Методы увеличения нефтеотдачи

     Таблица 6 – Техническая характеристика ГДИ 

Тип прибора	Измеря-емое давление, МПа	Предел измерения  температур, К	Порог чувствите-льности	Максима-льная  частота измер-ения, с-1	Объем памяти прибора, тыс.точек	Макси-мальная  продо-лжительность автоно-мной работы, сут	Диа-метр, мм	Длина, мм	Масс, кг
МТГ-25	6,16,25,40,60,100	273-373	0,003	1	114,5	900	25/28	950	2,8/3,6
МТГ– 20 М	6,16,25,40,60,100	273-393	0,005	256	544	1800	25/28	530	1,5/2,0
МТГ-20 ММ	6,16,25,40,60,100	273-393	0,005	256	544	600	22/25	250/260	0,3/0,45
МТГ -20МТ	6,16,25,40,60,100	273-393	0,002	256	544	1800	25/28	1180	3,2/4,0
МТГ-20МУ	6,16,25,40,60,100	273-393	0,005	256	544	600	22	240	0,3
МТГ-20ТУ	6,16,25,40,60,100	273-393	0,002	256	1088	600	22	270	0,35

 

     Таблица 7 – Результаты обработки

Показатели	КВД
	первая	вторая	третья
Пластовое давление, МПА	93,8	94,1	94,6
Проницаемость, 10-3 мкм2	10,3	10,8	9,7
Горизонтальный  скин-фактор	-0,32	-0,61	0,002
Вертикальная  проницаемость, 10-3 мкм2	0,7	1,2	0,5
Площадь дренирования, км2	0,11	0,12	0,11
Длина скважины, м	120	120	120

 

     Вид кривых падения (КПД) и восстановления (КВД) пластового давления, полученных разными глубинными приборами, практически одинаков (визуально), так как приборы МТГ-20 расположены по горизонтальной части ствола на одинаковом расстоянии друг от друга. КВД обрабатывались методом палеток. Результаты обработки приведены в таблице 7. 

     2.6 Выбор оборудования и приборов  исследования скважин и пластов 

     Важнейшей научно-технической задачей в области разработки Арланского нефтяного месторождения в поздний период его эксплуатации является обеспечение более полной выработки запасов нефти путем внедрения новых методов увеличения нефтеотдачи пластов (МУН).

     Согласно перспективной программе повышения нефтеотдачи пластов по АНК «Башнефть» и, в частности, крупнейшего Арланского месторождения, намечено резкое увеличение объемов применения МУН в последующие годы. Выполнение запланированных мероприятий по масштабному внедрению МУН может быть осуществлено с применением необходимых технических средств по приготовлению и закачиванию композиций химреагентов в пласт одновременной обработкой участка или залежи с КНC. Существующие способы обработки реагентами одиночных скважин бригадами КРС являются довольно трудоемкими и связаны с невысокой производительностью труда.

     В работе представлены основные результаты исследований по техническому усовершенствованию технологического процесса приготовления и закачивания композиций химреагентов в пласт путем одновременной обработки всего опытного участка объемными оторочками растворов.

     Требования  к скважинам и опытным участкам, выбранным для закачивания осадко- и гелеобразующих составов, можно сформулировать исходя из геолого-физических, технологических и технических соображений, учитывающих механизм движения охвата пласта воздействием, состояние и особенности выработки неоднородного пласта при заводнении, техническое состояние нагнетательных скважин и наличие современного технологического оборудования для приготовления и закачивания химических композиций.

     С учетом приведенных требований очередным  участком для воздействия на пласт были выбраны залежи нефти терригенной толщи нижнего карбона (ТТНК) Арланской площади (III эксплуатационный участок) в районе БКНС-19.. Очаговая нагнетательная скв. 459 образует двухточечный, скв. 7158- трехточечный, скв. 7301-четырехточечный, а скв. 7299-шеститочечный элемент воздействия на пласт. Основные продуктивные горизонты приурочены к терригенной толще нижнего карбона и залегают в среднем, на глубине 1250-1400 м. За исключением нагнетательных

скв. 459, 7301 и ряда добывающих скважин, повсеместно  вскрыт перфорацией пласт Си, песчаники которого развиты и выдержаны по толщине на всей площади участка. Толщина пласта Си колеблется от 1,2 до 12,2 м. Средние величины пористости составляют 22%, проницаемости -0,5мкм². Коллекторы пласта С_V расположены во внутреннем контуре нефтеносности. В очаговых нагнетательных скв. 459, 7301 и ряда добывающих скважинах (517,481, 853) вскрыт мощный пласт C_VI, толщина которого колеблется от 8 до 14„6м.

     Комплексный анализ геолого-физической характеристики и особенностей строения пластов, состояния выработки, особенностей литологической и гидродинамической связи между пластами и скважинами подтвердили правильность выбора участка для закачивания осадкообразующих составов.

   Обобщение показателей разработки участка  показало, что приемистость нагнетательных скважин находится в пределах 220-1200 м³/сут., добывающие скважины обводнены на 90-96%, при дебитах 100-600м³/сут. на скважину. Продуктивные пласты высоко дренируемые: степень извлекаемых превысила 70%, что еще раз свидетельствует о целесообразности проведения мероприятий по регулированию фильтрационных потоков в пластах, вовлечение в разработку слабодренируемых зон пласта путем воздействия водо-изолирующим составом.

     Для реализации апробированной технологии воздействия на пласты (СЩР) предложены и внедрены в производство оригинальные технические решения по приготовлению и закачиванию большеобъемных осадкообразующих композиций реагентов в водона-гнетательные скважины.

     В настоящее время испытывается острый дефицит специальной техники (автоцистерны, кислотовозы, задавочные агрегаты) и отсутствие передвижных блочных установок. В результате охват нагнетательных и добывающих скважин воздействием остается небольшим, что снижает эффективность извлечения нефти существующими методами повышения нефтеотдачи пластов. В настоящее время в АУДНГ для повышения нефтеотдачи пластов построены станционарные установки по приготовлению и закачиванию химических композиций при КНС-9, КНС-13 и БКНС-19. В отдельных случаях, готовые химические растворы автоцистернами доставляются на устье нагнетательных скважин и с помощью насосных агрегатов закачиваются в скважины.

     С целью улучшения условий труда  и безусловного соблюдения требований охраны труда и техники безопасности, предложен налив   химических композиций в автоцистерны осуществлять с помощью устройства загрузки автоцистерн химическими композициями, которые включают в себя:

• Площадку обслуживания на высоте 3 м.
• Маршевую лестницу.
• Поворотный загрузочный шланг.

- Выход на растворовоз.

      Потокоотклоняющие технологии на основе осадкогелеобразующих реагентов эффективны в высокообводненных многопластовых объектах. Достигается снижение содержания попутно добываемой воды в продукции нефтяных скважин, что уменьшает расход электроэнергии, деэмульгаторов и энергоносителей, используемых для подготовки нефти на технологических установках.

      Проведенные испытания подтвердили достаточно высокую технологическую надежность всех узлов блочной установки по приготовлению и закачиванию химических композиций при БКНС-19 и позволяет рекомендовать её изготовление в заводских условия для широкого использования на нефтепромыслах АНК «Башнефть».

            Для расширения масштабов работ по применению осадкогелеоразующих технологий необходимо решить также, вопросы разработки и изготовления передвижных блочных установок для приготовления и закачивания больших объёмов композиций в скважины и производства морозоустойчивых реагентов для круглогодичной работы на объектах воздействия. 

     2.7 Расчет фильтрационных параметров  пласта  
 
 

     Определение коэффициента гидродинамического совершенства скважин 

     Исходные  данные: 

     μ – вязкость жидкости;

     ΔР  – снижения давления после закрытия скважины, МПа;

     Rпр – приведенный радиус;

     h – толщина пласта;

     к – коэффициент пьезопроводности;

                  

     Значения  этих величин следующие:

       μ – 1,8 МПа*С;

       n = 90;

       L’ = 4,5 см;

            d’ = 1,3 см;

       ΔР = 0,3 МПа;

       Rк = 1550 м;

       r_c = 0,141 м;

       z = 20 м;

       h = 23,4 м;

                                      

                                    н = n/h = 90/23.4 = 3.84                                                       (2.7.1) 

                                    L = L’/P = 4,5/0,28 = 0,16                                                    (2.7.2) 

                                    L’ = d’/P = 1.3/0.28 = 0.04                                                   (2.7.3)

                                                                                

                                    R = 2/h = 20*100/23.4 = 85 %                                             (2.7.4) 

                                    L = h/P = 23.4/0.28                                                               (2.7.5) 

     Суммарный поправочный коэффициент несовершенств  скважины:

                                  с = с₁ = с₂ = 17,5+0,7=18,2                                                    (2.7.6) 

     Действительный  дебит:

               Q = 2π∙k∙h∙ΔP/μ(2,3 ln R_k/r_c) =            (2.7.7)

     Коэффициент совершенства вскрытия: