Корреляция между капиллярным числом Nc и остаточной нефтенасыщенностью (SOR) показана на Рис. 2.8.

Рис. 2.8 Взаимосвязь между капиллярным числом Nc и остаточной нефтенасыщенностью (SOR)

Из-за того, что нельзя измерить угол в пласте, при вычислении Nc обычно допускают, что Сos равен единице и получают относительные значения для сравнения эффективности вытеснения флюидов.

Отношение подвижности (M) сильно влияет на эффективность охвата особенно для обводнённого пласта. Для пятиточечной модели, эффективность горизонтального охвата (Areal sweep efficiency - ASE) больше 95% при M = 0,2; а при M = 1,0 ASE снизилась до 67%; и если M = 10 то ASE осталась только 50%. Отношение подвижности (M) обычно больше единицы, так как вязкость воды меньше, чем вязкость нефти (данное условие приводит к прорывам воды в направлении вектора отбора жидкости и вызывает обводнение скважин).

Таким образом, для снижения отношения подвижности необходимо повысить вязкость вытесняющей жидкости, чтобы ее подвижность (w):

(2.3)

Снизилась по сравнению с подвижностью нефти (o):

(2.4)

Т.е., необходимо уменьшить соотношение:

(2.5)

Но значения w и o еще зависят от водо - и нефтенасыщенности. В зоне контакта нефть - вода, w и o будут иметь разные значения.

В приведенных выше выражениях;

kw - относительная проницаемость воды;

ko - относительная проницаемость нефти;

_w - эффективная вязкость воды;

o - эффективная вязкость нефти.

При ПАВ заводнении и при SP заводнении необходимо принимать во внимание, что ПАВ может уменьшать вязкость вытесняющего флюида, и это значит ПАВ может повышать ее подвижность. Все залежи нефти неоднородны по проницаемости и по пористости в различной степени. К тому же, в процессе разработки, эффективная проницаемость пласта меняется и различается в различных зонах пласта, особенно в пластах с обводненными скважинами. В этом случае вертикальный и горизонтальный охваты сужаются и обводненность развивается очень быстро. Поэтому необходимо нагнетание с полимером для расширения охвата и образования нового профиля вытеснения.



2.5 Результаты исследования технологии физико-химического и микробиологического воздействия для увеличения нефтеотдачи

В комплексной технологии использованы некоторые чистые химические продукты и биохимические препараты микробного происхождения. Химическими продуктами являются анионогенные, неионогенные поверхностно-активные вещества. Биохимические продукты - это два алкоголя, синтезированные микроорганизмами. ФХМК включает в свой состав поверхностно-активные вещества, а также ингредиенты для термической защиты. В составе объединены компоненты для получения геля с очень высокой концентрацией ПАВ (60%). Гели могут быть приготовлены с большим диапазоном вязкости (от 30сСт до 180 сСт). Таким образом, эти гели могут увеличивать коэффициент вытеснения, коэффициент охвата и коэффициент контакта. Благодаря очень высокой концентрации поверхностно-активных веществ создается возможность экономить объёмы при хранении, перевозке, закачке композиции, что снижает затраты при шельфовой технологии разработки.

Комплексная технология была успешно испытана на участке нагнетательной скв.74 - добывающих Скв. 117 и 705 Северного свода нижнего миоцена месторождения Белый Тигр (Отчёт по контракту №: 0230/06/Т05 /VSP-DMC 26.04.2006). Было закачано 67 тонн ФХМК в нагнетательную скважину 74 (Рис. 2.9).

Рис. 2.9 Добыча нефти по кривым падения нефтеотдачи на участке нагн. Скв. 74 - Доб.Скв. 117 и 705.

По результатам промышленных испытаний сделаны следующие выводы:

· Cредний прирост нефтеотдачи, рассчитываемый от сентября 2006г до конца сентября 2007 г составил 1496 тонн нефти, что эквивалентно 9,7% от текущей добычи нефти. Срок эффективного действия первой закачки длился 13 месяцев.

· Применение "Технологии повышения нефтеотдачи терригенных резервуаров с использованием физико-химического и микробиологического комплексного метода" по условиям контракта -0245/09/T-N6/VSP5-TTUDCN.VPI подтверждает развитие и совершенствование ФХМК технологии.

Рис 2.10 Добыча нефти по кривым падения нефтеотдачи в участке доб. скв. 60, 98, 806, 815, 816, 817

На втором этапе промышленных испытаний в результате прироста нефтеотдачи на участке залежи нижнего миоцена получено 8577 тонн дополнительно добытой нефти. Этот результат открывает перспективы для применения технологии ФХМК с целью повышения нефтеотдачи на месторождениях СП «Вьетсовпетро».

Результатом второго испытания (контракта HD 0979/11/T-N6/VSP5- EPC.VPI) является усовершенствование технологии увеличения нефтеотдачи терригенных залежей Белый Тигр комплексными физико-химическими и микробиологическими методами для использования в более жестоких условиях залежи Олигоцена.



ГЛАВА 3. ХИМИЧЕСКИЙ СОСТАВ, ФУНКЦИИ, ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ И МИКРОБИОЛОГИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА, МЕХАНИЗМЫ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ФХМК

3.1 Химреагенты применяемые для приготовления ФХМК и их функции

A. Нонилфенол этоксилат (НП-9) с химической формулой:

CH₃(CH₂)₈ C₆H₄(CH₂O)₉OH или:

Это неионогенный ПАВ, товарный продукт содержит около 96-98% основного компонента. Функция: Он снижает поверхностное натяжение вытесняющего флюида и повышает солестойкость комплексного ПАВ. Комбинируется с анионными активными веществами и добавками для образования вытесняющих флюидов, устойчивых к морской воде при высокой температуре, что соответствует условиям добычи нефти на шельфовых месторождениях. Общий объем NP-9 составляет 58 тонн, что эквивалентно 36.25%

Б. Альфа олефин сульфонат натрия (сокрашеное название АОС). Химическая формула: CH₃-CH=CH-CH- (CH₂)n OSO₃Na

Это анионное поверхностно-активное вещество, оно более термостойкое, чем неионногенный ПАВ.

Оно снижает межфазное натяжение вытесняющего флюида и повышает термостойкость неионногенного ПАВ. Комбинируется с неионногенными ПАВ активными веществами и добавками для образования вытесняющих флюидов, устойчивых к морской воде при высокой температуре, что соответствует условиям добычи нефти на шельфовых месторождениях. Общий объем товарного AOС составляет 58 тонн, что эквивалентно 36.25%. AOС применяется в высокотемпературных скважинах (130⁰C-140⁰C).

В. Микробиологическая композиция №1: Это смесь органических растворителей, продуцируемых бактериями при биохиомической реакции, прошедшая перегонную очистку. Смесь в основном содержит два вида непродовольственных спиртов n-Бутанола и изопропанола:

н-Бутанол (бутан-1-ол, 1-бутанол, н-бутиловый спирт) с химической формулой:

C₄H₁₀O или

Изопропанол (2-пропанол, изопропиловый спирт) с химической формулой:

C₃H₈O или

н-бутанол и изопропанол менее токсичны, чем метанол, но они тоже являются летучими органическими растворителиями. Работать с этим продуктами можно только на хорошо вентилируемых площадках. Избегать контакта с открытым огнем. Химические вещества должны храниться в прочных герметично закрытых ёмкостях.

Общий объем товарного бутанола и изопропанола составляет 20 тонн, что эквивалентно 12,5%. В ФХМ комплексе они гораздо менее летучие, чем в чистом виде.

Функция: Он снижает поверхностное натяжение вытесняющего флюида и повышает термостойкость неионногенного ПАВ, регулирует вязкость ФХМ комплекса, снижает вязкость нефти. Синергетически комбинируется с тиокарбамидом повышая термостойкость ПАВ.

Г. Микробиологическая композиция №2: - Содержит тиокарбамид и воду.

Tиокарбамид является органическим соединением, содержащим кaрбoн, азот, серу и водород с химической формулой: (NH₂)₂CS, он похож на мочевину, но атом кислорода в его молекуле заменяется на атом серы. Он существует в таутомерной формуле:

Tиокарбамид выпускается основном в Германии, Китае, Японии, около 10 000 т. в год. Необходимо избегать прямого контакта с этим химическим веществом, при работе с тиокарбамидом необходимо пользоваться защитной маской и перчатками. Tиокарбамид также защищает полимер при заводнении.

Функция: Комбинируется со спиртами повышая термостабильность ПАВ. Ограничивает прилипание бактерий к поверхности породы, и особенно, к поверхности стали, что замедляет коррозию. Tиокарбамид составляет 0,43% в ФХМ комплексе, эквивалентно 688кг .

3.2 Физико-химические и микробиологические свойства ФХМК

3.2.1 Техническая характеристика

Не содержит микробных клеток

Вязкая, прозрачная жидкость, пахнущая спиртом, обладающая гидрофобными свойствами

Плотность при 20^oС: 1,02 1,03g/cm³

Вязкость при 40^oC: 180 230 cSt

Лабораторные результаты, показывают, что ФХМ комплекс является продуктом, который изменяет поверхностное натяжение, между водой и нефтью, снижая его.

3.2.2 Способность к восстановлению проницаемости после закачивания ФХМ комплекса [11]

ФХМК содержит дистилляты микробной ферментации. Они используются в сочетании с ПАВ, комплекс не содержит бактериальных клеток, можно закачивать несколько раз в одну и туже нагнетательную скважину, не вызывая её загрязнение, и не снижая её приёмистость (Рис. 3.1).

Рис. 3.1 Полное восстановление приёмистости нагнетательной скважины после закачки ФХМК

Восстановление проницаемости доказано экспериментами проведенными на модели пласта:

- Абсолютная проницаемость для морской воды (I_abs):

(3.1)

Где: V_W - Объём морской воды, закачиваемой в модель, в промежуток времени T.

A - Сечение модели.

P - Разница в давлении у входа и выхода модели.

Процесс проведения эксперимента:

Сначала закачивали морскую воду в модель и вычисляли абсолютную проницаемость по формуле 3.1. Далее, закачивали ФХМ комплекс до постоянной минимальной скорости вытесняемого флюида из стока модели. (насыщение модели). Далее, закачивали морскую воду в модель, до постоянной максимальной скорости вытесняемого флюида из стока модели (восстановление проницаемости).

3.2.3 Критическая мицеллеобразующая концентрация [11]

CMC (сritical micelle concentration) является концентрацией, при которой ПАВ начинает образовывать мицеллы в растворе и поверхностное натяжение резко увеличивается. При более низкой концентрации ПАВ мицеллы не образуются.

Лабораторные результаты эксперимента также показали, что критическая концентрация мицелл - СМС для ФХМ комплекса очень низкая: около 2,5*10^-5 процентов (или около 0,25ppm) от ФХМК в морской воде.

3.2.4 Термостойкость, солестойкость ФХМ комплекса [11]

Термостойкость ФХМК определяется измерением значения межфазного натяжения, при создании условий с температурой 140єС, средней температуры олигоцена. Длительность испытаний составляла 21 сутки. Межфазное натяжение между раствором 0,5% ФХМК и нефтью уменьшилось и незначительно отличалось от межфазного натяжения между морской водой и нефтью (40mN/m), что можно считать одним из доказательств термостойкости ФХМК.

физический химический микробиологический нефть



Таблица 3.1

Результаты тестирования ФХМК (0,5%) в морской воде при 140^oC на термостойкость

Сутки	0	1	3	6	9	12	15	18	21
Пов. натяж., mN/m	1,17	1,57	2,21	2.51	2,62	2,86	3,75	3,76	3,75

3.2.5 Влияние ФХМК на минеральные компоненты пласта

Одной из причин снижения эффекта от применения технологий повышения нефтеотдачи, основанных на химических методах, является взаимовоздействие или реагирование химических реагентов с минеральными компонентами воды и породой пласта. Химические реагенты могут реагировать с минеральными компонентами и осаждаться на поверхности породы пласта. Лабораторные тесты показали, что осаждение химических реагентов в пласте не происходит. Тесты по определению изменения прозрачности раствора ФХМК в присутствии образцов породы проводили при высокой температуре. В качестве образцов породы использовали керн олигоцена. При наличии реакции между ФХМК и керном, прозрачность раствора будет снижаться. Прозрачность раствора ФХМК определяется оптической плотностью OD (optical density).

Таблица 3.2

Измерение прозрачность раствора ФХМК

Сутки	0	7	14	21	28	35	42	49	54
OD	98	98	96	96	96	96	96	96	96

Результат измерения показал что, в течение 54 суток, прозрачность раствора ФХМК изменилась незначительно. Это подтверждает, что ФХМК не вступает в реакцию с минеральными компонентами пласта.



3.3 Механизм вытеснения нефти по технологии ФХМК

3.3.1 Механизм вытеснения остаточной нефти с применением ФХМ комплексов

Основной задачей технологии увеличения нефтеотдачи комплексными физико-химическими микробиологическими методами является увеличения коэффициент вытеснения нефти и коэффициента охвата пласта, и как следствие, увеличение КИН.

Композиция ФХМК, по консистенции - гель, закачивается в нагнетательную скважину, т.к. вязкость геля, около 200 сСт, что значительно больше, вязкости морской воды, то коэффициент охвата в призабойной зоне пласта (скважины 116 и 1003, рис 3.4) тоже больше.

Рис. 3.4 Модель вытеснения остаточной нефти в около призабойной зоне

Увеличение коэффициента вытеснения гелем (увеличение _s) в комбинации с ПАВ, приводит к вытеснению остаточной нефти в призабойной зоне нагнетательной скважины и увеличению добычи нефти.

Содержание остаточной нефти в призабойной зоне нагнетательной скважины сильно уменьшится после однократного применения ФХМ комплекса. При последующих обработках, ФХМ комплекс проникнет глубже в пласт, что приведет к вытеснению остаточной нефтенасыщенности из более удаленных областей пласта.

Механизм вытеснения остаточной нефти с использованием ФХМ комплексов был подтвержден в 1991 году путем проведения четырёх экспериментов на моделях пласта коллективом исследователей:

- Из Петровьетнама (Руководитель проекта и специалисты)

- Из НИПИ (Руководитель и специалисты Лаборатории)

- Из ИХН Сибири - СО РАН (Директор Инст. и специалисты)

Таблица 3.3

Результаты вытеснения остаточной нефти с ФХМК [12]

№ Экспер.	ФХМК	K нефти/морской воды, %	Kab., %	Krel.., %
1	DMCKA1	57,4	10,7	18,6
2	DMCKA2	43,6	9,9	22,7
3	DMCVIS1	44,0	13,0	29,5
4	DMCVIS2	46,2	7,9	17,1

Где: K нефти/морской воды, - Коэффициент вытеснения нефти после закачивания морской воды

K_ab - Абсoлютные коэффициенты увеличения нефтеотдачи

K_rel. - Относительные коэффициенты увеличения нефтеотдачи

Чтобы проиллюстрировать эффективность вытеснения остаточной нефти с использованием ФХМ комплексов, представлены результаты исследования (рис. 41, страница 109 из доклада "Исследование возможности использования Химико-физического и микробиологического комплексного метода для увеличения нефтеотдачи пластов нижнего миоцена месторождения Белый Тигр" - ПВ 2001 (Рис 3.5) [12].

Применение ФХМ комплекса не приведет к повышению нефтеотдачи в одной скважине за счет падения в какой-либо другой добывающей скважине участка (объекта).



Рис. 3.5 Кинетика вытеснения остаточной нефти с использованием ФХМ комплексов [12]

3.3.2 Композиция полимера и ПАВ заменяется гелем и ПАВ

ФХМК технология принадлежит к химико - биохимическим и комбинированным методам. Цель ФХМК технологии - повысить коэффициент извлечения нефти (Recovery Factor) за счет увеличения коэффициента вытеснения _выт, коэффициента охвата _охв и коэффициент контакта _конт (см. 2.1, глава II)

Повысить значения этих коэффициентов можно различными способами, самым лучшим считается сочетание двух элементов - водорастворимого полимера и ПАВ в составе одного вытесняющего агента.

Существуют варианты замены полимера на другое соединение обладающее его основной функцией - повышение вязкости вытесняющего агента, иначе говоря, увеличение коэффициента вытеснения. Это применение гелей, эмульсий, пенных эмульсий, нано-частиц, материалов для селективной изоляции воды и т.д.

Выбранный нами вариант для ФХМК технологии, это использование геля с композицией поверхностно-активных веществ, смешанных поверхностно-активных веществ микробного происхождения и различных добавок.



Рис. 3.6 Вытесняющий агент из полимера и ПАВ заменяется гелем из ПАВ-композицией [8, 9,10]

Из вышеизложенного следует, что путем регулирования содержания компонентов, можно приготовить различные вытесняющие агенты, термостабильные к морской воде. И эти агенты имеют различные вязкости - от 30 cСт. до 180 cСт. В случае нашего проекта, вязкость ФХМ комплекса приблизительна 32сСт. при 40^oC. Таким образом, ФХМ комплекс одновременно выполняет две функции - увеличения коэффициента вытеснения _выт и коэффициента охвата _охв.

3.3.3 Механизм действия при подвижном контакте двух фаз нефть - ФХМ комплекс

Контакт между нефтью и ФХМ комплексом активно изучался в последнее время. В этом разделе, представлены экспериментальные данные, которые показывают, что применение ФХМ комплекса увеличивает коэффициент контакта в выражение (2.1):

_{= охв вытконт}

и уменьшает отношение подвижности М в выражение (2.5) - Глава II:



Тем самым, увеличивая коэффициент вытеснения. ФХМ комплекс может значительно усиливать смачиваемость поверхности породы пласта.

Эксперимент был проведен и проанализирован следующим образом:

В эксперименте применяли искусственную морскую воду и нефть из скважины 509. Искусственная морская вода приготовлена на основе морской воды месторождения Белый Тигр. В ее состав водит:

Ингредиенты	NaCl	MgSO4.H2O	CaCl2	NaHCO3
г/л	29,46	7,9	1,92	0,37

Нефти для эксперимента приготовлена из нефти скважины №815 и керосина при отношении 70% и 30% соответственно.

Два вида стеклянного капилляра малого диаметра 8 мм и большого диаметра 15 мм использовались в эксперименте. Исследуемые образцы укрепили к внутренней движущейся части термостата и постепенно увеличивали температуру до 150^oC и выше. На рисунке 3.7 представлено устройство, на котором, мы можем наблюдать экспериментальные образцы.

Рис 3.7 Образцы, сфотографированные при 150^oС сразу после встряхивания нефти с разными концентрациями комплекса

В присутствии ФХМ комплекса, угол на границе контакта трёх фаз твёрдая - жидкая - жидкая (порода - вода - нефть) на рис. 2.3 в Главе II, и угол 1 на модели капли нефти в капилляре (Рис. 2.4 в Главе II) уменьшаются, и капельки нефти легко вытесняются ФХМ комплексом.

Рис 3.8 Образцы, сфотографированные при 140^oС сразу после встряхивания: 1, 2 - морская вода и нефть; 3, 4 - ФХМК и нефть

С помощью передачи массы вещества, вязкость нефти уменьшается, а вязкость ФХМ комплекса увеличивается. Это доказывает, результат, показанный в Таблице 3.4. Для определения вязкости исследуемых образцов, авторы исследований замеряли время истечения исследуемых образцов растворов определенного объема через капилляр диаметром 0,3мм и длиной 100мм.

Таблица 3.4

Время истечения объёмов образцов через капилляр диаметром 0,3мм и длиной 100мм при 40^oC

№	Образцы	Время истечения, с/0,1мл
1	Искусственная морская вода	133
2	ФХМ комплекс 0,5% в искусственной морской воде	97
3	ФХМ комплекс 0,5% в нефти после нагревания до 150oC	123
4	Смесь нефти скважины 509 и керосина (Нефть)	432
5	ФХМ комплекс 0,5% в нефти после нагревания до 150oC	209

При закачке ФХМ комплекса в пласт, вода постепенно разбавляет его, и вязкость комплекса снижается. Но при контакте ФХМ комплекса с нефтью, как показано выше, благoдаря передаче массы вещества, вязкость нефти уменьшается, а вязкость ФХМ комплекса увеличивается. Таким образом, коэффициент вытеснения увеличивается внутри пласта, что приводит к увеличению нефтеотдачи (Рис. 3.9).

Рис. 3.10 Увеличение коэффициента охвата в зависимости от увеличения вязкости вытесняющего агента и снижения вязкости нефти

Если вязкость вытесняющего агента (ФХМ комплекса) увеличивается или вязкость вытесняемой фазы (нефти) снижается, то подвижность вытесняющего агента _w в выражение (2.3) снижается и подвижность нефти _o в выражение (2.4) увеличивается

Это приводит к снижению числа подвижности M в выражение (2.5)

Таким образом, результаты экспериментов показывают направление решения проблемы.

3.3.4 Механизм вытеснения нефти

Механизм вытеснения остаточной нефти с использованием ФХМ комплексов был продемонстрирован на 4 опытах, содержащихся в работах Петровьетнама в 2001 году [12]. В первых двух экспериментах использовали смеси ПАВ и катализатора, стимулирующего образования щелочной среды и мягкого геля при высокой температуре, для выравнивания профиля приемистости воды. В двух других экспериментах использовали смеси ПАВ и ксантановой камеди с целью увеличения вязкости, для выравнивания профиля приемистости воды.

- Определили период времени (Vпoр) появления конечной насыщенной остаточной нефти из модели, и получили следующий результат:

* Эксперимент № 1: 0,67 V_пoр.

* Эксперимент № 2: 0,79 V_пoр.

* Эксперимент № 3: 0,13 V_пoр.

* Эксперимент № 4: 0,28 V_пoр.

Выявили закономерность: чем более высокая вязкость, тем менее продолжительное время появления нефти из модели.

Такие результаты привели к выводу:

- Если повысить вязкость то время появления остаточной нефти из модели может быть гораздо короче, чем 0,1 V_пор.

- Остаточная нефтенасыщенность, в основном, находится в области незначительно удаленной от забоя скважины, и это более похоже на модель после вытеснения нефти водой.

- Если закачиваем гель с ПАВ в пласт, то нефть может быть вытеснена раньше, и лучше, благодаря: выравниванию давления, изменению локального давления, вытеснению нефти газом из объёмов пор, где раньше вытеснения водой не происходило, изменение направления движения жидкости внутри пласта, вытеснение нефти из областей, рядом с забоями добывающих скважин.

3.3.5 Механизм продолжительного вытеснения нефти из-за адсорбции - десорбции, и продолжительность эффективного воздействия закачиваемой оторочки

Основным компонентом ФХМ комплекса является ПАВ. Необходимо знать, как он функционирует в пласте. Когда ПАВ адсорбируются на поверхности породы пласта, его концентрации в вытесняющем агенте может уменьшаться очень сильно, в зависимости от его первоначального содержания.

Проведено немало исследований с целью выбора более дешевых материалов, которые имеют более высокую адсорбцию на поверхности породы пласта, по сравнению с ПАВ. Вещества, используемые для такой замены называются веществами - жертвами. Эти работа направлены на снижение затрат по химреагентам, но до сих пор нет подтверждений, доказывающих экономическую эффективность этих технологий на практике.

В дальнейшем, механизм адсорбции - десорбции ПАВ имеет важное значение в увеличение нефтеотдачи. При попадании в пласт, ПАВ адсорбируются на поверхности породы. Затем, когда закачиваемая вода проходит вглубь пласта, ПАВ будет десорбироваться. Десорбция ПАВ происходит очень медленно, и продолжительность эффективного воздействия каждой закачиваемой оторочки может длиться от нескольких месяцев до нескольких лет.

Например, в 1985 г. российские эксперты закачали 7000 тонн концентрированной композиции ПАВ в скважину 644, участок AB1, месторождение "Советское" и наблюдали эффект в 12 добывающих скважинах - объектах. Результатом является увеличение нефтеотдачи в течение 5 лет. Но надежные минимально определяемые концентрации (МОК) ПАВ от 0,001 до 1% определялись в добывающих водах только 2-3 года.

В проекте “Опытно-промышленное применение физико-химической и микробиологической технологии для повышения отборов нефти из залежи нижнего миоцена месторождения Белый Тигр” - Контракт №0230/06/Т05/VSP/ 26.04.2006 DMC, время эффективного воздействия закачиваемой оторочки (67 тонн) ФХМ комплексов длилось более одного года. В научно-исследовательской работе “Технология увеличения нефтеотдачи терригенных залежей комплексными физико-химическими микробиологическими методами” (Контракт №0245/09/T-N6/VSP5-TTUDCN,VPI, продолжительность эффекта более 9 месяцев

3.3.6 Объем закачки

Оптимальный объем закачки должен быть определен на основе ряда критериев, следующим образом:

- Не должно быть никаких изменений в существующей технологии эксплуатации месторождения ВСП.

- Максимальная продолжительность одной закачки менее суток, для того, чтобы не существенно влиять на скорость закачивания воды.

- Интервал времени между закачиваемыми оторочками, должен быть оптимальным. Закачка не должна увеличивать нагрузку на технологическое оборудование и персонал, работающий на платформах.

- Объем закачки должен быть оптимальным, для минимизации транспортных затрат, хранения реагентов, закачке, и не нарушать условия работы платформ ВСП

- Содержание ФХМ комплексов в оторочке, должно быть максимальным, для увеличения эффекта от воздействия.

- Содержание ФХМ комплексов в сбрасываемой сточной воде должно быть минимальным. Она не должна оказывать значительное влияние на морскую экологическую среду.

- Необходимый объем закачки должен выбираться в зависимости от эффективного порового объема.

- Объем закачки должен обосновываться технико-экономическими расчетами. Кроме того, следует учитывать, что объем закачки должен быть не большим, так как закачка ФМХ комплекса производится неоднократно.

Дебит нефти увеличивается после закачки ФМХ комплекса, достигая максимума, затем падает до уровня экстраполяционой линии (линии тренда). Пересечение линии дебита с линией тренда покажет начало следующей закачки. Tехнология закачки композиции ПАВ (или комплекса ПАВ) оторочками, была эффективно использована в России. По Алтунину [6], можно закачивать оторочки композиций ПАВ концентрацией 10% в объёме 1-2% от нефтенасыщенного порового объёма пласта.

Согласно патенту США №4077471 [10], можно закачивать композицию из 10-60% неионогенного и 20-40% анионогенного ПАВ. Самой оптимальной является оторочка объемом 0,1-1,0 порового объёма пласта.

Закачка значительного объема (0,1 Vпoр) химических реагентов в пласт в условиях добычи нефти на шельфовом месторождении Белый Тигр является большой проблемой, потому что этот объем настолько велик, что даже на самом маленьком участке потребуются тысячи тонн ФХМ комплекса.

Одним из важнейших параметров применяемого ФХМ комплекса, для оценки объема закачки, является минимальная концентрация при которой ФХМ комплекс может образовывать мицеллы. Известно, что эта концентрация называется критической концентрацией мицеллообразования (ККМ). Чем меньше ККМ, тем выше качество ФХМ комплексов. Критическая концентрация мицеллообразования ФХМ комплекса данного проекта в морской воде определяется примерно как 2,5*10^-5% от объема, эта равно примерно 0, 000 025/100 кубических метров, что эквивалентно 0,25мг/кг или 0,25ppm. Таким образом, максимальный теоретический эффективный объем ФХМ комплекса, разбавляемого морской водой будет 80 кубических метров, поделенных на 0,000 025/100 или около 640 000 000 кубических метров с активностью мицеллообразования.

Но на самом деле, в пласте, эффективный объем ФХМ комплекса, чтобы он мог вытеснять нефть будет гораздо меньше из-за высокой температуры в сочетании с высокой соленостью, высокой жесткостью воды, из-за адсорбции ФХМ комплекса на поверхности породы и именно ФХМ комплекс должен вытеснять нефть.

В соответствии с практическим опытом, закачиваемый объем PHVSHL 60%-ной концентрации определяется по формуле:

Где: R - cреднее расстояние между нагнетательной скважиной и добывающими скважинами, м;

h - эффективная толщина пласта, м;

m - пористость призабойной зоны нагнетательной скважины, %

10^-4 - коэффициент разбавления ФХМК

В текущем проекте, закачивали 100 тонн ФХМК в скважину 116 и 60 тонн в скважину 1003. Это объем ФХМК весьма мал по сравнению с рекомендуемыми объемами.



ГЛАВА 4. РЕЗУЛЬТАТЫ ЛАБОРАTOРНЫХ ЭКСПЕРИМЕНТОВ И РАЗРАБОТКИ ТЕХНОЛОГИЙ

Проверка качества микробиологического и физико-химического комплекса в лаборатории

Таблица 4.1

Результаты анализа физико-химических свойств комплекса

Nо	Анализируемые параметры	Предельное значение	Результат измерения
1	Динамическая вязкость, cSt.	>30	220-225
2	Относительная плотность	?1,03	1,02
3	pH	7-8,5	7,97
4	Количество бактерий	0	0
5	Относительное межфазное натяжение между раствором содержащим 0.5% комплекса, 3.5% NaCl и нефть к межфазному натяжению между раствором 3.5% NaCl и нефти (перед проверкой термостойкости при 250C)	? 03	0,031
6	Относительное межфазное натяжения между раствором содержащим 0.5% комплекса, 3.5% NaCl и нефть после 21 суток испытания при 1400C к межфазному натяжению между раствором 3.5% NaCl и нефти (перед тестом на термостойкость)	? 03	0,099

Во время выполнения контракта “Усовершенствование технологии увеличения нефтеотдачи терригенных залежей комплексными физико-химическими и микробиологическими методами” номер 0979/11/T-N6/VSP5-EPC.VPI, процесс проверки комплекса изучался группой специалистов ВСП (ПТО СП, ОГиРМ СП, ПДНГ, НИПИ) в лаборатории Центра Исследования Разведки и Извлечения в городе Ханой. Проверка заключалась актом.

Заключение отчета:

1. До и после проведением теста на термостойкость при 140⁰C в течении 21 суток, все свойства и характеристики комплекса соответствуют необходимым требованиям.

2. Бактерии в комплексе не обнаружены.

3. Комплекс является термостойким продуктом и может применяться для повышения коэффициента нефтеотдачи при добыче нефти из терригенного коллектора месторождения Белый Тигр.

Заключение: ФХМК показывает высокую термостойкость и не образует H₂S. В нем отсутствуют (или содержание незначительно) бактерии. На основе этого, делаем заключение, что раствор комплекса может хорошо вытеснять нефть, не снижая проницаемость резевуара.

4.1 Приготовление комплекса

4.1.1 Состав и качество комплекса

По требованию контракта №0979/T-N6/VSP5- EPC,VPI, подписан 14/10/2011 и “Плана разработки”, утвержден 16/11/2011 (Приложение №1 и Приложение №2), в марте 2012 Комплекс был приготовлен соответствующего качества в необходимом количестве, см. таблицу 4.2.

Таблица 4.2

Химические и биологические компоненты необходимые для приготовления 160 тонн комплекса

№	Компоненты	Вес, тонн	Функция
1	A. Микробиологический компонент 1 (растворитель - Cosurf)	20	Снижает межфаз. натяжение, повышает термостойкость
2	B. Nonylphenol ethoxylate (неионогенный ПАВ)	58	Снижает межфаз. натяжение, повышает соленостойкость
3	C. Alpha- Olefinsulphonate (C12-C16)	58	Снижает межфаз. натяжение, повышает термостойкость
4	D. Микробиологический компонент 2 (раствор thioure)	24	Повышает термостойкость

4.1.2 Приготовление комплекса

Комплекс был приготовлен согласно инструкции и стандартам в соответствии с планом разработки:

- Приготовление комплекса производили с помощью автоматического смесителя с перемешивающим веслом, находящимся на высоте 20cm от дна. Скорость вращения весла может изменяться от 0 до 300 цикл/минут (ц/мин.)

- Первый микробиологический компонент (A-испаренный растворитель -Corsurf) в сотношении 20/160 был закачен в емкость со смесителем;

- Nonylphenol ethoxylate (B - неионогенный ПАВ) в емкость реагент подавался непрерывно до соотношения 58/160. Скорость смесителя постепенно повышалась до 280 ц/мин.

- Laureth - 2 sulfate (C) - AOС в емкость также подавался непрерывно до соотношения 58/160 и перемешан до однородного состояния;

- Второй биологический компонент 2 (D) также непрерывно подавался в емкость до соотношения 24/160 к сумме и перемешан до получения однородного комплекса;

- Комплекс расфасовали в стандартные бочки (меньше или равно 0,8 объема емкости бочки) и герметично закрыли для предотвращения испарения;

- Все 160 тонн ФХМК были закачены в специальные емкости объемом 10 м3 в количестве 20 штук (каждая емкость содержала 8 тонн ФХМК).

4.1.3 Проверка качества ФХМК

Образцы ФХМК были взяты представителем НИПИ 13/4/2012 с актом и отправлены в Аналитический Центр НИПИ.

Результаты анализа образцов (Таблица 4.3) былы растмотрены и утверждены НИПИ 17/4/2012 (Приложение №4).

Таблица 4.3

Физико-химические и биологические свойства ФХМК

№	Анализируемые параметры	Требуемые значения	Факт. значения
1	Вязкость, cSt.	>30	183,36
2	Удельный вес	1,018	1,042
3	pH	7-8,5	7,5
4	Количество бактерий	0	0
5	Относительное межфазн. натяжение между нефтью и водной фазой (a/b) a. Межфазное натяжение между нефтью и раствором, содер. 0,5% ФХМК + 3,5 NaCl + воду b. Межфазное натяжение между нефтью и раствором, содер. 3,5% NaCl + воду	0,3	a/b = 0,032

4.1.4 Планирование опытно-промышленных испытаний технологии на скважинах

- После получения результатов проверки ФХМК, 160 тонн комплекса привезли в СП “Вьетсовпетро”;

- По плану ФХМК планировали закачать в скважину 116 (МСП 5) и скважину 22. Однако, в процессе подготовки закачки ФХМК, на скважине 22 проводили ремонт. Скважину 22 заменили на скважину 1003, по согласованию с СП Вьетсовпетро от 16/4/2012;

- Пробы нефти и воды (первый период) отобрали и доставили в Центр EPC, VPI;

4.2 Процесс закачки ФХМК

Закачку ФХМК провели согласно утвержденному плану:

- 20/4/2012: 100 тонн ФХМК закачали в нагнетательную скважину 116 в течение 22 часов.

- 25/4/2012: 60 тонн ФХМК закачали в скважину 1003 в течение 17 часов.

Процесс закачки был проведен успешно. После закачки ФХМК, обе скважины были переведены в рабочее состояние.

После закачки ФХМК, приемистость скважины 1003 почти не изменилась, а приемистость скважины 116 повысилась. Это говорит о том что, ФХМК способствует очищению призабойной зоны.

Рис. 4.2 Схема подключения оборудования для проведения закачки ФХМК в нагнетательные скважины

4.3 Мониторинг параметров работы скважин после закачки ФХМК

* Мониторинг параметров скважин:

- Расход закачиваемой воды в 2 нагнетательных скважинах;

- Давление закачки в 2 скважинах;

- Дебит нефти в добывающих скважинах;

- Обводненность;

- Расход газлифтного газа.

* Отбор проб: Отбор проб нефти и воды в 9 добывающих скважинах МСП 5 и МСП 10 провели 3 раза по запланированному графику.

* Мониторинг анализируемых параметров:

- Количество аэробных микроорганизмов, анаэробных сульфат-восстанавливающихся бактерий в добываемых нефти и воде;

- Химический состав добываемой воды;

- Физико-химические параметры (вязкость, межфазное натяжение между нефтью и водой или воздухом).

* Обработка и обсуждение результатов выполненных работ:

- Динамика изменение дебита нефти добывающих скважин;

- Динамика изменение обводненности продукции скважин;

- Динамика изменения объема закачиваемой воды;

- Динамика дебита жидкости

-Сравнение фактических и прогнозных параметров;

4.4 Анализ физико-химических параметров добываемых флюидов

В таблицах 4.4-4.8 показаны минеральное содержание добываемой воды, вязкости нефти, количество микробактерий в воде и нефти и т.д.

Целью данного анализа является выявление и объяснение законов различий между указанными параметрами до и после закачки ФХМК если таковые существуют.

Таблица 4.4

Суммарное минеральное содержание добываемой воды, мг/л

Время отбора	4.2012	5.2012	6.2012
Скважина	Минеральное содержание, мг/л
Скв.104- МСП 5	18700	17700	15543
Скв.108- МСП 5	19233	17425	17582
Скв.503- МСП 5	11966	12214	11210
Скв. 507- МСП 5	18250	19700	17150
Скв.509- МСП 5	18750	18340	16215
Скв. 510- МСП 5	20335	19143	18167
Скв.1013- МСП 10	15736	16578	15561
Скв.1014- МСП 10	21345	20465	19243
Скв.1016- МСП 10	20335	19143	18167

Минеральное содержание воды скважин МСП 5 и МСП 10 не значительно изменилось после закачки ФХМК. Незначительное снижение минерального содержания в добываемой воде некоторых скважин находится в пределах погрешности измерения. ФХМК не вызывает осаждение минералов в пласте и вероятно после отмыва нефти, минералы адсорбируются на поверхности пород.

Таблица 4.5

Связь между началом появления нефти, имеющей низкую вязкость и расстоянием от нагнетательных до добывающих скважин

Время отбора	4.2012	5.2012	6.2012	Расстояние от нагн. скважин (м)
Скважина	Вязкость флюидов ( cSt) при 400C
Скв.104- МСП 5	35	35	33	653
Скв.108- МСП 5	10	9	8	813
Скв.503- МСП 5	12	10	11	540
Скв.507- МСП 5	40	41	36	363
Скв.509- МСП 5	45	43	42	612
Скв.510- МСП 5	33	32	29	415
Скв.1013- МСП 10	39	42	38	552
Скв.1014- МСП 10	54	57	55	417
Скв.1016- МСП 10	35	36	36	718

После двух месяцев с момента закачки ФХМК, вязкость добываемых на МСП5 флюидов изменилась значительно по сравнению с предыдущими значениями. Тенденция снижения вязкости во всех скважинах 104, 108, 507, 509, 510 показала положительный эффект от ФХМК. Это зависит от степени контакта между ФХМК и породой-резервуаром. Исследование показало, что вязкость флюидов МСП 10 изменилась не значительно. Это может объясниться низкой гидродинамической связью между нагнетательными и добывающими скважинами.

Таблица 4.6

Межфазное натяжение между нефтью и добываемой водой

Время отбора	4. 2012	5. 2012	6. 2012	Расстояние от нагнетательной скважины (м)
Скважина	Межфазное натяжение (мНм) при 250C
Скв.104- МСП 5	19,349	16,682	15,195	653
Скв.108- МСП 5	20,888	19,567	16,318	813
Скв.503- МСП 5	21,921	29,729	15,558	540
Скв.507- МСП 5	15,560	19,120	17,048	363
Скв.509- МСП 5	19,918	19,443	14,072	612
Скв.510- МСП 5	19,276	18,418	15,538	415
Скв.1013- МСП 10	24,972	22,008	21,305	552
Скв.1014- МСП 10	24,837	24,112	22,937	417
Скв.1016- МСП 10	23,036	22,293	23,402	718

Межфазное натяжение флюидов значительно изменилось после закачки ФХМК. Через два месяца после закачки ФХМК, поверхностное натяжение воды всех добывающих скважин МСП 5 снизилось по сравнению с предыдущими значениями. Это показывает, что ФХМК закаченный в нагнетательные скважины дренировал к добывающим скважинам. Межфазное натяжение флюидов всех скважин МСП 10 почти не изменилось.

Таблица 4.7

Результаты определения общего количества аэробных микроорганизмов в воде

Время отбора	4. 2012	5. 2012	6. 2012
Скважина	Количество аэробных микроорганизмов (клетки/мл)
Скв.104- МСП 5	0,7. 106	1,2. 103	0,9. 103
Скв.108- МСП 5	3. 102	0	1,5. 102
Скв.503- МСП 5	2,5. 104	1,5. 103	4. 102
Скв.507- МСП 5	1,4. 104	3. 103	4. 102
Скв.509- МСП 5	0,7. 103	0	0,7. 106
Скв.510- МСП 5	0,7. 106	0,7. 106	<10
Скв.1013- МСП 10	0,7. 106	0	<10
Скв.1014- МСП 10	0,6. 106	0,7. 103	2. 103
Скв.1016- МСП 10	0,7. 103	0	<10

Таблица 4.8

Результаты определения количества сульфат-восстанавливающих бактерий в воде

Время отбора	4. 2012	5. 2012	6. 2012
Скважина	Количество СВБ (клетки/мл)
Скв.104- МСП 5	1,5. 106	0	0
Скв.108- МСП 5	0,5. 102	0	0
Скв.503- МСП 5	1,5. 104	0	0
Скв.507- МСП 5	0,3. 102	0	<10
Скв.509- МСП 5	0,4. 102	0,7. 102	0
Скв.510- МСП 5	2,5. 104	0	0
Скв.1013- МСП 10	0	0	0
Скв.1014- МСП 10	0	0	0
Скв.1016- МСП 10	0	0	0

Анализ воды показал что, аэробные микроорганизмы содержаться примущественно в отобранных пробах нефти и воды скважин МСП 5. В продукции скважин МСП 10 бактерий почти нет. После закачки ФХМК, количество анаэробных и сульфатвосстанавливающих бактерий значительно снизилось. Это объясняется тем, что термостойкий компонет является также ингибитором бактерий.

Карта системы Верхнего Олигоцена и Нижнего Олигоцена

ГЛАВА 5. АНАЛИЗ, ОЦЕНКА РЕЖИМА РАЗРАБОТКИ И ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕХНОЛОГИИ ФХМК

Участок применения технологии является довольно сложным объектом, состоящим из нижнего и верхнего олигоцена. Группа нижнего олигоцена представлена одной нагнетательной скважиной и 6 добывающими скважинами. Группа верхнего олигоцена состоит из одной нагнетательной скважины и 3 добывающих скважин. Из-за того, что между скважинами существует гидродинамическая связь, закачка комплекса в одну скважину, может повлиять на закачку в других. Добывающие скважины работают не равномерно, и расстояния между добывающими скважинами и нагнетательной скважиной различны. Более того, все скважины эксплуатируются газлифтом. Необходимо тщательно анализировать параметры, чтобы точно оценить эффективность технологии. С точки зрения авторов, провести анализ по каждой скважине, а затем рассмотреть в целом весь участок, является оптимальным вариантом. На основе этого, провели анализ следующих параметров.

5.1 Динамика обводненности отдельных скважин и целого участка

Совокупность нижнего Олигоцена

Рис. 5.1 Динамика обводненности скважины 104- МСП 5

Результаты анализа показали, что после закачки ФХМК, обводненность скважины 104 повышалась два месяца, потом снижалась и стабилизировалась на значении 20%-40%.

Рис. 5.2 Динамика обводненности скважины 108- МСП 5

На скважине №108 до и после закачки ФХМК обводненность оставалась незначительной, однако, ее дебит увеличился. С обводненностей ниже 4%, скважина считается не обводена и закачка ФХМК не влияет на обводненность.

Рис. 5.3 Динамика обводненности скважины 503

На скважине 503, динамика обводненности была более очевидна. После закачки ФХМК, обводненность повышалась в течение 2 месяцев и снижалась после этого, колеблясь в промежутке 5%-15%. Аналогичная ситуация и в скважине №507 (рис. 5.4). Ее обводненность незначительно изменилась по сравнению со значением до закачки ФХМК и находится в интервале 60%- 80%.



Рис 5.4 Динамика обводненности скважины 507-МСП 5

Рис. 5.5 Динамика обводненности скважины 509- МСП 5

Рис. 5.6 Динамика обводненности скважины 510- МСП 5

На скважине №509, после закачки ФХМК обводненность почти не изменилась. Через 6 месяцев после закачки ФХМК, обводненность возрасла до более чем 80%. В некоторые моменты, на скважине №510, обводненность была ниже прогнозного значения (рис. 5.6) и стабильно находилась в интервале 30%-40%.

Расстояния между нагнетательной скважиной и экплуатационными скважинами, эксплуатирующие нижний Олигоцен, различны. Вследствии этого, эффективность закачки ФХМК различна. Чтобы представить суммарную картину обводненности двух совокупных скважин, сумма дебитов эксплуатационой воды была расчитана для каждого месяца и подсчитана сумма обводненности для каждой совокупности скважин. Кривая прогнозной обводненности показана на рисунке 5.7. В случае применения варианта расчёта общей обводненности участка - получили очень высокий коэффициент совместимости между теоретическим и практическим значениями (R² = 0,767). После закачки ФХМК, обводненность одной совокупности повышалась, другой снижалась, но сумма не изменялась значительно и остается довольно стабильной (Рис. 5.7).

Рис. 5.7 Динамика обводненности соответствующей группы скважин Нижнего Олигоцена

Видно, что закачка ФХМК не повлияла на обводненность добывающих скважин. Хотя использование ПАВ теоретически должно повышать подвижность закачиваемой воды и повышать обводненность добывающих скважин. Дело в том, что ФХМК был приготовлен в виде геля, имеющего высокую вязкость. Вследствие этого, ФХМК снижал подвижность воды и не повышал обводненность добывающих скважин.

Группа скважин Верхнего олигоцена

Рис. 5.8 Динамика обводненности скважины 1014

Фактические результаты показали, что на трех добывающих скважинах МСП 10, из-за малой обводненности (ниже 1,5%), скважины 1013 и 1016 не считались обводненными и их динамика обводненности не была рассмотрена. Анализ динамики обводненности был рассмотрен для скважины 1014. На рисунке 58, видно что в течение 5 месяцев поле закачки ФХМК, обводненность скважины 1014 снижалась до 40%-20%. После этого обводненность повышалась снова. Эффект закачки ФХМК оценивался по дебиту нефти. Очевидно что, динамическая связь от нагнетательной скважины до скважины 1014 лучше по сравнению с двумя другими скважинами.

5.2 Анализ динамики использования газлифтного газа

5.2.1 Динамика использования газлифтного газа всего участка - объекта в нижнем Олигоцене

Таблица 5.1

Расход газлифтного газа всего участка-объекта Н. Олигоцена

Месяц	Скв.104	Скв. 108	Скв. 503	Скв. 507	Скв. 509	Скв. 510
	Расход газлифтного газа ( м3/ сутки)
11.2011	15058.08	9045.14	9981.898	14985.45	8965.232	14927.43
12.2011	14976.69	8937.18	9751.642	14900.59	8939.772	14901.87
1.2012	14926.84	8942.512	9985.967	14919.64	8958.244	14896.68
2.2012	14120.56	8901.298	9847.228	14882.5	8981.754	14887.14
3.2012	14954.08	8917.388	9786.721	14909.14	8892.13	14992.06
4.2012	14845.12	8792.471	9729.882	14907.33	8895.261	14893.77
5.2012	14906.82	11460.82	12738.75	15043.08	8993.705	14903.9
6.2012	14756.54	8902	9836.068	15018.1	8836.889	14861.53
7.2012	23423.44	8984.3	9912.331	14797.24	8998.374	14880.81
8.2012	14953.48	8950.763	9867.796	15009.8	8972	14949.13
9.2012	14711.69	8939.257	9888.308	14334.89	8959.424	14889.57
10.2012	14892.36	8941.179	9961.058	14922.34	8991.803	14906.07
11.2012	14826.85	8902.542	9884.78	14819.6	8820.441	14814.2
12.2012	14464.43	8702.492	9599.148	13916.78	8743.311	13909.42
1.2013	14888.08		9979.7	14886.08	8954.81	14880.87
2.2013	14934.98		9933.92	14929.22	8814.95	14883
3.2013	14834.06		9764.91	14700.91	8881.11	15362.09
4.2013	15125.33			15028.44	8981.79	14895.22

На основании сводной таблицы 5.1, расход газлифтного газа до и после закачки ФХМК стабильный. Количество извлеченной нефти зависит от двух факторов: расхода газлифтного газа и ФХМК. Провели анализ влияния этих двух факторов, чтобы определить затраты газлифтного газа на одну тонну добываемой нефти до и после закачки ФХМК. Из анализа результатов можно сделать вывод о положительном влиянии закачки ФХМК на эффективность нефтеотдачи.

Рис. 5.9 Динамика газа газлифта в скважине 104

До и после закачки ФХМК, расход газлифтного газа в целом не сильно изменится за исключением отдельных пунктов в июле. Глядя на диаграмму корреляции между количеством газлифтного газа и дебитом нефти (рис. 5.9), видно, количество газлифтного газа на одну единицу объема сырой нефти снизилось после закачки ФХМК, с учетом прироста среднего дебита нефти. Это свидетельствует о положительном влиянии ФХМК на количество извлеченной нефти.

Рис. 5.10 Динамика использования газа для газлифта на скважине 108

Скважина №108 похожа на скважину №104, где средний расход газлифтного газа не изменился до и после закачки, но его расход на единицу объема извлеченной нефти после прокачки комплекса снижается, это можно видеть на рисунке 5.10. После прокачки ФХМК (Месяцы 8, 9, 10).

Рис. 5.11 Динамика использования газлифтного газа на скважине 503

Для скважины №503 аналогичные правила за предыдущий месяц до и после закачки. После прокачки ФХМК, уровень расхода газлифтного газа снизился, а количество нефти продолжает повышаться, это доказывает, что помимо режима газлифта, химические вещества оказывают положительное влияние на количество извлеченной нефти.

Рис. 5.12 Динамика использования газа для газлифта на скважине №507

Расход газлифта на скважине 507 не подчиняется этим общим правилам, после прокачки ФХМК, количество газлифта хоть и изменилось, среднесуточный дебит нефти практически не изменится. На диаграмме (рис. 5.12), не показана корреляция между динамикой газлифта и количеством извлеченной нефти путем закачки ФХМК.

Рис. 5.13 Динамика использования газа для газлифта на скважине 509

Результаты на рисунке 5.13 показывает, что после прокачки ФХМК, на скважине 509 количество газлифта на тонну добытой нефти уменьшилось, в то же время среднесуточный дебит нефти вырос незначительно. После этого периода, дебит нефти уменьшается, несмотря на то, что расход газлифтного газа на единицу нефти вырос. Можно увидеть длительность эффекта около 3-х месяцев. Воздействие происходит по-разному и зависит от расстояния и межуровневого гидродинамического взаимодействия для целого участка-объекта.

Рис. 5.14 Динамика расхода газлифтного газа на скважине 510

Для скважины 510 (рис. 5.14), эффективность ФХМК началась через 2 месяца после прокачки. Эффект продолжался с июля по декабрь. В течение этого периода, количество газлифтного газа на единицу извлечения нефти уменьшилось и дебит нефти немного снизился. Общая оценка корреляции между динамикой газлифта и влиянием закачки ФХМК для целого участка-объекта показаны на рисунке 5.15.



Рис. 5.15 Корреляция между потоком газлифтнога газа на 1 тонну добываемой нефти и дебитом нефти целого участка Нижнего Олигоцена

Результаты показывают, что, количество газлифта на одну тонну извлекаемой нефти немного изменится, но сумма дебитов нефти целого участка-объекта повышается. Эта сумма дебитов нефти выдерживается в течение 8 месяцев. Это соотношение указывает на положительный эффект закачки ФХМК.

5.2.2 Динамика расхода газлифтного газа для целого участка-объекта в верхнем Олигоцене

Таблица 5.2

Расход газа для целого участка-объекта в верхнем Олигоцене

Месяц	Скважина 1013	Скважина 1014	Скважина 1016
	Расход газа для газлифта ( m3/сутки)
11.2011	12951.15	15297.22	15282.51
12.2011	12966.75	15000.16	16071.87
1.2012	13040.62	15066.97	16079.25
2.2012	13045.01	25741.03	17061.62
3.2012	13125.9	30495.9	16054.2
4.2012	13045.31	30061.57	15906.12
5.2012	13088.52	29669.76	15986.95
6.2012	13146.1	30268.54	16150.31
7.2012	13042.6	29048.78	15967.8
8.2012	13316.08	31131.76	16134.75
9.2012	13085.98	30227.5	16136.85
10.2012	13074.91	30056.33	16047.79
11.2012	12975.39	29765.57	15900.34
12.2012	12079.64	29831.52	15836.65
1/2013	13033	30188.95	15961.14
2/2013	13013.85	30086	15987.96
3/2103	13067.14	29964.29	16151.31
4/2013	12968.51	29876.58	15926.9

Расход газлифтного газа до и после закачки ФХМ комплекса для скважин в Олигоцене различен. Почти без изменений по каждой скважине. В частности, для скважины 1014, внезапно повысился расход газлифтного газа (почти в 2 раза) с января 2012 года, а затем стабилизировался.

Рис. 5.16 Динамика газлифта скважины 1013

График на рисунке 5.16 показывает, что дебит нефти и количество газлифтного газа на одну тонну извлекаемой нефти из скважины 1013 показали обратные тенденции с симметричными точками экстремума, особенно в 5-ом месяце после закачки КМФХ . После этого, такая тендеция уменьшилась и была не явной. Ежедневный расход газлифтного газа и дебит нефти колебались незначительно. Это может быть объяснено тем, что закачка ФХМК помогала повышать дебит нефти значительно в течение 5 месяцев а также после. Эффект повышения снижался постепенно. Можно более явно увидеть влияние ФХМК при анализе динамики извлечения нефти в следующем разделе.