Крепление скважин обсадной колонной считается качественным, когда по заключению уровень цемента поднят на проектную высоту с перекрытием башмака предыдущей колонны и по данному заключению все вскрытые пласты разобщены, имеется свободный доступ по колонне до искусственного забоя, а обсадная колонна испытана на герметичность.

Все работы, связанные с бурением и освоением скважин выполнялись в соответствии с требованиями охраны труда и окружающей среды. Оставшиеся после бурения шлам и другие отходы захоронены на месте на глубину не менее 1 метра от поверхности земли [4].

Изучение геолого-промысловой характеристики Наратовского месторождения, текущего состояния разработки можно сделать следующие выводы, изложенные ниже.

Основными продуктивными коллекторами месторождения являются песчаные и карбонатные отложения, залегающие на глубине 1100 – 1420 м. Коллектора сильно неоднородны. Пористость и проницаемость варьируют соответственно в пределах 15,7 – 5,5%, 0,13 – 0,807 мкм². Нефтенасыщенность 55 – 91%. Коэффициент расчлененности 1,1 – 1,9, песчанистости 0,69 – 0,88.

Нефти терригенной толщи нижнего карбона относятся к тяжелым высоковязким нефтям ( = 893 – 900 кг/м³, _н = 41,5 – 55,3 см³/с) с большим содержанием смол, серы и парафина.

Месторождение находится на поздней стадии разработки. Балансовые запасы составляют 17,1 млн. т нефти. Текущий коэффициент нефтеотдачи – 23,6% от балансовых запасов. Обводненность продукции скважин составила (средняя по месторождению) 92,7%. Основные способы эксплуатации УЭЦН и ШСНУ.

2 ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДА ЩПВ. ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ЩЕЛОЧНО-ПОЛИМЕРНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ
2.1 Технология щелочно-полимерного воздействия на пласт в условиях Наратовского месторождения.

На Наратовском месторождении в различные годы проводились различные методы увеличения нефтеотдачи пластов: бурение боковых стволов, гидроразрыв пласта, закачка минерализованной воды.

Результаты лабораторных исследований и промысловых опытов показали, что наиболее эффективный метод повышения нефтеотдачи для условий Наратовского месторождения является щелочно-полимерный.

Большое влияние на коэффициент вытеснения оказывает концентрация щелочи в растворе. В зависимости от концентрации щелочи изменяются такие параметры как: межфазное натяжение на границе раздела нефть – щелочно-полимерный раствор, вязкость, подвижность фильтрующейся жидкости в пористой среде. В качестве минимальной концентрации рекомендовано содержание 0,35%.

---

Бурение боковых стволов на Наратовском месторождении дало дополнительно 7% нефти от общей годовой добычи.

Закачка минерализованной воды на Наратовском месторождении дало дополнительно 3% нефти от общей годовой добычи.

При щелочно-полимерном заводнении увеличивается охват пласта вытеснением. Так если для высокопроницаемого прослоя модели пласта прирост нефтеизвлечения составил 5,9%, то для низкопроницаемого – 14,5%. При этом оптимальный размер оторочки составил 0,25 – 0,3 объема пор.

Испытание и внедрения технологии щелочно-полимерного воздействия (ЩПР) для повышения нефтеотдачи пластов, проведенные в 1990 – 1992 годах на Наратовском месторождении дали положительные результаты и указали на целесообразность расширения применения технологии [8]. Месторождение было разделено на очаги воздействия по номерам нагнетательных скважин.

В каждый очаг в зависимости от технологических параметров входила одна или две нагнетательные скважины, через которые предполагалась закачка щелочно-полимерной композиции, а также добывающие скважины.

Основным критерием привязки добывающих скважин к нагнетательным стала степень влияния нагнетательной скважины, её режимов работы, на режимы работы и показатели окружающих добывающих скважин в процентном отношении.

Всего на Наратовском месторождении обрабатываются 32 нагнетательные скважины.

Каждую нагнетательную скважину обрабатывают один раз в 2 года.

Работы по щелочно-полимерному воздействию в НГДУ «Южарланнефть» проводятся в соответствии с утвержденной главным инженером и главным геологом НГДУ годовой программы выполнения промысловых исследований и внедрения технологии увеличения нефтеотдачи пласта, путем закачки в нагнетательные скважины на Наратовском месторождении.

Программа работ включает в себя:

- параметры воздействия технологии щелочно-полимерного заводнения, куда включаются подлежащие обработке скважины;

- рабочую программу, где указываются виды работ и исследований при проведении ЩПВ.

Так как установленная периодичность обработок – один раз в 2 года, в рабочей программе заложены 16 нагнетательных скважин для проведения на них закачки щелочно – полимерного раствора.

Если говорить кратко, то весь комплекс работ связанный с проведением ЩПВ состоит из нижеприведенных этапов.

---

1 этап. Подготовка нагнетательных скважин, добывающих скважин, технологического оборудования к проведению ЩПВ.

2 этап. Подготовка реагентов: щелочно-полимерного раствора на реагентной базе.

3 этап. Проведение ЩПВ.

4 этап. Проведение необходимых гидродинамических и промыслово-геофизических исследований нагнетательных скважин.

5 этап. Проведение лабораторных исследований закачиваемого рабочего агента (пластовой воды).

6 этап. Статистика основных показателей добывающих скважин в течение года.

7 этап. Определение эффективности метода путем подсчета дополнительно добытой нефти (эффективность считают по методу Сазонова).

Ниже приводится параметры воздействия технологии щелочно-полимерного воздействия на 2004 – 2005 годы (таблица 2.1, 2.2) и рабочая программа (таблица 2.3).
Таблица 2.1 – Параметры воздействия технологии щелочно–полимерного воздействия на 2004 год

Сква-жины	Приеми-стость, м3/сут.	Суммарная толщина, м	Расход реагента, м3			Пресная вода как буфер, м3
			ПАА, %	каустическая сода 40%	нефрас, м3
1	2	3	4	5	6		7
9	195	6,8	7	8,0	2,6		7
21	176	6,6	7	7,0	2,6		7
27	390	2,8	7	16,0	1,0		7
35	80	2,8	7	3,0	1,0		7
37	104	3,4	7	4,0	1,3		7
38	80	3,0	7	3,0	1,0		7
41	64	6,2	4	2,5	2,4		7
44	8	2,4	4	0,5	1,0		7

---

Продолжение таблицы 2.1

Сква-жины	Приеми-стость, м3/сут.	Суммарная толщина, м		Расход реагента, м3			Пресная вода как буфер, м3
				ПАА, %	каустическая сода 40%	нефрас, м3
1	2	3		4	5	6	7
47	40	3,6	4		1,6	1,4	7
119	40	3,6	4		1,6	1,4	7
64	119	6,2	7		5,0	2,4	7
84	158	8,2	7		6,5	3,0	7
176	129	4,0	7		5,0	1,5	7
179	100	4,8	7		4,0	1,8	7
320	30	4,4	4		1,2	1,7	7
124	80	4,4	5		3,5	1,7	7
–	–	–	–		72,4	28	–

Таблица 2.2 – Параметры воздействия технологии ЩПВ на 2005 год

Сква-жины	Приеми-стость, м3/сут.	Суммарная толщина, м	Расход реагента, м3			Пресная вода как буфер, м3
			ПАА, %	каустическая сода 40%	нефрас, м3
1	2	3	4	5	6		7
92	50	2,4	4	2,0	1,3		7
76	100	2,8	7	3,5	1,5		7
80	100	3,2	7	3,5	1,8		7
195	100	2,4	7	3,5	1,3		7
88	100	1,6	7	3,5	1,0		7
262	100	2,4	7	3,5	1,3		7
64	150	4,4	7	5,0	2,4		7
185	50	4,4	4	2,0	2,4		7
84	170	4,2	7	6,0	2,4		7

---

Продолжение таблицы 2.2

Сква-жины	Приеми-стость, м3/сут.	Суммарная толщина, м	Расход реагента, м3			Пресная вода как буфер, м3
			ПАА, %	каустическая сода, 40%	нефрас, м3
1	2	3,0	4	5	6	7
226	50	3,2	4	2	1,8	7
256	90	2,0	4	3	1,1	7
234	50	3,2	4	2	1,8	7
231	150	3,4	7	5	1,9	7
244	50	4,0	4	2	2,2	7
326	50	3,4	4	2	2,0	7
–	–	–	–	–	51,5	28

Таблица 2.3 – Рабочая программа

Наименование этапов	Виды работ и исследований	Количество замеров, наблюдений
1	2	3
Обустройство подготовка наземного оборудования нагнетания регентов	Обвязка оборудования на устье выбранных нагнетательных скважин	16 скв.
	Комплектация рабочего места средствами техники безопасности при работе с химреагентами (защитными очками или масками, пресной водой, средствами индивидуальной защиты)	–
	Закачка композиции ЩПР в нагнетательные скважины	16 скв.
Подготовка нагнетательных и добывающих скважин	Осмотр и ремонт задвижек на устье нагнетательных скважин для замера давления и отбора проб	16 скв.
	Осмотр и ремонт затруб.ных и пробоотборных вентилей на устье добывающих скважин для замера уровня давления, отбора проб жидкости	16 скв.
Исследование нагнетательных скважин	Исследование нагнетательных скважин в соответствии с «Обязательным комплексом гидродинамических и промыслово-геофизических исследований по контролю за разработкой нефтяных месторождений Башкирии» в том числе:	–
	Замер приемистости нагнетательных скважин	ежедневно
	Замер давления нагнетания на устье скважин	ежемесячно

---

Смотрите также файлы

• 82. Мектеп математика курсында тедеулерді оыту дістемесі.docx

• Тема 3 Схемы и алгоритмы анализа ошибок, использование баз знаний 1 Классификация ошибок.docx

• Анализ бизнеса в сфере энергетики.docx

• Быт россиян в 18 веке.ppt

• Сценарий Новогодней сказки Четыре желания.docx