреннюю часть залежи. На 2017 год

эксплуатационный фонд состоит из 50 нагнетательных скважин, добывающих –

199. Используется обращённая девятиточечная система разработки. Эффективность использования площадной закачки пара подтверждается значениями КИН. Для участка паротеплового воздействия текущий КИН составляет 0,235 д.е., в то время для участков, разрабатываемых естественным режимом – 0,112 д.е. Ниже представлена сравнительная таблица участков.

Таблица 2.5 – Сравнение показателей участков

Участок	КИН текущий, д.е.	КИН конечный, д.е.	обводненность,%	Pпл. текущее, МПа	Q нефти, т/сут
Естественный режим	0,112	0,133	71	8,7	8,1
Использование тепловых методов	0,235	0,330	75	8,9	7,8

---

Пароциклическую обработку используют для скважин, расположенных у краевой зоны залежи. Технология состоит из трех последовательных стадий, среди которых закачка пара, далее следует выдержка скважины до полной конденсации закаченного пара, завершением является спуск глубинного насосного оборудования и добыча нефти. В 2016 году компанией

«ПермНИПИнефть», которая является филиалом ООО «ЛУКОЙЛ- Инжиниринг» был разработан технологический регламент по проведению пароциклических обработок скважин пермо-карбоновой залежи. Были определены следующие критерии применимости и технологические параметры:

• 
  глубина залегания продуктивного пласта не должна превышать 1500 м;
  
• 
  эффективная толщина не менее 7 м;
  
• 
  пористость более 15%;
  
• 
  коэффициент проницаемости более 0,05 мкм²;
  
• 
  обводненность менее 85%;
  
• 
  радиус искривления скважины не более 200 м;
  
• 
  максимальный зенитный угол не должен превышать 35^о; Технологические параметры закачиваемого пара:
  
• 
  температура пара 300^оC;
  
• 
  давление 8 МПа;
  
• 
  сухость закачиваемого пара 0,7;
  
• 
  темп закачки пара 200 т/сут;
  
• 
  объем закачиваемого пара на 1 метр вскрытого пласта 150–200 т.
  

Для достижения данных параметров на месторождении используют парогенераторы стационарные (до 20 тонн пара в час) и мобильные (до 10 тонн пара в час).


количесвтво, скв.-опер.

дебит, т/сут

---

В период с 2014 по 2017 года было проведено порядка 295 ПЦО (рисунок 2.4), средний прирост составил 13,3 т/сут, (таким образом дополнительная добыча нефти на одну скважину составила 1772 тонны). Такой результат удалось получить за счет применения дополнительных химических композиций «НИНКА» и «ГАЛКА». Использование данных химических композиций увеличило эффективность пароциклических обработок в полтора раза.

Рисунок 2.4 – Эффективность ПЦО

Основой композиции «НИНКА» являются ПАВ, применение которых позволяет снизить межфазное натяжение на границе фаз, благодаря этому происходит снижение вязкости нефти, увеличение охвата пласта. Помимо ПАВ основу системы составляют карбамид, вода и аммиачная селитра. Данные компонент способны образовывать непосредственно в пласте углекислый газ, который понижает вязкость нефти, и щелочную буферную систему, которая в

сочетании с ПАВ способствует разрушению высоковязких слоев на границе фаз.

Таким образом, применение пароциклических обработок скважин имеет ряд преимуществ, среди которых особенно выделяются следующие:

• 
  в среднем увеличение дебиты скважин после ПЦО увеличились в 3
  

---

Рисунок 2.6 – Эффективность ПЦО

В рамках проектно-технологического документа планируется испытание усовершенствованных методов дренажа. Ожидаем эффект за 2019 – 2020 года оценивается в 547,8 тыс.т. нефти.

3. 1   ...   11   12   13   14   15   16   17   18   ...   34

---

Пилотный проект по применению полимерного заводнения на Москудьинском месторождении

1. 
   Краткая геологическая характеристика Москудьинского месторождения
   

Месторождение было введено в разработку в 1979 году. В настоящее время месторождение находится на третьей стадии разработки. Объект разработки характеризуется сложным геологическим строением, обладает большим количеством зон замещения коллектора непроницаемыми породами. Литологический состав продуктивных толщ представлен преимущественно песчаниками и алевролитом, тип коллектора – терригенный. Глубины залегания пластов Тл_2-б и Тл_2-а соответственно составляют 1481 и 1471 м. Толщина пласта Тл_2-б изменяется в диапазоне от 25 до 9,5 метров, при этом значения эффективной нефтенасыщенной толщи от 13 до 1 метра, число пропластков доходит до 7. В свою очередь толщина пласта Тл_2-а лежит в диапазоне от 8 до

12 метров, а максимальное значение эффективной толщины составляет 5

метров. Однако пласт отличается меньшей расчленённостью, максимальное число пропластков – 2. Фильтрационно-емкостные свойства пластов приведены в таблице.

Таблица 2.6 – Средние значения коллекторских свойств продуктивных пластов.

Пласт	Доля коллектора, %	Пористость, %	Проницаемость, мкм2	Эффективная толщина, м
Тл2-б	58	22,1	698	2,5
Тл2-а	52	20,9	547	2,4

---