Файл: Общие сведения о месторождении.docx

Ухудшение энергетического состояния объекта явилось следствием недостаточной компенсации отборов закачкой в период активного проведения мероприятий по интенсификации добычи нефти (2006-2009 г.). Проведенные позднее в 2009-2020 г. мероприятия по усилению системы ППД (ввод 28 новых нагнетательных скважин) позволили стабилизировать динамику пластового давления и отборов жидкости в целом по объекту. Несмотря на проведенные мероприятия, на дату анализа сохраняются участки с пониженным пластовым давлением (менее 9 МПа) на Барановском, Павловском, Улыкском и Деткинском куполах.

На текущий момент по объекту выделяются следующие проблемы реализуемой системы ППД:

• 
  Несбалансированное распределение объемов закачки по площади и разрезу.
  
• 
  Несоответствие интервалов отбора и приемистости.
  
• 
  Значительная доля непроизводительной закачки в результате оттока за контур (35%) в приконтурных скважинах Барановского, Деткинского, Павловского и Южно-Павловского куполов.
  

Рисунок 5. Схема текущего энергетического состояния объекта

3. 1   2   3   4   5   6   7   8   9

---

Анализ методов по увеличению дебитов скважин

Для анализа методов по увеличению дебитов скважин на павловском месторождении взяты данные из базы ПНП за декабрь 2020 (Приложение А).

Таблица 10. Анализ методов по увеличению дебитов скважин

№ скв	Технология	Мероприятия	До мероприятия			Плановый прирост	После мероприятия			Перовоначальный прирост
			Дебит нефти т/сут	Обводненность %	Прием-ть.м3/сут		Дебит нефти т/сут	Обводненность %	Прием-ть.м3/сут
891	Кислотная обработка	КО Т составом Флаксокор-210 в объеме 35 м3 с отклонителем ЭКС-ЭМ в объеме 10 м3. Освоение скважин. Спуск насоса в хвостовик БС на канатной штанге.	1,7	57	1018	3,5	5,3	57	1202	3,6
895	Кислотная обработка	КО Т составом НПС-К1 в объёме 23 м3. (Без постановки бригады КРС)	3,2	7	1305	2	5,3	8,2	1335	2,1
914	Кислотная обработка	КО составом НПС-К в объеме 45 м3. Освоение скважины	4,5	10	974	3	9,4	12,5	1108	4,9
1014	Кислотная обработка	ГИС: ИННК, АКЦ, ЭМДСТ, СГДТ, ВЧТ. Реперфорация Т в интервале 1545,0-1556,0 м. зарядами Скорпион ПП-36СГП. КО составом Флаксокор-210 в объеме 10 м3 с отклонителем ЭКС-ЭМ в объеме 10 м3. Освоение скважины.	2,4	41,5	629	3,5	5,9	39	1447	3,5
148	РИР	ГИС: Профиль притока, Определение источника обводнения. РИР обводненного пропластка ДТС. По результатам ГИС реперфорация Бш сверлящей перфорацией ПГМ-7. КО составом НПС-К в объеме 10 м3.	1,0	98,1	283	3,0	4,8	74,6	604	3,8
754	РИР	ГИС: ИННК, Профиль притока. Временная изоляция Т отсыпкой песком. РИР Мл ДТС. Перфорация Мл в интервале 1367.4-1369.6 м. и реперфорация Тл в интервале 1335.0-1339.0 м. зарядами Скорпион ПП-36СГП (сверх ГП). Восстановление забоя. Освоение скважины. Свабирование. ГИС: Оценка притока из Т и Тл-Бб.	5,3	82,1	687	3	8,3	89,9	1044	3
1015	РИР	ГИС: АКЦ, ЭМДСТ, СГДТ, профиль притока, ИННК. Перфорация Тл2-а в интервале 1441.0 -1442.0 м зарядами ЗПК-89-АТМ-0. РИР Т1 ЦМ в интервале 1518.0-1519.5 м. Реперфорация Т1 в интервале: 1506.0-1509.0 м зарядами ЗПК-89-АТМ-0 КО Т1 составом НПС-К в объеме 8 м3. Освоение	0,2	81,4	-	3	0,6	93,8	301	0,4
1224	пер. дост.	ГИС: ИННК. Перфорация Тл2-б на глубине 1509,5 м. и Тл2-а на глубине 1496,1 м. ПГМ-7 (по 4 реза в направлении С (0°); В (90°); Ю (180°); З (270°)). Освоение скважины.	1,3	11,6	1112	3	4,4	45,3	1430	3,1
991	пер. дост.	ГИС: ИННК. Перфорация Тл2-а в интервалах: 1474,0-1476,0 м; 1480,5-1485,0 м. зарядами Скорпион ПП-36СГП. КО Т составом НПС-К в объеме 35 м3. Освоение скважины. Внедрение оборудования ОРЭ.	3,1	19,8	1224	5	4,3	30	1042	1,2
1010	ГРП	Временная изоляция Т и Бб2 отсыпкой песком до глубины 1530,0 м. ГРП Тл2-а на маловязкой системе. Восстановление забоя. КО Т1 составом НПС-К в объеме 45 м3. Освоение скважины.	4,6	12,5	-	7	11,6	19,5	575	7

---

Исходя из данных таблицы можно сделать вывод что наиболее распространена кислотная обработка. Так как при кислотной обработке отмечается незначительное повышение обводенности, в отличие от других методов. А также хорошие показатели первоначальных приростов нефти.

На объектах Павловского месторождения за период 2006-2018гг выполнено 538 ГТМ (446 на добывающем фонде и 92 на нагнетательном фонде). Средняя эффективность составила 6,1 т/сут, удельная дополнительная добыча нефти 4,6 тыс.т/скв. Дополнительная добыча нефти – 2066 тыс.т.



Рисунок 6. Динамика эффективности ГТМ на Павловском месторождении

за период 2006-2018 гг.


Рисунок 7. Эффективность технологий ПНП и ИДН на Павловском месторождении

за период 2006-2018 гг.


Наибольшая эффективность отмечается по следующим технологиям:

• 
  Операции по бурению боковых стволов – 65 ГТМ, средний начальный прирост по технологии составил 10,0 т/сут, продолжительность эффекта 1913 суток. Дополнительная добыча нефти 512,1 тыс.т. Из них 6 БГС, средний начальный прирост по технологии составил 12,5 т/сут, продолжительность эффекта 1822 суток. Дополнительная добыча нефти 51,4 тыс.т.
  
• 
  По технологии пропантного ГРП выполнено 31 скв.-опер., средний начальный прирост дебита нефти составил 7,3 т/сут, продолжительность эффекта 1481 суток. Дополнительная добыча нефти – 424,3 тыс.т. Из данного количества на терригенном объекте Тл-Бб-Мл проведено 18 ГРП с начальным приростом 10,0 т/сут, дополнительная добыча нефти 399,7 тыс.т. На карбонатном объекте Т проведено 3 ГРП с начальным приростом 5,8 т/сут, дополнительная добыча нефти 5,480 тыс.т. На объекте Бш выполнено 11 ГРП, средний начальный прирост составил 3,3 т/сут, дополнительная добыча нефти 19,1 тыс.т.
  
• 
  По технологии КГРП выполнено 59 ГТМ, средний начальный прирост дебита нефти составил 7,3 т/сут, продолжительность эффекта 1132 суток. Дополнительная добыча нефти 213,1 тыс.т.
  
• 
  Радиальное бурение – 79 скв.-опер., средний начальный прирост дебита нефти по технологии составил 6,5 т/сут, продолжительность эффекта 1060 суток. Дополнительная добыча нефти 216,7 тыс.т.
  
• 
  Перевод на другой горизонт – 26 скв.-опер., средний начальный прирост по технологии составил 5,6 т/сут, продолжительность эффекта 1236 суток. Дополнительная добыча нефти 127,9 тыс.т.
  
• 
  Реперфорация, дострел – 82 скв.-опер., средний начальный прирост по технологии составил 4,6 т/сут, продолжительность эффекта 1111 суток. Дополнительная добыча нефти 322,6 тыс.т.
  
• 
  По технологии РИР выполнено 46 ГТМ, средний начальный прирост по технологии составил 3,6 т/сут, продолжительность эффекта 1072 суток. Дополнительная добыча нефти 186,7 тыс.т.
  

---

На Павловском месторождении применялись технологии ОПЗ с различными кислотными составами:

• 
  ДН-9010, НПС-К, Флаксокор-210, КСПЭО-2Н – на карбонатном коллекторе;
  
• 
  КСПЭО-3Т - на терригенном коллекторе.
  

Наибольшая эффективность отмечалась в начальный период применения новых технологий (БГС, КГРП, РБ) на турнейском объекте в 2007-2008 гг., когда начальные приросты дебитов нефти составляли в среднем от 10,4 до 11,2 т/сут. В последующие годы, в связи с ухудшением геолого-физических характеристик пластов в интенсифицируемых скважинах, эффективность проводимых ГТМ снижалась, достигнув минимума в 2014 г., когда средний прирост дебита нефти составил 3,1 т/сут (по 50 скв.-опер.). Снижение эффективности в этот период связано с активным проведением ГТМ на низкопродуктивном башкирском объекте в рамках реализации комплексного проекта интенсификации и повышения нефтеотдачи пластов БелНИПИнефть (2013-2014 гг.). После завершения работ в рамках комплексного проекта, средний прирост от проводимых ГТМ стабилизировался в пределах от 4,1 до 4,8 т/сут.

4. 1   2   3   4   5   6   7   8   9

---

Расчет основных характеристик, методов увеличения дебитов скважин

Для расчета основных характеристик выбран метод кислотных обработок.

Расчет кислотных обработок на скважинах 816, 1178, 1185 Павловского месторождения произведен по технологическому режиму работы добывающих скважин на октябрь 2022 Павловского месторождения (Приложение Б).

1. Выбираем кислоту и норму расхода

Солянокислотная обработка скважины основана на взаимодействие соляной кислоты с породами сложенными известняками и доломитами, и способности растворять их, а также растворять карбонатный цемент в песчаных пластах.

2HCl+CaCO₂=CaCl+H₂O+CO₂

При взаимодействии с доломитами

4HCl+CaMg(CO₃)₂ = CaCl₂+MgCl₂+2H₂O+CO₂

Солянокислотную обработку при забойной зоне применяют на пластах сложенных песчаниками имеющими карбонатный цемент. Хлористый кальций и хлористый магний, соли хорошо растворимы в воде. Это носители кислоты и легко удаляются из скважины. А при давлении 7,6 МПа растворяются в той же воде.

Для обработки используют синтетическую соляную кислоту марки Б ГОСТ 857-78, имеющую концентрацию 31,5 % и наименьшее количество примесей. Концентрацию раствора выбирают в зависимости от проницаемости и пластового давления, и она равна 8%. Характеристика соляной кислоты приведена в таблице 10.

Талица 11. Характеристика марок соляной кислоты

Наименование	Нормы, обусловленные стандартом
Содержание соляной кислоты, %	35	31,5
Содержание плавиковой кислоты, %	-	-
Содержание серной кислоты, %	Не более 0,005	Не более 0,005
Содержание железа, %	Не более 0,015	Не более 0,015

Рекомендуемая концентрация раствора соляной кислоты и нормы ее расхода в зависимости от характеристики пласта представлена в таблице 11.

Таблица 12. Характеристика пласта и нормы расхода соляной кислоты

Характеристика пласта	HCL,%	Нормы расхода м3/м
Для карбонатной породы с высокой проницаемостью при низком пластовом давлении	10-12	1,0-1,5
Для карбонатной породы с низкой проницаемостью при высоком пластовом давлении	15-12	0,5-0,6
Для песчаников с карбонатным цементом, при средних показателях проницаемости и пластового давления	8-10	0,8-1,0

---