Повышение эффективности разработки карбонатных коллекторов Карсовайского месторождения

Для сопоставления проектных и фактических показателей разработки были использованы показатели, утвержденные в проекте пробной эксплуатации (период 2007-2008 г.г.) и технологической схеме разработки (период 2009-2011 г.г.).

Основным объектом месторождения, является верейско-башкирский объект, разрабатываемый собственной сеткой скважин, который так же является основным, по входной добыче нефти и жидкости (89 % накопленной добычи нефти, от суммарной добычи нефти по месторождению в целом). Касимовско-мячковско-подоло-кашисркий объект - объект приобщения. Поэтому, изменение или отклонение от проектных показателей разработки связанно с верейско-башкирским объектом.

Проектные решения по бурению 12-ти новых скважин в 2007-2008 г.г. в соответствии с проектом пробной эксплуатации были выполнены, но следует отметить, что по новым скважинам были получены дебиты ниже запроектированных в 2007 году в 4,4 раза, в 2008 - в 1,3 раза. В результате чего, фактические показатели разработки в данный период, значительно ниже запроектированных. В 2007 году добыча нефти на 54 %, а в 2008 году на 48 % ниже проектного уровня. В соответствии, с проектом пробной эксплуатации добыча нефти из пластов касимовско-мячковско-подоло-каширского объекта не предполагалась, таким образом фактическое отклонение уровней добычи нефти в анализируемый период значительно, более чем в три раза. Годовая добыча жидкости в эти годы, так же, ниже проектного уровня, более чем на 50%. Накопленные показатели в 2007 незначительно ниже запроектированных, но уже к 2008 г. отклонение по накопленной добыче нефти и жидкости составило более 20 %. Действующий фонд добывающих скважин в описываемый период соответствует или выше запроектированного. Таким образом, в период пробной эксплуатации месторождения с 2007 по 2008 г. включительно, отставание от проектных уровней добычи нефти связанно с низкими дебитами по новым скважинам.

В значительной степени это связано с неподтверждением геологического строения эксплуатационных объектов принятого в подсчете запасов 2003 года. По результатам бурения новых скважин по данным ГИС наблюдается уменьшение прогнозных нефтенасыщенных толщин и увеличение газонасыщенных, что обусловлено наибольшим распространением газовых шапок, чем прогнозировалось на начальном этапе оценки геологического строения (рис.5-6). В районе скважины 1443, по верейским и башкирским залежам прогнозировалось, отсутствие газовой шапки, фактически же, верейские пласты насыщенны газом. Кроме того, практически все скважины, пробуренные в 2007 г. работали с большим газовым фактором, в результате чего из скважин 1, 2, 5, 6 пробурены боковые горизонтальные стволы.

В период с 2009 г. по 2011 г. фактические уровни добычи нефти и жидкости, в целом на уровне запроектированных (до 10 %). В 2009 году в сравнении с Технологической схемой разработки фактические годовые и накопленные показатели разработки по месторождению незначительно выше проектных, за счет большего дебита нефти вновь вводимых скважин, меньшего падения добычи нефти и ввода трех БННС (годовая добыча нефти: проект - 86,9 тыс.т, факт - 91,3 тыс.т, жидкости: проект - 93,8 тыс.т, факт - 98,8 тыс.т).

Рис.5 - Сравнение средней нефтенасыщенной толщины объектов разработки

Рис.6 - Сравнение средней газонасыщенной толщины объектов разработки

Таблица 8

Сопоставление утвержденных и фактических показателей разработки Карсовайского месторождения в целом



Рис.7 - Сопоставление утвержденных и фактических показателей по месторождению в целомВ 2010 и 2011 г.г. фактические уровни добычи нефти ниже проектных на 7,2 % и 3,7 %

Что связанно с меньшим количеством дней работы новых скважин и меньшей добычей нефти из них. Так же стоит отметить, рост обводнения в описываемый период, связанный с увеличением обводненности по переходящему фонду, в среднем до 20 % и вводом 3 высоко-обводненных, продуктивных скважин, за счет чего среднегодовая обводненность продукции увеличилась до 48,5 %. Рост обводнения по новым скважинам в основном связан с более сложным геологическим строением (с высокой расчлененностью залежей нефти и непосредственной близостью водоносных пропластков).

За 2011 год по месторождению добыто 174,1 тыс. т нефти (темп отбора от НИЗ 1,38 %), 286,7 тыс. т жидкости, в пласты закачано 104,9 тыс. м3 воды.

Подробнее сравнение утвержденных и фактических показателей разработки по объектам рассмотрено ниже.

Сопоставление утвержденных и фактических показателей по месторождению представлено в табл.8 и на рис.7.

2.2.2 Технико-эксплуатационная характеристика фонда скважин, анализ состояния фонда скважин

По состоянию на 01.01.2012 г. на месторождении пробурено 79 скважин (из них 9 из поисково-разведочного бурения, скважины: 1432, 1434, 1436, 1439, 1441, 1442, 1443, 385R, 401П), в том числе, согласно проектному назначению, 45 добывающих, 25 нагнетательных.

Состояние реализации проектного фонда скважин на 01.01.2012 г. приведено в табл.9.

Характеристика пробуренного фонда скважин по объектам месторождения и в целом представлена в табл.10.

Все пробуренные скважины, являются проектными верейско-башкирского объекта, и практически все скважины изначально работали на данном объекте, кроме скважин 14, 67, 82, 84. Скважина 82, на текущий момент возвращена на объект в 2010 г. Скважина 67 - переведена на касимовско-мячковско-подоло-каширский объект с целью оценки продуктивности залежи. Скважины 14 и 84 переведенны в результате низкой успешности бурения непосредственно на объект назначения.

На дату анализа всего в действующем добывающем фонде числится 69 скважин, 63 на верейско-башкисрком объекте и 6 переведенных на вышележащий объект. Одна скважина 401П числится в бездействии на верейско-башкирском объекте, в ожидании освоения - скважина Хомяковской структуры. Одна скважина 385R на касимовско-мячковско-подоло-каширском объекте - в консервации. В нагнетательном фонде числится девять скважин, все под закачкой и на верейско-башкирском объекте.

Действующие добывающие скважины на месторождении оборудованы в основном ШГН - 65 скважин, и 3 ЭЦН. Диапазон дебитов скважин на 01.01.2012 .г по нефти - от 0,8 до 28,4 т/сут, по жидкости - от 1 до 112,3 т/сут. Средний дебит скважин по нефти 9,0 т/сут, по жидкости 14,4 т/сут.

За 2009 - 2011 г.г. проанализировано выполнение программы ввода новых проектных скважин:

- в 2009 г. введено 13 добывающих скважин, при запроектированном количестве - 12;

- в 2010 г. пробурено на четыре скважины больше, одна скважина введена из специального фонда;

- в 2011 г. на обоих объектах было введено 28 скважин, при запроектированном количестве - 25;

Таким образом, следует отметить, полномасштабное бурение верейско-башкирского объекта собственной сеткой скважин, с небольшим опережением бурения. Разработка касимовско-мячковско-подоло-каширского объекта ведется единичными скважинами возвратного фонда. Основные проектные решения по вводу новых скважин на объекты выполняется. Проектный эксплуатационный фонд реализован на 23 % (категория С1+С2).

Таблица 9

Состояние реализации проектного фонда скважин на 01.01.2012 г.

№ п/п	Категория фонда	Эксплуатацион-ное бурени	Приобщение объекта с помощь ОРЭ, ОРЗ
		Вр+Бш	Кас+Мч+Пд+Кш
1	Утвержденный фонд, всего	351	220**
	в том числе:
	- добывающие	237	150**
	- нагнетательные	109	70**
	- контрольные	0	0
	- водозаборные	5	0
	- поглощающие	0	0
2	Фонд скважин на 01.01.2012 г.	79*	7*
	в том числе:
	- добывающие	63*	6
	- нагнетательные	9	0
	- контрольные	0	0
	- водозаборные	0	0
	- в консервации	0	1
3	Фонд скважин для бурения на 01.01.2012 г.
	в том числе:	272	213
	- добывающие	0	0
	- нагнетательные	174	143
	- контрольные	100	70
	- водозаборные	0	0
	- поглощающие	5	0

Таблица 10

Характеристика фонда скважин по состоянию на 01.01.2012 г.

Фонд добывающих скважин	Характеристика фонда скважин	Кол-во скважин
		Вр+Бш	Кас+Мч+Пд+Кш	Месторождение
	Пробурено	79	0	77
	в т.ч. из развед.-поисковых	9	0	0
	в т.ч. из специальных	25	0	0
	контрольные	0	0	0
	оценочные	0	0	0
	пьезометрические	0	0	0
	наблюдательные	0	0	0
	Переведено с других объектов	0	7	0
	Переведено из вспомогательных	0	0	0
	Переведено из нагнетательных	0	0	17
	Всего	63	7	69
	Действующие	62	6	68
	Фонтанные	0	0	0
	ЭЦН	3	0	3
	ШГН	59	6	65
	Бездействующие	1	0	1
	В освоении после бурения	0	0	0
	В консервации	0	1	1
	Переведены на другие объекты	6	0	0
	Переведены в нагнетательные	9	0	9
	Контрольные	0	0	0
	В ожидании ликвидации	0	0	0
	Ликвидированные	0	0	0
Фонд нагнетательных скважин	Характеристика фонда скважин	Кол-во скважин
		Вр+Бш	Кас+Мч+Пд+Кш	Месторождение
	Пробурено	0	0	25
	в т.ч. из развед.-поисковых	0	0	0
	Переведено с других объектов	0	0	0
	Переведено из добывающих	9	0	1
	в т.ч. из специальных	0	0	0
	из контрольных	0	0	0
	из оценочных	0	0	0
	из пьезометрических	0	0	0
	из наблюдательных	0	0	0
	Переведено из вспомогательных	0	0	0
	Всего	9	0	9
	Действующие	9	0	9
	Бездействующие	0	0	0
	В освоении	0	0	0
	В консервации	0	0	0
	Переведены на другие объекты	0	0	0
	В отработке на нефть	16	0	16
	Контрольные	0	0	0
	В ожидании ликвидации	0	0	0
	Ликвидированные	0	0	0

Анализ состояния фонда скважин

Верейско-башкирский объект

На 01.01.2012 г. на объект пробурено 74 добывающих и нагнетательных скважин. За период 2009-2011 г.г. согласно «Технологической схеме разработки Карсовайского месторождения» на объект было пробурено 55 скважин.

По состоянию на 01.01.2012 г. на объекте числится 63 добывающие скважины, из них одна в бездействии по причине ожидания освоения. Добыча нефти практически из всех скважин производится ШГН (56 скважин оборудованы насосами НГН-2-44, три - НГН-2-57, две скважины ЭЦН-50-2400 и одна скважина ЭЦН-80-2200). В нагнетательном фонде на объекте числятся 9 скважин, все под закачкой. Коэффициент эксплуатации добывающих скважин за декабрь 2010 года равен 0,97, коэффициент использования - 1,0.

В 2007 году обратно на объект переведена скважина 1439, работавшая до этого в период с 2000 г. по 2003 г. В 2008 г. на скважине 2 пробурен ГС. В 2009 г. проведено бурение ГС на трех скважинах объекта, а так же введена под закачку из добывающего фонда скважина 1441, согласно действующего проектного документа. Все ГС пробурены по причине высокого газового фактора, падения дебита по нефти и жидкости. В 2010 г. на объект переведена проектная скважина 82, работавшая до этого только на касимовско-мячковско-подоло-каширском объекте. В этом же году введена из бездействия высоко-обводненная скважина 1439. Под закачку из добывающего фонда введены скважины 47, 76, 1443. Так же в этом году введен боковой горизонтальный ствол в скважине 147B1 по причине высокой начальной обводненности скважины. В 2011 г. введены под закачку скважины 37, 54, 66, 69, 134. Так же стоит уделить внимание поисковой скважине 401П, находящейся в ожидании освоения. По результатам бурения данной скважины открыты залежи Хомяковской структуры, запасы нефти утверждены в 2012 году.

На дату анализа дебит нефти по скважинам изменяется от 0,8 до 28,4 т/сут, составляя в среднем 9,2 т/сут. Средний дебит жидкости составляет 11,8 т/сут, изменяясь от 1,0 до 33,7 т/сут (не были учтены три выскообводненные скважины).

Основная часть фонда скважин работает с обводненностью менее 20 %, лишь три высоко-обводненные скважины работают с долей воды более 90 %. Стоит отметить, что значительная часть фонда скважин (70 %) работает с дебитом нефти не превышающим 10 т/сут. Скважин же работающих с дебитом жидкости менее 10 т/сут более 50 %, а средний дебит нефти по данным скважинам составляет 5,6 т/сут. В целом же по 70 % фонда скважин дебит нефти не превышает 10 т/сут.

Распределение фонда скважин по дебитам нефти и жидкости в зависимости от обводненности приведено в табл.13 - 14 и на рис.8.

Таблица 11

Распределение фонда скважин верейско-башкирского объекта по дебитам нефти и обводненности по состоянию на 01.01.2012 г.

Интервал обводненности, %	Диапазон дебитов нефти, т/сут	Всего
	<1	1....10	10....20	20....35	35....60	>=60	Кол.	%
< 5	0	16	5	3	0	0	24	38,7
5 .. 20	0	14	3	3	0	0	20	32,3
20 .. 50	1	4	3	0	0	0	8	12,9
50 .. 90	0	5	2	0	0	0	7	11,3
>= 90	3	0	0	0	0	0	3	4,8
Всего	1	42	13	6	0	0	62
%	1,6	67,7	21,0	9,7	0,0	0,0		100,0

Таблица 12

Распределение фонда скважин верейско-башкирского объекта по дебитам жидкости и обводненности по состоянию на 01.01.2012 г.

Интервал обводненности, %	Диапазон дебитов жидкости, т/сут	Всего
	<5	5....10	10....20	20....35	35....60	>=60	Кол.	%
< 5	4	12	5	3	0	0	24	38,7
5 .. 20	10	4	3	3	0	0	20	32,3
20 .. 50	2	1	3	2	0	0	8	12,9
50 .. 90	1	0	2	4	0	0	7	11,3
>= 90	0	0	0	0	0	3	3	4,8
Всего	17	17	13	12	0	3	62
%	27,4	27,4	21,0	19,4	0,0	4,8		100,0

Рис.8 - Распределение фонда скважин верейско-башкирского объекта по дебитам нефти, жидкости и обводненности по состоянию на 01.01.2012 г.

На данный момент, требуется выработка мероприятий для малодебитного фонда скважин со среднесуточным дебитом по нефти менее 5 т/сут. Всего таких скважин - 21, со средним дебитом по нефти - 3 т/сут.

На начальном этапе разработки верейско-башкирского объекта Карсовайского месторождения, скважины с дебитом нефти менее 5 т/сут могут считаться как низкодебитные. Доля низкодебитных скважин начиная с 2007 г. растет, составляя к 2011 г. более 20 скважин действующего добывающего фонда. Количество скважин с дебитом нефти более 10 т/сут в период с 2008 г. по 2010 г. оставалось на одном уровне, лишь в 2011 г. наблюдается существенное увеличение дебита нефти вновь вводимых скважин, за счет ввода новых скважин. В целом же стоит отметить, рост добычи нефти из низкодебитного фонда и снижение доли добычи из высокодебитного фонда. Основной причиной падения добычи нефти из переходящих скважин, является падение добычи жидкости в результате падения пластового давления. Значительного влияния увеличения обводненности на уровни добычи нефти по объекту не наблюдается. Однако имеется группа скважин, с высокой обводненностью, по которым требуется выработка рекомендаций по изоляции водопритоков. На рис.9 представлены изменения добычи нефти. На рис.10 и рис.11 приведены гистограммы динамики количества малодебитных и высоко-обводненных скважин.

Темпы падения добычи базового фонда верейско-башкирского объекта по состоянию на 01.01.2012 г. достаточно высокие и составляют 24,4 %. Высокий темп падения обусловлен потерями из-за недостаточной компенсации отборов системой ППД на месторождении. Из общей величины потерь 92% составляют потери из-за снижения пластового давления, которые в дальнейшем сложно будет восполнить. Попытки восстановления пластового давления путем увеличения объемов закачки приведут к значительному росту обводненности при имеющемся сильно неоднородном коллекторе.

За весь срок разработки в добыче нефти из пластов объекта принимали участие 74 скважины. Накопленная добыча нефти, приходящаяся на одну скважину, пребывавшую в эксплуатации, составляет 5,9 тыс. т. В целом по объекту 9,5 % (7 скважин) добыли менее 1 тыс. т нефти на скважину, в основном это скважины пробуренные во второй половине 2011 г. и скважины переведенные под закачку на текущем объекте. Среди них так же, скважина 154 - высокообводненная и низкопродуктивная. Всего на объекте 5 скважин накопленная добыча нефти по которым превысила 20 тыс. т., это две разведочные скважины 1441, 1443 и высокопродуктивные скважины пробуренные в 2007 и 2008 г.г. (рис.12).

Рис.9 - Динамика падения суточной добычи переходящего фонда за 2011 г.

В продукции 25 скважин 2011 года сразу был получена значительная обводненность, что нехарактерно для скважин пробуренных ранее на объекте. При этом по большей части пробуренного фонда, отмечается значительное падение дебитов нефти и жидкости к концу года в результате падения пластового давления на объекте разработки.

Средний начальный дебит нефти 25 скважин, введенных в эксплуатацию в 2011 году, равен 17,5 т/сут (диапазон от 0,04 до 31,7 т/сут), при средней обводненности 12,4 % (диапазон от 1,3 до 68,9 %).

Рис.10 - Динамика количества малодебитных и высокодебитных скважин по верейско-башкирскому объекту

Рис.11 - Динамика количества малообводненных и высокообводненных скважин по верейско-башкирскому объекту

Рис.12 - Распределение скважин верейско-башкирского объекта по накопленной добыче нефти (тыс. т) по состоянию на 01.01.2012 г.

2.2.3 Анализ примененных на Карсовайском месторождении технических решений для увеличения нефтеотдачи пластов, интенсификации добычи нефти

Рациональная разработка нефтяных месторождений включает применение различных методов воздействия на пласт и призабойную зону пласта, направленных на максимально эффективное и экономически рентабельное извлечение нефти и бесперебойную работу подземного оборудования. Призабойная зона скважины (ПЗС) подвергается наиболее интенсивному воздействию различных физических, механических, гидродинамических, химических и физико-химических процессов, обусловленных извлечением жидкостей и газов из пласта или их закачкой в залежь в процессе ее разработки. Через ПЗС проходит весь объем жидкостей и газов, извлекаемых из пласта за все время его разработки. Вследствие радиального характера притока жидкости в этой зоне возникают максимальные градиенты давления и максимальные скорости движения. Фильтрационные сопротивления здесь также максимальны, что приводит к наибольшим потерям пластовой энергии. От состояния ПЗС существенно зависит текущая и суммарная добыча нефти, дебиты добывающих скважин и приемистость нагнетательных скважин. Поэтому в процессе вскрытия пласта, при бурении и последующих работах по креплению скважины, оборудованию ее забоя и т.д. очень важно не ухудшить, а сохранить естественную проницаемость пород ПЗС. Однако нередко в процессе эксплуатации скважины проницаемость пород оказывается ухудшенной по сравнению с первоначальной, естественной. Это происходит вследствие отложения в породах ПЗС глинистых частиц, смолы, асфальтенов, парафина, солей и т.д. В результате резко возрастают сопротивления фильтрации жидкости и газа, снижается дебит скважины и т.д. В таких случаях необходимо искусственное воздействие на ПЗС. Под воздействием на призабойную зону пластов предполагается комплекс осуществляемых в скважинах работ по изменению фильтрационных характеристик вскрытых пластов или физико-химических свойств насыщающих их жидкостей в непосредственной близости от скважины.

За последние пять лет на Карсовайском месторождении было проведено 42 геолого - технических мероприятия (ГТМ) на добывающих и 11 мероприятий - на нагнетательных скважинах. За анализируемый период суммарная дополнительная добыча нефти от мероприятий составила 22,1 тыс. т или 4,7 % от всей добычи по месторождению за эти годы, средний прирост дебита составил 5,1 т/сут. С учетом переходящих эффектов от ГТМ прошлых лет дополнительно добыто 57,4 тыс. т нефти или 12,3 % от общей добычи за период. Дополнительная закачка воды в результате ГТМ на нагнетательных скважинах составила 68,8 тыс. м3 (по итогам в год проведения ГТМ) со средним приростом приемистости скважин 59 м3/сут.

Динамика и структура добычи нефти в целом по месторождению за последние пять лет, с выделением дополнительно добытой за счет ГТМ, графически отображена на рис.13 и рис.14.

Рис.13 - Динамика добычи нефти и количества ГТМ

Рис.14 - Структура добычи нефти на Карсовайском месторождении

Таблица 13

Показатели эффективности ГТМ на добывающем фонде

Из графиков видно, что на стадии разбуривания месторождения при растущей базовой добыче дополнительно добытая за счет ГТМ нефть (с учетом переходящего эффекта) особого влияния на годовую добычу не оказывает.

Среди применяемых технологий отмечены: перфорационные работы, обработка призабойной зоны пласта (ОПЗ), гидроразрыв пласта (ГРП), ремонтно-изоляционные работы (РИР), ввод боковых стволов и перевод скважин на другие объекты. Динамика основных показателей эффективности ГТМ представлена на рис.15 и рис.16

Рис.15 - Динамика количества и видов ГТМ в целом по месторождению

Рис.16 - Динамика дополнительной добычи нефти по видам ГТМ

Таблица 14

Виды и показатели эффективности ГТМ на Карсовайском месторождении

По количеству лидерами являются мероприятия, связанные с перфорационными работами (23 мероприятия, что составляет 54,8 % от общего количества ГТМ), и на эти мероприятия приходится 55 % дополнительно добытой нефти. Наиболее эффективными оказались РИР (8,8 т/сут при средней эффективности ГТМ по месторождению 5,1 т/сут). Далее по эффективности идут мероприятия по вводу БС, ГРП, перфорационные работы. Низкоэффективными оказались ОПЗ и переводы на другой горизонт. Оптимизация ГНО проводилась во время выполнения других видов ГТМ, поэтому по ней эффективность и дополнительная добыча отдельно не выделены. Если анализировать ГТМ по годам, то наиболее высокоэффективным оказались перфорационные работы в 2007-2008 годах (+9,6 т/сут), ввод БС в 2008 году (+11 т/сут), РИР в 2009 году (+8,8 т/сут), ОПЗ в 2010 (+7,5 т/сут), ввод БС в 2011 году (+8,8 т/сут).

Рис.17 - Динамика удельной эффективности по видам ГТМ

2.2.4 Анализ выработки запасов нефти

Анализ выработки запасов по месторождению в целом, выполнен на запасы, числящиеся на государственном балансе. Так, на месторождении выделено три поднятия - Карсовайское, Южно-Карсовайское и Хомяковское поднятия включающие пласты верейского горизонта и башкирского яруса, рассматриваемые в качестве единого объекта разработки. Так же, на Карсовайском поднятии выделены в самостоятельный объект разработки пласты касимовского яруса и мячковского, подольского и каширского горизонтов. На указанную дату из залежей верейско-башкирского объекта добыто 527,2 тыс. т нефти, что соответствует текущему КИН 0,014 и 4,7 % отбора от НИЗ. Из залежей касимовско-мячковско-подоло-каширского объекта добыто 67,8 тыс. т. нефти, что соответствует текущему КИН 0,009 и 3,5 % от НИЗ при значении среднегодовой обводненности, равной 15,4 (таблица 15 и рис.18).

Таблица 15

Структура запасов нефти

Распределение НИЗ по объектам разработки (категория С1)	Распределение НИЗ по площадям (категория С1)
Распределение накопленной добычи нефти по пластам верейско-башкирского объекта разработки	Распределение накопленной добычи нефти по пластам касимовско-мячковско-подоло-кашисркого объекта разработки

Рис.18

2.2.5 Анализ эффективности реализуемой системы разработки

Разработка Карсовайского месторождения ведется в соответствии с «Технологической схемой разработки Карсовайского газонефтяного месторождения Удмуртской республики», составленной в 2009 году и в соответствии с «Дополнением к технологической схеме разработки Карсовайского месторождения», составленного в 2012 году. Выделено два эксплуатационных объекта - верейско-башкирский и касимовско-подоло-каширский.

Разбуривание верейско-башкирского объекта осуществляется самостоятельной сеткой скважин по обращенной семиточечной системе с расстоянием между скважинами 400 м.

Система ППД находится на начальном периоде формирования (с 2010 года). Закачка осуществляется с забором воды из специальных водозаборных скважин с водоносных пластов башкирского яруса (А4-4, А4-5) и подачей непосредственно в нагнетательные скважины.

Месторождение на первой стадии разработки. Текущее состояние разработки позволяет сделать выводы, что реализованная система разработки для геологических условий месторождения в целом эффективна и обеспечивает довольно высокие темпы разработки и нефтеотдачу. По состоянию на 01.01.2012 г. в целом по месторождению добыто 595,0 тыс. т нефти, текущий КИН 0,014, отбор от НИЗ 4,7%, накопленная добыча жидкости составила 775,9 тыс.т, накопленная закачка составляет 195,1 тыс.м3.

2.3 Выбор и обоснование проведения поинтервальных большеобъемных соляно-кислотных обработок в горизонтальных стволах для интенсификации добычи нефти

Перспективным направлением повышения эффективности разработки месторождения с учетом накопленного опыта на месторождениях УР следует считать более широкое применение методов увеличения нефтеотдачи, которые применимы для геолого-физических условий Карсовайского месторождения.

Основные из них:

- проведение комплекса обработок призабойной зоны скважин (ОПЗ/БОПЗ), в т.ч. кислотных обработок призабойных зон скважин различных модификаций (СКО/БСКО);

- одновременно раздельная добыча жидкости (ОРД);

- одновременно-раздельная закачка жидкости в пласт (ОРЗ);

- гидроразрыв пласта (ГРП)

- щелевая перфорация, дострелы;

- форсирование отбора жидкости путем оптимизации работы ГНО;

- ввод боковых стволов (БС);

- переход скважины на другой горизонт (ПСДГ);

- ремонтно-изоляционные работы (РИР);

- ремонтно-изоляционные работы по отключению выработанных обводненных пластов традиционными и новыми методами.

В настоящей работе предлагается рассмотреть возможность и рассчитать экономический эффект от изменения конструкции двух новых (проектных) скважин на Башкирском ярусе Карсовайского месторождения с наклонно-направленных скважин на горизонтальные скважины с дальнейшим разобщением набухающими пакерами продуктивных интервалов пласта и последующим освоением при помощи поинтервального БОПЗ (БСКО) с целью повышения эффективности разработки месторождения.

Так как, в масштабах ОАО «НК «Роснефть», отсутствует опыт проведения поинтервальных БОПЗ (БСКО) в горизонтальных стволах, далее будет проведен анализ эффективности проведения БОПЗ и отдельно анализ эффективности применения ГС на месторождениях ОАО «Удмуртнефть».

Горизонтальные скважины

Одним из перспективных методов интенсификации добычи нефти и увеличения полноты извлечения её из недр является разработка месторождений с использованием горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов. Опыт эксплуатации горизонтальных нефтяных скважин, а также боковых горизонтальных стволов в отработанных, нерентабельных скважинах у нас в стране и за рубежом показывает, что горизонтальные скважины и боковые горизонтальные стволы, позволяют:

1) повышать нефтеизвлечение из недр за счёт увеличения площади фильтрации и интенсификации перетоков нефти и газа из залежи, а также за счёт повышения эффективности процессов воздействия на пласт;

2) значительно повышать дебиты нефти и газа в сравнении с вертикальными скважинами за счёт увеличения площади фильтрации;

3) продлевать безводный или малообводненный период нефтяных скважин;

4) восстанавливать продуктивность месторождений на поздней стадии разработки;

5) в бездействующих и малодебитных скважинах, не только восстанавливать, но и значительно увеличивать, по сравнению с первоначальным (при вводе месторождений в разработку), дебит нефти;

6) снижать объёмы бурения скважин при вводе в разработку нефтяных и газовых месторождений4

7) снижать объёмы капитальных вложений, особенно в заболоченных и залесённых местах.

В работе авторов Кудинов В.И., Савельев В.А., Богомольный Е.И., Шайхутдинов Р.Т., Тимеркаев М.М., Голубев Г.Р. [6, С.47] показано, что применение ГС и БГС позволяет:

1) существенно повысить рентабельность капитальных вложений добывающих предприятий;

2) значительно увеличить период «незаводнённой» эксплуатации, снизить депрессию на пласт;

3) сократить простаивающий фонд скважин, ввести в эффективную промышленную эксплуатацию забалансовые запасы;

4) вести разведку и эксплуатацию месторождений в природоохранных зонах;

5) не допустить израсходования ранее разведанных запасов;

6) ввести в эффективную промышленную эксплуатацию трудноизвлекаемые запасы. Отечественная и мировая практика показала, что применение этих методов позволяет увеличить дебиты скважин в 3-8 раз и вывести простаивающий фонд скважин на рентабельный уровень добычи.

Средний дебит ГС по ОАО «Удмуртнефть» превышает 7 т/сут, при этом дебит скважин до бурения ГС не превышал 0,2 - 0,5 т/сут.

Максимальная добыча нефти из ГС получена из турнейской залежи Мишкинского месторождения - 671,2 тыс.т, что составляет около 70 % общей добычи из ГС. Объект характеризуется наибольшим технологическим эффектом, средний дебит скважин 14,4 т/сут. При этом есть скважины 60 т/сут.

Высокой эффективностью характеризуется эксплуатация ГС на Ончугинском месторождении. Средний дебит нефти за весь период эксплуатации составляет 13,7 т/сут, накопленная добыча нефти 51,5 тыс.т.

В результате эксплуатации восьми горизонтальных скважин на Южно-Киенгопском месторождении добыто 113 тыс.т нефти (12% общей добычи из ГС). Средний дебит скважин составил 10,1 т/сут.

Несколько ниже эффекты по Киенгопской площади Чутырско-Киенгопского и Гремихинскому месторождениям. Продуктивность скважин изменяется от 6 до 8,6 т/сут.

Из боковых горизонтальных стволов добыча нефти за весь период эксплуатации составила 738 тыс.т. Средний дебит ГС превышает 7 т/сут, при этом дебит скважин до бурения ГС не превышал 0,2 - 0,5 т/сут.

Основные объемы добычи приходятся на скважины Мишкинского (368 тыс.т), Чутырско-Киенгопского (127 тыс.т), Гремихинского (72 тыс.т) и Ельниковского (51 тыс.т) месторождений.

Большеобъемные СКО

В период с 2007-2011гг. на объектах компании ОАО «Удмуртнефть» было проведено 30 скважин/мероприятий БСКО.

Эффективность и выбор наиболее оптимального метода воздействия были ранжированы по следующим критериям: дебит нефти (Qн, т/сут), дебит жидкости (Qж, м3/сут), обводнённость (W, %) - до проведения ГТМ, дебит нефти (Qн, т/сут), дебит жидкости (Qж, м3/сут), обводнённость (W, %) - после проведения ГТМ, средний прирост дебита нефти (Qн, т/сут), коэффициент успешности проведённого мероприятия (Кусп, %), причины недостижения планируемых показателей, средняя удельная добыча нефти на одну скважину, за период равный одному году, динамика тепа падения дебита нефти по объектам разработки

В таблице 16 представлена информация о проведённых мероприятиях, текущих и планируемых показателях, а так же об объектах, на которых проводили обработку. Исходя из этого при проведении БСКО были рассчитаны следующие параметры: средний Qн - 12 т/сут, обводнённость снизилась на 8%, редний прирост дебита нефти - 5,9 т/сут. Успешность проведения БСКО - 73%. Основными причинами недостижения планируемых показателей - рост обводнённости. Средняя удельная добыча нефти на 1 скважину - 4326 т.

На сегодняшний день в ОАО «Удмуртнефть» наибольшее количество запасов сосредоточенно в верейских и башкирских залежах.

На рис 19 представлена динамика прироста дебита нефти поле проведения БСКО по объектам разработки. Данные результаты были получены на основе ранее проведённого анализа за 2008-2010 года.

Рис.19. Динамика прироста дебита нефти после БСКО по объектам.

Рис.20. Продолжительность эффекта после проведеиня БСКО.

Таблица 16

Основные показатели работы скважин после проведения БСКО.

Месторождение	№ скв.	Объект до ГТМ	План. Параметры	Факт. Параметры
			Qн, т/сут	Qж, м3/сут	W,%	Qн, т/сут	Qж, м3/сут	W,%
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Мишкинское	2428	Башкирский, Верейский	12,9	45,0	68	12,9	36,0	60
Мишкинское	3018	Башкирский	8,3	38,0	76	11,0	19,0	35
Мишкинское	2436	Верейский	9,2	26,0	61	18,9	27,0	22
Гремихинское	685	Верейский	10,4	13,0	13	11,3	16,0	24
Гремихинское	519	Верейский	9,4	14,4	29	8,7	12,4	24
Есенейское	4324	Верейский	9,2	14,0	27	6,9	9,0	14
Есенейское	4146	Верейский	11,8	28,0	53	11,5	16,0	19
Котовское	213	Подоло-каширо-верейский	16,0	20,8	13	20,5	29,0	20
Красногорское	2422	Верейский	11,2	27,3	54	12,6	26,1	45
Мишкинское	375	Турнейский	10,6	31,0	63	6,1	39,0	83
Мишкинское	591	Турнейский	8,9	24,0	60	8,9	242,0	96
Лозолюкско-Зуринское	674	Верейско-башкирский	10,7	12,9	5	10,9	17,0	27
Кезское	3351	Верейско-башкирский	14,5	27,7	40	14,8	20,0	15
Михайловское	673	Верейско-башкирский	19,0	30,0	28	6,5	12,0	38
Лозолюкско-Зуринское	1005	Башкирский	12,8	28,5	48	5,8	10,0	33
Месторождение	№ скв.	Объект до ГТМ	План. Параметры	Факт. Параметры
			Qн, т/сут	Qж, м3/сут	W,%	Qн, т/сут	Qж, м3/сут	W,%
Красногорское	2704	Верейский	9,0	16,0	36	9,3	20,0	47
Михайловское	640	Верейско-башкирский	12,8	18,8	22	7,8	16,0	44
Чутырское	1842	Башкирский	9,6	15,1	27	9,7	13,0	15
Киенгопское	1553	Башкирский	20,1	25,0	10	13,7	18,0	15
Киенгопское	890	Башкирский	16,6	37,0	50	17,7	47,0	58
Чутырское	55	Башкирский	13,4	29,4	48	13,6	17,0	9
Гремихинское	564	Верейский	10,1	13,0	15	7,7	10,4	19
Гремихинское	309	Верейский	9,3	12,0	15	9,3	13,0	22
Котовское	210	Подоло-каширо-верейский	10,1	49,7	77	11,0	25,0	50
Мишкинское	2447	Верейский	14,5	35,0	54	14,5	19,0	15
Мишкинское	2448	Верейский	9,2	28,0	64	16,0	35,0	49
Мишкинское	2379	Верейский	13,3	36,0	59	15,8	22,0	20
Киенгопское	892	Башкирский	16,4	35,0	48	9,2	13,0	21
Чутырское	884	Башкирский	15,5	26,2	33	16,7	26,0	27
Красногорское	2520	Верейский	14,2	19,0	15	21,3	25,0	3

Выводы

Оценив эффективность эксплуатации ГС и проведение БСКО на месторождениях ОАО «Удмуртнефть», для достижения максимального эффекта, очевидным техническим решением является совмещение описанных технологий интенсификации добычи нефти.

В отношении Карсовайского нефтяного месторождения бурение ГС и проведение в них ПБОПЗ позволит решить следующие задачи:

1. Повысить рентабельность капитальных вложений.

2. Увеличить период «не заводненной» эксплуатации за счет снижения депрессии на пласт.

3. Вовлечь в разработку целики нефти, увеличивая тем самым КИН.

4. Повысить удельную эффективность в сравнении с вертикальными скважинами за счёт увеличения площади фильтрации;

5. Повысить нефтеизвлечение из недр за счёт увеличения площади фильтрации и интенсификации перетоков нефти из залежи, а также за счёт повышения эффективности процессов воздействия на пласт;

6. Снизить объёмы бурения скважин при вводе в разработку Карсовайского месторожденияю

Анализ научных публикаций, отобранных по теме дипломного проекта

Горизонтальные стволы

При подготовке данного проекта мною рассмотрены следующие научные публикации и запатентованные научные разработки, касающиеся темы дипломного проекта:

- В.А. Савельев, Н.А. Струкова, А.Р. Берлин. Отчет «Эффективность горизонтального бурения на месторождениях УР», 2003[16].

Институтом «УдмуртНИПИнефть» в 2000 году выполнено «Технико-экономическое обоснование разработки низко продуктивных залежей ОАО «Удмуртнефть», не вовлеченных в разработку. Порядка 70 млн.т извлекаемых запасов эксплуатируются единичными скважинами возвратного фонда из-за низкой их продуктивности и отсутствия эффективных технологий их разработки. К таким объектам относятся залежи каширо-подольских отложений, турнейских отложений с небольшой толщиной и высокой вязкостью нефти, нефтяные оторочки верейских залежей (Чутырско-Киенгопское, Красногорское, Есенейское, Лудошурское и др. месторождения, в целом запасы по Ломовскому месторождению, Ново-Глазовскому поднятию Лозолюкско-Зуринского месторождения). В рамках этой работы выполнены научные исследования по возможности вовлечения этих объектов в разработку с применением горизонтального бурения на льготных условиях налогообложения. Рассмотрен 21 объект, из которых на 8 объектах (верейская оторочка на Чутырско-Киенгопском, турнейский Ельниковского, верейско-подоло-каширский Кырыкмасского, верейский и яснополянский Ломовского, верейский Есенейского, верейский Ижевского, верейский Южно-Киенгопского месторождений) научно обоснована разработка с применением ГС и ГС. По двум объектам (верейские на Ижевском и Южно-Киенгопском месторождениях) проектные решения с применением горизонтальной технологии бурения уже утверждены. По остальным объектам рассмотрены варианты разработки с применением горизонтальных скважин, которые оказались экономически и технологически привлекательными при их реализации в льготных условиях налогообложения.

- Учеными и специалистами ОАО «Удмуртнефть» был предложен, разработан, запатентован и внедрен метод бурения ГС (патент РФ №2097536 от 27.11.1997, авторы В.И. Кудинов, Е.И. Богомольный, Р.Т. Шайхутдинов, М.И. Дацик). В предложном авторами способе бурения решается задача повышения нефтеотдачи неоднородной многопластовой залежи за счёт более полного охвата пластов вытеснением за счёт бурения ГС из обводненных скважин.

Большеобъемные ОПЗ

ОАО «Урал-Дизайн-ПНП» разработало технологический регламент проведения БОПЗ составами КСПЭО (КСПЭО-2(2ВЛ)(2Н)).

С повышением скорости движения и давления закачки кислотного раствора происходит расширение существующих каналов и образование новых, в призабойной и удаленной зонах пласта. Это, в свою очередь, приводит к увеличению эффективности радиуса скважины и повышению дебита.

Повышение скорости движения и давления закачки кислотного раствора КСПЭО достигается двумя способами:

1. Увеличением производительности закачки (массового расхода закачки агента) за счет применения при ОПЗ, 4-х насосных агрегатов типа АН-700 (СИН-31).

2. Промежуточной закачкой специально подготовленной жидкости повышенной вязкости - гель или товарная нефть (со свойствами сходными по составу пластовым флюидам разрабатываемого участка месторождения). Данные жидкости так же являются потокоотклонителями для кислотных составов.

Данная технология позволяет:

· существенно снизить влияние отрицательных факторов, имеющих место на ПЗП, пластовый флюид и т.д., имеющих место при проведении простых СКО, - за счет применения модифицированных кислотных составов;

· повысить скорость закачки кислотных составов КСПЭО, за счет увеличения производительности насосных агрегатов, соответственно - увеличить глубину проникновения активной кислоты;

· распределить кислотный состав по всей мощности пласта при наличии дифференцированности по проницаемости.

В «ТатНИПИнефти» разработан способ поинтервальной кислотной обработки горизонтального ствола (патент РФ №2082880). Суть способа заключается в том, что горизонтальный участок ствола заполняется высоковязким составом, нейтральным к соляной кислоте, а по плотности равным плотности соляной кислоты. Этот вязкоупругий состав выполняет функцию жидкого пакера. Обработка горизонтального ствола осуществляется поинтервально. Длина обрабатываемого участка составляет 20-25 м. Обработка может производиться избирательно в любом интервале ствола. При обработке всей длины горизонтального ствола операция начинается с наиболее удаленного участка и поочередно перемещается к началу горизонтального участка.

2.4 Проектирование ПБСКО в ГС для реализации на Карсовайском месторождении

2.4.1 Выбор участка для проведения ПБСКО в ГС

Учитывая сложный геологический разрез Карсовайского месторождения, состоящий из множества расчлененных неоднородных пропластков в башкирском и верейском объектах, а также наличие обширной газовой шапки, с целью увеличения эффективности бурения предлагается изменить конструкцию проектных скважин с наклонно-направленных на горизонтальные. При этом горизонтальные стволы запланировать в подгазовых районах месторождения с проводкой только в башкирском объекте. Верейский объект в данном случае в разработку не вовлекается, т.к. является газонасыщенным. Особенностью данной технологии является заканчивание горизонтального ствола со спуском фильтра-хвостовика в кровлю башкирского объкта с разобщением продуктивных интервалов с помощью набухающих пакеров для последующих поинтервальных обработок по технологии БОПЗ.

Накопленный опыт бурения горизонтальных скважин позволил определить основные геологические и технологические критерии для их размещения в пределах башкирского объекта Карсовайского месторождения и параметры ствола, гарантирующие получение эффекта. При выборе участков залежи или скважин, планируемых к бурению горизонтальных скважин, учитывались следующие критерии.

Геологические:

1) эффективная нефтенасыщенная толщина не менее 3м;

2) наличие непроницаемого экрана (уплотняющей пачки пород) между нефтенасыщенными или газонасыщенными коллекторами;

3) возможность формирования горизонтального ствола в верхней части нефтенасыщенного пласта на максимальном удалении от ВНК,

4) общая длина горизонтального ствола не менее 200 метров, учитывая большую расчленненость башкирского объекта эффективная длина (приходящая на нефтенасыщенные интервалы) составит около 100-150 метров,

5) наличие в верейском объекте газовой шапки, которая обеспечит газонапорный режим вытеснения нефти, при этом при освоении башкирского объекта вертикальными скважинами за счет низких фильрационно-емкостных свойств пласта не достигается рентабельный дебит,

Технологические (учитывая, что Красовайское м/р находится на стадии разбуривания, все пункты данного критерия удовлетворяются):

1) степенью выработанности запасов;

2) текущими пластовыми и забойными давлениями;

3) дебитами скважин на перспективных участках залежи;

4) обводнённостью продукции;

5) плотностью сетки скважин;

6) текущим состоянием разработки объекта в целом.

Технические:

1) возможность спуска в горизонтальный ствол хвостовика диаметром 114 мм с набухающими пакерами;

2) возможность поинтервальной кислотной обработки через двупакерную компоновку по технологии БОПЗ через НКТ диаметром 73 мм;

3) отсутствие зон осложнений, наличие качественного цементирования хвостовика.

Экономические:

1) минимизация затрат на бурение ГС, как временных, так и финансовых;

2) минимальный срок окупаемости вложенных средств;

3) высокая рентабельность бурения ГС

2.4.2 Проектирование технологического решения

В качестве способа повышения эффективности разработки неоднородных пластов башкирского объекта и повышения нефтеотдачи пласта предлагается выделить участок для проводки горизонтального ствола. Исходя из описанных критериев бурение ГС по данной технологии предлагается в центральной части Карсовайского месторождения, имеющая обширную газовую шапку в верейском объекте. При этом пробуренные наклонные скважины в ввиду ухудшенных свойств башкирского объекта не обеспечивают проектный дебит.

Технология проведения предлагаемого метода интенсификации добычи, геолого-физические условия применения технологий приведены ниже. Главным преимуществом ГС с поинтервальной обработкой БОПЗ состоит в создании максимальной площади контакта с продуктивным пластом, приводящего к увеличению площади дренирования скважины и снижению депрессии в пласте. Данная технология предпочтительна для разработки месторождений, имеющих низкую проницаемость или естественную трещиноватость, тонкослоистые коллекторы или многослойные залежи.

В случае тонкослоистых продуктивных интервалов, многослойных залежей или пластов с неоднородным строением располагающиеся в вертикальной плоскости горизонтальные скважины увеличивают свои дебиты и степень извлечения из залежи за счет установления связей между несколькими продуктивными интервалами характеризующимися различными коэффициентами анизотропии, разделенными вертикальными барьерами или зонами резкого либо постепенного ухудшения проницаемости.

Предлагается к внедрению бурение горизонтальных скважин на башкирский объект Карсовайского месторождения. Опытно-промышленные испытания технологии запланированы во второй половине 2013 года с кустовой площадки № 17 на скважинах № 187 и 188.

Сама технология бурения горизонтального ствола будет производится по стадартной схеме. Основной наклонный ствол планируется пробурить до подошвенной части А4-3 башкирского объекта без вскрытия ВНК. Затем с целью определения интервалов коллекторов будет прописан промежуточный каротаж. После уточнения абсолютных отметок кровли башкирских пластов (А4-1, А4-2, А4-3) горизонтальный ствол будет проведен по скорректированному профилю. После заключительного каратожа будет спущен фильтрованный хвостовик с набухающими пакерами, при этом в интервалах коллекторов необходимо сориентировать фильтрованную часть хвостовика, а в интервалах глинистых перемычек - глухие трубы хвостовика с набухающими пакерами. В дальнейшем эти пакера набухнут и разобщат продуктивные пласты башкирского объекта. После чего будет выполнен этап освоения, включающий в себя несколько поинтервальных соляно-кислотных обработок в горизонтальном стволе при помощи БОПЗ через двупакерную компоновку.



Рис.23. Схема размещения горизонтальных скважин



Рис. 24. Проектный профиль скважины 188.



Рис. 25. Проектный профиль скважины 187.

Рис.26. Проектный профиль горизонтального ствола скважины

Краткая характеристика технологического оборудования

Рис.27. Схема расстановки технологического оборудования

Таблица 17

Краткая характеристика технологического оборудования

№, п/п	Наименование оборудования	Кол-во, шт.	Техническая характеристика
1.	СИН-32	2	Насос: трехплунжерный, горизонтальный, одинарного действия; наибольшее рабочее давление - 50 Мпа
2.	ЦА-320 (СИН-35)	2	Насос:двухпоршневой, горизонтальный, двухстороннего действия; наибольшее рабочее давление - 23 МПа при диаметре поршней - 115мм; 18,5МПа при диаметре поршней 127мм
3.	АЦ-10	3	Емкость - 10 куб.м.
4.	СИН-37	2	Кислотовоз
5.	СМ-20	1	Автомобиль (Краз, Урал) с емкостью=14 м3 и центробежным насосом производительностью до 3 м3 /мин.
6.	АН-700 (СИН-31)	4 (+ 1)	насос трех плунжерный одинарного действия наибольшее давление р=700 атм. при плунжерах диаметром 100 мм
7.	БМ-700	1	Напорная линия диаметром 50 мм. Общая длина 85 м. Клапанная коробка имеет 6 обратных клапанов. Максимальное рабочее давление 700 атм. Число присоединительных линий - 6, Число линий отводимых к устью - 2.
8.	2АУ-700 (АУ-700) устьевая арматура	1	Максимальное рабочее давление 700 атм. Условный диаметр приходных линий 50 мм. Краны проходные, условный проход - 50 мм. 2-АУ-700 АУ-700
	количество напорн. линий	2 3
	габаритные размеры: длина (мм) ширина (мм) масса (кг)	2014 1177
		1670 1005
		500 150

Технологический регламент на проведение БОПЗ

Подготовительные работы:

1. Перед проведением технологического процесса БОПЗ производится очистка забоя и ствола скважины от загрязняющих веществ промывкой технической водой с добавкой ПАВ ГФ-1 (ГФ-1К) в количестве 10 л ГФ-1 на 1 м3 промывочной жидкости или 2 л ГФ-1К на 1 м3.

При отложении АСПО в затрубном пространстве производят депарафинизацию ствола скважины от АСПО перед спуском пакера. При проведении операции обработки кислотными составами интервал установки пакера очищают скрепером. Применение пакера обязательно при ожидаемом давлении закачки состава, превышающем давление опрессовки обсадной колонны.

2. Спустить НКТ 2Ѕ" марки «К» с пакером и якорем (рассчитанным на давление 1000-700 ат) и опрессовочным узлом над якорем. Резьбовые соединения герметизировать лентой «ФУМ».

3. Пакер установить на 10-15 м выше интервала перфорации.

4. Посадить пакер. Спустить в НКТ опрессовочный шар диаметром 55 мм.

5. Установить арматуру АУ-700 и закрепить.

6. Опрессовать НКТ 2Ѕ" на 450 ат. Выдержать давление в течение 10 мин.

7. Составить акт с представителем супервайзерской службы.

8. Сорвать пакер и установить на НКТ ловитель шара.

9. Обратной промывкой техводой вымыть опрессовочный шар при давлении согласно плану работ.

10. Установить на устье скважины устьевую арматуру АУ-700.

11. При не посаженном пакере закачать в НКТ товарную нефть в объеме НКТ с выходом жидкости в нефтепровод или емкость.

12. Закрыть краны высокого давления на АУ-700.

13. Посадить пакер в прежнем интервале.

14. Закрепить арматуру АУ-700.

Порядок проведения работ по БОПЗ:

1. Произвести расстановку агрегатов и вспомогательной техники согласно схемы расстановки.

2. Собрать нагнетательные линии и линии низкого давления согласно схемы расстановки.

3. Опрессовать нагнетательные линии СИН-31 водой на 560 атм., каждую линию индивидуально.

4. Опрессовать линии низкого давления (рукава) водой подпорным насосом.

5. Набрать емкость с подпорным насосом (СМ-20) 5-15 м3 товарной нефти.

1 этап - испытание пласта:

1. Произвести испытание пласта, поэтапно наращивая темп закачки последовательным подключением насосных агрегатов СИН-31 (4АН-700). Если давление закачки не превышает расчетного, - увеличить обороты двигателей всех СИН-31 (4АН-700) до 1 800 об/мин и довести расход до Qсум=1,8 м3/мин. Продолжить закачку до опорожнения емкости СМ-20. Зафиксировать установившееся давление на каждом этапе.

2. Остановить закачку. Определить время и параметры перераспределения в пласт.

3. Произвести корректировку объемов и режимов закачки химреагентов для эффективного проведения БОПЗ на 2-м этапе.

2 этап - БОПЗ (типовой порядок):

1. Заполнить емкости ЦА-320 товарной нефтью в суммарном V =10 м3, иметь запас нефти (резерв) в V = 5 м3.

2. Начать максимальную подачу нефти в емкость СМ-20 от двух агрегатов ЦА-320 одновременно. Следить за уровнем нефти в СМ-20.

3. После заполнения емкости СМ-20 в V = 3-4 м3 приступить к закачке нефти в пласт. Для чего запустить 4-е агрегата СИН-31 на заданном режиме и закачать в НКТ 5 м3 нефти не превышая заданного давления.

4. После подачи нефти от 2-х агрегатов ЦА-320 в СМ-20 в суммарном V = 5м3 прекратить подачу нефти и зафиксировав уровень в СМ-20 соответствующий V = 1 м3 произвести максимальную подачу КСПЭО-2 от 2-х агрегатов СИН-32 и СИН-37 в емкость СМ-20. Следить за уровнем в СМ-20, не допускать перелива жидкости.

5. Не останавливая агрегаты СИН-31 на заданном режиме закачать в НКТ 15 м3 КСПЭО-2 не превышая заданного давления закачки.

6. После подачи КСПЭО-2 от 2-х СИН-32 и СИН-37 в СМ-20 в суммарном V = 15 м3 прекратить подачу КСПЭО-2 и зафиксировав уровень в СМ-20 соответствующий V =1 м3 произвести максимальную подачу нефти от двух агрегатов ЦА-320 (необходимо предварительно заполнить емкости ЦА-320 нефтью в суммарном V = 5 м3) в емкость СМ-20. Следить за уровнем в СМ-20.

7. Не останавливая агрегаты СИН-31 на заданном режиме закачать в НКТ 10 м3 нефти не превышая заданного давления.

8. После подачи нефти от 2-х ЦА-320 в СМ-20 в суммарном V = 10 м3 прекратить подачу нефти и зафиксировав уровень в СМ-20 соответствующий V =1 м3 произвести максимальную подачу КСПЭО-2 от 2-х агрегатов СИН-32 и СИН-37 в емкость СМ-20. Следить за уровнем в СМ-20.

9. Не останавливая агрегаты СИН-31 на заданном режиме закачать в НКТ 15 м3 КСПЭО-2 не превышая заданного давления закачки.

10. После подачи КСПЭО-2 от 2-х СИН-32 в СМ-20 в суммарном V =15 м3 прекратить подачу КСПЭО-2 и зафиксировав уровень в СМ-20 соответствующий V =1 м3 произвести максимальную подачу жидкости продавки от 2-х агрегатов ЦА-320 (необходимо предварительно заполнить емкости ЦА-320 жидкостью продавки в суммарном V =5 м3 ) в емкость СМ-20. Следить за уровнем в СМ-20.

11. Не останавливая агрегаты СИН-31 на заданном режиме закачать в НКТ 5 м3 жидкости продавки не превышая заданного давления.

12. Остановить закачку. Зафиксировать давление на устье, время и параметры перераспределения давления в пласте. Продолжать регистрацию падения устьевого давления до Р=0 атм, но не более 60 минут.

Заключительные работы:

1. После окончания закачки и регистрации и устьевого давления дождаться снижения давления на устье до безопасной величины, закрыть краны, снизить давление в линиях до атмосферного.

2. При этом предусмотреть промывку скважины полным объемом жидкости.

3. Промыть емкости и нагнетательные линии водой с последующей утилизацией жидкости промывки. Место утилизации определяет Заказчик

4. Демонтировать обвязку насосных агрегатов, отсоединив нагнетательные и всасывающие линии.

5. Передать по акту территорию прилегающую к скважине.

6. Оформить технический и технологический акт о проделанной работе.

7. Дальнейшие работы проводить по плану бригады ПКРС с учетом проведения промывки скважины полным объемом скважины жидкостью глушения.

2.4.3 Состав реагента и его количество для проведения ПБСКО в ГС

Предлагаемый состав КСПЭО-2(2ВЛ)(2Н) предназначен для кислотной обработки нефтедобывающих (КСПЭО-2(2ВЛ) и нагнетательных (КСПЭО-2Н) скважин в карбонатных коллекторах позволяет существенно снизить влияние отрицательных факторов, имеющих место при СКО, и тем самым повысить эффективность и успешность кислотных обработок.