Рис.3.3.1. Сравнение проектных и фактических показателей разработки объекта Б

1. Вынгапуровское месторождение находится в промышленной эксплуатации с 1982 г. В настоящее время в разработке находятся восемь эксплуатационных объектов - ПК₂₁, ПК₂₂³, БВ₂, БВ₅, БВ₆, БВ₈, БВ₈¹, ЮВ₁. Объект ЮВ₂ находился в опытно-промышленной разработке с 1993 - 2002 гг., в настоящее время разработка объекта ЮВ₂ остановлена.

2. В настоящее время Вынгапуровское месторождение находится на II стадии разработки - этапе стабилизации добычи нефти. На месторождении реализованы следующие системы разработки:

· объекты ПК₂₁, ПК₂₂³ эксплуатируются на упруго-водонапорном режиме единичными скважинами.

· объект БВ₂ является возвратным объектом и эксплуатируется скважинами, переведёнными с пласта БВ₆ по неравномерной сетке и внедрением приконтурного и очагового заводнения;

· объект БВ₅ является возвратным объектом, разрабатывается скважинами по системе пласта БВ₆ с организацией очаговой системы заводнения;

· объект БВ₆ разрабатывается по обращенной девятиточечной системе разработки с расстоянием между скважинами 500Ч500 м с организацией внутриконтурного и избирательного заводнения;

· по объекту БВ₈ реализованы четыре основные системы разработки: в центре и юге залежи - девятиточечная площадная, на севере - блочная трехрядная, на юго-западе и юго-востоке - обращенная семиточечная, на северо-западе - очагово-избирательная;

· по объекту БВ₈¹ реализована семиточечная обращенная система разработки с раз-мещением треугольной сетки скважин с плотностью 25 га/скв. (с уплотнением в центральной части залежи до 12,5 га/скв.) и организацией приконтурного заводнения;

· разработка залежей объекта ЮВ₁ осуществляется по следующим системам: обращенная семиточечная система на базе треугольной сетки размещения скважин с расстояниями между ними 750Ч750 м - по залежам восточной, западной; На всех залежах объекта ЮВ₁ система ППД находится в состоянии формирования.

3. По месторождению в целом c начала разработки по состоянию на 01.01.2013 г. извлечено 65,5 млн.т нефти и 133,6 млн.т жидкости. Отбор от начальных извлекаемых запасов (НИЗ) составил 58,0 %, текущий КИН - 0,157. Обводненность продукции - 70,4 %. Накопленный ВНФ составляет 1,04, текущий - 2,38.

5. Текущая реализация проектного эксплуатационного фонда составляет 79,5 % - 1967 ед. (проект - 2474 ед.). По состоянию на 01.01.2013 г. эксплуатационный фонд имеет следующую структуру: добывающий фонд - действующий 705 ед. (проект 775 ед.), бездействующий 77 ед.; нагнетательный фонд - действующий 263 ед. (проект 288 ед.), бездействующий - 112 ед. По добывающему фонду: К_исп = 0,849, К_эскпл = 0,957; по нагнетательному фонду: К_исп = 0,706, К_эскпл = 0,975.

6. По действующему фонду Вынгапуровского месторождения при общем количестве скважин 705 максимальное количество скважин 247 (35 %) относится к интервалу обводненности 60 - 90 %. По этим скважинам среднесуточный дебит по нефти составляет 9,4 т/сут, при средней обводненности 78,6 %;

7. В целом состояние месторождения в области отборов жидкости оценивается как удовлетворительное. Существующие подобъектные системы разработки в основном эффективны и позволяют наращивать уровни добычи нефти и отборы жидкости, достигнуть утвержденное значение КИН.



4. Техника и Технология добычи нефти

4.1 Анализ и обоснование способов и режимов эксплуатации скважин и применяемого внутрискважинного оборудования для добычи нефти

Действующий фонд нефтяных скважин эксплуатируется фонтанным способом и установками электроцентробежных насосов (УЭЦН). В работе находятся 32 фонтанных скважин и 668 скважин, эксплуатируемых УЭЦН.

В режиме фонтанирования работают скважины, эксплуатирующие объекты БВ₈, БВ₆ и ЮВ₁. Параметры работы фонтанных скважин с разбивкой по интервалам дебитов приведены в таблице 4.1.1.

Таблица 4.1.1 Параметры работы фонтанных скважин

Интервал дебитов, мі/сут	Средний дебит	Количество скважин	Обводненность, %	Рзаб, атм
до 20	15,0	10	24,5	86,9
20-50	36,7	11	25,2	118,3
50-100	65,7	7	51,6	191,4
100-150	124,8	4	5,0	126,7

На рисунке 4.4.1 приведен график с результатами расчета условий фонтанирования для усредненных параметров объекта БВ₈. Для используемой компоновки с НКТ-60 расчетный дебит составил 29,3 мі/сут, максимальный дебит достигается при использовании НКТ-48 и составляет 29,7 мі/сут. Однако ввиду несущественности увеличения дебита пересмотр и замена компоновок колонн насосно-компрессорных труб не рекомендуется.



Рис.4.1.1 . График с результатами расчета условий фонтанирования для усредненных параметров объекта БВ₈

Таблица 4.1.1 Средние показатели эксплуатации УЭЦН на Вынгапуровском месторождении

Параметры	Интервалы номинальных подач, мі/сут
	До 30	30 - 60	60 - 100	100 - 150	150 - 200	200 - 300	300 - 500	500 - 700	700 - 1000	1000 - 1500
БВ8
Кол-во, шт	203	229	60	38	9	15
Hсп, м	2701	2683	2635	2727	2622	2476
Hд, м	1575	1558	1492	1565	1482	1280
Нпогр, м	1126	1125	1143	1161	1140	1195
Рзаб, атм	99	111	107	112	108	152
Qж, м3/сут	24	41	68	100	121	182
Сумм Qж, мі/сут	4935	9420	4110	3801	1093	2732
Кпод	1,07	0,89	0,87	0,82	0,70	0,85
Рзаб/Pнас	0,68	0,77	0,74	0,78	0,74	1,05

Большая часть фонда - 190 скважин, работает при отношении забойного давления к давлению насыщения от 0,6 до 0,8. В не рекомендуемом, но допустимом интервале от 0,4 до 0,6 (Р_заб/Р_нас) работает 172 скважины. С низким отношением Р_заб/Р_нас (менее 0,4) работают 80 скважин. С отношением забойного к давлению насыщения более 1,4 работают 30 скважин.

На рисунке 4.4.2 приведена динамика изменения МРП механизированного фонда скважин с 2005 по 2010 год. За этот период МРП увеличился с 189 до 362 суток, при этом количество ремонтов снизилось с 817 до 560 в год.

При проведении оптимизации и оценки новых целевых значений забойного давления необходимо учитывать, что при увеличении депрессии на пласт выделение свободного газа из нефти может начаться непосредственно в призабойной зоне пласта (ПЗП). Наличие свободного газа в ПЗП ухудшает фазовую проницаемость по нефти, приводит к нарушению термодинамического равновесия, что может стать причиной кристаллизации и выпадения парафина и солей, повышения вязкости нефти.

Рис. 4.1.2. Динамика МРП механизированного фонда скважин Вынгапуровского месторождения

Для механизированной эксплуатации возможно применение УЭЦН отечественного производства (ОАО "Алнас", ЗАО "Новомет", ОАО "Борец") или импортные REDA Pump Company, Centrilift. Из-за высокого содержания мехпримесей в добываемой продукции новых скважин рекомендуется применение УЭЦН, коррозионного (до 500 мг/л) и коррозионно-износостойкого исполнения (до 1000 мг/л). Для скважин, оборудованных УЭЦН, рекомендуется также применять устьевую арматуру АФК 1Э-65-140 (ГОСТ-13846-84) и насосно-компрессорные трубы диаметром 60 и 73 мм (ГОСТ 633-80).

Подбор УЭЦН к скважине - строго индивидуальная операция, требующая учета многих геолого-технологических факторов. В ходе подбора, определяется подача (суточный дебит) и напор насоса; максимальный наружный диаметр установки и глубина спуска; расчетный динамический уровень; максимальный темп набора кривизны в зоне спуска и на участке подвески УЭЦН; а также особые условия эксплуатации - высокая температура жидкости в зоне подвески, расчетное процентное содержание свободного газа на приеме насоса, механические примеси, соли, наличие углекислого газа и сероводорода в откачиваемой жидкости.

Таблица 4.1.2 Таблица рекомендуемых забойных давлений для объектов эксплуатации Вынгапуровского месторождения

4.2 Обоснование технологий и агентов воздействия на пласты и способов поддержания пластового давления

Запасы нефти Вынгапуровского месторождения относятся к трудноизвлекаемым. Применение обычных технологий заводнения не может обеспечить необходимой эффективности выработки таких запасов.

Заводнение является широко применяемым, в большинстве случаев технологически эффективным, простым и экономичным способом воздействия на пласты и позволяет организовать систему ППД с приемлемыми капитальными затратами, утилизировать попутно добываемую воду. При проектировании разработки предполагается, что основным механизмом добычи нефти будет вытеснение нефти водой. Закачка воды должна обеспечить необходимые темпы извлечения нефти и достижение приемлемого коэффициента нефтеотдачи. [3]

В данное время на эксплуатируемых месторождениях Вынгапуровской группы основной объем закачиваемой воды формируется за счет подтоварной, а остальная часть объемов воды (опресненной) поступает с водозабора. Как показывает опыт эксплуатации, пресная поверхностная вода является наиболее надежным источником водоснабжения, исходя из этого, применение ее в качестве источника ППД было бы наиболее экономичным.

Во ВНИИнефть на уникальной американской установке фирмы "Corlab", моделирующей все основные пластовые условия (температуру, горное и пластовое давления, пластовые флюиды и т.д.) был выполнен комплекс исследований особенностей заводнения нефтяных месторождений с низкопроницаемыми коллекторами. Получены следующие результаты:

• фильтрация пресной воды ведет к необратимому снижению (до 60%) проницаемости пласта;

• фильтрация пластовой минерализованной воды не снижает проницаемость коллекторов;

• после прокачки пресной воды промывка пластовой водой только частично восстанавливает проницаемость породы.

С этой точки зрения для низкопроницаемых пластов Вынгапуровского месторождения предпочтительнее использование сначала пластовой сеноманской воды, затем подтоварной сточной воды.

На данной стадии разработки месторождения требованиям заводнения отвечают подземные воды апт-альб-сеноманского комплекса, имеющие достаточную водообильность (дебиты скважин 1500 - 2500 тыс. м3/сут). Лабораторные исследования показали, что сеноманская и пластовая вода продуктивных пластов химически совместимы. При смешении этих вод не происходит осадкообразования, поэтому на начальном этапе заводнения пласта используются воды сеноманского комплекса, а по мере увеличения добычи попутной воды в балансе доля сеноманской воды снижается. [1]

Таким образом, в качестве основного агента воздействия для объектов разработки Вынгапуровского месторождения рекомендуется вода как апт-альб-сеноманского комплекса, так и подтоварная, очищенная до необходимых норм. Достоинствами заводнения водой в условиях Вынгапуровского месторождения является экономичность, наличие необходимых ресурсов воды, отработанность технологии.

Гидродинамические методы повышения нефтеотдачи пласта

Технология метода заключается в том, что закачка воды прекращается в одни скважины и переносится на другие, в результате чего обеспечивается изменение направления фильтрационных потоков до 180°, изменяются по величине и направлению градиенты давления, нагнетаемая вода внедряется в застойные малопроницаемые зоны. [10]

Изменение направления фильтрационных потоков достигается за счет дополни-тельного разрезания залежи на блоки, очагового заводнения, перераспределения отборов и закачки между скважинами, циклического заводнения. Метод технологичен, требует лишь небольшого резерва и мощности насосных станций и наличия активной системы заводне-ния и позволяет поддерживать достигнутый уровень добычи нефти, снижать текущую обводненность и увеличивать охват пластов заводнением. Метод более эффективен для неоднородных пластов, что характерно для Вынгапуровского месторождения.

Горизонтальное бурение

Одним из наиболее перспективных направлений повышения эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов нефти является использование систем разработки с горизонтальными добывающими и нагнетательными (ГС), многозабойными скважинами (МЗС), а также с зарезками боковых стволов (ЗБС).

Горизонтальная скважина по своей конструкции особенно подходит для эксплуатации в следующих ситуациях:

· маломощные, тонкие пласты, в которых не слишком низко соотношение вертикальной/ горизонтальной проницаемости (Kv/Kh);

· маломощные нефтяные залежи - например, нефтяные оторочки ниже газового горизонта с сильным водонапорным режимом;

· коллекторы, в которых необходимо снизить скин-эффект при нарушении закона Дарси;

· трещиноватые пласты, в которых горизонтальный ствол скважины будет пересекать большее число трещин, чем вертикальный ствол;

· коллекторы, на которых существует большой вынос песка при высоком перепаде давлений.

Использование горизонтальных скважин обуславливает сокращение их общего числа на объектах и требует значительно меньших (в 1,5 - 2 раза) капитальных вложений на бурение скважин при относительном росте (до 70%) стоимости каждой горизонтальной скважины за счет усложнения их конструкций. Однако мировой опыт показывает, что при массовом бурении горизонтальных скважин стоимость одного метра проходки может быть доведена до стоимости проходки вертикальных скважин. Это создает еще более благоприятные предпосылки для широкого применения горизонтальных скважин.

На Вынгапуровском месторождении системы с горизонтальными скважинами применяются для разработки залежей ПК₂₁, ПК₂₂³, БВ₂⁰, БВ₂² и БВ₆ с опасностью водных и газовых прорывов, в дальнейшем использование добывающих и нагнетательных гори-зонтальных скважин может повысить эффективность разработки проблемных пластов. [1]

Гидроразрыв пласта

В настоящее время гидроразрыв пласта (ГРП) является эффективным способом интенсификации добычи нефти из низкопроницаемых коллекторов и средством разработки пластов. Применение гидроразрыва пласта как элемента системы разработки, т.е. создание в пласте единой гидродинамической системы скважин с трещинами гидроразрыва, позволяет увеличить темп отбора извлекаемых запасов, повысить нефтеотдачу за счет вовлечения в разработку слабодренируемых пропластков и увеличения охвата заводнением, а также вводить в разработку залежи с потенциальной дебитностью скважин в 2 - 3 раза ниже уровня рентабельной добычи, т.е. переводить часть нерентабельных запасов в рентабельные.

Основная задача проведения ГРП в низкопроницаемых пластах Вынгапуровского месторождения - снижение скин-эффекта в призабойной зоне пласта. Поэтому основным фактором увеличения производительности скважины за счет проведения ГРП является ширина трещины, в отличие от особо низкопроницаемых пластов, где таким фактором является длина.

Для этого рекомендуется проведение ГРП по технологии концевого экранирования (TSO) с образованием относительно коротких, но достаточно раскрытых (шириной до 30 мм) трещин. Это позволит увеличить проницаемость в призабойной зоне и увеличить охват пласта воздействием в целом.

В случае необходимости проведения ГРП на участках с высокой вероятностью образования газовых или водяных прорывов, необходимо предусмотреть технологию изоляционного ГРП и подобрать оптимальный изолирующий состав, либо технологию, ограничивающую распространение трещины в высоту. Однако проведение ГРП на участках возможных прорывов - не представляется рациональным.

Результаты ГРП зависят от степени засорения трещин и притрещинной зоны глинистыми частицами, поступающими из пласта, а также твердыми отложениями, выпадающими из нефти. Поэтому гидроразрыв пласта можно сочетать с обработкой скважин растворителями и кислотными композициями.

В 2010 г. средний процент обводненности после проведения ГРП увеличился на 39,7 %, в т.ч. по объекту БВ₈ на 26,5 %, БВ₈¹ - на 53,3 %, по объекту ЮВ₁ (в районе скв. № 318ПО) на 28,0 % и по ЮВ₁ (в районе скв. № 417ПО) - на 51,0 %.

При оценке процента воды после ГРП на действующем фонде необходимо принимать во внимание, что если идет процесс обводнения скважины (скважина до ГТМ находится в зоне влияния фронта заводнения), то после проведения ГРП низка вероятность, что процесс обводнения продукции останется прежним. Поскольку при ГРП дополнительно подключаются пропластки на длину трещины до 150 м от ствола, где уже присутствует нагнетаемая вода. Практика показывает что, процент обводненности увеличивается более чем на 25 %.

Физико-химические обработки

В процессе разработки целесообразно применять физико-химические технологии по воздействию на пласт. В добывающих скважинах - это ОПЗ химреагентами, физические и депрессионные методы (вибровоздействие, УОС и др.), изоляционные работы, в нагнетательных скважинах - ОПЗ химреагентами, закачки вязкоупругих оторочек химреагентов в случае прорыва нагнетаемой воды по высокопроницаемым пропласткам. [3]

Определённые перспективы освоения трудноизвлекаемых запасов нефтяных залежей Вынгапуровского месторождения связаны с физико-химическими методами воздействия на прискважинную зону пласта.

Кислотные методы. При засорении призабойной зоны необходимо применять соляно- и глинокислотные обработки ПЗП в различных модификациях, не исключается применение и других кислотных составов. Наиболее распространенными из них являются обработки кислотными составами, растворами ПАВ и углеводородными растворителями.

Кислотные ванны. Перед кислотным воздействием целесообразно применять кислотные ванны как при первичном освоении скважин, так в процессе их эксплуатации. Целью выполнения данных работ является удаление с фильтра перфорации и подземного оборудования загрязняющих материалов. Потребное количество кислотного раствора равно объему ствола скважины в интервале обработки. В качестве реагента планируется использование соляной кислоты концентрацией 12 %.

Кислотные обработки. Для повышения производительности терригенных коллекторов используется смесь соляной и плавиковой кислот. Соляная кислота при обработке используется для предупреждения образования осадков в результате реакции.

Применение кислотных методов интенсификации добычи нефти более эффективно при небольшой обводненности продукции скважин. С увеличением обводненности применяют кислотные составы с ПАВ, растворы ПАВ и их различные композиции.

Технология удаления АСПО. Для удаления парафиновых отложений проводятся обработки добывающих скважин композициями на основе нефтяных растворителей ("Нефрас А" 120/200, "Нефрас А" 150/330), содержащих ароматические углеводороды, или их смеси с нефтяным дистиллятом в соотношении 1:1. Такие растворители обладают наибольшей растворяющей способностью по отношению к смолам и асфальтенам. Для разрушения водонефтяных эмульсий в нефтяной растворитель дополнительно вводят 0.3-1.0 % деэмульгатора. При этом нефтяные растворители используются как самостоятельно, так и в сочетании с другими методами. [3]

Рис. 4.2.1 Процентное соотношение основных видов ГТМ за период 2008-2012 гг.

Рис. 4.2.2 Доля дополнительной добычи по видам ГТМ за период 2008-2012 гг.

4.3 Анализ причин обводненности и обоснование применения потокоотклоняющих технологий

Разработка объекта БВ₈ находится на II стадии - этапе стабилизации добычи нефти. Объект эксплуатируется с поддержанием пластового давления. Ввиду низких фильтрационно-емкостных свойств объекта и высокой расчлененности практически все скважины, пробуренные в период 2002 - 2010 гг., были введены в работу с проведением ГРП после бурения. Обводненность добываемой продукции по месторождению в целом доходит до 99,6 %. В частности средняя обводненность по основному объекту разработки пласту БВ₈ уже достигает 70,4%.

Следовательно, одной из главных задач, обеспечивающих эффективность разработки объекта, является проведение мероприятий, направленных на снижение водонефтяного фактора, т.е. снижение обводненности добываемой продукции и ограничение отбора попутно добываемой воды. Поэтому актуальным становится использование современных методов оптимизации разработки месторождений, позволяющих регулировать темпы обводнения залежей.

Преждевременное обводнение пластов и скважин приводит к существенному снижению текущей добычи нефти и конечной нефтеотдачи (вода бесполезно циркулирует по промытым зонам, а в пласте остаются целики нефти), к большим экономическим потерям, связанным с подъемом на поверхность, транспортированием, подготовкой и обратной закачкой в пласт больших объемов воды.

На основании проведенного анализа трассирования фильтрационных потоков установлено, что на месторождении преобладают фильтрационные потоки с большими скоростями субмеридионального направления. Основные объемы нагнетаемой воды поступают к добывающим скважинам по каналам фильтрации с проницаемостью 0,020-0,080 мкм², а до 15 - 25 % обьема поступает по высокопроницаемым каналам с проницаемостью более 0,10 мкм². Практически не фиксируются процессы вытеснения нефти водой по низкопроницаемым каналам фильтрации с проницаемостью менее 0,010 мкм². [1,2]

Для снижения негативных последствий заводнения продуктивных пластов, вовлечения в разработку низкопроницаемых коллекторов и повышения степени выработки запасов из неоднородных пластов различными компаниями применяются разнообразные технологии, направленные на изменение направления потоков закачиваемой воды, изоляцию водопритока и выравнивание профилей приемистости нагнетательных скважин.

Поэтому первым этапом повышения эффективности работы нагнетательных скважин могут являться методы, имеющие цель изменения направлений фильтрационных потоков в обводняющемся пласте с целью интенсификации добычи нефти путем переключения работы как отдельных так и рядов нагнетательных скважин (гидродинамический метод). Фильтрация флюида в слоисто-неоднородных пластах достаточно широко описывается в литературе, общими выводами для этого процесса является: обводнение залежи происходит крайне неравномерно; вода прорывается в добывающие скважины по высокопроницаемым пропласткам, оставляя не вытесненной нефть в низкопроницаемых слабодренируемых зонах; массовый прорыв воды приводит к высокому обводнению добываемой продукции, что предопределяет отключение таких скважин; при слабой гидродинамической взаимосвязи пропластков с различными фильтрационными параметрами борьба с обводненностью продукции ведется с помощью физико-химических методов воздействия, основной целью которых является создание гелевых барьеров или осадков в промытых водонасыщенных зонах пласта.[3,15]

Значимым направлением в области повышения нефтеотдачи пластов является проведением мероприятий по выравниванию профиля приемистости и снижения давления закачиваемой жидкости ниже давления гидроразрыва пласта. Одна из первоочередных задач, которую решает выравнивание профиля приемистости (ВПП) - корректировка кинематики потоков нагнетаемого агента путем локализации системы высокопроводящих каналов и техногенных трещин с целью вовлечения в процесс разработки запасов, сосредоточенных в пропластках и зонах, не охваченных выработкой. Этого результата можно достигнуть путем целенаправленного тампонирования физико - химическими составами с последующим поддержанием давления нагнетания на уровне, исключающем образование техногенной трещиноватости. В большинстве случаев происходит перераспределение потоков, т.е. снижение фильтрационных характеристик высокопроницаемых интервалов, а иногда их полная изоляция и, как следствие, подключение в работу ранее недренируемых интервалов пластов.[3]

Данные технологии на практике реализуются путем закачек в нагнетательные скважины малообьемных оторочек 300-700 м³ различных физико-химических композиций, в основном, на обводняющихся объектах.

4.4 Обзор существующих видов потокоотклоняющих технологий

Существует большое количество составов, применяющихся для ограничения водопритоков в высокопроницаемых прослоях неоднородного пласта при добыче нефти. На основе анализа современных источников литературы, рассмотрены наиболее распространенные составы.

В условиях глубокозалегающих высокотемпературных коллекторов трещинного, порового и трещинно-порового типа эффективны неорганические гелеобразующие составы, среди которых наиболее перспективными являются составы на основе жидкого стекла.

Растворимое стекло устойчиво в щелочной среде. В нейтральной среде и в присутствии многовалентных ионов происходит коагуляция кремниевой кислоты с образованием гелеобразующих осадков. В кислой среде жидкое стекло образует золи кремниевой кислоты, которые превращаются в гели при выдержке в покое [16].

На месторождения со слоисто-неоднородными коллекторами в качестве выравнивающего агента часто применяют мицеллярные растворы с внешней нефтяной фазой. В процессе фильтрации по пористой среде мицеллярные растворы, имеющие вязкость от 50 до 1000 мПаЧс, значительно снижают подвижность следующей за ними воды. Для выравнивания профиля приемистости скважин используют также смеси ПАВ различных классов. Чаще всего их применяют в виде водных дисперсий. Механизм выравнивающего действия их объясняют образованием вязкой микроэмульсии, способствующей перераспределению фильтрационных потоков в пласте.[15]

Известен состав для изоляции водопритоков в нефтяных и газовых скважинах, содержащий раствор полиакриламида в воде с добавкой сшивающих агентов - солей трехвалентных металлов [9]. Однако применение данных композиций, а также вышеописанных составов на основе силиката натрия, может привести к полному блокированию высоко- и среднепроницаемых интервалов пласта, обладающих, несмотря на свою повышенную водонасыщенность, значительными запасами нефти, что может привести к их безвозвратной потере . В то же время, реанимация пропластков, блокированных данными композициями, является достаточно сложным и дорогостоящим процессом. Таким образом, полное отключение от процесса дренирования отдельных прослоев может привести к увеличению доли трудноизвлекаемых запасов нефти и снижению конечного коэффициента нефтеотдачи. [6,12]

Наиболее близким аналогом для заявленного состава является гидрофобный полимерный тампонажный состав для нефтяных и газовых скважин, содержащий полимер, растворитель, сшивающий агент и наполнитель [9]. Указанный состав в качестве полимера содержит форполимер - уретановый предполимер типа ФП-65-2, в качестве растворителя - углеводородную жидкость, а в качестве сшивающего агента - воду при следующем соотношении компонентов, вес.ч.: предполимер 100 углеводородная жидкость 50-100 вода 1-3 наполнитель 1-10. Недостатком данного состава являются его гидрофобные свойства, так как при закачке в нефтяную скважину он преимущественно будет поступать в нефтенасыщенные зоны, что приведет к снижению текущего дебита нефти.

Одним из наиболее актуальных является применение на нагнетательных скважинах "щадящих" потокоотклоняющих технологий, которые позволят временно блокировать и частично ограничить фильтрацию воды в высокопроницаемых промытых интервалах продуктивных пластов. Наиболее распространенными среди композиций, обладающих данными свойствами, являются эмульсионные составы (ЭС) на углеводородной основе с использованием эмульгатора марки ЯЛАН-Э2. Технологии с использованием эмульсий были предложены специалистами ВНИИнефти и ЗАО "Химеко-ГАНГ" для месторождений Ноябрьского региона, где идет их применение с 1994 г и по настоящее время. [6,12]

Основой выбора того или иного метода воздействия является его соответствие критериям применимости к данному пласту по геолого-физическим особенностям.

Краткое описание основных композиций для ВПП и критерии их применимости приведено в таблице 4.3.1. и 4.3.2.

Таблица 4.3.1 Перечень применяемых технологий, компонентный состав и их направленность воздействия на пласт

Технология	Цель воздействия на пласт	Расшифровка названия	Компоненты входящие в состав
ГОС	выравнивание профиля приемистости, перераспределение фильтрационных потоков	гелеобразующий состав	полимер, сшиватель, ПАВ, кислота
СКС	увеличение приемистости, очистка ПЗП	кислотная композиция	смесь соляной, монохлоруксусной, хлоркарбонатовой кислот и модифицирующих добавок
СПС	выравнивание профиля приемистости, перераспределение фильтрационных потоков	сшитые полимерные системы	полимер, сшиватель, ПАВ, кислота
ВДПС	выравнивание профиля приемистости, перераспределение фильтрационных потоков	волокнисто-дисперсные полимерные системы	полимер, древесная мука, глинопорошок
ВУС	выравнивание профиля приемистости, перераспределение фильтрационных потоков	вязко-упругая система	полимер, сшиватель, ПАВ
СПГ	выравнивание профиля приемистости, перераспределение фильтрационных потоков	силикатно-полимерный гель	силикат натрия, кислота, полимер
ПКР	выравнивание профиля приемистости, перераспределение фильтрационных потоков	полимерно-коллоидный раствор	последовательная закачка водных растворов полиакриламида (полиэтиленоксида)с бентонитом (глино-порошком и полиакриламида
ЭС	доотмыв нефти, выравнивание профиля приемистости	эмульсионная система	Синол-М, хлористый кальций, ШФЛУ (нефть, ДТ)
Комплексные составы на основе ВУС, ЭС, ВДС, ПАВ	увеличение приемистости, проницаемости, очистка ПЗП+ выравнивание профиля приемистости, перераспределение фильтрационных потоков	ПАВ-кислотное воздействие+ сшитые полимерные системы



4.5 Анализ применения и рекомендации потокоотклоняющих технологий на Вынгапуровском месторождении

Всего за анализируемый период на Вынгапуровском месторождении было опробовано около 10 различных технологий физико-химического воздействия. Механизм воздействия заключается в создании фильтрационных барьеров для воды в высокопроницаемых, водонасыщенных или выработанных зонах залежи. В качестве потокоотклоняющих технологий применяются дисперсные, полимер-дисперсные, эмульсионно-дисперсные композиции, гелеобразующие составы, сшитые полимерные системы, эмульсионные системы, осадкообразующие и комплексные составы. Применяемые технологии - СПС, ВУС, ГОС, ВДЭС, а также комплексные на основе СКС, ЭС, ВДС и ПАВ [1]..

В таблице 4.5.1 приведены результаты эффективности обработок по технологиям ВПП по месторождению в целом. Как видно из нее и рисунка 4.2.3 наибольшее количество обработок - 25 или 33,3 % от всего обьема - выполнено технологией ВУС+ВЭДС, далее следуют технологии ВУС и ГОС - по 16 и 17 обработок, соответственно, или по 22 % и СПС+ЭС - 12 обработок или 16 %. Другие технологии (ВУС+ВДС, ЭС+ПАВ, СПС+ВЭДС+ЭС) применялись в количестве 1 - 2 операций.

Таблица 4.5.1 Распределение эффективности обработок по технологиям ВПП

№пп	Вид технологии	Дополнительная добыча нефти, т	Удельная дополнительная добыча нефти, т/опер.	Сокращение добычи попутной воды, т
1	ВДПС (ЩПСК)	8625	163	-34797
2	ВДС+ВУС	3850	963	-2321
3	ВДС+ГОС	2328	2328	-50
4	ВУС	10797	568	-11632
5	ВУС+ВЭДС+ПАВ	259	259	-81
6	ВУС+СКС+ПАВ	237	237	0
7	ВЭДС+ВУС	5519	345	-4105
8	ГОС	4880	407	-9771
9	СКС+ПАВ+СПС+ЭС	2971	212	-4068
10	СКС+ПАВ+ЭС	1228	614	-783



Рис. 4.5.1. Соотношение применяемых физико-химических методов (%)

В большинстве случаев обработки нагнетательных скважин на залежах Вынгапуровского месторождения положительно сказались на работе окружающих добывающих скважин, позволили снизить (или стабилизировать) обводненность продукции на различных участках при увеличении (или снижении темпов падения) добычи нефти. В целом от обработок ВПП, выполненных в 2012 г., сокращение добычи попутно добываемой воды составило - 72,1 тыс.т или почти 1,0 тыс.т на одну скважино-обработку, что говорит об эффективности применения данной технологии. Наибольшую удельную эффективность дали комплексные технологии ВДС+ГОС - с дополнительной добычей нефти 2328 т на одну обработку и ВДС+ВУС - 963 т на 1 скв./обр.

Наименьшая удельная эффективность получена от технологии ВДПС (ЩПСК) -163 т на 1 скв./обр., на эту технологию приходится наибольший средний расход состава (раствора) - 660 м³ на 1 обработку.

Анализ состояния разработки участков до и после применения химических методов показал, что средний прирост дебита нефти на реагирующую добывающую скважину составил 1,31 т/сут (таблица 4.5.2).



Таблица 4.5.2 Прирост дебитов после применения физико-химических методов ВПП

Наимено- вание	Вид обработки	Число добывающих скважин	среднее приращение дебита нефти, т/с
Вынгапуровское	ВДС+ВУС	6	1,94
	ВУС	30	0,86
	ВЭДС+ВУС	47	1,23
	ВЭДС+СКС+ПАВ+СПС+ЭС	5	0,77
	ВЭДС+СПС+ЭС	3	1,15
	ГОС	47	1,19
	СКС+ПАВ+СПС+ЭС	44	1,00
	Среднее		1,31

В результате выполненного анализа эффективности физико-химических методов воздействия на пласты путем ВПП за 2006-2010 гг. получено следующее[1,2]:

· годовая дополнительная добыча нефти по проведенным обработкам по ВПП изменяется от 23,9 до 61,8 тыс.т, что составляет 0,8-1,8% от всей годовой добычи нефти по месторождению. Т.к. обработки приурочены в основном к объекту БВ₈, то эффект от ВПП выражается 1,0 - 2,2% от всего обьема добычи нефти по объекту БВ₈;

· средний прирост дебитов нефти по окружению - 3,5 т/сут, в том числе по объекту БВ₈ - 3,5 т/сут.

· средняя успешность обработок за период применения ВПП - 94,8 %;

· удельная эффективность за 2012 г. в целом - 647 т/скв-обр., по объекту БВ₈ - 636 т/скв-обр., по объекту ЮВ₁ (р-н скв. №318ПО) - 1393 т/скв-обр.;

· практически по всем скважинам, по которым выявлено влияние закачки, снижены темпы обводнения в среднем до 4,8 %;

· продолжительность эффекта составила 133-175 сут;

· отмечается сокращение попутно добываемой воды (в 2010 г. - 72,1 тыс.т);

· после обработок наблюдается снижение приемистости на 7% с 218 до 204 м³/сут.

Сопоставление геолого-физических характеристик обработанных участков, фильтрационных потоков жидкостей к скважинам, текущей нефтенасыщенности, степени выработки извлекаемых запасов, текущей обводненности позволило выявить интервалы, в которых технологии успешны. Результаты по определению граничных критериев применения ВПП приведены в таблице 4.5.3.

Таблица 4.5.3 Граничные интервалы успешного применения для различных технологий ВПП

Технология МУН с использованием различных систем	Применимость МУН при
	степени выработки извлекаемых запасов, %	текущей обводненности, %
	20-40	40-80	более 80	до 60	60-80	более 80
ВДС, ВДПС		+	+		+	+
ГОС		+				+
ЭСС, ЭС			+		+
СПС, CL-System, CD-System	+		+	+	+
ПКВ; КМЭ, DI-Agent +CL-System	+		+	+	+
Комплексная технология	+	+	+	+	+	+

Учитывая геолого-физические характеристика пласта БВ₈ (тип коллектора, проницаемость, средняя обводненность, пластовая температура и т.д.) и критерии применимости технологий выравнивания профиля приемистости, можно сделать вывод, что наиболее перспективными являются технологии групп :ЭС, ВДС, ГОС, ВУС, а также их комбинация.

Основываясь на анализе научной литературы, актуальной "щадящей" потокоотклооняющей технологией на данного объекта разработки является эмульгатором марки ЯЛАН-Э2, отличающийся высокой агрегативной устойчивостью и термостабильностью. Поскольку эмульсии стабильны ограниченное время при высоких пластовых температурах, блокирование пропластков носит временный характер. Поэтому после разрушения структуры ЭС механизм действия на породу-коллектор заключается в снижении фазовой проницаемости по воде в хорошо дренируемых интервалах пласта за счет гидрофобизации поверхности порового пространства вследствие адсорбции поверхностно-активных компонентов эмульсии. В результате данного воздействия происходит перераспределение фильтрационных потоков в призабойной зоне нагнетательной скважины. Дополнительным положительным эффектом является наличие повышенных нефтеотмывающих свойств у продуктов разрушения ЭС.

Компонентами ЭС, разработанного специалистами, являются :

- пластовая вода;

- стабильный бензин или дизельное топливо;

- хлористый кальций;

- эмульгатор марки ЯЛАН-Э2

К тому же, эмульсионный состав, приготовленный с использованием эмульгатора марки ЯЛАН-Э2, обладает антикоррозионными и бактерицидными свойствами, а также способностью поглощать сероводород. В связи с этим его применение направлено также на профилактику сероводородной коррозии скважинного оборудования, связанной, как правило, с ростом зараженности продуктивного пласта сульфатвосстанавливающими бактериями на поздней стадии разработки нефтяного месторождения [6,12].

Применение потокоотклоняющих технологий (ПОТ) становится все более актуальным. Однако, нужно правильно оценить эффект не только после проведения, но и до проведения мероприятия. То есть нужен прогноз, дизайн применения потокоотклоняющих технологий. Привлечение современных технологий геологического и гидродинамического моделирования может существенно повысить эффективность применения методов повышения нефтеотдачи пластов. Важно также определить как технологический эффект от ГТМ, так и экономический. Обзор публикаций показывает, что привлечение современных технологий геологического и гидродинамического моделирования позволяет достичь увеличения коэффициента успешности применения физико-химических методов до 90 %.[8,10]



Заключение

Таким образом, учитывая вышесказанное, для интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи на Вынгапуровском месторождении предлагается проведение следующих геолого-технических мероприятий:

заводнение (включая различные гидродинамические методы воздействия);

бурение боковых и горизонтальных стволов;

обработка призабойных зон добывающих и нагнетательных скважин,

ремонтно-изоляционные работы;

физико-химические методы воздействия;

перфорационные методы и углубление;

ликвидация аварий, нормализация забоев;

прочие (исследования скважин, определение нефте-, газо- и водонасыщенности продуктивных интервалов и т.д).

Одним из основных методов увеличения притока нефти на Вынгапуровском месторождении, как и на многих месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами Западной Сибири, является заводнение и применение ГРП. Вследствие проведения данных операций происходит опережающее обводнение высокопроницаемых пропластков, что является причиной частичного или полного отключения от процесса дренирования низкопроницаемых продуктивных участков залежи. Включение в работу слабо дренируемых продуктивных интервалов, а также существенное ограничение фильтрации по высокопроницаемым прослоям может привести к увеличению охвата залежи заводнением и повышению эффективности разработки месторождения в целом. Поэтому использование современных физико-химических методов оптимизации разработки месторождений, а именно потокоотклоняющих технологий, позволяющих регулировать темпы обводнения залежей, становится актуальным.

В курсовой работе рассмотрены наиболее часто применяющиеся составы для ограничения водопритока в добывающую скважину. На основе промысловых данных, сделан вывод об эффективности применения технологии ВПП на Вынгапуровском месторождении. Основываясь на критерии применимости составов и геолого-физических характеристиках основного объекта разработки пласта БВ₈ , рекомендованы технологии групп ЭС, СПС ,ГОС, ВУС, а также гидрофобный эмульсионный состав, стабилизированный эмульгатором марки ЯЛАН-Э2 отличающийся высокой агрегативной устойчивостью и термостабильностью.



Список литературы

1. Дополнение к технологической схеме разработки Вынгапуровского нефтегазоконденсатного месторождения. НАД ОАО "Газпром нефть" - ГеоНАЦ. - Москва - Ноябрьск, 2011 г.

2. Авторский надзор за реализацией дополнения к технологической схеме разработки Вынгапуровского месторождения. ООО "Газпромнефть НТЦ. - Москва - Ноябрьск, 2013 г.

3. Билинчук А.В. Повышение эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти технологиями химического и гидродинамического воздействия на пласты. Бурение и нефть. - 2007. - №1. С. 30 - 33.

4. Балакин В.В., Власов С.А., Каган Я.М. и др. Технология повышения нефтеотдачи пластов, снижения обводненности и интенсификации добычи с использованием биополимеров и композиций на их основе. Сб. трудов "Контроль и регулирование разработки, методы повышения нефтеотдачи пластов - основа рациональной разработки нефтяных месторождений". Всероссийское совещание по разработке нефтяных месторождений. - Альметьевск, 2005 г.

5. Сарданашвили О.Н. Исследование эффективности применения потокоотклоняющей технологии для разработки слоисто-неоднородных пластов. Из Материалов Всероссийской научной конференции с международным участием "Фундаментальные проблемы разработки месторождений нефти и газа". -Москва, 5-18 ноября 2011 г., ИПНГ РАН.

6. Разработка эмульсионных составов для регулирования фильтрационных характеристик призабойной зоны нагнетательных скважин / М.К.Рогачев, Д.В.Мардашов, А.Р.Мавлиев, К.В.Стрижнев // Электронный научный журнал "Нефтегазовое дело", 2011.№3. - С.180-190.

7. А.П. Кондаков, С.В. Гусев, Т.М. Сурнова (ТО "СургутНИПИнефть"), В.Р. Байрамов (ОАО "Сургутнефтегаз") Результаты применения технологий ограничения водопритока в добывающие скважины в условиях низкопроницаемых коллекторов /А.П. Кондаков, С.В. Гусев, Т.М. Сурнова, В.Р. Байрамов// Электронный научный журнал "Нефтегазовое дело", 2014.№2C. 100-101.

8. Оптимизация разработки месторождений ОАО "Газпром Нефть" с применением физико-химических потокоотклоняющих технологий / Кнышенко А.Г. [и др.] // Новые ресурсосберегающие технологии недропользования и повышения нефтеотдачи: междунар. технологический симпозиум. 2007. С. 246-253

9. Пат. 2401858 Российская Федерация, МПК С 09 К 8/504. Состав для изоляции водопритоков в нефтяных и газовых скважинах/ Кушанский Д.А.; Учреждение Российской академии наук Институт проблем нефти и газа РАН (ИПНГ РАН) (RU) - № 2009121130/03; заявл. 03.06.09; опубл. 20.10.10,- 2 с

10. Сазонов Е.О. Гидродинамическое моделирование процессов фильтрации пластовых флюидов при реализации потокоотклоняющих технологий // Электронный научный журнал "Нефтегазовое дело". 2013. №3. С.97-108. URL: http://ogbus.ru/authors/SazonovEO/SazonovEO_1.pdf

11. Сазонов Е.О. Экспресс-метод оценки увеличения нефтеотдачи от применения потокоотклоняющих технологий, полученный на основе результатов гидродинамического моделирования // Электронный научный журнал "Нефтегазовое дело". 2013. №4. С.166-183. URL: http://ogbus.ru/authors/SazonovEO/SazonovEO_2.pdf

12. Кондрашев А.О., Рогачев М.К., Кондрашева Н.К., Нелькенбаум С.Я. Фильтрационные и микрореологические исследования водоизоляционных полимерных составов // Электронный научный журнал "Нефтегазовое дело". 2012. №6. С.273-284. URL: http://ogbus.ru/authors/KondrashevAO/KondrashevAO_1.pdf

13. Акчурин Х.И., Насрыев А.М., Ленченков Н.С., Ленченкова Л.Е. Экспериментальные исследования технологии блокирования промытых зон пласта на основе применения гелеобразующих композиций "КАС" // Электронный научный журнал "Нефтегазовое дело". 2014. №5. С.71-90. URL: http://ogbus.ru/issues/5_2014/ogbus_5_2014_p71-90_AkchurinHI_ru.pdf

14. Котенёв А.Ю., Блинов С.А. Разработка и исследование новых гелеобразующих составов и эмульсионных систем для регулирования проницаемости неоднородного пласта и снижения обводненности добываемой нефти // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2011. № 1 (83). С. 43 - 50.

15. Султанов Ш.Х., Котенёв А.Ю., Варламов Д.И. Залежи нефти в неоднородных коллекторах - комплексный подход к обоснованию систем и технологий воздействия // Электронный научный журнал "Нефтегазовое дело". 2012. № 5. С.350-376. URL: http:// http://ogbus.ru/authors/KotenevAYu/KotenevAYu_3.pdf

16. Нигматуллин Э.Н., Акчурин Х.И., Ленченкова Л.Е. Обоснование механизма гелеобразования в растворах полисиликатов натрия при действии кислот // Электронный научный журнал "Нефтегазовое дело". 2012. №3. С.375-383. URL: http://ogbus.ru/authors/NigmatullinEN/NigmatullinEN_1.pdf

Размещено на Allbest.ru