Файл: Литература по теме работы геологотехнологические данные по рассматриваемому объекту.docx

2.2 Анализ и описание применяемых технологий МУН на анализируемом объекте.

На месторождениях ПАО «Татнефть» испытывается и внедряется широкий спектр технологий воздействия на пласт практически по всем известным нефтяной науке направлениям, охватывающих гидродинамические, физические, химические, газовые, тепловые, микробиологические методы и осуществляемых с использованием нагнетательных и добывающих скважин.

На месторождении с целью стимуляции работы скважин применяются технологии, в основе своей имеющие кислотные составы. Так, основной объем мероприятий в данной группе производился по технологии кислотного состава медленного действия (КСМД), обработке поверхностно-активным кислотным составом (ПАКС), гидрокислотному разрыву пласта (ГКРП), циклической направленной солянокислотной обработке (ЦНСКО).

Наиболее представленной технологией является циклическая направленная солянокислотная обработка, всего было произведено 18 скважино-операций. В результате проведения данной технологии на месторождении дополнительно удалось добыть более 5,8 тыс. т нефти. Технология направлена на увеличение диаметра скважины - создание забойных каверн-накопителей. Эта технология предусматривает временное блокирование всех дренированных (работающих) зон и участков пласта. В качестве блокирующего материала используется вязкая обратная эмульсия. Закачка обратной эмульсии и соляной кислоты производится циклами.

Наиболее эффективной, судя по показателю текущей средней дополнительной добычи нефти на одну скважино-операцию, является технология КГРП. По состоянию на 01.01.2016 года эффект от ряда мероприятий еще не закрыт, и в среднем составляет 1,9 тыс. т.

Из группы технологий водоограничения в последнее время широко применяется технология высокопрочных полимерных систем (ВПСД). В ходе проведения 22 обработок дополнительно удалось добыть 25,9 тыс. т нефти. Средняя дополнительная добыча нефти 1,2 тыс. т.

Механизм действия ВПСД основан на создании в призабойной зоне пласта, обладающих высокой сдвиговой прочностью стабильных гелей на основе полимеров различного происхождения и индукторов гелеобразования, блокирующих водопроявляющие интервалы пласта

---

, следствием чего является уменьшение (стабилизация) притока воды в добывающую скважину. Гелеобразующий состав может закрепляться закачкой тампонирующих составов на основе цемента или карбамидоформальдегидной смолы [22].

Технология применяется как в терригенных, так и в карбонатных коллекторах, которые должны характеризоваться следующими параметрами: дебит жидкости не менее 10 м³/сут; обводненность не более 99 %; нефтенасыщенная толщина пласта (пластов), вскрытого перфорацией не менее 3 м; температура пласта от 15 ^оС до 90 ^оС.

Объемы применения различных МУН в нагнетательных скважинах и их эффективность представлены в таблице 2.2.1.



Рисунок 2.2.1 - Распределение показателей по объектам разработки (нагнетательные скважины)

Всего на месторождении с целью повышения нефтеотдачи пластов провели 83 мероприятия. При этом дополнительная добыча нефти составила 310 тыс. т нефти.

На рисунке 2.2.2 показано распределение количества мероприятий в нагнетательных скважинах и дополнительной добычи нефти по группам методов. Видно, что половина мероприятий (47 %) в нагнетательных скважинах производится с целью попотокоотклонения. В результате 39 скважино-операций дополнительно удалось добыть 150 тыс. т нефти. Одна пятая часть мероприятий производится с целью химической ОПЗ. За счет применения данной группы технологий дополнительно было получено около 24,3 тыс. т нефти. За счет создания оторочки с целью увеличения коэффициентов охвата и вытеснения добыто 95 тыс. т нефти, за счет выравнивания профиля приемистости – около 34 тыс. т, прочих методов – 6 тыс. т.

Из группы методов потокоотклонения на месторождении опробовано 10 технологий, две из которых в последние годы ‑ закачка высокопрочной сшитой композиции (ВПСК) и низкоконцентрированного полимера (НКПС). Средняя текущая дополнительная добыча нефти на 01.01.2016 года составляет 2033 т и 2330 т соответственно, однако на анализируемую дату эффект от мероприятий продолжается, что позволяет надеяться на получение более высоких результатов.



Рисунок 2.2.2 – Распределение показателей по группам методов (нагнетательные скважины).

---

Наибольшее количество мероприятий произведено по технологии закачки сшитых полимерных систем (СПС). В ходе проведения 13 скважино-операций текущая средняя дополнительная добыча нефти 4381 т на одну скважино-обработку.

Суть технологии закачки сшитых полимерных систем (СПС) заключается в добавке к раствору ПАА небольшого количества (сотые доли процента) сшивающего агента, под действием которого происходит структурирование макромолекул полимера. Медленно сшивающиеся композиции "полимер-сшиватель", проникая вглубь высокопроницаемых зон на значительные расстояния, эффективно регулируют распределение потоков в пластах даже при наличии гидродинамической связи между пропластками. В качестве сшивающего агента используется ацетат хрома.

Также значительным количеством обработок характеризуется технология закачки щелочно-полимерной композиции (ЩПК). Так, было проведено 8 обработок и средний удельный эффект равен 4847 т.

С целью выравнивания профиля приемистости неоднородного по проницаемости пласта произведено 9 сважино-операций по трем технологиям. В последние годы из данной группы технологий применяется только закачка биополимера "Ксантан". За счет проведения семи обработок получено более 30,2 тыс. т нефти.

Суть технологии закачки Ксантана является полное или частичное блокирование промытых водой высокопроницаемых зон коллектора растворами ксантановых биополимеров с индукторами гелеобразования. Благодаря регулируемой вязкости гелеобразующий состав проникает в высокопроницаемые, промытые зоны и выводит их из разработки, перераспределяя потоки пластовых флюидов в менее проницаемые зоны, обеспечивая более полное извлечение нефти из неохваченных воздействием пропластков.

По остальным группам технологий, применяемых в нагнетательных скважинах, произведено по 1-4 скважино-обработки, в сумме добыто менее 41 % от объема дополнительно добытой нефти за счет обработок нагнетательных скважин.

Рассмотрев проведенные геолого-технические мероприятия, можно сделать вывод о том, что основная часть технологий, применяемых на месторождении, эффективна. За срок разработки на месторождении осуществлен большой объем мероприятий, направленных на отклонение потока закачиваемой воды в нагнетательных скважинах. Большинство из них основано на создании в пласте неподвижного экрана, который блокирует промытые зоны в ближайшей окрестности нагнетательной скважины (технологии ЩПК, СПС и др.).

---

---

2.3 Характеристика и описание технологического процесса реализации анализируемого МУН.

Применение технологии ВПСК позволяет решать следующие за-
дачи регулирования заводнения: выравнивание профиля приемистости; увеличения коэффициента нефтеотдачи, текущей добычи нефти и снижения (стабилизации) обводненности добываемой продукции за счет потокооткло-няющих свойств композиционного состава; блокирование промытых зон и трещин; ликвидация (ограничение) ухода закачиваемой воды в смежные пла-сты; ограничение приемистости скважин».

Технология ВПСК реализуется путём закачки в пласт композиции,
включающей полимер, индукторы гелеобразования и армирующие волокна.
Применение армирующих гели волокон позволяет увеличить эффективность работ при реализации технологического процесса (ТГ) в высокопроницае-мых и трещинных коллекторах».

Армирование полимерной композиции позволяет в значительной сте-
пени снизить основные недостатки сшитых полимерных систем: недостаточную прочность при растяжении, улучшить способность воспринимать ударные и знакопеременные (инерционные) воздействия. Основная роль химиче-ского волокна заключается в том, что оно воспринимает растягивающие напряжения и придаёт гелю дополнительную эластичность.
В целом эффективная работа армирующего волокна в полимерных
композициях определяется как минимум тремя факторами:
- физико-механическими характеристиками волокон;
- адгезией полимерной композиции к их поверхности;
- долговечностью материала волокон в агрессивной среде пластовых флюидов.

В качестве армирующих материалов применяются:
- базальтовая фибра (фибра базальтовая). Короткие отрезки базальтово-
го волокна длиной 3-6 мм покрытые водосовместимым замасливателем;
- волокно строительное микроармирующее (ВСМ) или ВСМ с буровым модифицирующим компонентом (ВСМ-БМК) - синтетическое волокно (фиб-ра), длиной 6 мм, диаметром 13-20 мкм, высокогидрофильное, хорошо дис-пергируемое.

---