Файл: 1. 1 Краткая характеристика района деятельности нгду "Арланнефть".rtf
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 09.02.2024
Просмотров: 56
Скачиваний: 0
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
-готовят гелеобразующий раствор путем смешивания всех компонентов по схеме, описанной ранее, и заливают его в автоцистерны;
-приготовленные растворы доставляют на скважину автоцистернами и закачивают в скважину насосными агрегатами.
Последовательность работ по закачке гелеобразующих композиций на основе жидкого стекла и соляной кислоты зависит от существующего оборудования. Указанная последовательность состоит в следующем:
1. Уточняется необходимый объем раствора для закачки в скважину, исходя из закачки 10—20 м3 гелеобразующего состава на 1 м перфорированной толщины продуктивных пластов. Устанавливают строго фиксированное поступление в специальные емкости пресной воды, жидкого стекла и полиакриламида. В течение суток производится тщательное перемешивание данного состава реагентов.
2. В специальной емкости готовится водный раствор соляной кислоты в заданной концентрации в пресной воде.
3. После лабораторного определения правильности концентраций раствора соляной кислоты и жидкого стекла осуществляется смешивание их в специальных емкостях.
4. Ведется интенсивное перемешивание растворов реагентов, составляющих гелеобразующей композиции, в передвижной лаборатории проверяются основные параметры ее и доводятся до расчетных.
Работы по закачиванию гелеобразующего раствора в скважину выполняются в следующей последовательности:
1. Вначале определяют приемистость скважины при закачке воды насосами КНС в течение 3—4 сут, затем закачивается оторочка пресной воды в объеме 15—20 м3 с целью предотвращения образования геля в стволе скважины. Скважина после этого закрывается.
2. Приготовленные на установке гелеобразующие растворы доставляются на скважину и закачиваются при максимально возможных расходах и давлении. В случае повышения давления над обычным давлением нагнетания скорость закачивания уменьшается и нагнетание раствора продолжают до завершения.
3. После закачки всего расчетного объема гелеобразующего состава в скважину закачивается оторочка пресной воды в количестве 15—20 м3, и скважину закрывают на 3—4 сут для гелеобразования.
4. На время закачки и формирования геля в призабойной зоне водонагнетательной скважины останавливаются на 2 сут и реагирующие добывающие скважины.
5. По истечении времени формирования геля нагнетательную и добывающие скважины пускают в работу.
3.4.8 Эффективность внедрения МУН в НГДУ «Арланнефть»
Практика внедрения осадкогелеобразующих технологий по НГДУ «Арланнефть» подтвердила их высокую эффективность. В промышленном внедрении и на стадии опытно-промысловых испытаний в настоящее время находится около 10 различных ОГОТ и их модификаций.
Технологическая и экономическая эффективности от воздействия на пласты различными ОГОТ определялись по технологиям в отдельности таблица 3.6. Целью такого дифференцированного подхода являются:
- оценка дополнительной добычи нефти, прибыли и затрат по воздействию;
- расчет удельных технологических и экономических показателей по каждому методу воздействия для возможности прогнозирования эффективности воздействия и экономических затрат, а также для сопоставления анализа эффективности различных технологий.
Таким образом, при анализе технико-экономических показателей внедрения ОГОТ рассматривается целый комплекс показателей, повышающий надежности достоверность оценки эффекта.
3.4.9 Анализ эффективности воздействие на пласт гелевым составом на основе водоограничительного материала «Силином ВН-М»
Технология предназначена для увеличения нефтеотдачи пласта, разрабатываемого с применением заводнения, и может быть эффективна для комплексной обработки как нагнетательных, так и высокообводненных добывающих скважин. Эффективность метода основана на том, что в процессе выдержки в пласте водный раствор силинома коагулирует в обводненной зоне вследствие диффузии ионов кальция и магния из пластовой воды и закупоривает проводящие каналы в этой зоне. Селективность метода позволяет проводить работы без предварительного определения интервалов поступления воды и разобщения нефтенасыщенной и обводненной частей пласта в стволе скважины.
В 2007 году данной технологией было охвачено семь нагнетательных скважин: 2291, 7167, 2667, 2677, 2651, 7015, 2675 расположенных на
Саузбашевеком месторождении и скважина 508 на Арланском месторождениях. В 2008 году было обработано семь скважин Саузбашевского месторождения.
В таблице 3.7.1 приведены сведения об обработке водоограничительным материалом «Силином ВН-М» и характеристика нагнетательных скважин и связанных с ними добывающих скважин.
Скважина 508 обрабатывалась раствором «Силинома ВН-М» при помощи агрегата ЦА-320 и автоцистерн. Рабочий раствор закачивался с устья скважины.
В остальные скважины раствор силинома нагнетался по водоводам БКНС-16 установкойпо приготовлению и закачке химкомпозиций.
Рабочий раствор для обработок скважин готовили на установке по приготовлению химических композиций при БКНС-16.
При анализе проведенных работ использовались методики, принятые в отрасли и рекомендованные для поздней стадии разработки месторождений, а также результаты гидродинамических исследований нагнетательных скважин, промысловая информация по добывающим и нагнетательным скважинам.
Из сопоставления эксплуатационных показателей работы участков до и после обработки следует, что анализируемых нефтяных скважин добыча нефти увеличилась после применения технологии в 2007г. по 66%, в 2008г. по 39% скважин, добыча жидкости уменьшилась в 2007г. по 27%, в 2008г. по 58% скважин, обводненность снизилась в 2007г. по 57%, в 2008г. по 42% скважин.
Показатели эксплуатации нагнетательных скважин представлены в таблице 3.7.2.
Показатели разработки очага 508 представлены в таблице 3.7.3 и на рисунке 3.7.1. Из рисунка видно, что после обработки при возросших объемах закачки возросли добыча жидкости и нефти, а обводненность снизилась.
В таблице 3.7.4 приведены результаты дополнительной добычи нефти и сокращения объемов попутно-добываемой воды. В 2007г. дополнительная добыча составила 5,2тыс.т. сокращение попутно добываемой воды - 105,2тыс.т. В 2008г. дополнительная добыча составила 3,0тыс.т., сокращение ПДВ-32,4тыс.т.
Всего за все время внедрения технологии дополнительная добыча нефти составила 20,3тыс.т., сокращение ПДВ составило 393,6тыс.т.
Данная технология воздействия на пласт является одной из малозатратных и доступных, технологична в осенне-зимний период. Рекомендуется для дальнейшего применения.
3.4.10 Анализ эффективности комплексных осадко-гелеобразующих растворов (КОГОР)
КОГОР - комплексная технология, основанная на совместном применении многокомпонентных осадкообразующих реагентов с наполнителями.
Технология КОГОР базируется на широком наборе доступных и проверенных осадкообразующих реагентов, позволяющем получать композиции с различной закупоривающей способностью.
Целью работ является интенсификация добычи нефти, увеличение нефтеотдачи и уменьшение отборов попутно добываемой воды, на участках залежей, находящихся на поздней стадии разработки.
В 2007 году для воздействия на пласт по данной технологии были отобраны 3 нагнетательные скважины: 353; 7788 и 584*Арланской пощади.
Воздействие на пласт осуществлялось путем последовательной подачи в нагнетательные скважины оторочек: а) глинистый раствор; б) смеси глинистого раствора,
жидкого стекла и пресной воды; в) глинистый раствор; г) алюмохлорид; д) пресная вода.
Закачка осуществляется агрегатами типа ЦА-320.
В нагнетательных скважинах перфорированы II, III, VI пласты ТТНК, перфорационная толщина которых колеблется от 6 до 17,2 м. Приемистость нагнетательных скважин к началу воздействия составляла 330 - 860м³/сут. при давлении закачки 6,0 - 12,0 МПа.
Сведения об обработках представлены в таблице 3.7.6
На 1м обрабатываемой толщины пласта израсходовано от 1,3 до 3,8м³ КОГОРа. При внедрении технологии было израсходовано всего 85,7т реагентов, из них 34,2т глинистого раствора, 26т жидкого стекла, 25,5т алюмохлорида. Удельный расход составляет от 1,7 до 4,8т на 1м толщины перфорированного пласта.
В таблице 3.7.8 приведены результаты исследования нагнетательных скважин №7788 и 353 методом падения давления. По скважине 353 отмечается снижение на 50% значений гидропроводности, коэффициентов проницаемости и пьезопроводности.В 2007г. дополнительная добыча нефти составила 3,1тыс.т, сокращение попутно добываемой воды 75,4тыс.т. В 2008 году за счет обработок прошлых лет дополнительная добыча нефти составила 3,8 тыс.т, сокращение попутно добываемой воды 112,8тыс.т. Всего с начала воздействия дополнительная добыча нефти составила 26,9тыс.т„ сокращение попутно добываемой воды 709,1тыс.т.
Проведенные работы показали более низкую эффективность обработок по технологии КОГОР по сравнению с другими технологиями повышения нефтеотдачи пласта (СЩР,СЩВМ, ЩПР, и др.). Вместе с тем, технология КОГОР имеет большую трудоемкость приготовления и закачки растворов из-за большего количества присутствующих в технологии реагентов. Поэтому в 2008 году обработки нагнетательных скважин по данной технологии не проводились. Тем не менее комплексные осадко-гелеобразующие растворы сыграли не маловажную роль в разработке Арланского месторождения.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Высокие темпы добычи нефти с применением заводнения на месторождениях НГДУ «Арланнефть», сложные геолого-физические особенности разрабатываемых объектов приводят к прогрессирующему обводнению добываемой продукции скважин. Несмотря на значительные запасы нефти, многие нефтяные месторождения вступили в позднюю завершающую стадию разработки, средняя обводненность превышает 90 %, большинство остаточных запасов являются трудноизвлекаемыми.
Анализ результатов разработки нефтяных месторождений и проведенных исследований показывает, что при обычном заводнении и благоприятных условиях разработки конечный КИН на ряде крупных месторождений не превышает 50-55%. В указанных условиях важнейшей задачей является повышение конечной нефтеотдачи разрабатываемых пластов и сокращение объемов попутно добываемой воды на основе применения эффективных для конкретных залежей методов.
