Анализ эффективности применения мун пластов на Мыхпайском месторождении

После оценки коэффициента заводнения рассчитывались остаточные нефтенасыщенные толщины для каждой добывающей скважины по формуле

h_ост. = h_нач.*(1 - К_зав.*К_охв.), (2.2)

и нагнетательной скважины по формуле

h_ост. = h_нач.*(1 - К_охв.), (2.4)

где h_нач. - начальная нефтенасыщенная толщина.

Перечисленные параметры определялись на 1.01.2000 года, и по результатам вычислений были построены карты остаточных нефтенасыщенных толщин пласта АВ1(3)+АВ2(1), БВ8, БВ10 и ЮВ1, карты текущей нефтенасыщенности, структура запасов, послужили основой определения местоположения зон наибольшей концентрации остаточных запасов нефти по объектам эксплуатации Мыхпайской месторождения. Это показывает, что извлечение остаточных запасов без проведения геолого-технических мероприятий не представляется возможным.

Выводы к главе 2

1) Состояние разработки Мыхпайского месторождения определяется как сложное, характеризующееся высокой обводненностью продукции Существенная доля (41,3%) скважин эксплуатируется с обводненностью свыше 90%.

2) В настоящее время почти половина фонда (53%) от всего количества скважин, находится в бездействии. Основными причинами бездействия скважин являются: различные неисправности подземного насосного оборудования - 46%; отсутствие подачи или слабый приток - 30%; высокая обводнённость - 12%; подозрение на негерметичность и порыв эксплуатационной колонны - 8%.

3) Коэффициент эксплуатации нефтяных скважин, начиная с 1992 г был ниже проектного (от 0,89 до 0,77), что обусловлено значительным количеством простаивающего и бездействующего фонда по причине ожидания ремонта, отсутствия насосного оборудования.

4) В 2000 году темп отбора сократился вдвое относительно проектного и составил всего лишь 0,7%. Низкие темпы отбора свидетельствуют о недостаточной эффективности реализуемой на месторождении системы разработки.

Очевидно, что сложившиеся тенденции добычи нефти не позволяют достичь проектного уровня нефтеизвлечения в пределах реально достижимого срока. В связи с этим особую важность приобретают методы, позволяющие интенсифицировать слабодренируемые запасы нефти. Такими методами, как показывает опыт, могут являться физико-химическое воздействие на пласт через систему нагнетательных скважин.

3. ПРИМЕНЕНИЕ МЕТОДОВ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ НА МЫХПАЙСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

3.1 Краткая характеристика способов увеличения нефтеотдачи пластов на Мыхпайском месторождении

Ранее на Мыхпайском месторождении проводились испытания нескольких технологий, направленных на уменьшение опережающего прорыва воды по наиболее высокопроницаемым участкам нефтяного пласта. К их числу можно отнести проведенные в 1982 закачки полимер-дисперсных систем (ПДС). К сожалению, авторы этих технологий использовали в качестве полимерного компонента полиакриламид, растворы которого, как известно, подвержены термической деструкции. По-видимому, это и явилось причиной не вполне удовлетворительных результатов.

Выполненные в 1995-1996гг. обработки нагнетательных скважин волокнисто-дисперсными системами (ВДС) подтверждают, что использование составов, устойчивых к воздействию высоких температур, характерных для юрских отложений Западной Сибири, более эффективно. Технология увеличения конечного коэффициента нефтеотдачи пластов высокообводненных послойно-неоднородных пластов с применением волокнисто-дисперсной системы заключается в последовательно - чередующейся закачке в пласт через нагнетательные скважины водных суспензий древесной муки и глины. Древесная мука, поступающая в высокопроницаемые прослои неоднородного пласта, благодаря наличию на своей поверхности тончайших волокнистых ответвлений - фибрилл, за счет сил физического взаимодействия закрепляется на стенках пор. Более мелкие частицы глины, при нагнетании их вслед, задерживаются фибриллами древесной муки, в результате чего образуется стойкая к размыву структурированная волокнисто-дисперсная система и уменьшается сечение промытых каналов породы пласта. С течением времени древесная мука и глина предельно набухают, усиливая закупоривающий эффект.

В 1995 г. обработали пять нагнетательных скважин, дополнительная добыча нефти составила 8336 т. В 1996 г. от внедрения данной технологии дополнительно добыли 9702 т. нефти, обрабатывалось восемь скважин. Итого за два года прирост в добыче нефти составил 18038 т. (таблица 3.1).

В 1998г. было проведено испытание технологии биополимерного воздействия на нефтяной пласт применительно к условиям Мыхпайского месторождения. Отличительная особенность этого промыслового эксперимента заключалась в одновременном воздействии, практически, на весь пласт. Закачка полимерной композиции в пласт позволило за короткий срок обработать около 30 нагнетательных скважин и охватить воздействием значительную часть месторождения. Заводнением были охвачены 36 нагнетательных скважин, прореагировали 65. В результате обработки было получено 59,8 тыс. т нефти, в среднем 1661 т. на одну скважино-обработку. Есть основания считать, что такая технология воздействия на нефтяной пласт намного эффективнее, чем обработка отдельных скважин, так как обеспечивает саморегулируемое поступление изолирующего состава в пласт через систему ППД. Саморегулирование достигается тем, что количество биополимерной композиции попадающей в пласт из линии ППД через конкретную нагнетательную скважину, очевидно, пропорционально ее приемистости. Следовательно, в наиболее, высокопроницаемые и обводнившиеся зоны пласта поступит большее количество тампонирующего материала, чем в нефтенасыщенные и малодренируемые зоны. Эффективность проведенных в 1998 году биополимерных обработок оценивалась специалистами отдела ПНП ОАО «Нижневартовскнефтегаз», продолжительность положительного воздействия по их оценке превысила 1,5 года. В результате применения этих двух технологий дебит нефти увеличился с 8 т/сут до 12,5 т/сут. По результатам проведенных мероприятий было решено продолжить применение методов нефтеотдачи пластов на основе полимеров.

Таблица 3.1

Результаты проведения мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов на Мыхпайском месторождении

Год	Вид воздействия	Кол-во скв.	Q, тонн	Уд.допол. добыча нефти, 1т/1скв.об
1995-1996	ВДС	13	18038	1380
1998-2000	БП	36	59800	1661

3.2 Сущность метода и механизм вытеснения ПГС «Ритин»

Внедрение этих технологий дает положительные результаты. Их недостатками является то, что практически все технологии основаны на взаимодействии двух или более реагентов (ПАА и реагента-сшивателя). Вследствие этого:

- затрудняется управление процессом гелеобразования;

- отмечается неравномерность образования геля по всему объему (качество сшивки зависит от концентрации полимера и сшивающего агента);

- использование солей тяжелых металлов (хрома) повышает опасность загрязнения окружающей среды и возможность поражения персонала;

- требуется использование дорогостоящих дозирующих устройств (себестоимость мобильной станции составляет 300 тыс.долл.США);

- применяемые технологии имеют сравнительную низкую технологическую эффективность;

- необходимы значительные производственные затраты на реализацию технологии (скважино-операции);

- требуются высокие удельные затраты на добычу 1 т нефти;

Поэтому было решено провести внедрение полимерно-гелевой системой «Ритин», разработанный ОАО «РИТЭК». ПГС «Ритин» -- однокомпонентная гелевая система, основу которой составляет полимерный материал, это особым образом обработанный полиакриламид, который в виде водного раствора через нагнетательные скважины закачивают в частично заводненные нефтяные пласты. Отличительными свойствами «Ритина» являются его высокая термоокислительная устойчивость, устойчивость к механической деструкции, длительная стабильность в пластовых водах с высокой минерализацией и сохранность технологических свойств при долговременном хранении.

Цель закачки водного раствора «Ритина» -- направить его в уже обводненные слои и тем самым резко уменьшить холостую прокачку закачиваемой воды через эти слои; при этом уменьшить долю воды и увеличить долю нефти в дебите добывающих скважин; а при неизменной лроизводитель-ности глубинных насосов, спущенных в эти добывающие скважины, увеличить их дебит нефти[18].

3.3 Технология проведения закачки реагента «Ритин» на Мыхпайском месторождении

Технология ПГС «Ритин» относится к «мягким» технологиям, то есть снижение проницаемости наиболее промытых интервалов пласта носит временный характер вследствие того, что:

1. Вязкоупругие свойства ПГС обеспечивают селективную изоляцию промытых нагнетаемой водой интервалов. Полимерно-гелевая система избирательно движется по высокопроницаемым прослоям пласта. Это движение обусловлено динамичностью глобул геля, которые перемещаются по поровым каналам коллектора, преодолевают сужения каналов, вытягиваясь в нити, а в каналах с хорошей проницаемостью снова принимают форму глобул.

2. ПГС «Ритин» разлагается после 1,0...1,5 лет эффективного действия в продуктивном пласте.

Поэтому его можно применять практически на всех этапах разработки месторождений, на объектах с низкой выработкой запасов нефти и высокой неоднородностью по проницаемости[23].

Технология применяется на нефтяных месторождениях для обработки нагнетательных скважин с целью выравнивания профиля приемистости, увеличения отборов нефти, снижения обводненности реагирующих добывающих скважин и повышения конечного коэффициента нефтеизвлечения. ПГС «Ритин» получают путем затворения реагента в воде. Эта система представляет собой взвесь вязкоупругих частиц гидрогеля размером 0,5...5 мм в воде, которую закачивают в нагнетательные скважины. При поступлении в пласт ПГС «Ритин» создает дополнительное сопротивление. В результате нагнетаемая вода перераспределяется в менее проницаемые интервалы, частицы устремляются в зоны минимального гидродинамического сопротивления, заполняя наиболее крупные обводненные поры, каверны и трещины. Это приводит к выравниванию фронта заводнения, что способствует вовлечению в разработку ранее не дренируемых или слабодренируемых интервалов пласта и как следствие повышает степень выработанности запасов нефти. Способность частиц гидрогеля деформироваться из сферы в тонкие нити и обратно при их значительной вязкости приводит к существенному замедлению движения оторочки по пласту, а высокая термостабильность и солестойкость обеспечивают более длительное время эффективной работы оторочки по сравнению с ранее применяемыми технологиями[20]. Закачка раствора осуществляется циклами по 50-60 м³. Между циклами закачивается такой же объем технической или пресной воды. Водный раствор «Ритина» соответствующей концентрации и соответствующего объема закачивают в нагнетательную скважину, после чего ее останавливают на некоторое время, например на 1 сут. Этот технологический простой нагнетательной скважины имеет большой смысл. По одной версии за время простоя нагнетательной скважины водный раствор «Ритина» приобретет состояние геля и станет малоподвижным. По другой версии за время простоя нагнетательной скважины из необводненных нефтяных слоев с более высоким давлением закачанный раствор «Ритина» перетечет в обводненные нефтяные слои с более низким давлением. Очень важно не замедлять вытеснение нефти по необводненным слоям и замедлять движение воды по обводненным слоям[20].

На всей площади Мыхпайского месторождения были проведены ряд мероприятий по внедрению данной технологии в период с 2000-2002 года. Главной особенностью работ, проведенных на данном месторождении, является практически одновременная обработка нагнетательных скважин. Следствием этого, как уже указывалось выше, является более высокая эффективность воздействия (таблица 3.2). С другой стороны, появляется возможность проведения достаточно точной оценки дополнительно добытой нефти Важным моментом полимерно-гелевого воздействия, как уже указывалось выше, является возможность подключение к заводнению неохваченных ранее участков пласта.

Таблица 3.2

Результаты проведения полимерно-гелевого воздействия на Мыхпайском месторождении

Годы	Кол-во обработок	Кол-во закачен. реагента	Средний расход РИТИНа	Доп. добыча нефти	Удельная Дополнительная добыча нефти	Время отслежив. эффекта
	скв/опер	тонн	т/скв.	тонн	т/1тПГС	т/скв.оп.	мес.
2000	3	3,700	1,233	6641	1795	2214	8
2001	10	15,200	1,520	26281	1729	2628	11
2002	21	33,220	1,582	81690	2459	3890	9

Выводы к главе 3

1) В 80-х годах на Мыхпайском месторождении была проведена закачка полимерно-дисперсной системы. Однако технологами не была учтена термическая деструкция полиакриламида. И ожидаемый эффект не был достигнут.

2) Закачка волокнисто-дисперсной системы в 1995-1996гг. дала положительный результат, было добыто дополнительно 18000 тонн нефти. Так как их растворы устойчивы к воздействию температур, характерных для месторождений Западной Сибири.

3) Применение биополимерного заводнения в 1998 году позволило добыть дополнительно 59,8 тыс.т нефти.

4) В 2000 году было принято решение о внедрении полимерно-гелевой системы «Ритин» с целью:

А) выравнивания профиля приемистости;

Б) увеличения отборов нефти:

В) снижения обводненности реагирующих добывающих скважин

Г) повышения конечного коэффициента нефтеизвлечения.

5) Проводилась практически одновременная обработка нагнетательных скважин. Следствием этого является более высокая эффективность воздействия. Было получено 114612 тонн дополнительной нефти.

4. ПРОВЕДЕНИЕ ПРОМЫШЛЕННЫХ ИСПЫТАНИЙ И ОЦЕНКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПГС «РИТИН» НА ОЧАГЕ №303 МЫХПАЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

4.1 Выбор и обоснование опытного участка

Для проведения закачки ПГС предпочтительны следующие геолого-физические и промысловые условия:

- в поровых, трещинно-поровых и трещинных коллекторах с пластовой температурой до 120^оС;

- в нефтенасыщенных коллекторах с изменением диапазона проницаемости от 10 до 1500 мД;

- с минерализацией пластовой воды до 230 г/л;

- с обводненностью добывающих реагирующих скважин на участке применения технологии до 98 %. Необходимо ориентироваться на объемы обводненных нефтяных слоев. Если процесс заводнения начался недавно, обводненных слоев еще нет, то закачивать Ритин в нагнетательную скважину не надо.

- высокая приемистость нагнетательной скважины способствует воздействию на более удаленные зоны и на большую площадь пласта.

Наземное оборудование скважины должно быть в технически исправном состоянии, не иметь пропусков и повреждений. Обязательными условиями при выборе скважин для проведения закачки реагентов являются: отсутствие заколонных перетоков, исправность эксплуатационной колонны.

Технологическая эффективность обработок нагнетательных скважин ПГС «Ритин» тесно связана с правильным выбором объектов применения технологии и зависит от ряда факторов (например, тип залежи, температура пласта, минерализация нагнетаемой и пластовой воды, отборы и т.д). Как видим, число факторов, определяющих технологическую эффективность, велико. Оценить большинство из них возможно только после соответствующих расчетов и геолого-промыслового анализа. Для проведения метода был выбран опытный участок пласта БВ8, находящийся на Мыхпайской площади месторождения в районе КНС. Очаг №303 включает 3 добывающих (скв.1268,1269,516) и одну (скв.303) нагнетательную скважину (рис.4.1).

Рисунок 4.1 - Схема размещения скважин на опытном участке

4.2 Порядок проведения закачки реагента в пласт

Реагент «Ритин» представляет собой белый (допускается оттенок желтого цвета) мелкозернистый или порошкообразный полимерный материал с размером частиц до 4 мм. Содержание влаги не более 10%. Реагент нетоксичен, невзрывоопасен, негорюч, при действии открытого огня обугливается.

До начала закачки:

- до начала работ по закачке ПГС «Ритин» в скважины необходимо удостовериться в качестве данной партии материала путем выборочной проверки свойств небольшой части реагента на соответствие согласно ТУ и паспорта завода-изготовителя;

- определение приемистости агрегатом ЦА-320 каждой обрабатываемой нагнетательной скважины по воде на 3-х режимах при давлении равном рабочему давлению закачки и +/- 10 атм. от рабочего давления закачки;

- определение суточной добычи жидкости (для фонда оборудованного ШГН снятие динамограмм), динамических уровней и обводненности реагирующих добывающих скважин в период не более 2-х недель до начала закачки;

- предусмотреть проведение комплекса ГИС (тех. состояние колонны, профиль приемистости) на нагнетательных скважинах.

Во время закачки:

- режим работы насосного агрегата подбирается таким образом, чтобы закачка ПГС началась при давлении, равном рабочему давлению скважины. Режим меняется при достижении давления закачки предельной величины, равной 1,1 от рабочего давления скважины. При достижении давления закачки на 30% выше рабочего, необходимо провести продавку водой в объеме 25 м³, дальнейшие работы согласовать с НГДУ;

- в течение всего периода обработки ведется контроль закачанной жидкости по времени закачки и изменение давления нагнетания. Это позволит во время проведения обработки контролировать изменение приемистости нагнетательной скважины по раствору;

После завершения закачки оторочки:

- в течение первых трех дней после обработки нагнетательной скважины ПГС ежедневно замерять суточный объем закачки и давление нагнетания, далее каждые три дня в течение первого месяца (в целях отслеживания динамики восстановления приемистости скважины) по СВУ;

- в течение первых двух недель после закачки предусмотреть проведение ГИС (профиль приемистости) на нагнетательных скважинах с целью контроля эффективности обработки. В течение года контролировать работу реагирующих добывающих скважин участков воздействия ПГС.

4.3 Оборудование, применяемое для закачки реагента в пласт

В систему приготовления и нагнетания полимерно-гелевой системы входит: 1 - загрузочная емкость; 2 - склад для сухого реагента; 3,4 - емкости для объемом по 25-50 м³ для хранения реагентов; 5,6 - циркуляционные насосы; 7,8 - фильтр грубой очистки, 9,10 - фильтр тонкой очистки; 11,12 - дозировочные насосы; 13 - счетчик; 14 - лаборатория (рисунок 4.1). Пласт, в который нагнетают раствор реагента, отделяют серийным пакером от других пластов, если они принимают воду. Нагнетание раствора реагента и пресной воды проводят при меньших расходах и давлениях, чем при закачивании сточной воды. Режим работы растворного узла круглосуточный. При этом объемы раствора и оторочек воды в одном цикле преимущественно берут равными между собой. Узел приготовления и нагнетания раствора реагентов монтируют вблизи КНС или очистных сооружений нефтесборных пунктов. Производительность растворного узла по нагнетаемому раствору или пресной воде составляет 200 м³/сут или более. Согласно схеме (рисунок 4.1) приготовление и нагнетание раствора проводят в следующей последовательности: в порожнюю подготовительную емкость набирают не более половины объема мягкой пресной воды; затем отмеряют мерной емкостью требуемые объемы реагентов и перекачивают их насосом. Заполняют емкость пресной водой до необходимого уровня, перемешивают насосом до однородного состояния; подготовленный в емкости рабочий раствор реагентов самотеком или насосом подают на прием насоса, которым нагнетают его в скважину через блок-гребенку; расход воды и раствора контролируют по уровню жидкости в емкостях и с помощью приборов учета жидкости типа "Турбоквант"; предусмотрено автоматическое отключение насосов 8-10 и 13 при достижении верхнего и нижнего пределов уровня жидкости в емкостях 3-5 и резком снижении давления нагнетания.

Рисунок 4.1 - Схема приготовления и закачки полимерно-гелевой системы

4.4 Методика расчета объема водного раствора «Ритин» для нагнетательной скважины на очаге №303

Объем необходимого раствора ПГС «Ритин» для каждой скважины зависит от величины начальных запасов, вводимых в разработку этой скважиной (величина запасов пропорциональна эффективной толщине продуктивного пласта, площади зоны воздействия, пористости, начальной нефтенасыщенности и т.д.). А также от степени промытости зоны, запасы которой введены в разработку (если процесс заводнения начался недавно, обводненных слоев еще нет, то и закачивать водный раствор «Ритина» в нагнетательную скважину нет необходимости).

На основе экспериментальных лабораторных данных была установлена следующая формула целесообразной концентрации «Ритина» в закачиваемой пресной воде

с=1-0,9*e^-z в весовых %,

z=, (4.1)

где q₃ - производительность нагнетательной скважины;

- репрессии на нефтяные пласты;

h - эффективной толщине пластов.

Суточная закачка «Ритина» определяется по следующей формуле

g=c*q₃, (4.2)

где с - концентрация «Ритина» в 1 м³ закачиваемой воды, кг/м³

G - количество сухого реагента «Ритин» для закачки в нагнетательную скважину;

Количество сухого реагента «Ритин» для однократной закачки связано:

- с_уд - концентрацией «Ритина» в кг в 1 м³ закачиваемого раствора;

- фактической плотностью сетки скважин, то есть с S^I - площадью нефтяных пластов в м², приходящейся на одну скважину;

- h_эф. - эффективной толщиной нефтяных пластов в м;

- в_п, в_н и k_в - пористостью, нефтенасыщенностью и коэффициентом вытеснения нефти в долях единицы;

- (1-Y)- объемной долей обводненных нефтяных слоев;

- k - коэффициент определяющий долю площади прискважинной зоны, где сосредоточены основные фильтрационные сопротивления.

Для определения доли объема обводненных нефтяных слоев используем подробные таблицы характеристики использования подвижных запасов нефти разрабатываемых нефтяных пластов. При этом была подобрана следующая довольно простая и вполне логичная приближенная формула объемной доли обводненных слоев

(1-Y)={1-0,25*(V²)²}*A², (4.3)

где V² - квадрат коэффициента вариации,

А - текущая расчетная доля вытесняющего агента (закачиваемой воды) в дебите жидкости окружающих добывающих скважин [21].

Квадрат коэффициента вариации - это показатель расчетной послойной неоднородности по проницаемости разрабатываемых нефтяных пластов. Таким образом, общая закачка «Ритина» в нагнетательную скважину определяется по следующей формуле

G=c* S^I*h* в_п*в_н *k_в*(1-Y)*0,01 (4.4)

4.5 Расчет объема водного раствора «Ритин» для закачки в пласт на очаге №303

Для того чтобы закачать какой-то объем раствора в нагнетательную скважину, необходимо знать ее производительность q₃=385 м³/сут, при репрессии на пласт 100 атм. и эффективной толщине пласта 11 м.

z===0,183

Тогда концентрация «Ритина» будет равна

с=1-0,9*e^-z=1-0.9*e^-0,18=0,25 весовых % или 2,5 кг на 1 м³ воды

Суточная закачка «Ритина»

g=c*q₃=962 кг/сут

Площадь, приходящаяся на скважину, равна S^I=21*10⁴ м², пористость в_п,=0,22, начальная нефтенасыщенность нефтяных пластов равна в_н =0,54, коэффициент вытеснения нефти водой k_в==0,55.

Соотношение подвижностей закачиваемой воды и нефти в пластовых условиях

==0,93

==1,32 - вес воды, замещающей 1 т поверхностной нефти в пластовых условиях. С учетом этого получается коэффициент различия физических свойств нефти и вытесняющей воды.

===1,3Текущая обводненность добываемой жидкости по окружающим скважинам равна А₂=0,7. При этом расчетная доля вытесняющего агента равна

А==0,64

Объемная доля обводненных слоев

(1-Y)={1-0,25*(V²)²}*A²=0,75*0,64²=0,3

Общее количество «Ритина» для нагнетательной скважины

G=c*S^I*h*в_п*в_н*k_в*(1-Y)*0,01=0,18*21*10^-4*0,22*0,54*0,55*0,3*0,01=

=905 кг

Закачка этого количества Ритина будет осуществлена за время

сут

После чего нагнетательная скважина примерно 1 сутки будет в технологических простое, а затем будет возобновлена закачка воды.

Благодаря произведенной закачке Ритина в обводненные нефтяные слои в области нагнетательной скважины №303 происходит увеличение фильтрационного сопротивления в раз. Соответственно изменяется µ₀ - коэффициент, учитывающий различие физических свойств нефти и вытесняющего агента и становится:

µ₀=.

На основе экспериментальных данных коэффициент увеличения фильтрационного сопротивления в области нагнетательной скважины можно принять равным 3. С учетом этого совершается переход от µ₀=1,3 к µ₀=*1,32=0,63

При этом происходит изменение весовой обводненности

от А₂=

до А₂=

и изменение объемной обводненности

от А₁=

до А₁=

При неизменных параметрах глубинных насосов окружающих добывающих скважин дебит нефти увеличивается как по объему, так и по весу в раза.

При постоянном суточном объеме закачки q=385 м³/сут. Прирост суточного дебита нефти составляет 7,4 т/сут; в пересчете на год с учетом коэффициента эксплуатации 0,6 прирост добычи нефти составит:7,4*365*0,6=1620 т/год.

Но эта оценка эффективности закачки Ритина по начальному приросту дебита нефти является несколько завышенной, так как в течение года из-за отбора нефти произойдет естественное снижение дебита нефти, а также уменьшится действие Ритина - уменьшится величина - коэффициента увеличения фильтрационного сопротивления по обводненным нефтяным слоям. На основе имеющихся экспериментальных данных закономерность изменения во времени t этого коэффициента можно представить следующей формулой:

=1+2*е^-0,003=1+2*е^{-0,003*(365/1,81)}=2,092

По этой причине произойдет увеличение коэффициента µ₀=0,63 до µ₀=0,84 и увеличение объемной обводненности до А₁=0,53. Соответственно увеличение дебита нефти составит 1,29 раза, а прирост дебита нефти 49,6*(1,29-1)=14,3 т/сут. С учетом естественного годового падения дебита нефти, например, 5% прирост дебита нефти составит 14,3*0,95=13,5 т/сут. Таким образом, среднегодовой прирост дебита равен 20,1 т/сут. Годовой прирост добычи составит 20,1*365*0,6=4412,8 т при закачке 0,905 т Ритина.

4.6 Расчет технологической эффективности применения ПГС «Ритин» на очаге №303

Для определения технологической эффективности от проведения мероприятия требуется определить базовые показатели разработки, то есть какие были бы показатели без проведения воздействия. Для этого рассмотрим различные методы расчета технологических показателей разработки базового варианта.

Эти методы можно подразделить на две группы.

К первой группе относятся методы, основанные на применении физически содержательных математических моделей процесса извлечения нефти из неоднородных пластов.

Ко второй группе относятся экстраполяционные методы, включающие характеристики вытеснения и имитационные модели, построенные по результатам многофакторного анализа.

Под характеристиками вытеснения понимаются различные зависимости между величинами добываемого объема жидкости, нефти и воды. Одна группа характеристик устанавливает зависимость между накопленными значениями указанных параметров (интегральные характеристики). Другая группа зависимостей строится на основе текущих отборов нефти, воды и жидкости (дифференциальные).

К настоящему времени различными авторами предложено более 70 характеристик вытеснения. К первой группе отнесены зависимости между накопленными отборами нефти, воды и жидкости или зависимости между накопленными отборами продукции скважин и их обводненностью.

Вторая группа характеризует изменение добычи нефти во времени, а также устанавливает связь между текущей и накопленной добычей нефти (кривые падения) [24]. Характеристика вытеснения отражает реальный процесс выработки запасов нефти и связанную с ним динамику обводнения продукции при разработке неоднородных пластов на режиме вытеснения нефти водой. Также позволяет судить об эффективности выработки запасов нефти при заводнении объектов разработки. Сопоставление характеристик вытеснения различных объектов в безразмерном времени позволяет сравнивать эти объекты, выявлять причины и факторы, влияющие на характер выработки запасов нефти.

Для расчета технологической эффективности от применения полимерно-гелевой системы «Ритин» были использованы интегральные характеристики вытеснения:

1. -метод Назарова С.Н и Сипачева Н.В

2. - Камбарова Г.С

3. - Пирвердяна А.М

4. - Казакова А.А

5. - Максимова М.И

где Qн, Qж - накопленная добыча соответственно нефти и жидкости, А, В - коэффициенты, определяемые статистической обработкой фактических данных.

Используя фактические данные по накопленной добыче нефти и жидкости за прогнозный период, строятся зависимости по данным формулам. Экстраполируя получившуюся прямую на прогнозный период можно получить показатели разработки базового варианта. Затем, сравнивая их с фактическими определяют изменение накопленной добычи нефти и жидкости. Характеристики вытеснения использовались для более точного определения дополнительной добычи нефти.

Строим кривую в соответствующих координатах, в зависимости от формулы. Например, если по Назарову С.Н и Сипачеву Н.В., то в координатах отношение накопленной добычи жидкости к накопленной добычи нефти-накопленная добыча воды. Постоянные А и В вычисляются автоматически в MS Exel, и выводятся с уравнением прямой. Аналогично получим уравнения других характеристик вытеснения (рис.4.6.1 - 4.6.5)



1. Метод Назарова С.Н и Сипачева Н.В

, А=2,1594, В=0,0035, R²=0,993

2. Метод Камбарова Г.С

, А=285,1, В=-78195, R²=0,996

3. Метод Пирвердяна А.М

, А=334,4 В=-3929, R²=0,986

4. Метод Казакова А.А

, А=1,7024 В=0,2094, R²=0,985

5. Метод Максимова М.И

, А=-67,933 В=97,461 R²=0,986

Был произведен расчет и был получен результат дополнительно добытой нефти (таблица 4.6.1).

Таблица 4.6.1

Дополнительная добыча, полученная по характеристикам вытеснения

Метод	Дополнительная добыча, т
	2000	2001	2002
1. Назаров С.Н и Сипачев Н.В	701,1	1629,8	3637,4
2. Камбаров Г.С	174,3	1251,2	3582,7
3. Пирвердян А.М	223,6	1271,1	3538,3
4. Казаков А.Л	-	888,5	3057,8
5. Максимов М.И	174,2	1237,3	3531,5

Следует особо отметить, что все характеристики вытеснения получены эмпирическим путем на основе обобщения промысловых данных ограниченного количества месторождений. Многолетний опыт использования предложенных уравнений показывает, что к каждому пласту следует подбирать свою характеристику. Кроме того, в соответствии с данной методикой предполагается, что на всем протяжении сохраняется линейная зависимость между параметрами рассматриваемых уравнений. А это условие не выполняется. Несмотря на существенные недостатки данной методики прогнозирования технологических показателей разработки, в настоящее время для оценки эффективности воздействия на пласт она применяется чаще других методов. Но так как до сих пор не удалось разработать объективные критерии отбора, поэтому берут 3-4 зависимости из всего их многообразия и берут среднее значение прогноза по этим характеристикам, как было сделано в расчете. Отсюда такие различия между прогнозируемыми и фактическими значениями

Проведя расчет по кривым вытеснения получили дополнительно 4732 тонн нефти с очага №303 за 3 года, по методу Лысенко прирост добычи составляет 4412 тонн в год. Мероприятия по повышению нефтеотдачи пласта проведенные на Мыхпайском месторождении на протяжении этого времени, направленные на выравнивание фронта вытеснения нефти водой позволили:

- снизить обводненность продукции в среднем до 95,5%;

- снизить темп падения добычи нефти и стабилизировать его;

- уменьшить долю воды в добываемой продукции;

- увеличить дебит по нефти;

- также получить дополнительно 114612 тонн нефти.

4.7 Расчет эффективности закачки ПГС «Ритин» по аналитической методике В.Д. Лысенко

Этот метод оценки фактической нефтеотдачи пластов базируется на применяемой методике проектирования разработки нефтяных месторождений. Он применим по большим совокупностям скважин и по отдельным скважинам. Для применения метода требуется знать число пробуренных и введенных в действие скважин, их дебиты нефти и жидкости. Суть метода состоит в следующем: в целом для всей рассматриваемой совокупности скважин строят зависимости по годам дебита нефти от общего накопленного отбора нефти, а также текущего дебита жидкости от накопленного отбора жидкости. Затем полученные прямолинейные участки на полученных кривых экстраполируют и интерпретируют, они представлены на рисунках 4.7.1 - 4.7.2

Самое главное, что зависимость текущего дебита нефти от общего накопленного отбора нефти при ее экстраполяции до оси ординат показывает текущий амплитудный дебит нефти на пробуренную скважину, при ее экстраполяции до оси абсцисс текущие, введенные в разработку, начальные извлекаемые запасы нефти. Такая экстраполяция выполняется для прямолинейных отрезков установленной общей криволинейной зависимости. Очень важно, что такая зависимость позволяет заблаговременно увидеть текущие негативные результаты. Зависимость текущего дебита жидкости на пробуренную скважину от накопленного отбора жидкости позволяет увидеть динамику изменения численных значений текущего амплитудного дебита жидкости на пробуренную скважину и введенных в разработку начальных извлекаемых запасов жидкости. При этом амплитудный дебит жидкости может быть больше амплитудного дебита нефти на величину амплитудного дебита воды. При большой разнице в плотностях, в подвижности нефти и воды надо переходить от весовой жидкости к расчетной жидкости, от весовых дебитов и отборов к расчетным, вынося за скобки влияние различия физических свойств в виде коэффициента различия [22]

Рисунок 4.7.1 Зависимость удельного расчетного дебита нефти от накопленного расчетного отбора нефти



Рисунок 4.7.2 Зависимость удельного расчетного дебита жидкости от накопленного расчетного отбора жидкости

Проэкстраполировав прямолинейные участки до оси абсцисс, я получила следующие данные, представленные в таблице 4.7.1

Таблица 4.7.1

Результаты расчета по аналитической методике Лысенко В.Д.

Показатель	До ПГВ	После ПГВ
Возможный суммарный отбор нефти при технологии данного периода, тыс.т	710,5	825,8
Возможный суммарный отбор воды при технологии данного периода, тыс.т	1421	1600
Средний ВНФ	2,00	1,77

Из графика видно, что после применения ПГС извлекаемые запасы увеличились с 710,5 до 830,8 тыс., что дало прирост 115,3 тыс.т нефти, попутно будет добыто 1461,6 тыс.тонн нефти, также уменьшился водонефтяной фактор.

Выводы к главе 4

1) Внедрение полимерно-гелевого заводнения на Мыхпайском месторождении началось в 2000 году. По результатам геолого-промыслового анализа был выбран опытный участок №303 пласта БВ8 для закачки ПГС «Ритин», который включает 3 добывающих (скв.1268,1269,516) и одну (скв.303) нагнетательную скважину.

2) Цель закачки водного раствора «Ритина» -- направить его в уже обводненные слои и тем самым резко уменьшить холостую прокачку закачиваемой воды через эти слои; при этом уменьшить долю воды и увеличить долю нефти в дебите добывающих скважин; а при неизменной лроизводитель-ности глубинных насосов, спущенных в эти добывающие скважины, увеличить их дебит нефти.

3) Технология осуществляется путем закачки водного раствора «Ритин» в нагнетательную скважину, раствор готовится непосредственно на месторождении, при помощи агрегатов смешивается порошок с водой и насосами подается в скважину.

4) Оценка технологической эффективности проводилась при помощи кривых вытеснения (по методу Камбарова, Пирвердяна, Казакова, Максимова, Назарова и Сипачева) и по методу Лысенко В.Д. Был подсчитан эффект от внедрения технологии ПГС «Ритин», он составил 4732,4 тонн дополнительной добытой нефти. По методу Лысенко в среднем прирост от закачки «Ритин» в одну нагнетательную скважину составит 4412 тонн в год.

5) Был проведен расчет технологической эффективности по аналитической методике Лысенко В.Д., прирост извлекаемых запасов составил 115,3 тыс.т. Фактический прирост дополнительной нефти за счет проведения закачки ПГС «Ритин» составил 114612 тонн.

5. ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ПОЛИМЕРНО-ГЕЛЕВОЙ СИСТЕМЫ «РИТИН»

5.1 Технико-экономические показатели НГДУ «Нижневартовскнефтегаз»

Основная функция НГДУ«Нижневартовскнефтегаз» заключается в добыче, сборе и хранении нефти, а также в первичной подготовке для дальнейшей транспортировки потребителю.

В настоящее время разрабатываемый НГДУ объект вступил в период падающей добычи, характеризующийся постоянно увеличивающейся обводнённостью продукции скважин, снижением темпов добычи нефти, продуктивности скважин. Всё это определило уровень основных технико-экономических показателей предприятия, приведённых в таблице 5.1.1

В связи с падением добычи нефти и усложняющимися условиями разработки только рациональное и экономическое расходование материально-технических ресурсов, повышение производительности труда, и, соответственно заработной платы, увеличение коэффициента эксплуатации и использования фонда скважин, увеличение срока службы основных производственных фондов, сокращение численности персонала, внедрение мероприятий, повышающих нефтеотдачу пласта - все это помогает сохранить рентабельнность НГДУ «Нижневартовскнефтегаз» в условиях рыночных отношений.

В таблице 5.1.1 приведены основные технико-экономические показатели НГДУ «Нижневартовскнефтегаз». Для достижения проектных показателей по уровню добычи нефти и нефтеотдачи, на месторождениях постоянно проводятся мероприятия по усовершенствованию проектных систем, регулированию разработки и внедрению различных методов увеличения нефтеотдачи. Наиболее эффективными и широко внедряемыми являются:

- Оптимизация плотности скважин

- Переход на другой горизонт после выработки базисного

- Увеличение продуктивности скважин воздействием на ПЗП

- Применение различных методов увеличения нефтеотдачи

- Усовершенствование проектных систем заводнения избирательным и очаговым.

Таблица 5.1.1

Основные технико - экономические показатели НГДУ «Нижневартовскнефтегаз»

3. Показатель	2000
1. Добыча нефти, тыс.т	684,8
2. Добыча жидкости, тыс.т	8971,4
3. Ввод новых нефтяных скважин, скв.	-
4. Фонд добывающих скв. на конец года, скв.	278
5. Действующих фонд добыв. скв. на конец года, скв.	222
6. Действующих фонд нагнет. скв. на конец года, скв.	56
7. Коэф. использования скв. нефтяного фонда, д.ед.	0,66
8. Численность персонала, чел.	4244
9. Численность работников, работающих вахтово-экспл. методом, чел.	814
10. Средняя заработная плата 1 чел. в год	37100
113. Фонд оплаты труда, тыс.р	460814,1
12. Фонд социального обеспечения, тыс.р	92843
13. Совокупные затраты на одну среднедействующую скважину, чел/скв	2,313
14. Удельные трудовые затраты, чел/скв	1,538

Осуществление этих мероприятий позволило, при меньшем количестве пробуренных проектных скважин и, соответственно, меньшем действующем фонде, на протяжении многих лет и в истекшем году перекрывать годовые проектные уровни добычи нефти, достичь и поддерживать относительно высокие темпы отбора нефти от текущих извлекаемых запасов, достичь высокой текущей нефтеотдачи.

5.2 Расчет экономического эффекта от проведения закачки ПГС «Ритин» на очаге №303 Мыхпайского месторождения.

В 2000 году на очаге №303 начали закачку водного раствора ПГС «Ритин». Дополнительная добыча нефти представлена в таблице 5.2.1

Таблица 5.2.1

Дополнительная добыча нефти за счет проведения закачки ПГС «Ритин»

Годы	2000	2001	2002
Допол.добыча нефти, тонн	254,6	1008,3	3469,5

Всего было добыто 4732,4 тонн нефти за счет проведения МУН. Добыча нефти по всему месторождению составила 115 тыс.тонн нефти. Калькуляция себестоимости добычи нефти в 2000 году представлена в таблице 5.2.2

Таблица 5.2.2

Калькуляция себестоимости добычи нефти в 2000 году

Статья затрат	руб/т	в т.ч. % перем. в статье
1. Расходы на энергию по увеличению нефти	106,61	35,0
2. Расходы по ППД	141,97	30,0
3. ЗП с отчислениями	20,84	-
4. Амортизация скважины	41,97	-
5. Расходы по сбору и транспорту нефти	80,70	30,0
6. Расходы по технологической подготовке нефти	51,33	60,5
7. Расходы на содержанию и эксплуатацию оборудования	283,52	-
8. Общепроизводственные расходы	107,10	-
9. Прочие производственные расходы	6,19	-

Таблица 5.2.3

Статья затрат на обработку одной скважины раствором ПГС «Ритин»

Статьи затрат	Кол-во	Цена
Бурильщик 5 разряда, руб/час	1	26,85
Помощник 3 разряда, руб/час	1	20,85
Подготовитель раствора, руб/час	1	12,5
Премия, %		70
Территориальный коэффициент,%		75
Отчисления на соц.нужды,%		36,5
Цементировочный агрегат ЦА-320, руб/час	1	196,1
Автоцистерна ЦР-4, руб/час	1	135,8
Агрегат СМ-4,руб/час	1	116,2
Пресная вода, м3	362	3,05
Композиция, кг	905	50
Цеховые расходы,%	105,9

При оценке эффективности мероприятий продолжительностью более одного года разновременные стоимостные показатели необходимо привести в сопоставимый вид. При сравнении проектов, начинающих в различные моменты времени, возможно, приведение к любому фиксированному году расчетного периода. Для приведения разновременных затрат и результатов к единому времени используется норма дисконта - Е, равная приемлемой для инвестора норме дохода на вкладываемые в мероприятие денежные средства.

Технически приведение к единому моменту времени затрат и результатов, осуществляемых в году t, удобно производить путем их умножения на коэффициент дисконтирования, определяемый для постоянной нормы дисконта Е как

1. Расчет экономического эффекта 2000 год

Стоимостная оценка результатов определяется по формуле

Р_мер = ?Q*Ц =254,6*530=134938 руб.

Стоимостная оценка затрат на проведение мероприятия рассчитывается по формуле

З_мер = З_обр*N_обр + З_доп

Затраты на проведение одной обработки скважин З_обр определяется по формуле

З_обр = З_зп + З_соц + З_мат + З_тр + З_общ + З_цех

Затраты на оплату работников, занятых в обработке, рассчитываются по следующей формуле

З_зп=?С_ti*t*ч_i*K_п*K_р=(26,85*4*1*70*0,75)+(20,85*4*1*70*0,75)+

+(12,25*4*1*70*0,75)=12642 руб.

Расходы на социальные нужды работников определяются

З_соц = n*З_ЗП /100 =36,5*12642/100 = 4500 руб.

где n - ставка (36,5 %) единого социального налога, %.

Материальные расходы рассчитываются следующим образом

З_мат = V_геаг С_реаг+ V_пв.С_пв = 905*50+362*3,05=46354,1 руб.

Расходы на эксплуатацию задействованного в обработке транспорта вычисляют по формуле

З_тр = ?З_экспi*t*N=196,1*4*1+135,8*4*1+116,2*4*1=4671,2 руб.

Цеховые (геофизические, общехозяйственные) расходы

З_цех =m*З_зп/100 = 105,9*12642/100 = 13387,8 руб.

З_обр = 12642+4500+46354,1+4671,2+13387,8 = 68167,3 руб.

З_доп - эксплуатационные расходы на дополнительную добычу нефти рассчитываются по формуле:

Условно-переменные затраты на 1 т. нефти определяется за 1 год равно 230,8 руб/т

З_доп = ДQ*З_усл = 254,6*230,8 = 58623,2 руб.

З_мер =68167,3+58623,2=126790,5 руб.

Экономический эффект равен

=( Р_мер - З_мер)б₀ = (134938-126790,5)*1= 81475 руб.

2. Расчет экономического эффекта в 2001 год

Коэффициент дисконтирования равен

Стоимостная оценка результатов определяется

Р_мер = ?Q*Ц =1008,3 *530 = 534399 руб.

Эксплуатационные расходы на дополнительную добычу нефти рассчитываются по формуле

З_доп = ДQ*З_усл = 230,8*1008,6 = 232784,8 руб.

Экономический эффект за 2001 год.

=( Р_мер - З_мер)*=(534399-232784,8)*0,909=274167,3 руб.

3. Расчет экономического эффекта в 2002 году

Коэффициент дисконтирования равен

Стоимостная оценка результатов определяется

Р_мер = ?Q*Ц =3469,5*530 = 1838835 руб.

Эксплуатационные расходы на дополнительную добычу нефти рассчитываются по формуле

З_доп = ДQ*З_усл = 3469,5*230,8 = 800760,6 руб.

Экономический эффект за 2002:

=( Р_мер - З_мер)*=(1838835-800760,6)*0,826 = 857449,4 руб.

Таблица 5.2.3

Результаты расчета годового экономического эффекта от закачки

Показатель	Значение
	2000	2001	2002
Стоимость одной обработки, тыс.руб.	68167,3	-	-
Дополнительная добыча нефти, тонн	254,6	1008,6	3469,5
Затраты на дополнительную добычу нефти отобработок, тыс.руб.	58623,2	232784,8	800760,6
Экономический эффект от обработок, руб.	81475	274167,3	857449,4
Выручка от продажи доп.нефти, руб	134938	534558	1838835
Чистый денежный поток	96301	132557	228858
Дисконтированный денежный поток	83740	100232	123972
Накопленный дисконтированный поток	83740	183972	307944

ЧДД положителен, ИД>1 - проект эффективен.

Вывод к главе 5

Основным показателем, определяющим экономическую эффективность применения. Положительное значение накопленного дисконтированного дохода свидетельствует об экономической целесообразности проведения данного мероприятия. Анализ применения ПГС «Ритин» на Мыхпайском месторождении, позволяет сделать вывод, что проведение промысловых закачек дает эффект, позволяет окупить понесенные затраты при стоимости одной обработки 68 тыс. руб. Из результатов расчетов видно, что доходов, полученных от реализации дополнительной нефти достаточно для возмещения затрат на проведение МУН в течение 1 года. Технология закачки водного раствора ПГС «Ритин» является одной из самых лучших методов повышения нефтеотдачи на Мыхпайском месторождении. Экономический эффект в среднем составит примерно 385 тыс.руб. на одной обработке. Применение данного метода в условиях данного месторождения является технологически и экономически выгодным.

6. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

6.1 Характеристика производственной среды

В нефтях и газах Мыхпайского месторождения содержится сероводород, который относится к третьему классу опасности (ГОСТ 12.1.005-76) В связи с этим обеспечивается:

1) выполнение спасательных работ при авариях;

2) инструктаж и обучение персонала правилам ведения работ в газоопасной среде.

Работники бригад имеют при себе во время работы противогазы и индикаторы на сероводород. Они должны знать правила безопасности и приеме оказания первой помощи пострадавшим. За концентрацией сероводорода в воздухе на рабочих местах должен быть организован систематический контроль: замеры газоанализатором, индикатором. Для определения легких паров нефти в воздухе рабочей зон, применяют переносные электрические газоанализаторы.

При проведении работ по технологии с применением ПГС необходимо руководствоваться требованиями "Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности" утвержденными Госгортехнадзором России 14.12.1992 года (раздел 1, раздел 3 п. З.З, 3.5-3.9, З.11, раздел 4 п. 4.7, 4.8).

Полиакриламид является негорючим веществом. Оно представляет собой едкое вещество и относится к вредным веществам 2-го класса опасности по ГОСТ 12.1.007-76[16].

6.2 Анализ опасных и вредных производственных факторов

Эффективный и безопасный труд возможен только в том случае, если производственные условия на рабочем месте отвечают всем требованиям международных стандартов в области охраны труда. Возникающие опасности в процессе эксплуатации нефтяных и газовых месторождений можно разделить на три основных вида: техногенные, экономические и чрезвычайные ситуации.

Таблица 6.2.1

Предельно допустимые концентрации вредных веществ в воздухе (ГОСТ 12.1.005-76)

Наименование вещества	ПДК,мг/м3	Класс опасности	Температура, оС	Пределы взрываемости,%
	раб.зоны	насел. пункт		вспышки	самовоспламенения	НПВ	ВПВ
Углерод окись	20	3	4	-	605	12,5	74
Аммиак	20	0,04	4	-	650	15	28
Бензин	100	1,5	4	35	375	0,76	8,1
Метанол (спирт метиловый)	5	0,5	3	6	440	6,98	35,5
Пентан	200	25	4	44	286	1,47	7,7
Сероводород	10	0,008	3	43	246	4,3	46

К первой группе относятся все факторы производства, воздействие которых на человека приводит к травме, профзаболеванию или смертельному исходу.

механические факторы производственного процесса (движущиеся и вращающиеся элементы производственного оборудования, отличающие и подающие предметы),

физические факторы производственного процесса (электрический ток, высокая или низкая температура, рентгеновские или электромагнитные излучения, производственный шум, вибрация, повышенная или пониженная влажность воздуха, изменения давления, аэрозоли, повышенная или пониженная освещенность);

химические факторы производственного процесса (общетоксические, раздражающие, возбуждающие, канцерогенные и мутагенные вещества);

факторы, обусловленные особенностями трудовой деятельности человека, а также нарушениями нормальных режимов труда (монотонный труд, превышение темпа труда, прилагаемых усилий, динамической нагрузки и негативные психофизические факторы).

Эти производственные опасности и вредности возникают вследствие нарушения режимов технологического процесса, работы производственного оборудования и нарушения нормальных режимов труда. Они могут вызываться одним опасным фактором или несколькими, действующими комплексно.

6.3 Разработка мероприятий по обеспечению безопасных и здоровых условий труда

Опасными веществами, которые используются в технологических целях, являются хлор, фенол, кислоты, поверхностно-активные вещества, смолы, парафины. Большую опасность для человека представляют кислоты и щелочи. При попадании на кожу они могут вызывать ожоги, обугливание кожи. При попадании на кожу щелочи, жидкого стекла, эти реагенты должны быть немедленно смыты большим количеством воды, а пораженное место необходимо обработать 2% раствором питьевой соды и смазать мазью.

Полиакриламид (ПАА), который составляет основу раствора не относится к токсичным химреагентам, работа с ним не требует особых мер предосторожности.

Приготовление и закачивание раствора в нагнетательные скважины должны производиться с учетом показателей качества вод для заводнения нефтяных пластов по ОСТ 39-225-88 и общих требований к охране подземных вод ГОСТ 17.1.3.06-82.

Нефтяная промышленность, с точки зрения пожарной опасности, характеризуется взрыво- и огнеопасностью нефти и газа. Эти свойства сильно проявляются при высоких давлениях и температурах, которые сопровождают технологические процессы. Легковоспламеняющимися называют горючие вещества и материалы, способные воспламеняться от кратковременного воздействия источника зажигания с низкой энергией (таблица 6.3.1). Смеси некоторых газов способны самовоспламеняться. В зависимости от температуры самовоспламенения устанавливаются шесть групп взрывоопасных смесей (ГОСТ 12.1.011-78)

Таблица 6.3.1

Группы взрывоопасных смесей в зависимости от температуры самовоспламенения

Группа взрывоопасной смеси	Температура самовоспламенения, 0С
Т1	Свыше 450
Т2	300 до 450
Т3	200 до 300
Т4	135 до200
Т5	100 до 135
Т6	85 до100

При приготовлении и нагнетании силикатно-щелочных растворов должны соблюдаться следующие правила производственной санитарии и пожарной безопасности: