Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Введение

Основной задачей нефтегазового комплекса Республики Татарстан является стабилизация уровня добычи нефти, а также особую роль отводится совершенствованию МУН пластов и интенсификации разработки нефтяных месторождений с применением наиболее рентабельных и успешных технологий.

Технология закачки низкоконцентрированного полимерного состава, разработанная специалистами ПАО «Татнефть» и «ТатНИПИнефть», является одним из решений основной задачи. Так как способствуют улучшению показателей разработки месторождений нефти, а также увеличению доотмыва нефти из менее проницаемой части коллектора, за счёт использования технологии закачки в условиях низкой приемистости нагнетательных скважин.

Появляется возможность расширить выбор способов воздействия на разрабатываемый участок или месторождение.

Технологический процесс является простым и малозатратным, так как используются реагенты отечественного производства и закачка производится с использованием промышленно выпускаемого современного оборудования.

Использование НКПС технологии дает возможность решать следующие задачи регулирования заводнения: контролирование и выравнивание профиля приемистости, ограничение прорыва воды в добывающих скважинах, блокирование промытых зон и трещин.

Целью данной выпускной квалификационной работы является анализ динамики работы, технологической эффективности методов увеличения нефтеизвлечения до и после закачки НКПС, а также рассмотрение участка и подбор участка-кандидата требованиям, предъявляемые к выбору объекту воздействия.

Кроме того, произвести расчет дополнительной добычи по методам характеристик вытеснения, расчет по методики «ТатНИПИнефть» технологических показателей, а также извлекаемые и балансовые запасы нефти.

1. Обзор научно-технической литературы по применению НКПС

В связи с тем, что месторождения Волго-Уральского региона переходят на последнюю стадию разработки, которая обуславливается высокой обводненностью добываемой жидкости, создается главные ориентиры методов увеличения нефтедобычи - ограничение поступления воды, применение потокоотклоняющих технологий (ПОТ).

Как указано в статьях, пик интенсивного развития МУН в России был в 80-х годах, занимала страна 3 место по объему и внедрению технологий, уступая таким странам, как США и Канада. В то время применялось 20 методов (130 технологий) на более чем на 300 объектах 150 месторождений с охватом запасов приблизительно 5 млрд. т., что являлось 75 % запасов, охваченных МУН в бывшем СССР. Проекты, которые были реализованы дали прироста эксплуатируемых запасов 250 млн. т.

Муслимов Р.Х. и соавторы утверждают, что в России изменение направления развития МУН повлияло на образование нефтяных компаний (сейчас жестко конкурируют 11 вертикально-интегрированных компаний). Это наглядно видно на примере ведущих нефтяных компаний, НК «ЛУКАОЙЛ» и ПАО «Татнефть», применяющие все новейшие технологии.

В 70-х годах ХХ века, годовая добыча нефти компании «Татнетфь» достигла максимального значения, более 100 млн.т. После этого первоочередной задачей компании стало поддержание максимально возможных темпов отбора нефти и вследствие чего направление увеличение нефтеотдачи пластов, выполняемые еще с 60-х годов в ТатНИПИнефти, позволило целесообразно проведения в 1972 г. первых опытно-промысловых работ по закачке в пласт раствора ПАВ и концентрированной алкилированной серной кислоты (АСК). После этого стали пользоваться технологиями на основе закачек растворов тринатрийфосфата (ТНФ), сернокислого алюминия (СКА), несколько позже ПАА и др. Также проводилось промысловое испытание закачек углеводородного газа и позднее диоксида углерода. Всех МУН в то время объединяло применение на начальных или довольно ранних стадиях заводнения; оторочки реагентов большого размера образовывались в пласте в больших количествах, которая двигалась к добывающим скважинам после нагнетания обычной воды. Технологии (АСК, ПАВ, ТНФ) были эффективными.

Была затронута тема разрабатывания идеи генерации ПАВ непосредственно в пласте ТатНИПИнефтью. Была создана технология закачки в пласт отработанной серной кислоты, при взаимодействии которой с компонентами нефти образуют сульфокислоты, являющимися ПАВ. В дальнейшем была создана технология закачки в пласт раствора тринатрийфосфата (ТНФ), приводящая к увеличению степени отмыва нефти. При его взаимодействии с пластовой водой образуется суспензия малорастворимых солей кальция и магния, которая повышает эффективную вязкость вытесняющего агента, вследствие чего возрастает охват пласта заводнением. Ценность двух последних технологических процессов заключается также в решении задачи увеличения охвата пласта заводнением, что становилось весьма актуальным к 80-м годам XX века.

Было выяснено, что для увеличения охвата заводнением была создана модифицированная технология выравнивания вязкостей закачиваемого и вытесняемого агентов путем закачки раствора ПАА. Основной недостаток полимерного заводнения (реакция соли на жесткости пластовой воды) преодолевался созданием предооторочки пресной воды либо использованием солестойких ПАА.

Технология полимерного заводнения заключается в создании в пласте большеобъемной оторочки полимерного раствора. Этот вид заводнения применяется на объектах разработки, характеризующихся содержанием нефти повышенной вязкости, средней неоднородностью коллекторских свойств по площади и разрезу, опережающей обводненностью продукции добывающих скважин. Предпочтительными условиями для его реализации на протяжении последнего времени считалось нефть от легкой до среднетяжелой, низкая минерализация пластовых и закачиваемых вод, проницаемость коллектора от средней до высокой, низкая температура (ниже 100С). Эффективность полимерного заводнения зависит от геолого-физических характеристик и текущего состояния разработки объекта. Определение эффективных параметров технологии, включая свойств полимера, требует проведения комплекса научно-исследовательских работ и инженерных расчетов.

Полимерное заводнение является простым и высокоэффективным методом нефтеотдачи пластов, основанный на добавке к воде небольших количеств водорастворимых полимеров при обычном заводнении нефтяных пластов. Он пишет, что сущность метода заключается в изменении соотношения подвижностей вытесняющей жидкости и увеличения вязкости закачиваемой воды за счет содержания в ней высокомолекулярных полимеров. Увеличение вязкости и снижение подвижности воды способствует выравниванию фронта вытеснения при заводнении. Размер оторочки полимерного раствора составляет 10-30 % от количества первоначально содержащейся в пласте нефти. Оторочку раствора полимера можно закачивать на любой стадии разработки, но наибольший эффект наблюдается при применении на начальной. Также говорится, что успешность проекта полимерного заводнения зависит от:

- достоверности геологического описания пласта;

- размера оторочки и концентрации полимерного пласта;

- прогнозирования технологических показателей разработки при заводнениии и полимерном заводнении с помощью математического моделирования;

- соблюдения запроектированной технологии и контроля за качеством закачиваемого раствора на промысле.

Полимерное заводнение имеет отрицательное воздействие на нефтеотдачу молекулярно-поверхностных сил, допускается до полного устранение использование углеводородного растворителя при вытеснении нефти для создания в пласте наиболее эффективного смешивающегося вытеснения. В результате между нефтью и растворителем возникает зона полной смешиваемости при отсутствии поверхностного натяжения, что обеспечивает вытеснение капиллярно-удержанной и частично пленочной нефти. Вследствие взаимного растворения пластовой нефти и менее вязкого углеводородного растворителя снижаются вязкость и степень расширения нефти, и нефтенасыщенность перед фронтом проталкивающего агента, что способствует формированию водонефтяного вала.

В Российской Федерации широко применяются технологии в основу которых заложено полимерного воздействие на пласт. Реагенты биополимер «Ксантан» и полиэтиленоксиды, полимеры на основе различных кислот например метакриловой кислоты, «Продукт БП - 92», полиакриламиды (ПАА) наиболее распространены.

Применение полимеров для увеличения нефтеотдачи можно разделить на 2 группы:

1) Агенты для уменьшения подвижности воды.

2) В качестве сшивателей, для перекрытия высокопроницаемых зон.

Так как наиболее простой технологический метод увеличения нефтеотдачи является закачка ПАВ и композиции на их основе был хорошо описан принцип воздействия низкоконцентрированных ПАВ. Говорится, что принцип построен на снижении межфазного натяжения между нефтью и водой и увеличения угла смачивания горной породы, т.те. на снижении капиллярного сопротивления. Так, как критическая концентрация мицеллообразования (ККМ) меньше, рентабельнее использовать низкоконцентрированнные полимерные составы.

Рассматривая полимеры низкой концентрации, отмечено, что при использовании их в раствор ГНПК, за счет адсорбции полимера на породе растворы будут работать в качестве глиностабилизирующих.

Одним из наиболее перспективных методов увеличения нефтеотдачи является потокоотклоняющие условия. Автором сказано, что потокоотклоняюшие технологии основаны на закачке в нагнетательные скважины ограниченных объемов специальных реагентов, предназначенных для снижения проницаемости высокопроницаемых прослоев пласта (вплоть до их блокирования), с целью выравнивания приемистости скважины по разрезу пласта и, тем самым, создания более равномерного фронта вытеснения и уменьшения прорывов воды в добывающие скважины.

Ведущими специалистами ПАО "Татнефть" и ТатНИПИнефть разработана технология, которая заключается в закачки композиций, содержащих поверхностно-активные вещества (ПАВ) и полимеры, способствующие улучшать показатели разработки месторождений нефти, а также увеличению доотмыва нефти из менее проницаемой части коллектора. За счёт использования технологии закачки низкоконцентрированных полимерных составов для условий низкой приемистости нагнетательных скважин (технология НКПС) появляется возможность расширить выбор способов воздействия на разрабатываемый участок или месторождение.

Три композиции лежат в основе данного процесса, которые могут содержать полимер, ПАВ, а также индуктор гелеобразования. Предусмотрена как совместная, так и попеременная закачка основных компонентов композиций. В технологии используются различные синтетические и природные полимеры, что также расширяет сферу её применения.

Вовлечение в разработку низкопроницаемыхпропластков осуществляется за счёт свойств ПАВ - полимерной композиции, вытесняющей нефть из ранее не задействованных воздействием зон. Использование ПАВ-полимерной композиции способствует как повышению коэффициента охвата пласта воздействием, так и увеличению коэффициента вытеснения нефти. Разработанный метод отличается простым в исполнении технологическим процессом и является одним из наиболее малозатратных. В технологии применяются реагенты отечественного производства, закачка которых производится с использованием промышленно выпускаемого современного оборудования.

Данная технология простой, так как для ее реализации не нужно менять действующую систему воздействия на добываемый пласт и реализуется с помощью технических средств по закачке и приготовлению со сшивателями.

Также в особенность данной технологии входит рекомендация его применения на поздней стадии разработки нефтяного месторождения, которая представлена терригенными и карбонатными коллекторами неоднородными по проницаемости. Использование НКПС технологии дает возможность решать следующие задачи регулирования заводнения: контролирование и выравнивание профиля приемистости, ограничение прорыва воды в добывающих скважинах, блокирование промытых зон и трещин.

Чистая прибыль от реализации нефти, полученной в результате применения технологии НКПС, в расчёте на одно мероприятие и за срок проявления эффекта составляет свыше 4 млн. руб.

Таким образом, проведя обзор научно-технической литературы по теме ВКР, можно сделать вывод, что тема актуальна. Имеются следующие преимущества и недостатки, реализуемые на большинстве объектах не только компании ПАП «Татнефть» но и других нефтегазодобывающих компаниях.

2. Технико-технологическая часть

2.1 Анализ выполнения проектных решений по объекту разработки, связанных с работой залежи и фондом скважин

Месторождение находится в промышленной разработке с 1979 года. Все объекты разрабатываются сеткой с расстоянием между скважинами - 400 м, кроме опытного участка по турнейскому горизонту, который разрабатывается по сетке 200х200.

Таблица 2.1 - Фонд скважин на Ерсубайкинском месторождении с 2010 по 2014 гг.

Фонд	на 2010г	на 2011г	на 2012г	на 2013г	на 2014г
Эксплуатационный фонд	289	289	286	286	279
Действующий фонд	278	281	280	271	266
Консервация	21	21	23	22	25

С 2010 по 2014 год идет уменьшение динамики эксплуатационный фонда скважин на 10 скважин, действующий фонд на 12 скважин. Наблюдается рост скважин которых переводят в консервацию, рост пьезометрических скважин с 27 до 39 скважин. Наглядно это продемонстрировано в таблице 2.1.

Падение ввода новых скважин наблюдается в НГДУ «Ямашнефть» на Ерсубайкинском месторождении наблюдается с 2007 года. По данным таблицы 2.2.

За 2011 год из бездействующего фонда введено в эксплуатацию 4 скважины. Годовая добыча по введенным из бездействия скважинам составила 1,266 т.т.нефти, среднесуточный дебит нефти и жидкости составил 1,5 т/сут и 5,9 т/сут соответственно.

За 2011 год из бездействующего фонда введено в эксплуатацию 4 скважины. Годовая добыча по введенным из бездействия скважинам составила 1,266 т.т.нефти, среднесуточный дебит нефти и жидкости составил 1,5 т/сути 5,9 т/сут соответственно.

Таблица 2.2 - Фонд новых скважин принятых из бурения на Ерсубайкинском месторождении НГДУ «Ямашнефть» с 2007 по 2014 гг.

Скважины	2007 г.	2008 г.	2009г.	2010г.	2011г.	2012г.	2013г.	2014г.
Ввод новых скв. из бурения в экспл	13	10	4	-	4	-	-	-
Принята из бурения в пьезометрич фонд	1	-	-	-	1	-	2	-
Принята из бурения в ликвид без спуска колонны	-	-	-	-	1	-	-	-

На рисунке 2.1 можно наблюдать, что с начала эксплуатации показатели разработки были весьма не большими. График показывает стабильный рост добычи нефти, наиболее быстрый рост наблюдается до 1990 года. Максимальное значение дебита жидкости зафиксировано в 2010 году со значением 496 тыс. т. В 2014- 2015 году годовой дебит нефти составил 305 тыс.тонн, что не намного меньше максимального значения. Следует отметить что в 1994 году было резкое снижение дебита до значения 151,5 тыс.тонн.

Рассматривая диаграмму обводненности, наблюдается резкий подъем до 1987 года, что обуславливает, что на тот момент были приняты не подходящие меры по эксплуатации скважин, которые привели к увеличение процента воды в добываемой жидкости. С 1987 - 1990 года обводненность фонда идет понижение. 1990 год является точкой с которой начинается обильная закачка жидкости для ППД. Общая закачки жидкости с годами растет как и обводненность.



Рисунок 2.1 - Основные технологические показатели разработки Ерсубайкинского месторождения (1979-2015 гг.)

полимерный заводнение месторождение вязкость

Рассмотрим более детально данные с 2011 года. За 2011 год из бездействующего фонда введено в эксплуатацию 4 скважины. Годовая добыча по введенным из бездействия скважинам составила 1,266 т.т.нефти, среднесуточный дебит нефти и жидкости составил 1,5 т/сут и 5,9 т/сут соответственно. В отчетный год из эксплуатационного фонда выбыли 3 скважины: переведена в пьезометрический фонд для наблюдения за изменением пластового давления скважина №10994, переведены в консервацию скважины №10826, №11719, ввиду нерентабельности эксплуатации. В рамках выполнения программы по внедрению оборудования для ОРЭ двух эксплуатационных пластов с раздельным подъемом жидкости на месторождении в 2011 году введено 5 скважин: однолифтовая установка на 3 скважинах №6921, №10803, №6974, двухлифтовая установка на 2 скважинах №6981, №10930. Дополнительная добыча по ним составила 3012 тонн нефти. В отчетный год на скважине №10931 внедрено оборудование ОРЗ.

По тульскому в целях выравнивания профиля приемистости проводилась закачка НКПС на скважинах №№6994, 10815. Дополнительная добыча нефти составила 1629 тонн. Пластовое давление в зоне отбора составило 78,3 атм, что на 0,9 атм ниже по сравнению с 2013 годом. Компенсация отбора закачкой за год 105,7%. Средний дебит нефти, жидкости составили 2,78 т/сут и 4,67 т/сут соответственно. Накопленный отбор от НИЗ - 53,2%. Текущий коэффициент нефтеизвлечения 0,237 при проектном - 0,445. Темпы отбора составили 1,71% от НИЗ и 3,52% от ТИЗ.

По бобриковскому горизонту извлечено 96,6% от НИЗ, темп отбора 3,49% от НИЗ, 50,68% от ТИЗ, текущий коэффициент нефтеизвлечения 0,377 при проектном - 0,39.

По турнейским отложениям с начала разработки отобрано 87,7% от НИЗ. Темпы отбора 0,97% от НИЗ, 7,35% от ТИЗ. Текущий коэффициент нефтеизвлечения 0,400 при проектном - 0,351.

По турнейским отложениям накопленный отбор от НИЗ - 43,3%. Текущий коэффициент нефтеизвлечения 0,122, при проектном - 0,282. Темпы отбора составили 1,82% от НИЗ и 3,11% от ТИЗ.

По девонскому объекту отобрано 49,5% от НИЗ. Текущий коэффициент нефтеизвлечения 0,226 при проектном - 0,457. Темпы отбора составили 2,76% от НИЗ, от ТИЗ 5,18%.

В таблице 2.3 фонд скважин на 2014 год составляет 266 скважин действующий фонд, находящиеся в консервации25 скважин, пьезометрический фонд.

Таблица 2.3 - Характеристика фонда скважин Ерсубайкинского месторождения по состоянию на 2014 год

№ п/п	Фонд скважин	По состоянию на
		Фактические данные на 2014г.	Проектные данные на на 2014 г.	+,-
1.	Добывающий	279	277	-2
1.1.	Действующий	265	270	+5
1.1.1.	ЭЦН			-
1.1.2.	ШГН	265	270	+5
1.1.3.	Фонтанные			-
1.2.	Бездействующий	14	7	-7
1.3.	В освоении			-
2.	Нагнетательный	78	78	-
2.1.	Действующий	77	77	-
2.2.	Остановлено по технологической причине	15	2	-13
2.3.	Бездействующий	1	1	-
3.	Пьезометрический	36	38	+2
4.	В консервации	27	27	-
5.	Ликвидированные и ожидающие ликвидации	41	41	-
6.	Водозаборные	8	8	-
7.	Пробуренный фонд	469	469	-

За 2014 год из неработающего фонда введены в эксплуатацию 9 скважин, все скважины №№10843, 10959, 11909, 11932, 11936, 11939, 4875, 6988, 10845 введены из бездействующего фонда. Годовая добыча по введенным из бездействия скважинам составила 3,428 тыс.т нефти, среднесуточный дебит нефти составил 2,3 т/сут.

В отчетный год из эксплуатационного фонда выбыли 2 скважин: переведены в пьезометрический фонд для наблюдения за изменением пластового давления скважина №№6850, 11903.

Скважины №№6924, 10877, 10832 ликвидированы, в связи отсутствием необходимости использования в других целях, отсутствием нефтеносных пластов.

В 17 скважинах применили методы ПНП, дополнительная добыча нефти от проведенных мероприятий составила 9360 тонн. Произвели герметизацию эксплуатационной колонны на 6 скважинах, дополнительная добыча нефти составила 2019 тонн. Произвели обработку призабойной зоны СКО на 1 скважине, дополнительная добыча нефти составила 384 тонн. На 1 скважине произвели переход на верхний горизонт, дополнительная добыча от проведенного мероприятия составила 451 тонн нефти. На 1 скважине произведена изоляция затрубной циркуляции, дополнительная добыча от проведенного мероприятия составила 656 тонн нефти.

План отбора нефти, жидкости и закачки воды по месторождению выполнены на 100,1%, 100,0%, 100,5% соответственно.

Обводненность добываемой продукции увеличилась на 1,8% и составила 36,9%. Средний дебит нефти стабилизировался, жидкости увеличился на 0,2 т/сут и составляет 3,6 т/сут и 5,7 /сут соответственно.

С начала разработки отобрано 43,04% от НИЗ, темпы отбора составили 1,74% от НИЗ и 2,96% от ТИЗ. Текущий коэффициент нефтеизвлечения - 0,166 (с шешминским горизонтом отобрано 42,53% от НИЗ, годовой темп отбора составил: от НИЗ 1,71%, от ТИЗ - 2,90 %).

Анализируя динамику показателей, можно сделать определенный вывод. С 1995 года добыча жидкости стабилизировалась, это обуславливается тем, что применение методов увеличение подобраны корректно. Месторождение находиться на последней стадии разработки, в связи с этим фонд новых скважин на Ерсубайкинском месторождении уменьшается, увеличивая количество скважин переходящих в режим пьезопроводной или в консервацию.

2.2 Анализ технологической эффективности методов увеличения нефтеизвлечения пластов на рассматриваемом объекте

Закачка на нагнетательных скважинах низкоконцентрированного полимерного состава производится для частичного или полного закрытия промытых водой высокопроницаемых зон коллектора.

На Ерсубайкинском месторождении с целью прироста дополнительной добычи нефти с 2011 по 2014 года применялись следующие технологии: СПС, НКПС, ВПСК, ВПСД, ПГК, РБК-Ксантан. Для анализа эффективности, сравним технологию закачки НКПС с другими технологиями МУН.

Таблица 2.4 - Таблица технологических данных по проводившихся на Ерсубайкинском месторождении МУН за 2011 год

Наименование технологии	Количество обработок, ед	Доп добыча нефти т	Удельная эффективность, т.	Затраты, тыс. руб	Удельные затраты на закачку, тыс.руб.
2011 г.
СПС	2	677	338,55	495,3	247,65
РБК-Ксантан	3	332,1	110,7	568,99	189,66
НКПС	3	439,5	146,5	1641,2	547,07
2013 г.
РБК-Ксантан	10	861,6	86,16	2899,92	289,99
ПГК	4	334,5	83,63	1870,6	467,65
НКПС	4	530,4	132,6	2574,47	643,62
ВПСК	3	473,7	157,9	857,37	285,79
ВПСД	2	133,2	66,6	913,338	456,67

Рисунок 2.2 - Гистограмма сравнительной характеристики количества применяемых МУН на Ерсубайкинском месторождении за 2011- 2014 года

По приведенной гистограмме на рисунке 2.2 видно, что технология закачки низкоконцентрированного полимерного состава является менее применяемым на данном месторождении. Чаще всех технологий, представленных для сравнения, применяют технологию РБК-Ксантан, что наглядно видно рост количества МУН с 2013 по 2014 год на 3 ед.

Рисунок 2.2 - Гистограмма полученной дополнительной добычи нефти от применения МУН на Ерсубайкинском месторождении за 2011- 2014 года

По итогам 2011 года применение сшитополимерных составов имеет наибольшую дополнительную добычу. В 2013 году технология применения РБК-Ксантан показала наибольшую добычу. За 2014 год виден большой скачек дополнительной дебита нефти по технологии МУН РБК-Ксантан и КСМД. Наблюдая за результатами приведенной на рисунке 2.2, отчетливо видно, что происходит рост дебита технологии закачки НКПС, прирост за год составил 126,6 т.

На рисунке 2.3 видно, за 2014 год наибольший удельный эффект показало применение закачки НКПС, что на 61,1 т/месс больше, чем в предыдущем году. В 2011 году технология СПС показала сравнимо больший эффект, представив высокие показатели 338,55 т/скв.



Рисунок 2.3 - Гистограммы удельной эффективности применения от МУН на Ерсубайкинском месторождении за 2011 - 2014 год

Рисунок 2.4 - Гистограмма затрат применяемых МУН на Ерсубайкинском месторождении (2011-2014 гг.)

Рисунок 2.5 - Гистограмма распределения удельных затрат МУН на Ерсубайкинском месторождении (2011-2014 гг.)

Наиболее затратным по итогам 2011-2014 годов является технология закачки НКПС, так как удельные затраты закачки наиболее высокие в течении всего рассмотренного периода.

Подведя анализ, можно сделать вывод что, за рассмотренные года технология закачки НКПС является наиболее затратной, показала высокие удельные затраты. Наибольшие затраты были в 2013 году - 643,62 тыс.рублей на одну скважино-закачку. Не смотря на это, в 2014 году у закачки НКПС самый высокий удельным эффект - 219 т/мес, что в сравнении с другими технологиями делает ее весьма эффективным методов увеличения нефтеотдачи на данном месторождении.

2.3 Характеристика метода увеличения нефтеизвлечения. Применяемая техника и технология

В 2012 году специалистами из ТатНИПИнефть и ПАО «Татнефть» была разработана композиция для закачки в нагнетательные скважины, в которую входили поверностно-активные вещества (ПАВ) и полимеры. Закачка данной композиции в пласт способствовал улучшениям показателей разработки месторождения, а также увеличение доотмыва нефти из плохо проницаемых частей коллектора. Разработанный метод отличается простым в исполнении технологическим процессом и является одним из наиболее малозатратных. В технологии применяются реагенты отечественного производства, закачка которых производится с использованием промышленно выпускаемого современного оборудования.

Неоднородность продуктивного пласта приводит к неравномерному продвижению вытесняющего агента и образованию промытых водой зон с низким фильтрационным сопротивлением, что способствует обводнению добывающих скважин, при этом, как правило, низкопроницаемые пропластки разрабатываются более медленными темпами или не вовлекаются в разработку.

На Ерсубайкинском месторождении закачка применятся НПКС реализуется в небольших количествах, но при этом является эффективным методом увеличения нефтеотдачи по сравнению с другими МУН.

Основными технологическими свойствами композиции являются: регулируемая вязкость рабочих растворов, сохранение реологических и нефтевытесняющих свойств в широком диапазоне температур, активности водородных ионов, давлении, минерализации (до 300 г/дм3);

Технология основана на применении трех композиций: композиция № 1 используется при приемистости нагнетательной скважины не менее 120 м3/сут и не более250 м3/сут при давлении закачки от водовода; композиции № 2 и № 3 используются при приемистости нагнетательной скважины не менее 80 м3/сут и не более 200 м3/сут при давлении закачки от водовода.

Технология реализуется на нагнетательных скважинах с низкой приемистостью, находящихся под закачкой минерализованных (сточных) или пресных вод.

Объект разработки - обводненные терригенные или карбонатные коллектора порового или трещиновато-порового типа, имеющие проницаемостную неоднородность в разрезе или строении пласта.

Для низкопроницаемых коллекторов технологический процесс (ТП) может реализоваться как без инициаторов гелеобразования, так и со сшивающими агентами в концентрациях, не приводящих к образованию малоподвижных высокопрочных гелей.

Для реализации ТП выбранный участок должен отвечать следующим требованиям:

- система разработки - внутриконтурное заводнение;

- наличие гидродинамической связи между нагнетательной и добывающими скважинами участка;

- в нагнетательной скважине участка не должен присутствовать водонефтяной контакт;

- приемистость нагнетательных скважин должна быть не менее 80 м3/сут и не более250 м3/сут, составляющем 80 % от давления на водоводе;

- соотношение нагнетательных и добывающих скважин на участке воздействия неменее 1:2;

- нефтенасыщенная толщина пласта должна быть не менее 2,0 м;

- среднее содержание воды в продукции добывающих скважин участка воздействия не менее 40 % и не более 98 %.

Скважина, предназначенная для реализации ТП, должна иметь герметичную эксплуатационную колонну, исправную устьевую арматуру, зумпф не менее 5 м, позволяющий проводить комплекс промысловых геофизических исследований (ПГИ), наличие заколонных перетоков не допускается.

Непосредственно перед началом работ (но не позднее, чем за сутки) скважина должна быть подключена под закачку воды с целью выхода на установившийся режим работы, что позволит получить объективные данные по приемистости скважины до воздействия технологии.

Для осуществления ТП должны использоваться передвижные автоматизированные установки по приготовлению, дозированию и закачиванию составов типа КУДР или их аналоги. При применении автоматизированных узлов приготовления и дозирования для закачки готовых составов в скважину допустимо использование насосных агрегатов типа ЦА-320 и их аналогов, а в зимних условиях необходимо использовать передвижную паровую установку для приготовления раствора ПАВ.

Для реализации технологии используются реагенты, имеющие сертификат соответствия системы "ТЭКСЕРТ" - ГЦСС "Нефтепромхим", допущенные к применению в технологических процессах добычи и транспорта нефти.

В технологическом процессе используются: натрий - карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ), полиэтиленоксид (ПОЭ), поверхностно-активные вещества (ПАВ) от различных производителей, сшиватель - ацетат хрома, исследованные на реологические, фильтрационные и нефтевытесняющие свойства в отделе увеличения нефтеотдачи пластов института "ТатНИПИнефть", и рекомендованные для реализации в технологическом процессе.,

Физико-химические показателиполиэтиленоксида представлены в таблице 2.6. ПОЭ - термопластичный водорастворимый полимер линейного строения (-СН2-СН2-О-)n.

В основном применяют натрий, производимый по регламенту ТУ 2231-002-50277563-2000. Требования к натрию, карбоксиметилцеллюлоза, представлены в таблице 2.5.

Таблица 2.5 - Физико-химические свойства карбоксиметилцеллюлозы

№ п/п	Наименование показателя	Значение/Характеристика
1	Внешний вид и цвет	Мелкозернистый сыпучий материал от светло-желтого до бежевого цвета
2	Массовая доля воды, %, не более	10
3	Степень замещения по карбоксиметильным группам, в пределах	70-90
4	Массовая доля основного вещества в абсолютно сухом техническом продукте, %, не менее	55-65
5	Степень полимеризации, в пределах	700-900
6	Растворимость в воде в пересчете на абсолютно сухой технический продукт, %, не менее	97
7	Активность водородных ионов (рН) раствора с массовой долей 2,0 % , в пределах	7,0-11

Таблица 2.6 - Физико-химические показатели к полиэтиленоксида

Наименование показателя	Значение/Характеристика
Внешний вид	Порошкообразный продукт от белого до светло-желтого цвета
Молекулярная масса, не менее	3·106-4·106

ПОЭ - продукт полимеризации окиси этилена на различных катализаторах.

Неионогенное ПАВ - в технологическом процессе используется Неонол АФ 9-12 или АФ 9-9 (по ТУ 2483-077-05766801-98) производства ОАО "Нижнекамскнефтехим". Физико-химические показатели Неонолов АФ 9-12 и АФ 9-9 приведены в таблице 2.7.

Таблица 2.7 - Физико-химические показатели Неонолов АФ 9-12 и АФ 9-9

№ п/п	Наименование показателя	Значение/Характеристика
		АФ 9-12	АФ 9-9
1	Внешний вид при температуре 25С	Прозрачная маслянистая жидкость от бесцветного до светло-желтого цвета
2	Массовая доля воды, % не более	0,5
3	Температура застывания, С, в пределах	13?17	3?8

Ацетат хрома используют в качестве инициатора гелеобразования. Водный раствор ацетата хрома (уксуснокислый хром трехвалентный) представляет собой жидкость темно-зеленого цвета с запахом уксусной кислоты, хорошо растворим в воде.

Таблица 2.8 - Физико-химические показатели ацетата хрома

Наименование показателя	Значение
Массовая доля хрома (III), %, не менее	10,2
Массовая доля ацетата хрома (III), %, не менее	45
Активность водородных ионов, (рН), в пределах	3-4

Водный раствор ацетата хрома выпускается по ТУ 2499-001-50635131-00. Возможно применение ацетата хрома других марок и фирм - производителей, имеющих аналогичные физико-химические показатели и допущенные к применению в нефтяной промышленности.

Можно сделать определенный вывод, что для реализации закачки в нагнетательные скважины низкоконцентрированного полимерного состава необходимы следующие компоненты - карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ), полиэтиленоксид (ПОЭ), поверхностно-активные вещества (ПАВ) от различных производителей, сшиватель - ацетат хрома.

2.4 Анализ динамики работы участка до и после применения МУН

Применение технологии закачки низкоконцентрированного полимерного состава осуществляется на поздней стадии разработки месторождения, для терригенных и карбонатных коллекторов неоднородными по проницаемости.

Закачка реализуется с помощью технических средств по закачке и приготовлению со сшивателями.

Данная технология применялась в 10 июня 2014 года на участке из 5 скважин: 4869 - исходно нагнетающая скважина; 4864, 4868, 4870, 4875 - реагирующие скважины. Далее рассмотрим изменение приемистости и объем закачки на скважине 4869.

Таблица 2.9 -- Таблица изменения приемистости нагнетательной скважины участка №4869 до и после закачки НКПС

Дата замера	Приемистость, м3/сут
07.11.13	33,6
20.11.13	38,4
05.12.13	40,8
14.01.14	43,2
06.02.14	31,2
27.03.14	45,6
27.03.14	36
10.04.14	40,8
21.04.14	48
02.07.14	31,2
03.10.14	40,8
07.11.14	38,4
26.11.14	43,2
09.12.14	40,8
13.01.15	40,8
16.01.15	38,4
05.02.15	38,4
03.03.15	38,4
17.04.15	45,6

В связи с тем, что замеры проводились не каждый месяц, имеется не полнота данных. Построим гистограмму для анализа данных.

Рисунок 2.6 - Динамика изменения приемистости нагнетательной скважины участка №10815 до и после закачки НКПС

На рисунке 2.6 отчетливо видно, что приемистость скважины падает в течение 2013 года. Применив технологию закачки низкоконцентрированного полимерного состава, приемистость скважины принимает стабильный рост, что говорит о положительных действиях закачки НКПС.

Таблица 2.10 - Динамика изменения дебита нефти добывающих-раегирующих скважин участка №4869 Ерсубайкинского месторождения до и после применения НКПС

Дата замера	Добыча нефти, т/мес.
	Скважина 4869	Скважина 4868	Скважина 4870	Скважина 4875
июн.13	55	39	1	0
июл.13	37	31	232	0
авг.13	141	106	215	0
сен.13	143	111	226	0
окт.13	143	58	1	0
ноя.13	141	117	226	0
дек.13	162	123	1	0
янв.14	135	118	179	0

Рисунок 2.7 - Гистограмма изменения средне месячной добыча нефти по добывающим-реагирующим скважинам участка №4869 Ерсубайкинского месторождения до и после закачки НКПС

По гистограмме в рисунку 2.7 видно, что происходить рост дебита у всех скважин.

Это говорит по положительной эффективности НКПС. Наибольший эффект наблюдается на скважине 10814.

На данной гистограмме также наблюдается стабилизация добычи нефти по скважине №4868, с последующим увеличением дебита.

Подобная ситуация наблюдается с данными скважины №4875, №4875.

Таблица 2.11 - Динамика изменения обводненности добывающих-раегирующих скважин участка №4869 Ерсубайкинского месторождения до и после применения НКПС

Дата замера	Обводненность, %.
	Скважина 4864	Скважина 4868	Скважина 4870	Скважина 4875
июн.13	10	6	6	99
июл.13	10	6	6	99
авг.13	15	6	6	99
сен.13	18	6	6	99
окт.13	20	10	6	99
ноя.13	19	12	6	99
дек.13	10	7	6	99
янв.14	8	7	8	99
фев.14	8	7	8	99
мар.14	9	7	8	99
апр.14	10	7	7	99
май.14	10	6	7	99
июн.14	10	6	7	99
июл.14	9	8	8	99
авг.14	9	8	8	99
сен.14	9	8	8	99
окт.14	10	9	8	38
ноя.14	35	11	7	71
дек.14	25	10	7	71
янв.15	20	10	7	57
фев.15	8	9	7	49
мар.15	6	10	12	49
апр.15	6	15	11	50
май.15	5	13	10	50
июн.15	5	10	10	50



Рисунок 2.8 - Динамика изменения обводнённости добывающих-реагирующих скважин участка скважины № 4869 до и после закачки НКПС

Влияние технологии закачки состава НКПС является неоднозначным на участке. Так в скважинах №4875 и №4864 технология повлияло на уменьшение обводненности и рост нефтедобычи, а в скважинах №4868, №4870 рост дебита жидкости и нефти с увеличением обводненности.

Проведя анализ, можно сделать определенный вывод, что, применив технологию НКПС, у скважин на Ерсубайкинском месторождении, наблюдается рост дебита нефти. Наглядно виден прирост добычи на гистограмме 2.8, на скважинах №4870 и №4875. В целом по всему месторождению закачка НКПС не ухудшив технологические показатели, продемонстрировала себя как технология со стабильными положительными эффектами.

2.5 Оценка соответствия выбранных участков и подбор участков-кандидатов по регламентированным условиям применения

Технология закачки НКПС применяется в нагнетательных скважинных, которые имеют не высокую приемистость, а также находятся под закачкой сточных или пресных вод.

Под объект разработки данной технологии выбираются обводненные терригенные или карбонатные коллектора, имеющие трещины и поры, обладающие неоднородной проницаемость в строении пласта или разрезе.

Технологический процесс может происходить как с инициаторами гелеобразования, так и без них, вместе со сшивателями допустимых концентрациях.

Для реализации ТП выбранный участок должен отвечать следующим требованиям: система разработки - внутриконтурное заводнение; наличие гидродинамической связи между нагнетательной и добывающими скважинами участка; в нагнетательной скважине участка не должен присутствовать водонефтяной контакт; приемистость нагнетательных скважин должна быть не менее 50 м3/сут и не более 250 м3/сут, составляющем 80 % от давления на водоводе; соотношение нагнетательных и добывающих скважин на участке воздействия не менее 1:2;нефтенасыщенная толщина пласта должна быть не менее 2,0 м; среднее содержание воды в продукции добывающих скважин участка воздействия не менее 40 % и не более 98 %.

Скважина, предназначенная для реализации ТП, должна иметь герметичную эксплуатационную колонну, исправную устьевую арматуру, зумпф не менее 5 м, позволяющий проводить комплекс промысловых геофизических исследований (ПГИ), наличие заколонных перетоков не допускается.

Непосредственно перед началом работ (но не позднее, чем за сутки) скважина должна быть подключена под закачку воды с целью выхода на установившийся режим работы, что позволит получить объективные данные по приемистости скважины до воздействия технологии.

Рассмотрим соответствия каждой добывающей скважины участков на которых проводилась закачка НКПС по обводненности, которая должна находиться в интервале значений до 80%. Данные берутся на дату реализации технологии.

Рисунок 2.9 - Гистограмма обводненности участков, на которых проводилась закачка НКПС на Ерсубайкинском месторождении

По гистограмме обводненности участков, показанный на рисунке 2.9, видно, что большая часть скважин удовлетворяет требованиям руководящего документа так как находятся значения обводненности находятся в диапазоне до 80 %.

Всего проводилось за рассмотренный период с 2011 по 2014 года 10 закачек НКПС, из них на двух участках проводилась повторная закачка. По данным наглядно видно, что не все скважины соответствуют требованиям по руководящему документу. Эффект по реагирующим скважинам будем считать по дополнительной добыче нефти.

Рассмотрим нагнетательные скважины в соответствии требованиям, на которых проводилась закачка НКПС.

Таблица 2.12 - Данные по приемистости нагнетающих скважин на момент закачки

Скважина №	Приемистость, м3/сут
№10815	2011 г.	56
	2014 г.	52,8
№6994	2011 г.	36,4
	2014 г.	62,4
№11914	67,2
№11934	70,1
№4813	76,8
№11953	47,8
№4869	41,2
№10837	31,2

Рассмотренные нагнетательные скважины не все подходят по требованиям руководящего документа.

Несмотря на это, сравним эффективность закачки НКПС по дополнительной добыче.

В результате анализа нагнетательного фонда скважин Ерсубайкинского месторождения были подобраны 2 скважины-кандидата для закачки НКПС.

Таблица 2.13 - Выбор скважины - кандидата для закачки НКПС

Критерия	№ Скважины
	10813	6977
Приемистость, м3/сут	81,6	62,4
Нефтенасыщенная толщина, м	8,5	13,3
Содержание воды в продукции добывающих скважин, %	52	47
Состояние эксплуатационной колонны	герметична
Наличие заколонных перетоков	отсутствует

Можно сказать, что не все участки отвечают на требования по руководящему документу. Но не смотря на все не соответствия требованиям, данная технология повлияла на рост дебита нефти и жидкости.

2.6 Оценка гидродинамической связи скважин участка- кандидата

Проведение гидродинамических исследований скважин (ГДИС) является неотъемлемой частью контроля за разработкой нефтяных месторождений, позволяет оценивать успешность реализуемых геолого-технических мероприятий.

Гидродинамические исследования проводятся на эксплуатационном фонде скважин для уточнения геологического строения пласта в зоне дренирования скважин (установления геологических неоднородностей и границ пласта), определения фильтрационных характеристик пласта, оценки изменения (загрязнения) фильтрационных свойств в призабойной зоне, оценки энергетических свойств пласта.

§ Оценка энергетического состояния залежи,

§ Исследования на установившихся режимах,

§ Исследования на неустановившихся режимах,

§ Исследование гидродинамической связи по пласту.

Гидродинамическая связь обеспечивает взаимовлияние между скважинами через пропластки. Чтобы оценить гидродинамическую связь на участке, необходимо рассмотреть схему расположения, коэффициенты влияния по реагирующим скважинам. Коэффициент влияния показывает в процентном соотношении влияние нагнетательной скважина на добычу нефти добывающей (реагирующей).

На Ерсубайкинском месторождении за рассмотренные 3 года на 8 участках проводилось 10 закачек НКПС.



Рисунок 2.10 - Схема расположения скважин участка 10815

Таблица 2.14 - Коэффициенты влияния реагирующих скважин участка 10815

Нагнетательная скважина №10815
Добывающая скважина	Коэффициент влияния на участке
10802	0,35
10814	1,0
11907	1,0
10803	0,75

Рисунок 2.11 - Коэффициент влияния на скважине

По данной гистограмме на рисунке 2.11 нагнетательная скважина 10815 полностью влияет на добычу нефти и свойств пласта. У оставшиеся скважин меньше влияние на 0,25 скважина 10803 и 0,65 ед. скважина 10802. Очевидно, что нагнетающая скважина в большой степени влияет на участок. Что в свою очередь говорит о правильно подобранном объекте для реализации закачки НКПС.

Рисунок 2.12 - Схема расположения скважин участка 6994

Таблица 2.15 - Коэффициенты влияния реагирующих скважин участка 6994

Нагнетательная скважина №6994
Добывающая скважина	Коэффициент влияния на участке
4848	1
6995	0,5
10802	0,65
10803	0,5

Рисунок 2.13 - Схема расположения скважин участка 4813

Таблица 2.16 - Коэффициенты влияния реагирующих скважин участка 4813

Нагнетательная скважина №4813
Добывающая скважина	Коэффициент влияния на участке
433	0,5
4820	0,5
4819	1

Рисунок 2.14 - Схема расположения скважин участка 4869

Таблица 2.17 - Коэффициенты влияния реагирующих скважин участка 4869

Нагнетательная скважина №4869
Добывающая скважина	Коэффициент влияния на участке
4864	1
4868	0,5
4870	0,4
4875	0,4



Рисунок 2.15 - Схема расположения скважин участка 11953

Таблица 2.18 - Коэффициенты влияния реагирующих скважин участка 11953

Нагнетательная скважина №11953
Добывающая скважина	Коэффициент влияния на участке
11948	0,5
11949	1
11954	1
11955	0,5

Рассмотрев коэффициент влияния на каждом участке на котором проводилась закачка НКПС, можно сделать определенный вывод. На всех участках нагнетательные скважины имеют хорошую гидродинамическую связь с реагирующими-добывающими скважина, так как среднее значение коэффциента влияния является 0,74.

2.7 Выводы по результатам применения технологии НКПС на Ерсубайкинском месторождении и их перспективы

Месторождение находится в промышленной разработке с 1979 года.

С начала разработки добыто 7641,2 тыс.т нефти и 10518,8 тыс.т жидкости, закачано 10,315,6 тыс.м3 воды. Отобрано от начальных извлекаемых запасов нефти 42,53% при обводненности добываемой продукции 22%.

На Ерсубайкинском месторождении с целью прироста дополнительной добычи нефти с 2011 по 2014 года применялись следующие технологии:

· СПС;

· НКПС;

· ВПСК;

· ВПСД;

· ПГК;

· РБК-Ксантан.

Закачки НКПС является наиболее затратной, показала высокие удельные затраты. Наибольшие затраты были в 2013 году - 643,62 тыс.рублей на одну скважино-закачку. Не смотря на это, в 2014 году у закачки НКПС самый высокий удельным эффект - 219 т/мес, что в сравнении с другими технологиями делает ее весьма эффективным методов увеличения нефтеотдачи на данном месторождении.

В технологическом процессе для реализации технологии НКПС используются: натрий - карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ), полиэтиленоксид (ПОЭ), поверхностно-активные вещества (ПАВ) от различных производителей, сшиватель - ацетат хрома, исследованные на реологические, фильтрационные и нефтевытесняющие свойства в отделе увеличения нефтеотдачи пластов института "ТатНИПИнефть", и рекомендованные для реализации в технологическом процессе.

Технология НКПС на Бурейкинском месторождении за три года закачивалась в восьми скважинах. Наименьшие затраты приходящие на одну скважину были в 2011 году - 547,07 тыс. руб. Наибольшая дополнительнаядобыча нефти наблюдается в 2014 году 657 т в месяц. Удельный технологический эффект приходится 2011 году - 219 т.

Выбор всех скважин для закачки НКПС на Бурейкинском месторождении соответствует критериям, которые прописаны в руководящем документе. А предложенные скважины - кандидаты могут эффективно использованы под закачку НКПС, в результате чего компания может получить эффект в виде дополнительной добычи.

3. Расчетный раздел

3.1 Корреляционный анализ влияния закачки на отбор на участке

В данной части выполнен корреляционный анализ участка скважин №10815 Ерсубайкинского месторождения.

Проверим корреляционную зависимость на участке между объемом закачки и отбором жидкости. Исходные данные для проведения анализа представлены в таблице 3.1.

Таблица 3.1 - Исходные данные по участку скважины №10815 Ерсубайкинского месторождения

Дата	Закачка жидкости, xi м3/сут	Отбор жидкости, yi м3/сут
июн.13	26,7	19,63
июл.13	0	21,93
авг.13	30,63	22,5
сен.13	0	10,13
окт.13	43,7	14,87
ноя.13	43	12,6
дек.13	0	6,93
янв.14	0	8,87
фев.14	0	0
мар.14	0	22,5
апр.14	0	18,8
май.14	0	19,77
июн.14	35,17	29,67
июл.14	0	15,03
авг.14	32,07	20,07
сен.14	0	19,53
окт.14	34	30,6
ноя.14	29,33	35,57
дек.14	0	32,23
янв.15	0	22,8
фев.15	0	25,03
мар.15	0	30,27
апр.15	0	29,43
май.15	0	31,27
июн.15	26	30,87

Во-первых, найдем значения математические ожидания и по формулам:

Где.

N - количество наблюдений;

i - число наблюдений.

Второе что нам нужно нам найти - это дисперсия, по формуле:

Третьим по счету посчитаем коэффициент корреляции:

После проведенного расчета, можно посмотреть, если связь между отбором и закачкой на участке.

Найдя среднеквадратическое отклонение параметра, приступаем к расчету критерия надежности:

Таблица 3.2 - Таблица расчетных данных по участку 10815 за 2014 год

	,
12,53	22,12	293,88	85,54	0,199	0,199	0,834

По данному расчету, можно утверждать, что связи между закачкой и отбором на участке скважины №10815 Ерсубайкинского месторождения не существует, так как критерий надежности является меньше 2.6, а следовательно условия при которых существует связь не подтверждается.

Произведем аналогичный расчет по другим участкам скважин, где проводилась закачка НКПС.

Таблица 3.3 - Итоговая таблица результатов расчета по участкам, на которых проводили закачку НКПС Ерсубайкинского месторождения

Скважина №		,
10815 (2011 г.)	22,36	24,32	504,344	68,176	0,127	0,2	0,63
11914	21,54	21,99	444,1098	46,25	-0,158	0,199	-0,793
11934	22,59	22,58	415,856	26,113	-0,111	0,202	-0,552

Проведя корреляционный анализ влияния закачки на отбор участков Ерсубайкинского месторождения, на которых проводили закачку НКПС за рассмотренный период времени выяснили, что на данных участках отсутствует линейная статистическая связь между отбором и закачкой.

Так как на всех участках значение <2,6, а, следовательно, условия, при которых существует связь не подтверждается.

3.2 Расчет основных показателей разработки без учета и с учетом применения метода с использованием методики ТатНИПИнефть (автоматизированный расчет на программе ЭВМ)

Применим методику ТатНИПИ для расчета показателей разработки на Ерсубайкинском месторождении с учетом и без учета закачки низкоконцентрированного состава.

Чтобы провести расчета, нужны промысловые данные по участку, на котором применяли данную технологию.

Таблица 3.4 - Данные показателей разработки без учета и с учетом применения технологии НКПС

Показатель	Обозн.	Ед.изм.	Значения
			До НКПС	после НКПС
Балансовые запасы	Qбал	тыс. т	15834,6	15834,6
Площадь нефтеносности	F	тыс. м2	568400	568400
Средний коэффициент продуктивности	Кср	т/сут•атм	0,00029	0,000122
Зональная неоднородность	U2	д.ед.	0,63	0,63
Вязкость нефти/воды в пластовых условиях	мн/ мв	мПа•с	16,01	16,1
Плотность нефти/воды в пластовых условиях	сн/св	кг /мі	1,33	1,33
Коэффициент вытеснения нефти водой	К2	д.ед.	0,425	0,425
Плотность сетки скважин	S	м	400	400
Коэффициент эксплуатации скважин о,	о	д.ед.	0,921	0,921
Принимаемый перепад давления между забоями нагнетательных и добывающих скважин	?Р	МПа	27,045	25,64
Количество нагнетательных и добывающих скважин	n0	д.ед.	5	5

Для начала произведем расчет показателей без учета применения НКПС, затем с учетом применения.

Рисунок 3.1 - Расчет основных показателей разработки без учета применения НКПС

Рисунок 3.2 - Проведение расчета основных показателей разработки с учетом проведения НКПС

Следующим расчетом является характеристика использования запасов нефти. Для данного расчета приведены данные в таблице 3.5.

Таблицы 3.5 - Данные для конечной характеристики использования запасов анализируемых скважин

Расчетные данные	Без учета применения НКПС	С учетом применения НКПС
Площадь, приходящаяся на одну скважину, км2	0,11368	0,11368
Коэффициент вытеснения нефти водой, К2	0,425	0,425
Коэффициент U21	0,1	0,1
Предельная массовая доля для воды, А	0,9	0,9
Коэффициент отличия вытесняющего агента и нефти в пластовых условиях, µ0	2,74	2,74

Рисунок 3.3 - Расчет без учета применения НКПС конечной характеристики использования запасов нефти на Ерсубайкинском месторождении

Рисунок 3.4 - Проведение расчета с помощью программного комплекса с учетом проведения НКПС

Произведем расчет динамики дебитов нефти и воды, которые основаны на данных, полученных при разработке. Необходимы данные для расчета приведены в таблице 3.6.

Таблица 3.6 - Данные для расчетов динамики дебита воды и нефти

Расчетные данные	Без учета применения НКПС	С учетом применения НКПС
Дебит нефти за предыдущие стадии, qн, т/ сут	127,82	14,66
Дебит жидкости за предыдущие стадии, qж, т/сут	159,96	31,79

Рисунок 3.5 - Расчет динамики дебитов нефти и воды без учета применения НКПС

Рисунок 3.6 - Динамика дебитов, полученная в результате расчетов с учетом проведения НКПС

Строим графики КИН и обводненности до и после применения закачки низкоконцетрированного полимерного состава.

Рисунок 3.7 - Динамика значений обводненности без учета применения закачки НКПС

Рисунок 3.8 - Динамика значений обводненности с учетом проведения НКПС

После внедрения закачки НКПС на участке 10815, уменьшилась обводненность примерно на 2 %, что заметно на рисунках 3.7 и 3.8.



Рисунок 3.9 - Динамика значений КИН без учета применения НКПС

Рисунок 3.10 - Динамика значений КИН с учетом проведения НКПС

Результатам проведенного анализа по методике ТатНИПИ, выяснили, что после применения НКПС на участке 10815 КИН увеличился на 18 %.

После полученных данных при расчете и их сравнении, наблюдается уменьшение обводненности на 2 %, а также увеличение КИН на 18 % на участка 10815. Это один из факторов того что, технология НКПС на Ерсубайкинском месторождении является правильно подобранной, рентабельной и перспективной

Проведя аналогичный расчет на других участках скважин Ерсубайкинского месторождения, выявили общую тенденцию снижения обводненности до 10 % и увеличения КИН до 20%, что в свою очередь показывает эффективность технологии закачки НКПС.

4. Экономический раздел

4.1 Анализ технико-экономических показателей ранее применения НКПС

Закачка на нагнетательных скважинах низкоконцентрированного полимерного состава производится для частичного или полного закрытия промытых водой высокопроницаемых зон коллектора.

На Ерсубайкинском месторождении с целью прироста дополнительной добычи нефти с 2011 по 2014 года применялись следующие технологии: СПС, НКПС, ВПСК, ВПСД, ПГК, РБК-Ксантан. Для анализа эффективности, сравним технологию закачки НКПС с другими технологиями МУН.

Технология применения высокопрочных полимерных систем для ограничения притока воды (технология ВПСД) предназначена для ограничения притока воды, как закачиваемой с целью поддержания пластового давления, так и поступающей в добывающие скважины из подошвенной части нефтенасыщенного пласта или из непосредственно прилегающего к нефтенасыщенному нижележащего водонасыщенного пласта.