Повышение нефтеотдачи пласта путем закачки гелеобразующих композиций на Урьевском месторождении

метки: Технология, Осадкогелеобразующая, Пласт, Скважина, Свита, Залежь, Раствор, Условие

Интенсификация добычи нефти является одной из актуальных проблем нефтяной промышленности, от уровня решения которой в конкретных условиях определяется возможность подержания высоких темпов отбора нефти с целью удовлетворения потребности народного хозяйства, наиболее полного извлечения нефти из недр, сокращения сроков разработки нефтяных месторождений при минимальных затратах на добычу нефти.

На различных стадиях разработки нефтяных месторождений методы интенсификации добычи нефти, в зависимости от геолого-физической характеристики объектов, имеют свои особенности, которые проявляются при использовании их на практике в условиях конкретных месторождений.

Значимость решения задач по интенсификации добычи нефти кратко возрастают с вводом в разработку нефтяных месторождений с малопродуктивными пластами.

Опыт показывает, что проблема интенсификации возникает практически с момента вскрытия пласта в процессе бурения скважины. Она может быть, решена с применением качественных буровых растворов, соответствующей техники и технологических приемов крепления скважин, обеспечивающих надежное разобщение продуктивных пластов и исключающих возможность их кальматации.

Другая, не менее важная задача — это восстановление продуктивности скважин, которая, как известно, снижается в процессе их эксплуатации по самым разнообразным причинам, например, отложения неорганических солей, высокомолекулярных компонентов нефти, образование стойких эмульсий и т.д.

В настоящее время в нефтедобыче существует множество способов воздействия на пласт с целью восстановления продуктивности, одним из способов является закачка гелеобразующих композиций.

Гелеобразующие композиции на основе силиката натрия (ГОС).

Сущность метода заключается в закачке в пласт водного раствора жидкого стекла (6%) и соляной кислоты (0.6%) с незначительным добавлением полимеров.

1. Геологическая часть

1.1 Орогидрография

Урьевское месторождение находится на территории Нижневартовского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Открыто в 1972г. В эксплуатацию вступило в 1978г. Оно располагается в 90км от города Нижневартовск и в 10км от города Лангепас, в котором находится ТПП «Лангепаснефтегаз», осуществляющее разработку месторождения.

В орогидрографическом смысле район месторождения представляет слабо расчлененную, очень заболоченную и залесенную равнину с абсолютными отметками от +70 до 80м.

Мероприятия по интенсификации добычи нефти на Мишкинском нефтяном месторождении

... интенсификации добычи нефти играют основную роль по обеспечению запланированных объемов добычи нефти. Мишкинское нефтяное месторождение, эксплуатируемое ОАО «Удмуртнефть», также находится на поздней стадии разработки. Для интенсификации добычи нефти и снижению темпов падения объемов добычи нефти, проводятся мероприятия, направленные на интенсификацию добычи нефти. ...

Гидрографическая сеть представлена большим числом мелких притоков бассейна реки Аган. Около 85% территории месторождения покрыто труднопроходимыми болотами и топями, плохо промерзающими зимой. Поверхность грунтовых вод в долинах рек располагается на глубине до 5м, а на водоемах до 15м.

Энергоснабжение осуществляется Сургутской ГРЭС. В непосредственной близости от месторождения проходит нефтепровод Нижневартовск — Сургут — Омск и газопровод Уренгой — Челябинск.

Для хозяйственно-питьевого водоснабжения населения используются воды турон-четвертичного возраста (минерализация 275-535мг/л).

При разработке нефтяных залежей для целей ППД широко используются воды сеноманского возраста.

Из полезных ископаемых, приуроченных к поверхности, имеются песчано-гравийные смеси, строительные пески, керамзитовые и кирпичные глины.

Природно-климатические условия района месторождения, климат района резко континентальный. Зима холодная (до — 45- 50°С в январе) и снежная, с метелями и заносами. Короткое, но довольно теплое лето (до +30°С в июле).

Весна и осень продолжительные, часто холодные с сильной распутицей. Среднегодовая температура — 3,2°C — 2,6°C, количество осадков 400 — 500мм в год, большая их часть приходится на август и февраль. Ледостав на реках и озерах начинается в октябре — ноябре, ледоход во второй половине мая. Глубина снежного покрова 0,8 — 1,0м на открытых и 1,5м — залесенных участках. Промерзание грунта достигает 2м, болот на глубину до 10м. Преобладающие ветры зимой — северные и северо-восточные, летом — западные и юго-западные.[7]

Район месторождения представляет собой слабо расчлененную, сильно заболоченную и залесенную равнину. Гидрографическая сеть представлена извилистыми лесными речками с многочисленными мелкими притоками. К ним относятся Урьевский Еган, Ван-Еган, Егу-Урий и др. Реки несудоходны, переправы через них затруднены. Уровень грунтовых вод в долинах рек располагается на глубине 0-5м, а на водоразделах до 25м.

1.2 Стратиграфия и литология

Геологический разрез Урьевского месторождения представлен терригенными отложениями платформенного чехла мезозойско-кайнозойского возраста, залегающими с резким угловым несогласием на образованиях палеозойского фундамента. Доюрский комплекс-породы складчатого фундамента на Урьевском месторождении вскрыты скважинами 133П, 134П, 142П. Скважиной 133П пройдено по породам комплекса около 500м. По керну отложения представлены глубоко метаморфизованными осадочными и эффузивными породами. По результатам литолого-петрофизических исследований в скважине 134П установлено наличие в разрезе доюрского комплекса трех основных литологических типов пород. Нижняя часть вскрытого разреза (интервал глубин 3192 — 3214м) представлена серыми графитсодержащими кварцитопесчаниками, имеющими вероятно позднедевонский — раннекаменноугольный возраст. С этими породами, имеющими трещинно-кавернозный тип коллектора, связывается получение в скважине небольшого количества парафинистой нефти. Выше по разрезу, в интервале глубин 3176 −3192м, со стратиграфическим и угловым несогласием залегают светло серые осадочные породы типа фангломератов, имеющие предположительно триасовый возраст. Завершает доюрский разрез (интервал глубин 2985-3176м) мощная толща эффузивов андезитового состава триасового возраста.

Анализ организации работ бригад подземного ремонта новых экономических ...

... скважины 505р, 1006р, 51р, 410р), а также на западе, в пределах Талинской площади. Тюменская свита (средний отдел). Породы тюменской свиты на площади месторождения ... Ааленский возраст описываемых отложений подтвержден спорово-пыльцевыми комплексами. Средняя подсвита (пласты ЮК5-6) представлена ... Сосново и другие. Почвы в районе работ подзолисто-аллювиальноглеевые, на заболоченных участках местности ...

Юрская система (J)-отложения юрского возраста залегают несогласно на образованиях доюрского комплекса и представлены всеми тремя отделами. В их разрезе выделяются тюменская свита раннесреднеюрского возраста, васюганская, юрских отложений по материалам глубоких скважин составляет 320 — 370м.

Тюменская свита (J1-2 kl) представлена комплексом континентальных образований и сложена преимущественно глинисто-алевритовыми породами, а также глинистыми и карбонатизированными песчаниками. Породы обогащены углистым материалом, встречаются прослои углей.

Разрез свиты характеризуется неравномерным частым чередованием песчано-алевритовых и глинистых пластов и пропластков различной толщины. По материалам ГИС и опробования в глубоких скважинах установлено отсутствие в разрезе свиты пластов-коллекторов. Общая толщина свиты 220 — 270м.

Васюганская свита (J 3 oxf) разделена на две подсвиты. Нижняя подсвита представлена в основном глинами с редкими пропластками алевролитов. Верхняя подсвита сложена чередующимися по разрезу песчано-алевритовыми и глинистыми пропластками, которые объединены в состав регионально нефтеносного горизонта ЮВ1. В пределах месторождения в разрезе горизонта выделяются два самостоятельных песчано-алевритовых пласта, ЮВ _1/1 и ЮВ_1/2 , содержащих залежи нефти. Общая толщина свиты составляет 75 — 80м.

Георгиевская свита (J 3 km) представлена глинами с включениями глауконита, пирита. Свита служит хорошим репером, имея положительную аномалию на диаграмме ПС и низкое сопротивление.

Ее толщина составляет 2-7 м.

Баженовская свита (J 3 vl), завершающая разрез юры, представлена характерными битуминозными глинами. По ГИС ее отличают наиболее высокие показания КС, естественной радиоактивности. На площади месторождения отдельными скважинами (1Р, 10Р, 1009 и др.) вскрыт «аномальный разрез» баженовской свиты, где в толще битуминозных глин присутствуют песчано-алевритовые пропластки.

Отложения баженовской свиты являются региональным репером в разрезе платформенного чехла. С ними связывается опорный отражающий горизонт «Б». Общая толщина свиты составляет 18 — 24м.

Меловая система (К) — в разрезе отложений мелового возраста выделяются мегионская, ванденская, алымская, покурская, кузнецовская, березовская и ганькинская свиты. Возрастная граница ранне-позднемеловых образований определена в низах покурской свиты. Общая толщина отложений мелового возраста изменяется от 2,2 до 2,4км.[7]

Мегионская свита (K 1 br + v) в нижней части (около 60 — 100м разреза) сложена неравномерно чередующимися песчано-алевритовыми и глинистыми пластами, выделяемыми в состав ачимовской пачки берриасского возраста; в средней части мощностью до 80 — 140м, практически однородной толщей глин; в верхней части (135 — 160м) — крупными песчано-алевритовыми горизонтами БВ ₁₀ и БВ₈ и, перекрывающими их мощными, соответственно до 70 и 20м, толщами глин. Глины, перекрывающие эти пласты, являются надежными покрышками для залежей и используются в качестве реперных горизонтов.

С пластами горизонтов БВ ₈ и БВ₁₀ связаны промышленные скопления нефти на месторождении. Кроме того, получены признаки нефтеносности ачимовских отложений на Ахской площади.

Обоснование длины горизонтальной части ствола скважин Ванкорского ...

... к юго-западу от Ванкорского месторождения находится Заполярное месторождение, на котором расположена ближайшая ... бурения скважины при увеличении горизонтальной части ствола и изменения интенсивности притока ... приуроченные к яковлевской и нижнехетской свитам. Геолого-физические характеристики продуктивных ... нефтенасыщенная толщина, м - - - 19,1 5,3 6,3 17,3 Средняя эффективная водонасыщенная толщина, м ...

В целом общая толщина мегионской свиты составляет 340 — 360м.

Ванденская свита (К1 v+h+br) сложена неравномерным чередованием по разрезу песчано-алевритовых и глинистых пластов и пачек. Только два песчано-алевритовых горизонта — БВ ₅ и БВ_6-7 , залегающих в низах свиты, уверенно прослеживаются по площади месторождения, а перекрывающие их глины обеспечивают гидродинамическую изоляцию этих резервуаров. Для вышезалегающих отложений присуще резко неоднородное строение, невыдержанность развития песчаных пластов и перекрывающих их глин по простиранию. Соответственно характеру строения в разрезе нефтеносны только два пласта — БВ₆ и АВ₂ .

Общая толщина свиты изменяется от 410 — 470м.

Алымская свита (К1 ap).

Состоит из двух подсвит.

Нижняя подсвита, сформировавшаяся в условиях последовательной морской трансгрессии, представлена ритмичным чередованием песчано-алевритовых и глинистых пластов, которые выделены в состав горизонта АВ ₁ , регионально нефтегазоносного в районе. Горизонт перекрывается характерными глубоководноморскими глинистыми отложениями кошайской пачки, которые по ГИС выделяются минимальными значениями КС, наличием обширной каверны. Глины кошайской пачки, имеющие толщину 35 — 40м, являются надежной покрышкой для залежей нефти в пластах горизонта АВ₁ . На Урьевском месторождении наиболее крупная по размерам и запасам залежь нефти приурочена к нижнему в горизонте пласту АВ_1/3 .

В сейсмогеологическом разрезе с отложениями свиты связаны региональные отражающие горизонты М и М1.

Общая толщина свиты составляет 90 — 100м.

Покурская свита (К1 ap-al + K2 cm) представлена комплексом континентальных песчано-глинистых отложений и характеризуется неравномерным чередованием по разрезу песчано-алевритовых, глинистых пластов и пачек, невыдержанных по простиранию.

Общая толщина свиты составляет 720 — 750м.

Кузнецовская свита (K 2 t) трансгрессивно залегает на отложениях покурской свиты. Разрез представлен морскими глинами темно-серыми с зеленоватым оттенком, плотными, участками алевритистыми. В глинах кузнецовской свиты встречена фауна пелеципод, аммонитов, фораминифер туронского возраста. Толщина осадков свиты 22 — 28м.

Березовская свита (K 2 cn+st+cp).

Отложения свиты, выделяемые в объеме коньяк — сантон-кампанского возраста, подразделяются на две подсвиты, нижнюю — опоковидно-глинистую и верхнюю — преимущественно глинистую. В кровле нижней подсвиты выделяется пласт опоковидных темно-серых и голубовато-серых глин, фиксирующихся на каротажных диаграммах.

В этих глинах встречаются единичные обрывки пиритизированных водорослей, рыбный детрит, остатки раковин двустворок, ходы илоедов, фораминиферы и спикулы губок. Верхняя подсвита, представлена глинами серыми, зеленовато-серыми, слабоалевритистыми, встречены фораминиферы, характерные для кампанского яруса.

Толщина березовской свиты 95 — 103м.

Ганькинская свита (K 2 m-d).

Нефтегазоносные бассейны краевых частей платформ

... связи с любой полосой антиклинальных поднятий (типа Жигулевской зоны под­нятий на Русской платформе или Терского антиклинория в Пред ... И. М. Губкиным. В своей работе «О генезисе нефтяных месторождений Северного Кавказа» И. М. Губкин в качестве ... органических веществ. Каждый седиментационный прогиб обычно является составной частью более крупной области погружения земной коры. Очертания седиментационных ...

Разрез меловых отложений завершается осадками ганькинской свиты маастрихт-датского возраста. Литологически свита сложена глинами серыми, в нижней части с зеленоватым оттенком, алевролитовыми, известковистыми, переходящими в кровле в глинистые мергели, с раковистым изломом, в верхней части с растительными остатками.

Среди фауны встречаются пелециподы, гастроподы, которые имеют господствующее значение. Литология пород и фауны указывает на существование в маастрихт-датское время открытого морского бассейна с нормальной соленостью. Толщина ганькинской свиты 98 — 103м.

Палеогеновая система (P) — разрез палеогеновых отложений сложен мощной толщей осадков палеоценового, эоценового и олигоценового отделов. Накопление основной части осадков происходило в морских условиях и только в верхней части олигоцена появляются породы прибрежно-морского и континентального происхождения. В составе палеогеновых пород выделяются отложения талицкой, люлинворской, тавдинской, атлымской, новомихайловской, туртасской свит.

Общая толщина отложений палеогена составляет около 300 — 400м.

Талицкая свита (Р 1).

Литологически свита представлена глинами в верхней части темно-серыми до черных, внизу зеленоватыми, жирными на ощупь, иногда алевритистыми, с линзами известковистого песчаника. Палеогеновый возраст отложений талицкой свиты устанавливается по фауне фораминифер, обнаруженных в нижней части свиты. Толщина талицкой свиты 84 — 96м.

Люлинворская свита (Р 2).

Разрез свиты, приурочен к эоценовому отделу, подразделяется на нижнюю, среднюю, и верхнюю подсвиты.

Нижняя подсвита, сложена опоковидными глинами с единичными прослоями кварцево-глауконитового песчаника. Средняя подсвита представлена плотными глинами алевритистыми и опоковидными.

Верхняя подсвита, сложена глинами зеленоватыми, плотными, листоватыми, с раковистым изломом, с прослойками глинистого алевролита. Осадки содержат фауну фораминифер и диатомовые водоросли. Толщина свиты 175 -186м.

Тавдинская свита (Р 2 — Р 3).

Отложения свиты, приуроченные к верхнему эоцену и нижнему олигоцену, делятся на две подсвиты: нижнюю, преимущественно песчаную с глинистыми прослоями и верхнюю — слагающуюся зеленоватыми глинами с редкими прослоями песков. Присутствует фауна пелеципод, фораминифер, радиолярий. Толщина свиты до 100м.

Атлымская свита (Р 3/1).

На размытой поверхности тавдинских глин залегают континентальные отложения атлымской свиты среднеолигоценового возраста, сложенные песками серыми мелко- среднезернистыми, преимущественно кварцевыми, с включениями растительных остатков и древесины, с прослоями глин. По характеру литологии и комплексу органических остатков атлымская свита отличается от нижележащих пород. Толщина атлымской свиты 110 — 120м.

Новомихайловская свита (Р 3/2).

Отложения свиты олигоценового возраста несогласно залегают на породах атлымской свиты, представлены неравномерным переслаиванием песков и глин. Пески серые, светло-серые, тонкозернистые, кварцево-палевошпатовые, с включениями растительных остатков. Глины коричневато-серые, песчано-алевритистые, с включениями бурого угля. Вниз по разрезу увеличивается содержание глин. Породы свиты представляют комплекс озерно-аллювиальных образований. Толщина свиты около 110м.

Выпускной квалификационной работы:Обзор проектов по разработке ...

... на площади около 1 млн. км2. (рисунок 1. 3). По своим физическим параметрам баженовская свита резко отличается от выше-и нижележащих пород. Кероген-глинистосилицитовые породы в ... затрагиваются другие вопросы и проблемы разработки сланцевых месторождений нефти. 1 Геологическое описание Баженовской свиты 1.1 Общие сведения Баженовская свита является хорошо известным по многим публикациям репером ...

Туртасская свита (Р 3/3).

Завершают разрез кайнозойских осадков породы туртасской свиты, сложенные глинами зеленовато-серыми, плотными, микрослоистыми, алевритистыми, с редкими прослоями и линзами алеврита светло-серого. Свита характеризуется спорово-пыльцевым комплексом с преобладанием пыльцы голосеменных растений над покрытосеменными спорами и диатомовой флорой. Толщина свиты около 90м.

1.3 Тектоника

Согласно тектонического районирования мезозойско-кайнозойского платформенного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы, Урьевское месторождение расположено в северо-западной части Нижневартовского свода и приурочено к группе структур в южной части одноименного куполовидного поднятия.

Методами сейсморазведки прослежены в разрезе осадочного чехла ряд отражающих поверхностей, связанных с различными по возрасту толщами. Наиболее выдержанным, уверенно выделяющимся в разрезе является отражающий горизонт «Б», связанный с битуминозными глинами баженовской свиты. Следующим по значимости в разрезе является отражающий горизонт «М», приуроченный к глинам алымской свиты аптского возраста.

По отражающему горизонту «Б», кровле баженовской свиты, на площади Урьевского месторождения выделяется три основных локальных поднятия III порядка — Урьевское, Южно-Урьевское и Ахское.

Урьевское локальное поднятие расположено в центральной части площади и оконтуривается изогипсой — 2530м. В контуре замкнутой — 2520м, в районе скважин 1Р, 2Р, 11Р и 18Р, представляет ундулирующую брахиантиклиналь субширотного простирания с размерами 7 х 4км и высотой до 30м. Углы наклона крыльев составляют около 2°. На северо-востоке поднятие продолжается протяженной и обширной периклиналью, которая очерчивается изогипсой — 2530м. К северу от Урьевского поднятия поверхность по кровле баженовской свиты представляет обширную структурную террасу субширотного простирания. Уступ террасы, имеющий наклон до 2°, завершается прогибом с чередующимися мульдами, отделяющими Урьевскую структуру от группы поднятий на площади Поточного месторождения (Северо-Урьевское ЛП).

Южное погружение Урьевского поднятия переходит во внутреннюю впадину, а восточная его часть — в седловину с Северо-Покурским локальным поднятием.

На востоке Урьевское поднятие сочленяется по валообразной незамкнутой структуре субширотного простирания с Ахским локальным поднятием.

Южно-Урьевское поднятие на карте по кровле баженовской свиты представляет линейной формы антиклиналь асимметричного строения с более крутым западным крылом (до 2°), имеет северо-северо-западное простирание и оконтуривается замкнутой изогипсой — 2530м. Общая протяженность Южно-Урьевского поднятия составляет 13км, а его максимальная высота достигает 32м. На юге Южно-Урьевское поднятие через неглубокий прогиб отделяется от Лугового локального поднятия. [7]

Ахское локальное поднятие, расположенное в восточной части месторождения, по кровле баженовской свиты представляет брахиантиклиналь субмеридионального простирания размерами 5,5х 2,5км и высотой 28м в контурах замкнутой изогипсы — 2550м. Северное ее погружение наиболее пологое и имеет наклон 0,5°, в остальных направлениях угол наклона крыльев составляет 1,2 — 1,4°.

Зависимость нефтеотдачи пластов от поверхностных явлений

... пласта. Газовый режим залежи (или режим расширяющегося газа) возникает при условии, когда единственным источником является энергия самого сжатого газа, т. е. когда пластовые воды не активны. Запасы пластовой энергии ... расходуются на, преодоление сил вязкого трения при перемещении жидкостей и газов сквозь породу к забоям скважин, ...

На севере Ахское поднятие отделено узким неглубоким прогибом от Северо-Урьевского поднятия. На западе таким же прогибом отделяется от валообразной незамкнутой складки, проходящей от Урьевского поднятия. Во всех других направлениях крылья структур переходят в борта межструктурных впадин.

Кроме перечисленных локальных поднятий нефтегазоносность месторождения связана с такими структурными незамкнутыми элементами, как структурный мыс северной части Северо-Покурского поднятия (район скважин 110Р, 145Р) и примыкающая к нему с северо-востока структурная терраса (район скважин 126Р, 148П, 151П, 88Р).

По кровле алымской свиты, к которой приурочен отражающий горизонт «М», структурный план площади месторождения становится более пологим. Локальные поднятия слабо выражены.

В целом, структурные планы поднятия по кровле алымской и баженовской свит соответствуют друг другу, что говорит об унаследованности тектонического развития площади. Различия связаны с более пологим залеганием слоев кровли алымской свиты и только на отдельных участках установлены существенные изменения морфологии поверхности.

Ахское локальное поднятие также характеризуется унаследованным развитием. По кровле алымской свиты оно имеет форму близкую к изометричной, с размерами 3,5х2,5 км и высотой 24м в контурах замкнутой изогипсы -1660м.

1.4 Коллекторские свойства продуктивных горизонтов

В пределах Урьевского месторождения вскрыты продуктивные пласты АВ _1/3 (алымская свита), АВ₂ , БВ₆ (ванденская свита), БВ₈ , БВ₁₀ (мегионская свита), ЮВ_1/1 , ЮВ_1/2 (васюганская свита) в возрастном диапазоне от апта до средней юры, имеющие неоднозначные текстурно-структурные, и, соответственно, литолого-физические параметры, обусловленные как условиями осадконакопления, так и последующими постседиментационными изменениями пород-коллекторов.

Пласт АВ _1/3 . Залежь пласта АВ_1/3 охватывает непрерывным полем площади Южно-Урьевского, Урьевского, Ахского локальных поднятий и распространяется на их периклинали и другие частично замкнутые структурные элементы. Глубина залегания продуктивного пласта по вертикали изменяется в пределах 1765 — 1810м. По характеру строения залежь является пластовой, сводовой с участками литологических ограничений. Ее наибольшая протяженность в широтном направлении составляет 35км, в меридиональном — 18км, высота достигает 30м.

По материалам ГИС, испытания разведочных и вертикальных эксплуатационных скважин положение ВНК залежи характеризуется наклонной поверхностью, погружающейся от 1736-1740м на юге до 1748 — 1754м (абс. отм.) на севере и северо-западе. В целом границами нефтеносности пласта АВ _1/3 является контур ВНК. На отдельных участках границы залежи обусловлены литологическими экранами. На севере предполагается зона слияния с залежью пласта АВ_1/3 Поточного месторождения.

По результатам поисково-разведочного бурения (скважины 110Р, 126Р, 148П, 151П) в юго-восточной части месторождения выявлены промышленно нефтеносные песчаники залежи пласта АВ _1/3 . Залежь пластовая, сводовая, на отдельных участках литологически экранированная, положение ВНК отбивается на отметках 1738-1739м.

Эффективные нефтенасыщенные толщины пласта АВ _1/3 в скважинах изменяются от 1,3м до 13,2м. При этом наблюдается неравномерное распределение по площади зон пониженных и повышенных толщин. В среднем по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта АВ_1/3 составляет 5,0м.

Типы залежей нефти и газа

... площади и разрезу; начальными пластовыми давлением и температурой. Основные типы залежей Выделяются следующие основные типы залежей нефти и газа: пластовый (Рис. 1); массивный; литологически или стратиграфически ограниченный; тектонически экранированный. Рис. 1. Схема пластовой сводовой залежи . Части пласта: ...

По площади продуктивный пласт представлен неоднородным переслаиванием песчано-алевритовых и глинистых пород, с прослоями и линзами карбонатных литотипов. Коллекторами являются мелкозернистые, средне-мелкозернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты, серые и буровато-серые вследствие нефтенасыщенности, однородные или слоистые. Слоистость обусловлена концентрацией углисто-растительного детрита и глинисто-слюдистого материала по плоскостям наслоения. В ряде скважин отмечены литотипы, представленные частыми, тонкими фрагментами — линзовидным переслаиванием глинистых и песчано-алевритовых пород (так называемый «рябчик»).

По петрографо-минералогическому составу коллекторы относятся к полимиктовому типу с породообразующим содержанием кварца и полевых шпатов (40-60%), второстепенным — обломков горных пород (5-20%), и примесным — слюд (0,5-3%).

Полевые шпаты представлены плагиоклазами, реже микроклином, с типичными двойниковыми структурами. Обломки горных пород обычно представлены кремнистыми и эффузивными разностями. Слюды (мусковит) в большинстве случаев гидратированы и пластически деформированы.

Кварц с типичными оптическими свойствами, чистый, прозрачный, или мутный вследствие обильных воздушно-газовых включений. Регенерация кварца отмечается на 30-50% зерен в виде тонких прерывистых каемок.

Цемент коллекторов существенно глинистый, с незначительной примесью карбонатных и железо- титанистых компонентов. По данным рентгеноструктурного анализа, основным глинистым минералом цемента является каолинит (66,4%), который в данных коллекторах характеризуется локальным поровым распределением. Усредненное содержание гидрослюды и ССО в коллекторах пласта АВ _1/3 составляет соответственно 8,1% и 5,9%.

Карбонатный цемент в коллекторах развит в примесном количестве 0-2,9%, характеризуется локально-поровым распределением, и, цементируя от 2 до 5 зерен, не оказывает практического влияния на ФЕС.

В песчаниках развита система открытых пор радиусом от 0,01 до 0,30 мм, сообщающихся между собой и частично усиленных процессами растворения и коррозии зерен. [7]

Гранулометрические параметры коллекторов широко варьируют по разрезу и площади, что закономерно предопределяется литологической неоднородностью пласта. По мере уменьшения зернистости пород (Md =0.03-0.09мм) стабильно возрастает их глинистость (17,0-23,8%) и ухудшается степень отсортированности (So=2.00-2.91).

В целом по пласту доминируют песчаники средне-мелкозернистые (Md=0,156мм), не карбонатные (0,5%), малоглинистые (6,9%)и хорошо отсортированные (So=1.59), которые в данных фациальных условиях, как правило, являются коллекторами III класса.

Емкостные свойства пласта АВ _1/3 варьируют в широком диапазоне: от 5,5 до 27,6% и в среднем составляют 22,3%.

Фильтрационные свойства пласта также изменяются в широком диапазоне: от 0,1 до 3686·10 ^-3 мкм² , т.е. в разрезе пласта присутствуют породы от I до IV классов. Половина изученных пород относится ко II и III классам проницаемости (К_пр от 100 до 1000·10^-3 мкм² ), около 9% составляют породы I класса (К_пр более 1000·10^-3 мкм² )^, породы IV и V классов встречены приблизительно в равных соотношениях и составляют соответственно 17,3 и 18,4%.

Пласт АВ ₂ вскрыт всеми пробуренными на месторождении скважинами. В связи с отсутствием выдержанных разделов между пластами АВ_1/3 и АВ₂ , обуславливается гидродинамическая связь резервуаров пластов. Соответственно залежи пластов АВ_1/3 и АВ₂ имеют единый ВНК.

По материалам эксплуатационного и разведочного бурения на площади месторождения выделяется 17 отдельных залежей. Все выделенные залежи подтверждаются результатами опробования и эксплуатации, полностью оконтурены пробуренными скважинами.

Основными из них являются залежь в пределах Южно-Урьевской структуры и залежь на Урьевском поднятии в районе скважин 11Р и 2Р.

Залежь на Южно-Урьевском поднятии является пластовой, сводовой, на большей части площади представлена ВНЗ. Нефтенасыщенные толщины в ней изменяются от 0,8м до 13,6м. В плане она имеет изрезанные очертания в связи с тем, что кровля коллекторов стратиграфически не постоянна. Внутри площади залежи отмечаются водоносные участки пласта, так как верхняя часть пласта заглинизирована, а проницаемые нижние пропластки залегают ниже уровня ВНК.

В целом залежь имеет субмеридиональное простирание, ее размеры составляют в среднем 13х4км, высота — 16м.

Залежь на Урьевском поднятии, в районе скважин 11Р и 2Р пластовая, сводовая, с обширными ВНЗ. Также имеет неправильную изрезанную форму. Нефтенасыщенные толщины здесь составляют 0,7 — 9,7м. Максимальная протяженность залежи 7км, ширина — 3км, высота — около 15м.

Отдельные мелкие по размерам залежи, площадью до 1км ² являются водоплавающими.

Залежь пласта АВ ₂ стратиграфически приурочена к ванденской свите. Как и вышезалегающая залежь пласта АВ_1/3 она характеризуется частым взаимозамещением песчаников и алевролитов по площади.

Коллекторами являются средне-мелкозернистые, мелкозернистые песчаники крупнозернистые алевролиты, светло-серые, серые, буровато-серые вследствие нефтенасыщенности, в различной степени отсортированные, однородные, или слоистые вследствие концентрации углистых растительных детритов, слюд и глинисто-алевритового материала по плоскостям наслоения. Слоистость горизонтальная, косая, косоволнистая, прерывистая.

Форма зерен изменяется от полуугловатой до полуокатанной, структура — псаммитовая, алевро-псаммитовая, алевритовая.

По петрографо-минералогическому составу породы относятся к полимиктовому типу, с доминирующим содержанием кварца и полевых шпатов (30-60%), обломки горных пород- 10-30%, примесные минералы — слюды (2-3%).

Все кластические компоненты, за исключением кварца и кварцитов, неустойчивы к выветриванию, и в различной степени изменены.

Цемент существенно глинистый, представлен полиминеральной ассоциацией хлорита, каолинита и гидрослюды. Распределение компонентов неоднородное, пленочное, порово-пленочное, поровое. Основным глинистым минералом цемента является каолинит до 50%. Хлорит (35%) в виде тонких прерывистых каемок обволакивает фактически все обломочные зерна.

Карбонатный цемент в коллекторах обычно образует локально-поровый тип цементации, и не оказывает практического влияния на ФЕС коллекторов. Средневзвешенная карбонатность по проницаемой части разреза составляет 0,7% при диапазоне изменения от 0 до 3,1%.

Гранулометрические параметры коллекторов довольно широко варьируют по разрезу и площади пласта, что закономерно обусловлено особенностями его текстурно-структурного строения. В целом по пласту доминируют песчаники мелкозернистые (Мd=0,103 мм), не карбонатные (0,7%), умеренно глинистые (10,5%) и в средней степени отсортированные (Sо=2,05), которые в данных фациальных условиях, как правило, являются коллекторами IV класса.

Пористость коллекторов варьирует от 12,1 до 26,9% и в среднем по пласту составила 22,3%. В большинстве случаев (64%) породы имеют довольно высокую пористость (от 22 до 26%), 33% составляют породы с пористостью 18-22%.

Фильтрационные свойства пласта варьируют от 0,1·10 ^-3 мкм² до 1423·10^-3 мкм² . Преобладают породы IV класса — доля пород с проницаемостью 10-100·10^-3 мкм² составляет 43,6% и породы III — доля пород с проницаемостью 100-406 составляет 28%. Среднее значение проницаемости по пласту в целом невысокое: 117·10^-3 мкм² .

Водоудерживающая способность пласта, в связи с низкими ФЕС, получилась высокой и составляет в среднем 43,3%.

Пласт БВ ₆ стратиграфически приурочен к ванденской свите. Основная залежь пласта БВ₆ расположена в сводовой части Урьевской структуры. Кроме того, выявлены новые залежи на Ахской площади, в районе скважины 65Р, на Зимней структуре и в районе скважин 80Р, 93Р.[7]

Залежь на Урьевской площади полностью разбурена и оконтурена скважинами. Положение ВНК в ней отбивается на отметках — 2100-2105м. Залежь пластово-сводовая, водоплавающая размерами 13,0 х 6,5км, высота — 22м. Нефтенасыщенные толщины увеличиваются к своду поднятия, достигая 19,4м при среднем значении по залежи 6,8м.

Залежь Ахской площади также полностью оконтурена скважинами. Водонефтяной контакт залежи проходит на отметках — 2108-2112м, средние значения нефтенасыщенных толщин в пределах 6,9м. Протяженность залежи достигает 8км при ширине 1,5 — 3,5км, высота — 20м. Залежи Урьевской и Ахской площадей являются высокопродуктивными. Средний дебит жидкости по эксплуатационным скважинам составляет 77 т/сут.

Залежь в районе скважины 65Р приурочена к малоамплитудной структуре, является водоплавающей с ВНК на отметке -2105м,. Имеет размеры 1,75х1,0км и высоту 2м.

Залежь в районе скважины 80Р выявлена скважинами 2335 и 2342, которые при эксплуатации работали с дебитами 8,8 и 3,0 м ³ /сут. Нефтенасыщенные толщины в скважинах составляют 1,1 — 5,0м. Залежь является сводовой, водоплавающей, имеет небольшие размеры 1,5х1,5км и высоту 9м.

Залежь в районе скважины 93Р приурочена к слабовыраженному локальному поднятию в юго-западной части Южно-Урьевской структуры. При опробовании пласта в скважине 93Р получен приток безводной нефти дебитом 53,0м ³ /сут. Водонефтяной контакт по данным ГИС проходит на отметках 2124,9-2126,1м. Средняя нефтенасыщенная толщина составляет 4,1м. Залежь является пластовой, водоплавающей, имеет размеры — 3,5х1,6км и высоту 9м.

Контуры залежи на Зимней структуре (142Р), выделяемые по пересчету запасов, были уточнены по результатам проведенных позднее геологоразведочных работ. В результате оконтурены 3 небольшие малоамплитудные залежи в районе скважин 142Р, 143Р, 19Р.

Продуктивный пласт БВ ₆ в пределах Урьевского месторождения представлен песчаниками с прослоями алевролитов, причем содержание глинистого материала увеличивается от подошвы к кровле пласта. Проницаемая часть пласта сложена песчаниками мелкозернистыми с прослоями алевролитов крупнозернистых, серых и буровато-серых вследствие нефтенасыщенности, однородных или слоистых. Слоистость горизонтальная, наклонная, косая, косоволнистая обусловлена концентрацией углисто — слюдистого и глинистого материала, а также растительного детрита по плоскостям наслоения, фрагментами нарушена процессами взмучивания осадка и биотурбации.

По петрографо-минералогическому составу обломочной части песчано-алевритовые породы относятся к полимиктовому типу. Основными кластическими компонентами являются кварц и полевые шпаты, содержание которых составляет, соответственно, 30-45 и 40-45%, локально разрез обогащен обломками интрузивных, эффузивных и осадочных пород и слюдами.

Все кластические компоненты, за исключением кварца и кварцитов, неустойчивы к выветриванию и в различной степени изменены. Полевые шпаты представлены плагиоклазами, реже микроклином, с типичными двойниковыми структурами. Основная масса зерен неравномерно пелитизирована и серицитизирована, полные псевдоморфозы и микротины относительно редки. Обломки горных пород обычно представлены кремнистыми и эффузивными разностями, зачастую по последним развивается хлорит или монтмориллонит. Слюды (мусковит, биотит) в большинстве случаев гидратированы и пластически деформированы.

Кварц с типичными оптическими свойствами, чистый, прозрачный, или мутный вследствие обильных воздушно-газовых включений. Комплекс акцессорных минералов представлен гранатом, эпидотом, сфеном.

Цемент коллекторов существенно глинистый, с незначительной примесью карбонатных и железо-титанистых компонентов. Для алевролитов более характерна повышенная глинистость, порово-базальное распределение и существенно хлорит-гидрослюдистый состав цементирующего материала.

В песчаниках развита система открытых пор, сообщающихся между собой. Гранулометрические параметры коллекторов широко варьируют по разрезу и площади, что закономерно предопределяется переслаиванием различных литотипов в разрезе отдельных скважин. В целом по пласту доминируют песчаники средне-мелкозернистые (Мd= 0,167мм), некарбонатные (1,0%), малоглинистые (6,8%) и хорошо отсортированные, которые в данных фациальных условиях, как правило, являются коллекторами III класса.

По площади емкостные свойства пласта варьируют в небольшом диапазоне и, в большинстве случаев составляют 20 -22%.

Среднее значение проницаемости нефтенасыщенной части пласта получилось несколько выше, чем по водонасыщенной его части и составляет соответственно 332·10 ^-3 и 181·10^-3 мкм^2.

Пласт БВ8. Залежь пласта БВ8 в пределах Урьевской структуры детально изучена и оконтурена. В плане залежь имеет неправильную форму, вытянута в субширотном направлении. Размеры залежи в среднем составляют 6х3км, высота — 16м. По типу резервуара является пластовой, сводовой с обширными водонефтяными зонами. Положение ВНК залежи подтверждено на отметке -2182м. Нефтенасыщенные толщины в ней изменяются от 1,4 до 10,8м, в среднем составляют 4,2м.

Залежь Ахской площади, выявленная в результате разведочного и эксплуатационного бурения, является пластовой, сводовой, ее протяженность составляет 8км при ширине 0,8 — 2км, высота — 15м. Поверхность ВНК в ней залегает на отметке -2190м, нефтенасыщенные толщины в среднем по залежи в пределах 4,5м.

Залежи пласта ВБ ₈ являются высокопродуктивными, по результатам эксплуатации средний дебит жидкости в скважинах составляет 78 т/сут.

Пласт ВБ ₈ стратиграфически приурочен к верхам мегионской свиты, и представлен преимущественно песчаниками с прослоями и линзами алевролитов и аргиллитоподобных глин, а также карбонатных пород.[7]

Коллекторами являются песчаники серые, буровато-серые за счет нефтенасыщения, мелко, средне-мелкозернистые и алевролиты крупнозернистые, сцементированные глинистым цементом, участками с прослоями и линзами различной формы карбонатного песчаника, однородные или слоистые. Слоистость горизонтальная, косоволнистая, косая, линзовидная, обусловлена концентрацией УРД и глинисто-слюдистого материала по плоскостям наслоения.

По вещественному составу коллекторы относятся к полимиктовому типу с породообразующим содержанием кварца (30-35%) и полевых шпатов (50-55%), при стабильном преобладании последних.

Цемент коллекторов существенно глинистый, с незначительной примесью карбонатных и железо-титанистых компонентов.

В песчаниках развита система открытых пор, сообщающихся между собой и частично усиленных процессами растворения и коррозии зерен.

В целом по пласту доминируют песчаники мелкозернистые (Мd=0,164мм), хорошо отсортированные (S _о =1,637), малоглинистые (5,4%) и малокарбонатные (4%), которые в данных фациальных условиях обычно являются коллекторами III — IV класса.

Емкостные свойства пласта варьируют от 16,8% до 24,1%, среднее значение пористости по пласту БВ ₈ составляет 20,7%.

Фильтрационные свойства пласта изменяются в широком диапазоне: от 18,5·10 ^-3 мкм² до 611·10^-3 мкм^2.

Пласт БВ ₁₀ . Залежь пласта не имеет регионального распространения, стратиграфически приурочена к мегионской свите нижнемеловых отложений и относится к пластово-сводовому литологически ограниченному типу залежей. На Урьевском месторождении продуктивность пласта БВ₁₀ установлена в восточной части месторождения (Ахская площадь и в районе разведочных скважин 126Р, 148П, 151П).

По кровле продуктивного пласта БВ ₁₀ Ахское поднятие оконтуривается замкнутой изогипсой — 2280м, в контурах которой оно представляет брахиантиклиналь субмеридионального простирания с размерами 3х2 км и амплитудой около 10м.

В семи километрах южнее Ахского участка по данным сейсморазведки 3Д и по результатам бурения разведочных скважин выявлено малоамплитудное локальное поднятие. По кровле пласта БВ ₁₀ поднятие оконтуривается изогипсой 2260м и представлено замкнутой структурой изометричной формы размером 3х1,75 км, амплитуда — около 5м.

Толща пласта БВ ₁₀ характеризуется довольно высокой степенью расчлененности. В ней выделяется до восьми проницаемых прослоев, отдельные из которых отличаются высокой степенью прерывистости. Прерывистость проницаемых прослоев увеличивается сверху вниз. Так, если самый верхний прослой представлен коллектором в большинстве скважин, то нижние прослои в основном носят линзообразный характер.

Верхний проницаемый прослой — самый выдержанный в разрезе — замещается неколлектором в единичных скважинах (4471, 4659).

Эффективная нефтенасыщенная толщина этого прослоя изменяется от 1,4м до 5,8м.

Коллекторами являются мелкозернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты, серые, нефтенасыщенные разности — буровато-серые, в различной степени отсортированные, однородные и слоистые вследствие намывов УРД и глинисто-слюдистого материала по плоскостям наслоения. Слоистость горизонтальная, тонкая, неритмичная, а также слабонаклонная, линзовидная, волнистая, косоволнистая.

По петрографо-минералогическому составу коллекторы относятся к полимиктовому типу.

Пористость изменяется от 12% до 21,1%. По нефтенасыщенной части разреза пористость в среднем выше, чем по водонасыщенной его части и составляет соответственно 17% и 18,9%.

Среднее значение проницаемости по пласту составило 14,1·10 ^-3 мкм² , причем по нефтенасыщенной части разреза пласта она получилась выше, чем по водоносной его части.

Пласт ЮВ ₁ . Стратиграфически пласт приурочен к верхам васюганской свиты. В составе горизонта выделяются продуктивные пласты ЮВ_1/1 и ЮВ_1/2 представленные неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов, с прослоями и линзами карбонатных пород. Характерной является очень мелкая линзовидная текстура, так называемая «рябчиковая», обусловленная наличием микрослоев и линзочек глин и углистого материала.

На площади месторождения в пласте ЮВ ₁ выделены основная залежь нефти, залежь приуроченная к северной оконечности Северо-Покурского поднятия и четыре мелких.

Промышленно нефтеносной на Урьевском месторождении является залежь пласта ЮВ _1/1 . Пласт ЮВ_1/2 имеет зональное развитие в пределах основной залежи и в районе поисковой скважины 144П на Таежной структуре.

Основная залежь нефти пласта ЮВ _1/1 охватывает площади Урьевской, Южно-Урьевской структур и распространяется на западное погружение Урьевского куполовидного поднятия.

Залежь характеризуется сложным геологическим строением. Имеет как структурный, так и литологический контроль. В связи с резко неоднородным строением пласта, присутствием обширных зон замещения коллекторов, характеризуется различными уровнями ВНК по площади. В восточной части залежи ВНК наклонен в северном направлении от 2540м до 2587м. В западной погружается до 2700м.

На западе залежь выходит за лицензионные границы месторождения, распространяется к югу вдоль погружения Чумпасской площади и, очевидно, сливается с залежью Лас-Еганского месторождения на севере. По характеру изменения нефтенасыщенных толщин различаются восточная, центральная и западная части залежи.[7]

В восточной части залежи, характеризующейся наиболее неоднородным строением пласта, толщины изменяются от 1,2м до 13,2м. В центральной части пласт имеет выдержанное строение, но его толщины варьируют в пределах 1,0 — 3,6м. В западной части пласт также достаточно выдержан и характеризуется нефтенасыщенными толщинами от 3 м до 12,6м, с сокращением вблизи зон глинизации до 1,2 — 2,4м. В среднем по залежи нефтенасыщенная толщина составляет 4,6м.

При испытании пласта были получены притоки нефти с начальными дебитами 1,02 — 33 м ³ /сут.

Таким образом, залежь пласта ЮВ _1/1 характеризуется сложным геологическим строением. Является пластовой, литологически ограниченной. Ее протяженность в широтном направлении достигает 30км, ширина изменяется от 3км до 12км, высота составляет 160м.

Залежь пласта ЮВ _1/2 имеет зональное развитие со сложной конфигурацией, в песчаной фракции преимущественно развита в центральной части Урьевской структуры, в районе разведочных скважин 1, 2, 9, 10. Ее границы обусловлены зонами отсутствия коллекторов, имеющими извилистые очертания, и контуром ВНК. Поверхность ВНК наклонена на север от 2540 -2550м до 2587м.

Нефтеносность залежи дополнительно к результатам разведочных скважин подтверждена 2 эксплуатационными скважинами, которые дали слабые притоки нефти дебитами 0,7 — 1,1 т/сут. А также результатами совместной эксплуатации с пластом ЮВ _1/1 еще в 5 скважинах, которые работали с начальными дебитами нефти 3,9 — 14,7 т/сут. Нефтенасыщенные толщины в пределах залежи изменяются от 0,8м до 5,4м, в среднем составляют 2,4м.

Залежь является пластовой, литологически ограниченной. Имеет размеры 4х 0,5км, высоту до 30м.

Кроме основной залежи выявлена нефтеносность пласта ЮВ ₁ в районах отдельных скважин: 175Р, 93Р и 98Р, 81Р (Ахская площадь), 144П (Таежная площадь), 148П и 151П (Северо-Покурское поднятие).

Коллекторами являются мелкозернистые песчаники, реже -среднезернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты, серые, буровато-серые, однородные, или слоистые вследствие смены зернистости осадка, а также концентрации УРД и глинисто-слюдистого материала по плоскостям наслоения. Слоистость косоволнистая, линзовидная, мелкая косая, горизонтальная. Характерно повышенное содержание пирита, нередко образующего крупные стяжения, а также карбонатных линз прослоев.

По вещественному составу исследованные коллекторы относятся к полимиктовому типу. Основными породообразующими компонентами являются кварц (40-50%) и полевые шпаты (25 — 30%, до 40%) при стабильном преобладании кварца. Локально песчаники обогащены обломками интрузивных, эффузивных и осадочных пород в различных соотношениях и слюдами.

Все кластические компоненты, кроме кварца и кварцитов, неустойчивы к выветриванию и в различной степени изменены. Зерна кварца чистые, прозрачные, или мутные вследствие обильных воздушно-газовых включений. Полевые шпаты представлены микроклинами, ортоклазами и плагиоклазами.

Основная масса глинистого цемента коллекторов имеет аутигенное происхождение, представлена преимущественно каолинитом, с примесью хлорита, гидрослюды и характеризуется неоднородным пленочно-порово-базальным распределением. Карбонатный цемент в основной массе коллекторов имеет локально-поровое распределение (0,5 — 1%).

В целом по пласту ЮВ1/1 доминируют песчаники мелкозернистые (Мd=0,188 мм), хорошо отсортированные (S _о =1,73), малоглинистые (8,4%) и малокарбонатные (0,8%), которые в данных фациальных условиях обычно являются коллекторами IV — V классов.

Среднее значение пористости по пласту 15,7%, породы с пористостью выше 18% составляют всего 16%.

Среднее значение проницаемости по пласту составило 28,6,1·10 ^-3 мкм² .

Пластовые нефти Урьевского месторождения являются типичными для рассматриваемого района. Сводные значения параметров, характеризующих основные свойства пластовых нефтей в условиях пласта и при различных способах разгазирования.

В условиях пласта нефти Урьевского месторождения легкие, маловязкие, с давлением насыщения нефти газом значительно ниже пластового давления. На локальных купольных участках газосодержание достигает максимальных значений при относительно низкой плотности дегазированной нефти. В приконтурных зонах газосодержание закономерно снижается, плотность нефти возрастает за счет гравитационных, диффузионных и окислительных процессов.[7]

Вниз по разрезу месторождения увеличивается содержание растворенных углеводородов, количество светлых фракций, твердых парафинов, снижается содержание смол, асфальтенов, соответственно уменьшается плотность нефтей.

В составах жидкой и газовой фаз концентрация нормальных углеводородов заметно выше концентрации их изомеров, что характерно для чисто нефтяных залежей, не затронутых процессами биодеградации (или слабо биодеградированных).

На основании критериев, предусмотренных стандартом ГОСТ 912-66, нефти Урьевского месторождения легкие и сравнительно легкие, маловязкие, малосмолистые, парафинистые, сернистые, с выходом фракций до 350С около 55%.

5 Свойства пластовых жидкостей и газов

Свойства нефти и газа Урьевского месторождения изучались по результатам глубинных и поверхностных проб, выполненных в центральной лаборатории Главтюменьгеологии.

Пласт БВ ₆ характеризуется большим давлением насыщения (88 — 89кг/см² ) и газосодержанием (44,08 — 47,85 м² /т).

Нефть этого пласта сернистая и парафинистая.

Пласт БВ ₈ характеризуется большим газосодержанием (55,31 — 63,40м³ /т) и давлением насыщения (73 — 81,5 кг/см² ).

Нефть также сернистая и парафинистая.

Нефть пластов АВ _1-2 также относится к сернистым и парафинистым. Свойства пластовой нефти и газа представлены в таблице 1, компонентный состав — в таблице 2.

Параметры пласта ЮВ ₁ Урьевского месторождения:

Средняя глубина залегания пласта ЮВ ₁ составляет от 2630м.

Эффективная мощность — 6,7м.

Средняя пористость — 16%

Средняя проницаемость — 0,003мкм

Средняя нефтенасыщенность — 67%

Удельный вес пластовой нефти — 0,836 т/м 3

Температура пласта — 110 ºС

Газовый фактор — 84м ³ /т.

Таблица 1 — Свойства пластовой нефти и газа

Наименование	Пласт
	АВ 1-2	БВ 6	БВ 8
нефть — давление насыщения газом, МПа; — газосодержание, м 3 /т — плотность, кг/м3 — вязкость, мПа·с — Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, доли ед. — Пластовая температура, ºС	8,000 38,33 0,801 1,970 1,099 71,000	8,800 45,920 0,816 1,900 1,132 77,000	7,913 59,320 0,755 1,500 1,193 80,000
Газ газовой шапки на месторождении отсутствует

Таблица 2 — Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти (мольное содержание, %) по Урьевскому месторождению

Наименование	При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях
	Выделившийся газ	Нефть
1	2	3
Сероводород
Углекислый газ	0,11
Азот + редкие,
в том числе: гелий	1,28	0,26
Метан	73,24	21,52
Этан	2,76	0,66
Пропан	6,38	1,39
Изобутан	3,40	3,24
н.бутан	6,02	2,04
Изопентан	1,41	2,78
н.пентан	1,36	2,07
гексан
Остаток (С8 + высшие)	1,19	1,94
Молекулярная масса		62,46
Молекулярная масса остатка
Плотность газа, кг/м3	1.05
Плотность газа (относительная по воздуху), доли ед.
нефти, кг/м3

Вязкость пластовой воды в пластовых условиях 0,44 — 0,33 мПа·с.

Объемный коэффициент 1,017 — 1,019.

Предельное газосодержание 2,16 — 2,38 мм ³ /т.

По кислотно-щелочному анализу эти воды нейтральны, низкоминерализированы (от 20 до 27 г/л).

Химический состав и физические свойства пластовых вод представлены в таблице 3.

Таблица 3 — Химический состав и физические свойства пластовых вод

Содержание Ионов Мг/л	Среднее значение по пластам
	АВ1-2	БВ6	БВ8	ЮВ1
СL	15897,7	13800	15370	11946,6
SO 4	Нет	нет	нет	Нет
HCO 3	216,5	390,4	330,6	182,4
Ca	1022,9	1243,9	1284,9	1322,6
Mg	127,9	67	95,1	87,3
Na + K	9309,1	7876,3	9231,6	6386,9
PH	6,0	6,0	6,0	6,0
Общая Минерал-я г/л	26,4	23,4	26,6	19,8
Плотность г/см3	1,003	1,017	1,018	1,011

Газосодержание в нефти извлекаемой со скважин, работающих по пласту ЮВ ₁ , составляет 84 м³ /т.

Вязкость пластовой воды в пластовых условиях 0,44 — 0,33 мПа·с.

Объемный коэффициент 1,017 — 1,019.

Предельное газосодержание 2,16 — 2,38 м ³ /т. [7]

По кислотно-щелочному анализу эти воды нейтральны, низкоминерализированы (от 20 до 27 г/л).

Таблица 4 — Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти (мольное содержание, %) по Урьевскому месторождению

Наименование	При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях
	Выделившийся газ	Нефть
Сероводород	0,00	0,00
Углекислый газ	0,11	0,00
Азот + редкие,	0,00	0,00
Этан	2,76	0,66
Пропан	6,38	1,39
Изобутан	3,40	3,24
н.бутан	6,02	2,04
Изопентан	1,41	2,78
н.пентан	1,36	2,07
Остаток (С8 + высшие)	1,19	1,94
Молекулярная масса	—	62,46
Плотность газа, кг/м 3	1.05

6 Режим разработки залежи

Режим залежи в Нижневартовском нефтегазоносном районе, в пределах которого находится Урьевское месторождение, областями питания подземных вод являются горно-складчатые сооружения, образующие Западно-Сибирскую низменность с юга и юго-востока, а областью разгрузки — район Карского моря.

Основные продуктивные пласты АВ _1-2 , БВ₆ , БВ₈ , Вартовской свиты прослеживаются с незначительными изменениями толщин практически на всей территории, что говорит о наличии незамкнутой системы этих пластов с огромными запасами пластовой энергии, об этом в частности свидетельствуют переливы пластовой воды полученные при опробовании пластов группы АВ в скважинах как Урьевской так и на соседних площадях.

Таким образом, в отложениях Западно-Сибирской плиты имеют место два основных направления движения вод — от периферии к центру плиты и от зоны развития глинистых отложений Фроловской свиты на восток, и оба потока, встречаясь в зоне Колтогорского мегапрогиба, создают единый мощный поток, направленный на север.

Статические уровни в пределах Нижневартовского свода изменяются от +60метров на Мегионской площади, до + 54,6метров на Самотлорской площади. Эти высокие коллекторские свойства водосодержащих пород, позволяют предполагать на Урьевском месторождении, в большинстве залежей, упруговодонапорный режим.[7]

2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ, .1 Методы повышения нефтеотдачи пласта

В настоящие время известны, изучаются и внедряются в промышленную практику десятки различных методов воздействия на нефтяные залежи и повышения нефтеотдачи (первичные, вторичные, третичные).

Современные методы повышения нефтеотдачи в той или иной степени базируются на заводнении. Среди их можно выделить четыре основные группы:

• гидродинамические методы — циклическое заводнение, изменение направлений фильтрационных потоков, создание высоких давлений нагнетания, форсированный отбор жидкости, а также методы воздействия на призабойную зону пласта;

• физико-химические методы — заводнение с применением активных примесей (поверхностно-активных веществ, полимеров, щелочи, серной кислоты, диоксида углерода, мицеллярных растворов);

• тепловые методы — вытеснение нефти теплоносителями, пароциклическая обработка, внутрипластовое горение, использование воды как терморастворителя нефти.

Применимость методов повышения нефтеотдачи пластов определяется геолого-физическими условиями. Известные методы характеризуются различной потенциальной возможностью увеличения нефтеотдачи пластов (от 2 до 35% от балансовых запасов) и разными факторами их применения. Для месторождений с маловязкими нефтями, разрабатываемых с использованием заводнения, к наиболее перспективным можно отнести следующие методы: гидродинамические; применение диоксида углерода, водогазовых смесей, мицеллярных растворов, а для месторождений с высоковязкими нефтями − использование пара; внутрипластовое горение. Остальные методы будут применятся в основном для интенсификации добычи нефти и регулирование процесса разработки.[4]

Современные методы повышения нефтеотдачи с 70-х годов получили широкое промышленное применение и испытание. В целом по стране на физико-химические методы приходится 50,на тепловые − 40 и на газовые −10% от общего объема применения по охвату запасов нефти. Практика показала, что использование методов повышения нефтеотдачи пластов в 7−10 раз дороже применения заводнения. Поэтому рентабельность их определяется ценой на нефть. Однако в будущем с учетом роста потребности в нефти и ограниченности ресурсов, тенденции экономии нефти и повышения эффективности ее использования во всех сферах потребления, интенсивных поисков альтернативных источников ее замены как топлива и сырья методы повышения нефтеотдачи пластов найдут широкое применение.

Физико-химические методы повышения нефтеотдачи

Физико-химические методы обеспечивают увеличение коэффициентов вытеснения и охвата одновременно или одного из них. Среди них выделяют две подгруппы: методы, улучшающие заводнение, которые основаны на снижении межфазного поверхностного натяжения и, изменении соотношения подвижностей фаз и обеспечивают увеличение коэффициентов вытеснения и охвата; методы извлечения остаточной нефти из заводненных пластов, основанные на полной или частичной смесимости рабочих агентов с нефтью и водой.

2.1.1 Методы, улучшающие заводнение

К ним относятся методы, использующие в качестве рабочих агентов поверхностно-активные вещества (ПАВ), полимеры, щелочи и серную кислоту.

Неионогенные ПАВ типа ОП-10 при оптимальном массовом содержании 0,05 -0,1% обеспечивают снижение поверхностного натяжения от 35 — 45 до 7 — 8 мН/м, увеличение угла смачивания от 18 до 27° и уменьшение натяжения смачивания в 8 — 10 раз. Однако такие растворы способны обеспечить повышение нефтеотдачи не более чем на 2 — 5%

— Метод закачки водных растворов ПАВ испытывался с 60-х годов на 35 участках более 10 месторождений страны. Наиболее крупные промышленные опыты проводятся на Арланском и Самотлорском месторождениях. Однако вследствие большой адсорбции ПАВ из раствора поверхностью породы технологическая и экономическая эффективность становится весьма сомнительной.[4]

Объемы закачиваемых растворов ПАВ должны быть очень большими (не менее 2 — 3 объемов пор).

Фронт ПАВ движется по пласту в 10 — 20 раз медленнее, чем фронт вытеснения. Технология закачки раствора ПАВ весьма простая, не влечет за собой существенных изменений в технологии и в системе размещения скважин. Для дозированной подачи растворов ПАВ разработана установка УДПВ-5. Будущее метода связывают в основном с обработкой призабойных зон нагнетательных скважин для повышения их приемистости, с нагнетанием слабоконцентрированных (0,05 — 0,5%) и высоко концентрированных (1-5%) растворов для освоения плотных глинистых коллекторов и снижения давления нагнетания, а также с созданием композиции ПАВ, обеспечивающих уменьшение межфалюгового натяжения до 0,01-0,05 мН/м. Метод полимерного заводнения основан на способности раствора- полимера в воде уменьшать соотношение подвижностей (загущение воды) нефти и воды (текущий фактор сопротивления) и уменьшать подвижность, воды, накачиваемой за раствором полимера (остаточный фактор сопротивления), что попытает охват пластов заводнением. С 70-х годов метод испытывался на нескольких месторождениях. Наиболее представительные опыты, проводимые на Орлеанском и Арлаиском месторождениях. Испытан гидролизованный полиакриламид (ПАА).

В СССР он производится в виде 7-8%-ного геля и порошка. Рекомендуется оторочка размером 0,1-0,5 от объема пор с концентрацией 0,01-0,1%. Гель ПАА не технологичен в применении (требует больших затрат ручного труда, больших транспортных расходов, замерзает при минусовой температуре), На Орлянском месторождении раствор из него концентрации 0,6-0,7% получали рециркуляцией насосами, а дозированную подачу в водовод вели плунжерными насосами. Для приготовления раствора из порошка разработаны установки УДПП-1,5, УДПП-5» УДПП-200. Метод относится к дорогим, поэтому перспективы его применения зависят от пены па нефть, объемов производства дешевых полимеров и эффективное сочетания с другими методами повышения нефтеотдачи.

Метод щелочного заводнения основан на взаимодействии щелочей с активными компонентами (органическими кислотами) нефти и породой. При этом образуются ПАВ, изменяется смачиваемость породы, набухают глины, образуются устойчивые эмульсии и выделяются осадки. Испытание метода начато в 70-х годах на некоторых месторождениях, например на Трехозерном. Для приготовления щелочных растворов могут использоваться с различными показателями щелочности едкий натр (каустическая сода) NаОН, углекислый натрий (кальцинированная сода) Nа CО, гидроксид аммония (аммиак) NH ₄ OH, силикат натрия (растворимое стекло) Na₂ SiO. Наиболее активные из них первый и последний (селикатно-щелочное заводнение).

Щелочные растворы закачивают в виде оторочек размером 0,1 — 0,25 объема пор с концентрацией 0,05-0,6%. При значительной адсорбции щелочи возможна ступенчатая оторочка раствора от убывающей концентрацией. При взаимодействии силиката натрия и хлористого кальция СаСl; образуется устойчивая эмульсия и выделяется осадок силиката кальция СаSiОз, снижающие проницаемость промытой части пласта. Приготовление раствора щелочи и его подача в пласт не отличаются большой сложностью. Будущее метода связывают с сочетанием его с тепловыми методами (термощелочные растворы) и с осадкообразованием в пласте.

Механизм повышения нефтеотдачи при вытеснении нефти серной кислотой (сернокислотное заводнение) заключается в образовании кислого гудрона (вязкой смолистой массы) в наиболее промытой водой зоне (наиболее значимый фактор) и поверхностно-активных водорастворимых сульфокислот. В результате снижается водопроницаемость промытых зон, повышается охват пласта заводнением и снижается межфазное натяжение (до 3-4 мН/м).

Метод широко испытывался с 1969 г. на месторождениях Татарии, чему во многом способствовало наличие источника реагента.

Применяют либо техническую серную кислоту концентрацией до 96%, либо так называемую алкилированную серную кислоту (АСК) концентрацией 80-85% (сернокислотный отход производства высокооктанового бензина).

Технология метода заключается в закачке в пласт небольшой (порядка 0,15% порового объема пласта) оторочки серной кислоты, продвигаемой по пласту водой. Для этого у нагнетательной скважины размещают емкости (500-2000 м ³ ) с АСК, которую насосами закачивают в пласт. После этого скважина подключается к общей системе заводнения для закачки воды.

Применение метода сопровождается сильной коррозией используемого оборудования и эксплуатационной колонны скважины.

2.1.2 Методы извлечения остаточной нефти из заводненных пластов

После применения обычного заводнения, физико-гидродинамических и газовых методов и методов, улучшающих заводнение, в залежах остается до 30-70% запасов нефти. Эту остаточную нефть способны вытеснять лишь те рабочие реагенты, которые смешиваются с нефтью и водой или имеют сверхнизкое межфазное натяжение. К ним относятся наиболее перспективные и высокопотенциальные методы вытеснения нефти диоксидом углерода (СО ₂ ) и мицеллярными растворами. Исследования применения диоксида углерода начаты в начале 50-х годов. С 60-х годов метод испытан на нескольких месторождениях. Углекислый газ при температуре выше 31 °С находится в газообразном состоянии при любом давлении. Если температура ниже 31 °С, образуется жидкая фаза, однако при давлении меньше 7,2 МПа углекислый газ испаряется. Метод основан на хорошей его растворимости в пластовых флюидах, что обеспечивает объемное расширение нефти в 1,5-1,7 раз, смесимость его с нефтью (устранение капиллярных сил), снижение вязкости нефти (от десятков процентов до нескольких раз) и, как результат, повышение коэффициента вытеснения (до 0,95).

Однако применение С0₂ как любого маловязкого агента сопровождается значительным сниженном коэффициента охвата (на 5-15%), из-за чего увеличение коэффициента нефтеотдачи может составлять лишь 7-12%.

Источниками получения СО ₂ могут быть залежи углекислого газа (Семивидовское, Астраханское месторождения), тепловые электростанции, заводы по получению искусственного газа из угля, сланцев и другие химические заводы. При сжигании природного газа получается в 6-11 раз больший объем продуктов сгорания.[4]

Диоксид углерода закачивают во внутриконтурные нагнетательные скважины в газообразном (лучше при давлении полной смесимости около 10-30 МПа) или жидком состоянии в виде оторочки, проталкиваемой водой, вместе с водой для создания чередующихся оторочек при отношении порций СО ₂ и воды приблизительно 0,25-1, а также в растворенном состоянии в виде карбонизированной воды концентрацией 3-5%. Использование карбонизированной воды малоэффективно (коэффициент вытеснения повышается всего на 10-15%) — оптимальный объем оторочки СО₂ составляет 0,2-0,3 объема пор. Кроме сочетания закачки СО₂ с заводнением для уменьшения преждевременных прорывов СО₂ предлагается нагнетать его попеременно с раствором полимера, силиката натрия, ПАВ, углеводородным газом и др. Техника закачки зависит от применяемой технологии.

Для внедрения метода необходимо решить проблемы транспорта жидкого СО, распределения его по скважинам, утилизации СО и повторного использования, борьбы с коррозией труб и нефтепромыслового оборудования.

Из всех известных методов закачка СО ₂ наиболее универсальна и перспективна. Применение этого метода определяется ресурсами природного СО, так как потребности в нем (1000 — 2000 м³ на 1 т добычи нефти) трудно удовлетворить за счет отходов химического производства, хотя этот источник СО₂ экономически рентабелен, мицеллярный раствор — это тонкодисперсная коллоидная система из углеводородной жидкости (от сжиженного нефтяного газа до сырой легкой нефти), воды и водонефтерастворного ПАВ, стабилизированная спиртом (изопропиловым, бутиловым).

Мицеллярное заводнение обеспечивает снижение межфазного натяжения в пласте при оптимальном составе практически до нуля (не более 0,001 мН/м). По лабораторным данным, коэффициент нефтевытеснения при мицеллярном заводнении составляет 80 — 98%.Технология процесса состоит в закачке во внутриконтурные скважины последовательно оторочек растворов химических реагентов: а) предоторочки (20% от объема пор) из пресной воды или слабоминерализованного раствора хлористого натрия для понижения концентрации кальция и магния (при необходимости); б) оторочки мицеллярного раствора малоконцентрированного (20 — 50% от объема пор) или высококонцентрированного (5 — 15% от объема пор); в) буферной оторочки или буфера подвижности (до 30 — 60% от объема пор) из полимерного раствора с постепенно уменьшающейся вязкостью от вязкости мицеллярного раствора до вязкости воде (мицеллярно-полимерное заводнение).

Вслед за буферной оторочкой до конца разработки закачивается обычная вода, применяемая для заводнения. Для сохранения целостности оторочки мицеллярного раствора в предоторочку и в буферную оторочку добавляют спирт концентрации, равной его концентрации в мицеллярном растворе.

Мицеллярные растворы могут быть высококонцентрированными, содержащими до 50 — 70% углеводородов, до 8 — 10% сульфонатов, до 2 — 3% стабилизатора, и малоконцентрированными водными, содержащими углеводородов менее 5%, сульфонатов до 2% и стабилизатора менее 0,1%. Мицеллярный раствор готовится из составных компонентов непосредственно на месторождении. Обычно он хорошо перемешивается при циркуляции его через насос, перед закачкой его пропускают через фильтр. Оптимальная технология должна жестко выдерживаться, так как нарушение неизбежно ухудшает эффективность процесса.

Потенциальные масштабы применения метода очень большие (все месторождения с терригенными коллекторами, нефтенасыщенностью более 30% и вязкостью нефти менее 15 — 20 мПа-с).

Внедрение метода ограничивается сравнительно высокой стоимостью мицеллярного раствора.

2.1.3 Тепловые методы повышения нефтеотдачи

Сущность тепловых методов состоит в том, что наряду с гидродинамическим вытеснением повышается температура в залежи, что способствует существенному уменьшению вязкости нефти, увеличению ее подвижности, испарению легких фракций и др.

Объектами их применения являются залежи высоковязкой смолистой нефти плоть до битумов, залежи нефтей, обладающих неньютоновскими свойствами, а также залежи, пластовая температура которых равна или близка к температуре насыщения нефти парафином. Высокой вязкостью характеризуется относительно большая доля местных запасов нефти в мире, причем отмечается тенденции ее возрастания. Другие методы разработки и повышения нефтеотдачи либо не применимы, либо не обеспечивают достаточной эффект в пост. Различают следующие разновидности тепловых методов: теплофизические — закалка в пласт теплоносителей (горячей воды, пара, в том числе в качестве внутрипластового терморастворителя, и пароциклические обработки скважин); термохимические- внутрипластовое горение.

Закачка в пласт теплоносителей и терморастворителя.

Первые работы но закачке пара в пласт относятся к 1932 г. Лучшими теплоносителями и вытеснителями оказались горячая вода и водяной пар при высоком давлении. При подогреве воды до температуры кипения t _ки п (насыщения) при постоянном давлении ей сообщается теплота жидкости. При кипении из воды — выносятся пузырьки пара имеете с мельчайшими капельками влаги, смесь которых называют насыщенным паром с различной степенью сухости х_а (отношение- массы сухой паровой фазы к массе смеси).

При 1>х_п >0 имеем влажный насыщенный пар, а при х_п =1 -сухой насыщенный пар (неустойчивое мгновенное состояние).

Перегретым паром называют пар, который при одинаковом давлении с насыщенным имеет температуру больше /кип. При охлаждении перегретого пара при постоянном давлении выделяется теплота перегрева, затем теплота парообразования (конденсации) и дальше частично теплота жидкости, т.е. получаются насыщенный пар и за ним горячая вода. Вода и нефть практически взаимонерастворимы в атмосферных условиях. Неограниченная растворимость нефтей в жидкой воде, экспериментально установленная в 1960 г. (Э. Б. Чека-люк и др.), достигается при температурах 320 -340 °С и давлений 16-22 МПа. Причем вода в отличие от других растворителей при снижении температуры водонефтяного раствора до атмосферной полностью выделяет всю растворенную в ней нефть.

Закачка в пласт теплоносителя и терморастворителя может осуществляться с нагревом его на поверхности или на забое скважины; на поверхности с дополнительным подогревом на забое скважины. Создать надежные с требуемой характеристикой забойные теплогенераторы пока не удается. Недостаток поверхностных теплогенераторов большие потери теплоты (соответственно снижение температуры) в поверхностных коммуникациях и в стволе скважины. Нормированная потеря теплоты в трубопроводах составляет (0,5-6) 10% от теплопроизводительности парогенераторов на 1 м трубопровода.

Температура в стволе нагнетательной скважины для однофазного горячего теплоносителя (как жидкого, так и газообразного) обычно понижается с глубиной и может быть вычислена, например, по формуле Э.Б. Чекалюк.[4]

С увеличением глубины пар может превратиться в горячую воду. При движении теплоносителя по пласту также возможны потери теплоты через кровлю и подошву пласта. Для уменьшения всех теплопотерь выбирают нефтяные пласты с достаточно большой толщиной (более 6 м), применяют площадные сетки скважин с расстоянием до 100-200 м между нагнетательными и добывающими скважинами, перфорируют скважины в средней части пласта, обеспечивают максимально возможный темп нагнетания теплоносителя (пара 100-250 т/сут и более), теплоизолируют трубы, теплогенератор максимально приближают к скважинам и др.

Теплопотери в стволе скважины ограничивают область применения методов закачки пара и горячей воды на глубине залегания пласта до 700 — 1500 м, а при закачке воды в качестве терморастворителя глубина должна быть больше 1700 — 1800 и из-за необходимости создания высокого давления. Теплоноситель закачивают в виде нагретой оторочки размером более 0,3 — 0,4 объема обрабатываемого пласта, а затем форсировано продвигают ее по пласту холодной водой, которая нагревается теплотой, аккумулированной в пласте за фронтом вытеснения.

При пароциклических (стимуляции) добывающих скважин в скважину в течение 15 — 25 сут закачивают пар в объеме 30 — 100 т на 1 м толщины пласта. Затем закрывают скважину на 5 — 15 сут для перераспределения теплоты, противоточного капиллярного вытеснения нефти из малопроницаемых пропластков. После этого скважину эксплуатируют до предельного рентабельного дебита нефти в течение 2 — 3 мес. Полный цикл занимает 3 — 5 мес. и более. Обычно всего бывает 5 — 8 циклов за 3 — 4 года с увеличивающейся продолжительностью каждого. Так как теплота доставляется на небольшую глубину в пласт, то плотность сетки скважин должна быть не более (1 — 2) 104 м ₃ /скв. На 1-Г закачанного пара в среднем за все циклы добывают 1,6 — 2т. Нефти (при уменьшении от 10 — 15 до 0,5 — 1 т).

Применяемое оборудование включает парогенераторную или недогретую установку, поверхностные коммуникации (трубопроводы, компенсаторы температурных деформаций), устьевое и внутрискважинное оборудование. Воду можно подогревать с помощью серийно выпускаемых нагревательных устройств, паровых и теплофикационных, котлов, сетевых подогревателей, экономайзеров и стационарных котельных. Для получения и нагнетания пара в пласт имеются блочные передвижные парогенераторные установки отечественные типа УПГГ-9/120 МУ-1, УПГ-60/160, УПГ-50/60, обеспечивающие теплопроизводительность 22,2 — 144 ГДж/ч, паропроизводительность 9 — 60 т/ч, рабочее давление на выходе 6 — 16 МПа, степень сухости пара 0,8 при общей массе 38 — 98 т.

Условиями снижения потерь теплоты и температурными расширениями элементов скважины определяется подбор устьевого и внутрискважинного оборудования, которое включает арматуру устья типа АП (задвижки, устьевой сальник, устьевое шарнирное устройство и стволовой шарнир), колонну НКТ, термостойкий пакер с внутрискважинным компенсатором или устьевым сальником. При нагнетании воды с невысокой температурой используется такое же оборудование скважин, как и при заводнении.

При закачке теплоносителя осложнения в эксплуатации скважин могут быть вызваны выносом песка, образованием эмульсий, преждевременными прорывами пара, нагревом обсадной колонны и добывающего оборудования. Для предупреждения этих явлений проводят крепление призабойной зоны, ограничение отборов вплоть до остановок скважин и др.

2.1.4 Внутрипластовое горение

Сущность процесса заключается в создании в нефтяном пласте высокотемпературной воды, в которой теплота генерируется в результате термических окислительных реакции между частью содержащихся в пласте нефти и кислородом, и перемещении ее по пласту от нагнетательной к добывающим скважинам закачкой окислителя (воздуха или смеси воздуха и воды).

Выгорает 5 — 15% запасов нефти (коксоподобные остатки наиболее тяжелых ее фракций).

На это требуется 300 — 500 м ₃ воздуха.

Для перемещения теплоты в область впереди фронта горения вместе с воздухом закачивают воду (сочетание внутрипластового горения с заводнением).

По соотношению расходов воды и воздуха (л/м ₃ ) различают сухое (отсутствует закачка воды), влажное (до 2 — 3 л/м₃ ) и сверхвлажное (более 2 — 3 л/м₃ ) горение. Добавление воды способствует сокращению расхода воздуха (в 1,5 — 3 раза), возрастанию скорости движения фронта (в 1,5 — 2 раза) и снижению температуры (от 500 — 540 до 260 °С).

Механизм нефтеотдачи включает вытесняющую способность высокотемпературного пароводяного вала, газообразных продуктов горения (содержат до 10 — 20% СО2) и др. Охват по толщине составляет 0,6 — 0,7, а нефтеотдача — 0,4 — 0,6, причем это в 2 — 3 раза выше, чем в современных условиях можно получить другими методами при вязкости нефти около 100 мПа·с.

Технология процесса заключается в следующем. Сначала компрессорами закачивают воздух. Если в течение первых месяцев не обнаруживается признаков экзотермических реакций (по данным анализов газа и температуры в добывающих скважинах), то приступают к инициированию горения. Его можно осуществить одним из методов: а) электрическим забойным электронагревателем, который опускается в скважину на кабеле и обдувается воздухом; б) забойной газовой горелкой, опускаемой в скважину на двух концентричных рядах труб (для раздельной подачи топлива и воздуха); смесь зажигают электрическим способом (искровой и накаливанием спирали), химическими средствами или ракетным патроном; в) использованием теплоты химических окислительных реакций определенных веществ (пирофоров); г) подачей катализаторов окисления нефти. Самовоспламенением характеризуются только некоторые нефти. После создания фронта горения в призабойной зоне нагнетательной скважины дальше его поддерживают и перемещают по пласту закачкой воздуха.

Предусматривается постоянно возрастающий расход воздуха в соответствии с расширением фронта и удалением его от нагнетательной скважины. Устьевое давление закачки воздуха обычно в 1,5 — 2 раза выше пластового давления. Воду и воздух закачивают циклически с периодами до суток, а затем закачивают только воду.

Для осуществления внутрипластового горения выпускаются полупередвижные установки типа ОВГ (ОВГ-1М, ОВГ-72/220М), включающие компрессорные и насосные станции, электронагреватель, автотрансформатор, станцию управления, оборудование устья нагнетательной скважины ОУВГ и др.

Рисунок 1. — Технологическая схема закачки рабочих агентов и сбора продукции

Добываемый газ содержит большое количество азота, оксида углерода, сернистого и углекислого газа, и в некоторых случаях сероводорода, вследствие чего может оказаться непригодным для использования в народном хозяйстве. Поэтому в целях охраны окружающей среды требуется его сжигание. Лучше извлекать токсичные компоненты специальными поглотителями.

Осложнения при эксплуатации связаны с интенсификацией выноса породы (крепление призабойной зоны путем коксования части нефти, установка фильтров), коррозией подземного и наземного оборудования (подача ингибиторов коррозии в затрубное пространство), нагревом добывающего оборудования (закачка воды в затрубное пространство, отключение скважин), преждевременными прорывами газа (избирательное вскрытие пластов, регулирование отборов и закачки), образованием стойких водонефтяных эмульсий.[4]

Проектирование процесса включает совместное решение термо- и гидродинамических задач. При этом определяют удельное количество коксоподобного топлива, удельный расход воздуха и кинематические параметры окисления нефти, время, необходимое для создания фронта горения путем самовоспламенения нефти или для подогрева призабойной зоны пласта до температуры воспламенения топлива, технологические показатели разработки (расход воздуха, приемистость нагнетательных скважин и давление нагнетания, изменение дебита нефти во времени, коэффициент нефтеотдачи).

Метод применялся на месторождениях Павлова Гора (с 1966), Балаханы-Сабунчи-Романы (с 1973 г.) и др. Будущее всех тепловых методов связывают с необходимостью разработки месторождений высоковязких нефтей.

Физико-химические методы повышения нефтеотдачи на месторождениях района применяются со второй половины 80-х годов. За анализируемый период испытано 40 различных технологий. Физико-химические методы можно разделить на следующие направления потокоотклоняющие технологии, направленные на выравнивание профилей приемистости и изоляцию высокообводненных интервалов пласта с целью вовлечения в разработку недренируемых зон пласта; технологии интенсификации добычи нефти, направленные на увеличение коэффициента вытеснения и доотмыва остаточной нефти.

Гелеобразующие композиции на основе силиката натрия (ГОС).

Сущность метода заключается в закачке в пласт водного раствора жидкого стекла (6%) и соляной кислоты (0.6%) с незначительным добавлением полимеров. При взаимодействии силиката натрия с кислыми агентами выделяется кремниевая кислота, образующая соль, переходящий со временем в гель, который служит водоизолирующим материалом в промытых высокопроницаемых зонах пласта.

Обработки алкилированной серной кислотой (АСК).

АСК — промышленные отходы серной кислоты, что существенно удешевляет технологию. Помимо этого АСК обладает лучшими вытесняющими свойствами, чем серная кислота в чистом виде. В основе метода лежит механизм воздействия серной кислоты на минералы скелета пласта и содержащиеся в нем нефть и воду. В результате реакции АСК с нефтью образуются сульфокислоты, которые являются анионактивными ПАВ; реагируя с солями кальция, они образуют малорастворимые соли, которые частично закупоривают поры промытых пропластков, что способствует повышению охвата пласта заводнением; вступая в реакцию с карбонатными составляющими породы пласта, позволяет увеличивать проницаемость, а в качестве продукта реакции образуется углекислота, которая обладает повышенными нефтевымывающими свойствами; при смещении концентрированной серной кислоты с водой выделяется тепло, обусловленное теплом разбавления.

Полиакриламид (ПАА).

Технология обеспечивает повышение нефтеотдачи частично заводненных полимиктовых коллекторов и заключается в создании оторочки полиакриламида, что ведёт к перераспределению закачиваемого агента на неохваченные вытеснением нефтенасыщенные зоны.

Кислотный поверхностно-активный состав (ПКВ).

Состав состоит из поверхностно-активных веществ, соляной и плавиковой кислоты. Закачка ПКВ в продуктивные пласты направлена на повышение охвата пласта заводнением методом перераспределения фильтрационных потоков закачиваемых вод и выравниванием фронта вытеснения; увеличение скорости вытеснения нефти водой за счет повышения приемистости скважин; усиление противоточной капиллярной пропитки низкопроницаемых разностей пород за счет создания разности электрических потенциалов между промытыми и непромытыми ПКВ интервалами; доотмыв остаточной нефти.[4]

Углеводородный эмульсионно-дисперсный состав (УЭДС).

Технология создана на основе продукта РДН (реагент для добычи нефти) и углеводородных растворителей, которые представляют собой обратные эмульсии типа «вода в масле» и предназначена для регулирования заводнения, но в отличие от гелеобразующих составов имеет иной механизм воздействия на призабойную зону и пласт. Гидроизоляция происходит по причине повышения вязкости закачиваемой в пласт эмульсии и снижения фазовой проницаемости по воде при фильтрации закачиваемой воды через гидрофобизированную эмульсию, ранее гидрофильную часть высокопроницаемого, промытого водой пласта. Происходит «мягкое» перераспределение фильтрационных потоков по толщине и площади пласта.

Водный эмульсионно-дисперсный состав (ВЭДВ).

Технология водного эмульсионно-дисперсного воздействия основана на комплексном применении реагента РИД, углеводородных растворителей и ПАВ. Композиция представляет собой прямую эмульсию типа «масло в воде». Технология направлена на перераспределение фильтрационных потоков и вовлечение в разработку слабодренируемых и застойных зон пласта за счет гидрофобизации пор водопромытых интервалов и создания в них повышенного сопротивления.

Биополимер (БП).

Технология направлена на увеличение текущего и конечного коэффициентов нефтеотдачи за счет увеличения охвата пласта воздействием при заводнении, достигаемым закачкой через водонагнетательные скважины водных растворов химреагентов, способных образовывать гели непосредственно в пластовых условиях. Образующиеся в пласте гели сдерживают прорыв воды из нагнетательных в добывающие скважины, что приводит к стабилизации, либо снижению обводненности продукции добывающих скважин, гидродинамически связанных с нагнетательными, увеличению добычи нефти.

Гелеобразующий состав ГОС «МЕТКА». Технология направлена на повышение текущего и конечного значений коэффициента нефтеотдачи за счёт увеличения охвата пласта заводнением, достигаемым закачкой через нагнетательные скважины водных растворов химреагентов, способных образовывать гели непосредственно в пластовых условиях. Образующиеся в пласте гели сдерживают прорыв воды из нагнетательных в добывающие скважины, что приводит к стабилизации, либо снижению обводненности продукции добывающих скважин, гидродинамически связанных с нагнетательными, увеличению добычи нефти. Главная особенность метода заключается в том, что при низких температурах растворы маловязкие, при высоких превращаются в гели. Процесс обратим при охлаждении гель снова становится маловязким раствором, при повторном нагревании опять застудневает, и так многократно. Температуру гелеобразования можно регулировать добавками, подстраивая под конкретные пластовые условия температуру и минерализацию воды. Областью применения технологического процесса являются пласты группы АВ, БВ и ЮВ с пластовой температурой 50-90°С юрских и меловых отложений разрабатываемых или вводимых в разработку с заводнением.

Гелеобразующий состав ГОС «ГАЛКА». Применяется для снижения обводненности продукции добывающих скважин вследствие перераспределения фильтрационных потоков, выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин. ГОС «Галка» представляет собой маловязкие растворы с рН 2,5-3,0. Закачка их в пласт производится через нагнетательные скважины. В пласте за счет его тепловой энергии или энергии закачиваемого теплоносителя через определённое время происходит практически мгновенное образование геля во всём объёме раствора. В результате образования геля снижается проницаемость породы пласта по воде.

Гелеобразующий состав ГОС «ГИВПАН». Закачка в пласт термостойкого синтетического полимера «Гивпан». Гидролизованное волокно полиарилонетрильное относится к ряду акриловых водорастворимых полимеров. Сущность применения таких реагентов заключается в устойчивости к размыву водой и нефтью гелеобразного осадка, который образуется непосредственно в пласте при взаимодействии макромолекул полимера с агентом сшивателем. Химизм осадко- и гелеобразования заключается во взаимодействии макромолекул полиамиомита и катионов поливалентных металлов с образованием объёмного гелеобразного осадка, устойчивого к размыву при температурах до 120 °С.

Силикатно-полимерный гель (ГОС СПГ).

Технология основана на закачке в пласт силикатно-полимерных гелей. Целью технологии является избирательное уменьшение водопроницаемости промытых высокопродуктивных зон нефтяного пласта в призабойной зоне нагнетательных скважин при сохранении проницаемости низкопроницаемых нефтенасыщенных зон. Механизм действия рабочих агентов сводится к селективной изоляции высокопроницаемых пропластков и трещин за счёт перехода закачиваемого в скважину силикатко-полимерного раствора в гель при повышенной температуре пласта.

Полимерно-гелевая система «Темпоскрин». Система получается путем добавки к водным системам 0,1-1% реагента типа «Темпоскрин». Особенность этой системы заключается в том, что она сочетает в себе качества двух разных способов введения гелей в пласт: способа синтеза гелей в пласте и способа непосредственной закачки геля в пласт. Благодаря дисперсной структуре геля «Темпоскрин», состоящего из множества мелких гелевых частиц размером 0,2-4 мм, он обладает высокой подвижностью и проникающей способностью по отношению к трещинам и крупным порам, сопоставимыми с аналогичными показателями для жидкостей. Однако гель не проникает в низкопроницаемые и гидрофобные участки пласта вследствие того, что размеры гелевых частиц больше размеров пор таких пород. Этим объясняются селективные свойства системы. Кроме того, гелевые частицы обладают вязкоупругими и фокулирующими свойствами.

Осадкогелеобразующие технологии на основе избыточного ила и полиакриламида (ИЛ+ПАА).

Технология увеличения нефтеотдачи пластов с применением избыточного ила, очистных сооружений, химических предприятий с добавками полиакриламида- предназначена для увеличением охвата пласта заводнением, выравнивания профиля приемистости, селективной закупорки высокопроницаемых пропластков со снижением проницаемости породы пласта и снижением подвижности закачиваемой воды. [4]

Гелеобразующая технология на основе метилцеллюлозы (ММЦ).

Технология повышения выработки обводненных полимиктовых коллекторов заключается во введении в пласт водных растворов эфира целлюлозы, образующих в пласте гель с ранее известными свойствами. Закачка состава в пласт приводит к изменению; гидродинамической связи между нагнетательной и, подверженными влиянию, добывающими скважинами.

Композиции на основе сульфата натрия и хлористого кальция (ССС).

Новой технологией повышения нефтеотдачи является «Осадкообразующая система на основе сульфатно-содовых смесей. Технология близка по-своему принципу действия технологии силикатно-полимерных составов и СМК, ее разработчиком является НТФ «Тюменьнефтеотдача».

Эмульсионно-суспензионные системы (ЭСС).

Применяются для избирательного снижения проницаемости выработанных высокопродуктивных зон пласта, при сохранении проницаемости призабойных зон. Механизм гидроизоляции с помощью эмульсионных систем заключается, с одной стороны, в повышении вязкости закачиваемого в пласт концентрата, при разбавлении его водой в глубине пласта, с другой — снижении фазовой проницаемости по воде при фильтрации закачиваемой воды через гидрофобизированную эмульсией ранее гидрофильную часть высокопроницаемого пласта. Это приводит к подключению в интенсивную разработку трудноизвлекаемых запасов из зон пониженной проницаемости.

Водоизолирующий состав на основе алюмохлорид и щелочей (ГОК ЩСПК).

Технология заключается в последовательно-чередующейся закачке А1С1 ₃ и щелочного стока производства капралактама (ЩСПК).

Образующих в пласте гелеобразную композицию с высокими адсорбционными свойствами. Гелеобразная композиция повышает фильтрационное сопротивление промытых зон нефтяного пласта, за счет чего закачиваемая вода начинает фильтроваться в низкопроницаемые нефтенасыщенные пропластки, которые вовлекаются в разработку.

Волокнисто-дисперсные системы (ВДС).

В 1999 году были проведены опытно-промышленные испытания по закачке волокнисто-дисперсных систем. Эта технология закачки создана для снижения или стабилизации обводненности добываемой продукции путем закачки в нагнетательные скважины дисперсных систем (полимер, древесная мука, шина, эмульсии на углеводородной или нефтяной основе) в определенной последовательности. В пласте происходит частичная кольматация высокопроницаемых прослоев. При этом полимерные молекулы, являясь хорошими коагуляторами, образуют в прослоях крупные «шарики», которые частично изолируют высокопроницаемые прослои.

Технология «ЭМКО». В основе отходы крупнотоннажного производства с добавлением масел. Эффект достигается за счет кальматации промытых зон пласта и селективной избирательности кальматации. За счет образования устойчивой эмульсии в водопромытых интервалах происходит перераспределение потоков закачиваемой воды и включение в работу ранее не дренируемых нефтенасыщенных пропластков.

Технология на основе углеводородного растворителя «Нефрас». Основана на снижении проницаемости ПЗП в нагнетательных и добывающих скважинах в процессе эксплуатации, вследствие закачки в пласт сильнозагрязненной нефтепродуктами и продуктами коррозии подтоварной воды, выпадения в ПЗП твёрдых компонентов нефти, солей, сложного химического состава и др. Одной из наиболее дешевых и простых технологий повышения продуктивности (приемистости) скважин является воздействие на ПЗП добывающих и нагнетательных скважин углеводородным растворителем (нефрасом).

Технология «Нефтенол». Основными компонентами являются эмульгатор нефтенол, углеводородная жидкость и бентонитовая глина. Технология направлена на повышение охвата пласта. Перераспределение потоков достигается путем фильтрации раствора в наиболее проницаемые и промытые водой каналы и трещины пласта и образовании эмульсии способной к структурообразованию в поровом

Полимергелевая система «Ритин-10». Технология состоит из сшитого полиакриламида (ПАА) и карбоксилметилцеллюлозы (КМЦ) и направлена на снижение промытых пропластков и зон пласта. Закачка в пласт водного раствора реагента, представляющего собой взвесь вязкоупругих частиц, которые, воздействуя на неоднородные обводненные пропластки, обеспечивают выравнивание профиля приемистости. Со временем находящиеся в закачиваемой воде минеральные частицы, взаимодействуя с частицами гидрогеля, увеличивают тампонирующие свойства полимергелевой системы.[4]

Сшитые полимерные системы (СПС).

Проведение обработки нагнетательных скважин сшитыми полимерными системами обусловлено опережающим вытеснением нефти водой и обводнением отдельных пропластков. Это происходит вследствие высокой слоистой неоднородности продуктивных пластов по проницаемости; совместной эксплуатации монолитных высокопроницаемых песчаников и низко проницаемых прослоев, опережающего продвижения воды по нефтенедонасыщенным интервалам в зоне ВНК. Технология заключается в закачке через нагнетательные скважины в пласт оторочки раствора сшитого полиакриламида с добавкой многофункционального ПАВ МЛ-80. Принцип действия состоит в закупорке промытых поровых каналов и дополнительном отмыве нефти из низко проницаемых прослоев ПАВом.

Применение полимерно-дисперсных систем на основе растворов частично гидролизованного полиакриламида (ПАА) и глинистой суспензии со стабилизирующими добавками или бел них снижает степень неоднородности обводненного пласта путем образования только в водной среде полидисперсной системы с повышенной устойчивостью. Образовавшаяся система приводит к избирательному повышению фильтрационного сопротивления обводненных зон коллектора в 2,2-4 раза и, как следствие, к увеличению коэффициента охвата продуктивного пласта воздействием.

Гелеобразующая композиция «Кристаллит». Технология основана на закачивании в пласт алюмосиликата и соляной кислоты. Через определенное время компоненты технологии образуют устойчивый гель, перераспределяя фильтрационные потоки и увеличивая охват пласта заводнением.

Кремнийорганический эмульсионный состав (КРОЭС).

Технология направлена на перераспределение фильтрационных потоков и вовлечение в разработку слабо дренируемых и застойных зон пласта за счет гидрофобизации пор водопромытых интервалов и создания в них повышенного фильтрационного сопротивления. Основной компонент эмульсионного состава полиметилсилоксан. Он способен обратимо сорбироваться на породах, слагающих нефтяной пласт, и образовывать на их поверхности гидрофобное покрытие, смываемое избытком воды. Это свойство полиметилсилоксана позволяет воздействовать на наиболее удаленные от нагнетательной скважины участки пласта и делает КРОЭС незаменимыми на пластах с зональной неоднородностью.

На месторождениях ТПП «Лангепаснефтегаз» и всего ООО «Лукойл-Западная Сибирь» применяются следующие группы потокорегулирующих физико-химических технологий повышения нефтеотдачи пластов.

— Технологии, основанные на применении водорастворимых полимеров. К ним относятся технологии СПС (сшитые полимерные системы), ВУС, ГОС. В данных технологиях в качестве реагентов используются полиакриламидные полимеры и различные «сшиватели» для гелеобразования. Достоинствами композиции с использованием ацетата хрома является простой двухкомпонентный состав, возможность регулирования времени гелеобразования путем изменения концентрации полимера и ацетата хрома, подбора марки полимера.

— Технологии, основанные на применении силиката натрия (жидкого стекла).

Эта технология ГОС (гелеобразующий состав), силикатно-полимерные системы и лигнин-силикатно-щелочные композиции. При этом используется свойство растворов жидкого стекла с соляной кислотой образовывать гель через некоторый промежуток времени, или же образование геля происходит при смешении в пласте композиции жидкого стекла с другими химическими реагентами

(хлористый кальций, лигнин и др.), закачиваемыми последовательно эффект гелеобразования усиливается добавлением а малых Количествах полиакриламида.

— Технологии, основанные на применении карбамида. Композиция, содержащая карбамид и хлористый алюминий (ГОС «ГАЛКА»), образует неорганическую гель и углекислый газ при пластовой температуре (70-80°С).

Композиция, содержащая карбамид и метилцелпюлоэу (ГОС «МЕТКА») при пластовых температурах 50-90°С), образует гель, при низких температурах представляет вязкую жидкость. Образование геля на путях преимущественной фильтрации закачиваемой воды приводит к перераспределению фильтрационных потоков, выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин, снижению обводненности продукции добывающих скважин.

— Технологии, основанные на применении бентонитовой глины. К ним относятся технологии СПДС (сшитые полимерно-дисперсные системы), ВДПС (волокнисто-дисперсно-полимерные составы), ПДС (полимерно-дисперсные системы).

Основным реагентом является бентонитовая глина, способная набухать в воде. Ее водная суспензия склонна к структурированию, а при добавлении полимера образуются гели с регулируемой прочностью. С целью повышения устойчивости дисперсных составов используются добавки древесной муки, полиоксиэтилена, карбоксиметилцеллюлозы.

• Технологии, основанные на применении алюмохлорида. Используется свойство алюмохлорида образовывать гель при взаимодействии с породой (при карбонатных пород 2% и более), с каустической содой и щелочными стоками производства капролактама.

— Технологии, основанные на применении высоковязких эмульсий. Применяется для избирательного снижения проницаемости выработанных зон с целью подключения в разработку трудноизвлекаемых запасов из зон с пониженной проницаемостью. К ним относятся технологии ЭСС (эмульсионно-суспензионные системы), ЭМКО (эмульсионная композиция) и БЭС (высоковязкая эмульсионная система).

При реализации технологий ЭСС и ВЭС применяются эмульгатор, гидрофобизатор, углеводородный растворитель, наполнитель и стабилизатор эмульсии Реагент ЭМКО (отход производства) поставляется в готовом виде,

• Комбинированные технологии, использующие и нефтевытесняющие свойства поверхностно-активных веществ (ПАВ).

  К ним относятся технологии ПКВ (ПАВ-кислотное воздействие), СПС+ПКВ, ЭСС+ПКВ, СПС+ЭСОПКВ, ГО+ПАВ, био ПАВ+ лигнин.

Комбинированные технологии сочетают в себе процессы из упомянутых выше технологий и позволяют регулировать фронт вытеснения, подключать в разработку неработающие (не принимающие) пропластки пониженной проницаемости.

На основе проведенного аналитического обзора и обобщения результатов внедрения физико-химических методов на месторождениях Лангепасского региона сформулированы пути повышения их эффективности.

отбор наиболее эффективных технологий;

• изыскание более дешевых и технологических реагентов;
• адаптация технологий к условиям месторождений Лангепасского региона;
• научно-технологическое сопровождение внедрения технологий, она подобна установке УПХР.

Установка может состоять из: двух блоков блока приготовления раствора полиакриламида и эмульсии, блока напорных насосов с системой дозированной подачи сшивателя; одного блока приготовления раствора полиакриламида, эмульсии и дозированной подачи сшивателя с измерительным комплексом. Блоки смонтированы на тракторных полуприцепах, что позволяет снизить время и расходы на передислокацию установки с места на место и подготовительно-заключительные работы на месте эксплуатации. В технологическом помещении расположено следующее оборудование: бункер дозатора полиакриламида, весовой дозатор со шнековым питателем и эжекторным смесителем полиакриламида, накопительная емкость раствора полиакриламида цилиндрической формы, дозировочные насосы для раствора СаС1 ₂ и «синола-М» (нефтенола НЗ), весовой дозатор со шнековым питателем и инжекторным смесителем глинопорошка, емкости для раствора СаС1₂ «синола-М» и углеводородов (нефрас, бензин, нефть) с датчиками верхнего уровня заполнения, трубопроводная арматура, ультразвуковые расходомеры, дозировочные насосы, электрообогреватели.

УПК-20. Сервисные бригады используют установку приготовления композиций УПК-20. Установка состоит из емкости 20 м, рамы, элементов доработки рамы, будки, домкрата привода и гидравлической части установки. Она предназначена для приготовления композиций из жидких и порошкообразных компонентов, закачиваемых в нефтеносные пласты с целью повышения нефтеотдачи пластов. Установка обеспечивает приготовление композиций по технологиям: гелеобразующие составы на основе силиката натрия (ГОС); сшитые полимерные системы на основе полиакриламида (СПС); гелеобразующие, термотропные составы (ГОС «Галка», «Термогель»).

Работа установок заключается в соединении реагентов сухих и жидких в необходимом соотношении и их смешении. Пропорция смешения определяется счетчиком, объемом загрузки в эжектор, подачей дозированного объема сшивателя. Тщательность растворения полиакриламида определяет активатор, а смешение всех реагентов определяет шнековый смеситель, температура жидкости и продолжительность смешивания реагентов.

Рассмотренные нами установки позволяют быстро и качественно приготавливать композиции различных технологий, а самое главное, позволяют увеличить объемы применения методов воздействия на пласт до промышленных объемов.

2.2 Оборудование, применяемое при методах повышения нефтеотдачи пластов

Агрегат цементировочный ЦА-320М предназначен для нагнетания различных жидких сред при цементировании скважин, а также при проведении других промывочно-продавочных работ в нефтяных и газовых скважинах. Оборудование агрегата позволяет приготовлять цементные и другие растворы непосредственно у устья скважины и закачивать их под давлением в скважину. Наличие у агрегата полного комплекта оборудования для приготовления, подаче к скважине и закачке жидкости позволяет использовать его на необустроенных промыслах.

Агрегат ЦА-320М смонтирован на шасси автомобильном УРАЛ-4320. Общий вид агрегата показан на рисунке 2.

Рисунок 2 — Цементировочный агрегат ЦА-320М

• шасси автомобиля;
• 2 — коробка отбора мощности;
• 3 — насос ЦНС38;
• 4 -двигатель ГАЗ-51А;
• 5 — двухцилиндровый цементировочный насос 9Т;
• 6 — манифольд агрегата;
• 7 — защитный кожух насоса;
• 8 — мерный бак;
• 9 — донные клапаны-10 — гибкий металлический шланг;
• 11 — платформа агрегата;
• 12 — цементомешалки;
• 13 — карданный вал;
• 14 — шарнирные колена;
• 15 — фара и электрооборудование;
• 16 — выхлопная труба

На раме шасси установлены две рамы, на которых смонтировано следующее оборудование агрегата:

• цементировочный насос 5;
• блок водоподающий, состоящий из водоподающего насоса 3 и силовой установки с двигателем ЗМЗ-511 (ГАЗ-53) 4;
• мерный бак 8;
• трубы и шарнирные колена 14 разборного трубопровода;
• защитный кожух 7 насоса 9Т;
• выхлопная труба 16 двигателя автомобиля, выведенная вверх и снабженная искрогасителем и кожухом для защиты обслуживающего персонала от ожогов.

Привод цементировочного насоса осуществляется от двигателя автомобиля через коробку дополнительного отбора мощности и редуктора. Редуктор соединен с коробкой дополнительного отбора мощности карданным валом 13, а насос в свою очередь соединен карданным валом с редуктором.[4]

Агрегат снабжен следующим дополнительным оборудованием: четырехдюймовым всасывающим шлангом 10 для забора цементировочным насосом цементного раствора из цементного бачка или кислотного раствора на прицепе; двумя двухдюймовыми шлангами, один и которых монтируется для подачи жидкости от водяного насоса в цементосмеситель, а второй — для набора воды в мерный бак; бачком с ситом для приема цементного раствора из цементосмесителя.

Основные узлы агрегата.

Насос 9Т.

Насос цементировочный двухпоршневой, горизонтальный двухстороннего действия со встроенным червячным редуктором повышенной нагрузочной способности. Предназначен для подачи жидких сред в скважину. Привод насоса осуществляется от основного двигателя агрегата через коробку отбора мощности, карданный вал и редуктор.

Насос водоподающий.

В качестве водоподающего применён многоступенчатый центробежный секционный насос ЦНС38-154, предназначенный для подачи воды в цементосмеситель при затворении цементного раствора или приготовления кислотного раствора.

Насос оборудован системой продувки выхлопными газами двигателя для удаления жидкости из насоса после окончания работы при минусовых температурах и прогрева насоса.

Установка силовая

В качестве силовой установки блока водоподающего насоса применён двигатель ЗМЗ-511 (ГАЗ-53).

Двигатель предназначен для привода водоподающего насоса и установлен на общей раме с насосом.

Вместе с двигателем смонтированы вал промежуточный с разъединительной муфтой, рычаг выключения сцепления, водяной и масляный радиаторы.

Двигатель с оборудованием защищён от атмосферных осадков металлическим капотом со съёмными боковинами.

Рисунок 3 — Схема закачки гелеобразующих составов

• нагнетательная скважина;
• 2-водовод;
• 3-линия скважин;
• 4-установка приготовления композиций;
• 5-агрегат ЦА-320;
• 6-нагнетательная линия закачки хим. реагентов;
• 7-наборная линия от водовода

Выключатель зажигания, ручка воздушной заслонки карбюратора и измерительные приборы размещены на задней стенке капота. Топливо к двигателю поступает из бензинового бака, установленного на специальной раме. Двигатель получает электропитание от самостоятельной аккумуляторной батареи. Крутящий момент от вала водоподающего насоса передаётся посредством упругой втулочно-пальцевой муфты.

Рисунок 4 — УДР-32М

• трехплунжерный насос высокого давления;
• 2-смеситель;
• 3-емкость для сшивателя;
• 4-автоприцеп;
• 5-автофургон;
• 6-бункер со шнековым дозатором;
• 7-дозировачный насос;
• 8-водовод технической воды;
• 9-расходомер;
• 10-кран высокого давления;
• 11-фильтр;
• 12-струйный аппарат;
• 13-обратный клапан;
• 14-всасывающий трубопровод насоса;
• 15-напорный трубопровод насоса;
• 16-винтялиционная система;
• 17-трубопровод подачи сшивателя;
• 18-электрооборудование;
• 19-калорифер;
• 20-насос закачки сшивателя;
• 21-колонка калибровочная;
• 22-вентилятор вытяжной.

2.3 Технология проведения ГОС

Закачка композиции в пласт осуществляется через нагнетательные скважины.

Технология приготовления и закачки композиции с помощью установки УДР-32.

2. На основе плана закачки ГОС, на приготовленной площадке размещается оборудование и емкости с реагентом — типовая схема расстановки оборудования показана на рисунке 10.

• Уточняется порядок и объём проведения операций.
• Обвязывается наземное оборудование: нагнетательная линия установки УДР соединяется с устьем скважины, приёмная линия установки соединяется с водоводом для подачи воды и с ёмкостью для реагентов.
• Все наземное оборудование опрессовывается с помощью агрегата ЦА-320: нагнетательная линия опрессовывается под давлением в 1,5 раза выше ожидаемого рабочего давления.
• В бункер со шнековым дозатором загружается ацетат хрома, в ёмкость для реагента закачивается ПАА с необходимым количеством воды с помощью насоса закачки реагента.[6]
• В смеситель установки подаётся ацетат хрома из бункера и раствор ПАА с помощью дозировочного насоса — происходит перемешивание компонентов и образование композиции. Время перемешивания — не менее 10 мин.
• Композиция закачивается в пласт через нагнетательную линию трёхплунжерным насосом высокого давления установки.
• Закачка может производиться в несколько циклов (обычно применяют три цикла) — после каждого цикла композиция продавливается в пласт водой в объёме 15-30 м ³ .

Рисунок 5 — Схема расстановки оборудования при закачке ГОС

• установка УДР-32М, 2 — ёмкость с реагентом, 3 — блок напорных гребёнок, 4 — агрегат ЦА-320

2.4 Расчёт закачки ГОС

При закачке ГОС образуется коллоидный осадок (гель), который, проникая в пласт, снижает проницаемость промытой зоны. Вследствие этого фильтрационный поток закачиваемой воды перераспределяется по направлению к зонам с высокой нефтенасыщенностью (не охваченные заводнением) и вытесняет оттуда нефть по направлению к добывающим скважинам. За счёт этого процесса снижается обводнённость продукции, увеличивается добыча, увеличиваются текущие и конечные коэффициенты нефтеотдачи.

Целью расчёта является определение увеличения добычи нефти в реагирующей добывающей скважине за счёт закачки в нагнетательную скважину ГОС.

Выбор объектов для закачки. Исходными данными для выбора являются карта разработки и карта изобар для пласта АВ ₂ . Критерием применимости закачки ГОС служит высокая обводнённость добывающих скважин при наличии между нагнетательной и добывающими скважинами гидродинамической связи.

На рисунке 6 для участка пласта АВ ₂ Урьевского месторождения приведёна карта разработки, совмещённая с картой изобар. Добывающие скважины №6835, №3355 имеют высокую обводнённость — 89…91%, скважина 3330 имеет обводнённость около 60%. Эти скважины и нагнетательная скважина №3325 расположены в области изобары с давлением 15,5 МПа. Пластовые давления для указанных добывающих и нагнетательных скважин примерно одинаковы (13,2…13,6 МПа), также эти скважины находятся в области пониженного пластового давления (следующая линия изобар — 14,3 МПа), следовательно, существует высокая вероятность, что между нагнетательной скважиной №3325 и добывающими скважинами №6835, №3355, №3330 имеется гидродинамическая связь.[3]

Рисунок 6 — Карта разработка и карта изобар для участка объекта АВ ₂ Урьевского месторождения

На основании этих данных принимаем для закачки ГОС нагнетательную скважину №3325. Реагирующие добывающие скважины: №6835, №3355, №3330.

Составляем расчётную схему для выбранных скважин. При составлении расчётной схемы предполагаем, что фильтрация жидкости в рассчитываемой области пласта происходит по треугольным секторам с углом при вершине 30 ⁰ . (рисунок 4): 1 сектор №3325-№6835; 2 сектор №3325-№3355; 3 сектор №3325-№3330. За длину сектора L принимаем расстояние между скважинами (высота треугольника), ширина сектора b — основание треугольника.

Длины секторов (расстояния между скважинами): ₁ = 895 м; L₂ = 578 м; L₃ = 425 м.

Рисунок 7 — Расчётная схема

Ширину каждого сектора b определим как основание равностороннего треугольника с углом при вершине 30 ⁰ :

=2∙L∙tg15 ⁰ , (1)

сектор ₁ =2∙895∙tg15=480 м,

сектор ₂ =2∙578∙tg15=310 м,

сектор ₃ =2∙425∙tg15=228 м.

Для дальнейшего расчёта примем исходные данные.

Пластовое давление добывающих скважин №6835, №3355, №3330 соответственно:

Р ₁ = 13,4 МПа;

Р ₂ = 13,6 МПа;

Р ₃ = 13,2 МПа.

Давление на забое нагнетательной скважины:

Р _нагн = 15 МПа.

Мощность пласта:=3,73м.

Коэффициент проницаемости:= 0,26 мкм ² .

Плотность нефти:

r =0,85 т/м ³ .

Вязкость нефти в пластовых условиях:

ν = 1,41 мПа·с.

Нефтенасыщенность зоны, неохваченной заводнением: _н =0,41

Определим площади секторов (треугольников) по формуле:= L·b/2, м ² , (2)₁ =895∙480/2=214800 м² ;₂ =578∙310/2=89590 м² ;

S ₃ =425∙228/2=48450 м² .

Заменим треугольные секторы на прямоугольные галереи вытеснения из условия равенства площади и длины секторов соответствующим галереям. Тогда ширина галерей b _г определится по формуле:

_г = S/L, м, (3)_г1 =214800/895=240 м;_г2 =89590/578=155 м;_г3 =48450/425=114 м.

Определим разность давлений между нагнетательной и добывающими скважинами:

ΔР=Р _нагн -Р, МПа, (4)

ΔР ₁ = 15-13,4 =1,6 МПа;

ΔР ₂ = 15-13,6 = 1,4 МПа;

ΔР ₃ = 15-13,2 = 1,8 МПа.

Определим скорости фильтрационных потоков по галереям до закачки ГОС. Скорость фильтрации по галереям по уравнению Дарси [1]:

U=(k/μ)·(ΔР/L), (5)

где μ — динамическая вязкость нефти, Па·с.

Переведем кинематическую вязкость ν в динамическую μ:

μ = ν·r, (6)

μ = 1,41·10 ^-6 ·850=1,19·10^-3 Па·с₁ = (0,26∙10^-12 /1,19∙10^-3 )∙(1,6∙10⁶ /895)=0,39·10^-6 м/с;₂ = (0,26∙10^-12 /1,19∙10^-3 )∙(1,4∙10⁶ /578)=0,53

• 10^-6 м/с;₃ = (0,26∙10^-12 /1,19∙10^-3 )∙(1,8∙10⁶ /425)= 0,92

• 10^-6 м/с.

При гелеобразовании разность давлений между нагнетательной и добывающими скважинами снижается ориентировочно в два раза, т. е. ΔР =ΔР/2, тогда в соответствии с формулой (5) в два раза снизиться скорость фильтрации после закачки ГОС:

_с =U/2, (7)

где U _с — скорость фильтрации после закачки ГОС._с1 =0,39·10^-6 /2=0,2·10^-6 м/с._с2 =0,53·10^-6 /2=0,26·10^-6 м/с._с3 = 0,92·10^-6 /2= 0,46

• 10^-6 м/с.

После закачки ГОС происходит снижение проницаемости промытых каналов и увеличение охвата пласта заводнением, соответственно увеличивается ширина галерей фильтрации. Согласно экспериментальным данным в среднем ширина галерей увеличивается на 30% [6].

Тогда ширина галерей после закачки ГОС определится по формуле:

_гс = 1,3∙b_г , м, (8)_гс1 =1,3∙240=312 м_гс2 =1,3∙155=202 м

b _гс3 =1,3∙114=148 м

Определим дополнительный прирост чистой нефти за счёт закачки ГОС:

ΔQ _н =U_c ·h·(b_гс — b_г )·S_н ∙r·86400, т/сут, (9)

ΔQ _н1 =0,2∙10^-6 ∙3,73∙ (312-240)∙0,41∙0,844∙86400=1,61 т/сут;

ΔQ _н2 =0,26∙10^-6 ∙3,73∙ (202-155)∙0,41∙0,844∙86400=1,36 т/сут;

ΔQ _н3 =0,46∙10^-6 ∙3,73∙ (148-114)∙0,41∙0,844∙86400=1,74 т/сут.

Общая дополнительная добыча нефти за счёт закачки ГОС:

ΔQ _н = ΔQ_н1 +ΔQ_н2 +ΔQ_н3, т/сут., (10)

ΔQ _н =1,61+1,36+1,74=4,71 т/сут.

Фактические данные (дебит скважин по жидкости g, обводнённость n _в ) по режиму работы добывающих скважин до закачки ГОС:

скважина 6835 g ₁ = 72 м³ /сут. n_в1 = 90%

скважина 3355 g ₂ = 190 м³ /сут. n_в2 = 91,5%

скважина 3330 g ₃ = 6 м³ /сут. n_в3 = 56%

Приток чистой нефти до закачки ГОС по каждой скважине:

_н = g

• (1 — n_в ) ∙r, т/сут., (11)

где g — приток жидкости, м ³ /сут.;_в — обводненность._н1 =72∙(1-0,90)∙0,85=6,12 т/сут.;_н2 =190∙(1-0,915) ∙0,85=13,73 т/сут;_н3 =6∙ (1-0,56) ∙0,85=2,24 т/сут.

Добыча нефти по трём скважинам до закачки ГОС:

_ндо = Q_н1 + Q_н1 + Q_н1, т/сут, (12)_ндо =6,12+13,73+2,24=22,09 т/сут.

Суммарная добыча чистой нефти по скважинам после закачки ГОС:

Q _нпосле = Q_ндо +ΔQ_н , т/сут, (13)

Q _нпосле =22,09+4,71=26,8 т/сут.

Таким образом, после обработки нагнетательной скважины гелеобразующим составом прирост добычи нефти в добывающих скважинах увеличился за счет вовлечения новых зон пласта в разработку и составил 4,71 т/сут.

2.5 Вывод скважин на режим

Большинство скважин месторождения эксплуатируется установками электроцентробежных насосов. Рассмотрим вывод на режим скважин, оборудованных УЭЦН. Вывод скважин на режим после ПРС, КРС является основной технологической операцией в процессе эксплуатации УЭЦН. От правильного выполнения этой операции зависит наработка на отказ подземного оборудования.

УЭЦН в период освоения скважин работают в осложненных условиях, т. к. в скважинах находится жидкость глушения с высоким удельным весом. Поэтому, даже при откачке уровня жидкости из скважины на величину напора насоса, пласт не полностью включается в работу.[6]

На освоение скважин влияют следующие факторы:

• ухудшенное охлаждение погружного электродвигателя, т.к. происходит откачка жидкости из затрубного пространства, при минимальном притоке из пласта;
• большая загрузка погружного электродвигателя по мощности, из-за откачки жидкости глушения, имеющей высокий удельный вес;
• наличие остаточной водонефтяной эмульсии в стволе скважины, оставшейся после глушения;
• повышенная нагрузка на двигатель, узлы станка-качалки и подземное оборудование;
• вероятность работы насоса с обратным вращением.

Запуск УЭЦН после ПРС, КРС производится электромонтером ЭПУ в присутствии оператора ЦДНГ; оператора ЦНИПР; представителя бригады ПРС, КРС; электромонтера РЭС.

Технологом ЦДНГ выдаются оператору ЦНИПР (ЦЦНГ) следующие данные:

• типоразмер, рабочая область установки;
• тип ПЭД, номинальный ток, ток холостого хода;
• глубина спуска УЭЦН;
• диаметр эксплуатационной колонны и НКТ;
• объём жидкости глушения.

Перед запуском УЭЦН электромонтер ЭПУ должен выполнить объем работ согласно инструкций и технологических условий по эксплуатации УЭЦН, замерить сопротивление изоляции системы кабель — ПЭД, совместно с электромонтером РЭС произвести замер напряжения.

Ответственным за правильность вращения УЭЦН при запуске после ПРС, КРС является электромонтер ЦБПО ЭПУ — с учетом фазировки ПЭД, кабеля, СУ. В процессе эксплуатации УЭЦН фазировка может быть нарушена из-за проведения работ в КТПН. В этом случае смена сращения производится по заявке ЦДНГ

Запуск установки производится при наличии 2-х исправных манометров на фонтанной арматуре — на буферной и затрубной задвижках.

При работе УЭЦН с повышенной токовой нагрузкой, освоение должно идти циклически с продолжительностью работы и остановок как указано в таблице 5.

Таблица 5 — Параметры работы УЭЦН

Параметры работы УЭЦН	Отношение рабочего тока к номинальному, К
	1,1	1,2	1,3	1,4
Продолжительность работы в минутах	60	40	30	10
Продолжительность остановки на охлаждение ПЭД	30	30	30	30

Этот метод применяется при невозможности заменить задавочную жидкость на воду или нефть в случаях, если ток электродвигателя продолжительное время не устанавливается в пределах номинального. Решение о её дальнейшей эксплуатации принимает начальник цеха ЦБПО ЭПУ по заявке ЦДНГ.

Если при первом запуске установка не разворачивается, разрешается произвести перефазировку, если установка запустилась, отработать 3-5 минут, произвести смену вращения. В случае «неразворота» УЭЦН на обоих вращениях на куст выезжает комиссия ЦДНГ по расследованию причин ремонтов УЭЦН, ШГН не отработавших гарантийный срок. После проведения соответствующих технологических операций (замер тока ампер-клещами, запуск от соседней СУ, запуск с промывкой через ЭЦН и т.д.) председатель комиссии ЦДНГ по согласованию с начальником цеха ЦБПО ЭПУ и заместителем начальника ЦИТС по технологии принимает решение по подъему УЭЦН.

При отсутствии подачи после истечения времени, необходимого для подъёма жидкости до устья, следует остановить УЭЦН для охлаждения ПЭД на время, равное времени предыдущей работы, а затем запустить, изменив направление вращения. Если и в это случае подача отсутствует, проводится опрессовка колонны НKT ЦА-320 с представителем ЦДНГ. По результатам опрессовки НКТ, проверки правильности определения времени до появления подачи, старший технолог (заместитель начальника ЦДНГ) после выезда на скважину принимает решение по подъему УЭЦН по согласованию с заместителем начальника ЦИТС по технологии.

После появления подачи и определения правильности вращения УЭЦН начинается процесс освоения скважины. В процессе освоения предполагается, что приток из пласта минимальный, поэтому первоначально происходит откачка из затрубного пространства (кольцевое пространство между эксплуатационной колонной и НКТ).

Через 1 час для УЭЦН20, 25, 50 и через 3 часа для УЭЦН с большей подачей после первоначального включения УЭЦН необходимо остановить на 1,5 часа для охлаждения ПЭД. По одиночным скважинам, удалённым от АГЗУ на значительное расстояние, в зимнее время разрешается не производить остановку на охлаждение ПЭД.[6]

Особенности вывода на режим скважин, оборудованных УЭЦН-20;25;30.

Перед выводом на режим в обязательном порядке производится смена объема скважин (на глубину подвески НКТ) на нефть. В случае отсутствия притока из пласта работа УЭЦН-20, 25,30 не должна превышать 3 часов, затем необходимо остановить УЭЦН на время не менее 2-х часов.

Особенности вывода на режим скважин, оборудованных УЭЦН-50. После первоначального запуска производится остановка на охлаждение ПЭД на 1,5 часа. Затем УЭЦН-50 запускается, и в случае отсутствия притока из пласта (если расчёт дебита по падению динамического уровня показывает, что происходит откачка жидкости из затрубного пространства и в затрубном пространстве отсутствует газ) его работа ограничивается 7 часами. После остановки УЭЦН-50 производится снятие КВУ (отбрасываются замеры статического уровня за первые 2 часа во избежание учета объема жидкости, перетекаемой из НКТ в затруб).

В случае, если приток из пласта 50% и более номинального объема жидкости необходимой для охлаждения ПЭД, в дальнейшем УЭЦ-50 выводят на режим, останавливая его по минимально допустимому дебиту или минимально допустимому давлению на приеме УЭЦН.

В случае, когда приток из пласта составляет менее 50% номинального объема жидкости, необходимой для охлаждения ПЭД, режим работы следующий: 3 часа работы, 2 часа на охлаждение ПЭД и т. д., пока приток из пласта не достигнет 50% от номинального объема жидкости, необходимой для охлаждения ПЭД.

В случае работы УЭЦН-50 (в суммарном выражении) 14 часов и отсутствии притока из пласта, необходимо в. обязательном порядке произвести смену объема жидкости в скважине (на глубину подвески НКТ) на нефть.

По типоразмерам УЭЦН-80 и выше: после первоначального запуска остановка УЭЦН производится при минимально допустимом давлении на приеме или минимально допустимой подаче. После остановки УЭЦН производится снятие КВУ (отбрасываются замеры статического уровня за первые 2 часа во избежание учета объема жидкости, перетекаемой из НКТ в затруб).

В случае, когда приток из пласта составляет менее 50% номинального объема жидкости, необходимой для охлаждения ПЭД, режим работы следующий: 3 часа работа, 2 часа на охлаждение ПЭД и т.д., пока приток не достигнет 50% от номинального объема жидкости, необходимой для охлаждения ПЭД.

В случае длительного вывода па режим необходимо производить штуцерование для создания долговременной депрессии пласт.

Запрещается эксплуатировать УЭЦН при его дебите ниже минимально допустимого и выше максимальной производительности УЭЦН или при давлении па приеме УЭЦН ниже минимально — допустимого, которое определяется исходя из напора насоса и с учетом разгазирования на приеме насоса — но не менее 40 кгс/см ² . Запрещается производить вывод скважин на режим с неисправным АГЗУ без прослеживания динамического уровня

Категорически запрещается вывод скважин на режим без замера дебита и динамического уровня.

Категорически запрещается оставлять УЭЦН в работе в момент вывода на режим без контроля.

Ответственным за вывод скважин на режим является оператор ЦНИПР (ЦДНГ), контроль за выводом скважин на режим осуществляет старший технолог (заместитель начальника цеха по производству) ЦДНГ — в их отсутствие дежурный ИТР ЦДНГ.

УЭЦН, ШГН считается выведенным па режим, если за последние 2 часа работы не наблюдается снижение дебита, тока, динамического уровня и в затрубном пространстве давление газа выше нуля. Через 12-18 часов производится замер контрольного динамического уровня.

После окончания вывода на режим электромонтер ЦБПО ЭПУ производит

3. экономическая часть

3.1 Обоснование экономической эффективности проекта

Затраты на проведение закачки ГОС.

Работы по повышению нефтеотдачи осуществляются специализированными бригадами. Затраты на закачку ГОС складываются из затрат на заработную плату рабочих бригады, затрат на материалы, затрат на переезд бригады и перевозку материалов и оборудования, затрат на гидродинамические исследования скважины и подготовку к закачке, затрат на эксплуатацию технологического оборудования и амортизационные отчисления, затрат на обязательные выплаты, цеховых затрат.

Значительную долю затрат составляют затраты на материалы, закачиваемые в пласт. Для достижения длительного и устойчивого эффекта необходимы большие объёмы закачиваемых реагентов. [2]

Планирование затрат на закачку ГОС осуществляется согласно нормам времени на производство работ. Нормы времени определяются подрядной организацией исходя из своих технических и технологических возможностей, особенностей скважины, в которую производится закачка.

Согласно данным подрядной организации затраты на проведение закачки ГОС для скважины месторождения и время выполнения работ составляют:

— материалы	196800 руб.;
— транспортные расходы (переезд бригады и доставка химреагентов)	23100 руб.;
— стоимость работы одного часа бригады	6100 руб./час;
— время выполнения работ	62 часа

Затраты на производство работ (произведение времени выполнения работ на стоимость бригада∙часа):

З=6100∙62=378200 руб.

Полная себестоимость закачки ГОС:

С=196800+23100+378200=598100 руб.=598,1 тыс. руб.

Согласно проведённому технологическому расчёту, в результате закачки ГОС, суммарное увеличение дебита трёх реагирующих добывающих скважин составило Q _сут =4,71т/сут.

Определим прирост добычи нефти за первый квартал после проведения мероприятия:

₁ = Q_сут ·N·К_э , (14)

где N — число дней в квартале, N=92;

К _э — коэффициент эксплуатации, К_э = 0,967

Q ₁ = 4,71∙92∙0,967=419 т=0,419 тыс. т.

В дальнейшем происходит падение дополнительной добычи: изменение добычи нефти во времени происходит по экспоненциальному закону:

(t) = Q ₁

• е^-k(t-1) , (15)

где Q(t) — добыча через время кварталов t;время, число кварталов;

• е — основание натурального логарифма, е = 2,72;константа.

В результате обработке экспериментальных данных по фактической добыче нефти определено значение k=0,08.

По формуле (14) определим прирост добычи нефти по кварталам.

Дополнительный прирост добычи нефти за второй квартал:

Дополнительный прирост добычи нефти за третий квартал:

Дополнительный прирост добычи нефти за четвёртый квартал:

Расчёт экономических показателей.

Экономическими критериями эффективности проведения мероприятия являются следующие показатели:

• прирост потока денежной наличности;
• прирост чистой текущей стоимости;
• срок окупаемости;
• чувствительность проекта к риску.

Таблица 6 — Исходные данные для расчёта экономических показателей

Показатели	Значения
Оптовая цена 1 тонны нефти, руб.	15200
Себестоимость добычи 1 т. нефти, руб.	9200
Условно-переменные затраты на добычу 1 т. нефти, руб.	4100
Затраты на проведение работ, тыс. руб.	598,1

Определим выручку от реализации продукции по кварталам по формуле:

_t =Q_t

• Ц, (16)

где Ц — цена 1 т нефти, руб./т; _t — дополнительная добыча нефти, тыс. т.

B ₁ =0,419 ∙15200=6368,8 тыс. руб.₂ =0,387 ∙15200=5882,4 тыс. руб.₃ =0,357 ∙15200=5426,4 тыс. руб.₄ =0,33 ∙15200=5016 тыс. руб.

Поскольку результаты и затраты осуществляются в различные периоды времени, то при расчёте применяем процедуру дисконтирования потоков с целью приведения их по фактору времени. В качестве расчётного квартала выбираем квартал, предшествующий технологическому эффекту.

Определим коэффициент дисконтирования по формуле:

, (17)

где α _t — коэффициент дисконтирования для t-го квартала;_н — коэффициент инфляции в квартал, принимаем k_н = 0,0175, что соответствует прогнозируемой годовой инфляции 7%;

Е _н — норма дисконта, принимаем годовое значение 10%, тогда за квартал Е_н = 0,025;_p — расчетный квартал, к которому приводятся затраты и результаты.

Определим значения коэффициента дисконтирования по кварталам:

Определим затраты на дополнительную добычу по кварталам по формуле:

И _t =Q_t

• У_пер, (18)

где Q _t — дополнительное извлечение нефти в t-ом квартале, тыс. т;

У _пер — условно-переменные затраты, руб./т;

И ₁ =0,419 ∙4100=1717,9 тыс. руб.

И ₂ =0,387 ∙4100=1586,7 тыс. руб.

И ₃ =0,357 ∙4100=1463,7 тыс. руб.

И ₄ =0,33 ∙4100=1353 тыс. руб.

Определим величину налоговых выплат по формуле:

Н _t = (В_t -И_t -К_t )

• N_пр /100, (19)

где N _np — налог на прибыль, N_np =20%;_t — капитальные затраты в t-ом квартале, связанные с проведением мероприятия (затраты на внедрение).

Н ₁ = (6368,8 -1717,9 -598,1)∙20/100=810,56 тыс. руб.

Н ₂ = (5882,4 -1586,7 )∙20/100=859,14 тыс. руб.

Н ₃ = (5426,4 -1463,7 )∙20/100=792,54 тыс. руб.

Н ₄ = (5016 -1353 )∙20/100=732,6 тыс. руб.

Определим прирост потока денежной наличности за квартал по формуле:

ПДН _t =В_t -И_t -К_t -Н_t , (20)

ПДН ₁ =6368,8 -1717,9 -598,1-810,56 =3242,24 тыс. руб.

ПДН ₂ =5882,4 -1586,7 -859,14 =3436,56 тыс. руб.

ПДН ₄ =5016 -1353 -732,6 =2930,4 тыс. руб.

Определим накопленный поток денежной наличности за весь расчетный период по формуле:

НПДН=ΣПДН _t , (21)

НПДН ₁ =3242,24 тыс. руб.

НПДН ₂ =3242,24 +3436,56 =6678,8 тыс. руб.

НПДН ₃ =3242,24 +3436,56 +3170,16 =9848,96 тыс. руб.

НПДН ₄ =3242,24 +3436,56 +3170,16 +2930,4 =12779,36 тыс. руб.

Определим дисконтированный поток денежной наличности по формуле:

ДПДН _t = ПДН_t

• α_t , (22)

ДПДН ₁ =3242,24 ∙1=3242,24 тыс. руб.

ДПДН ₂ =3436,56 ∙0,959=3295,66 тыс. руб.

ДПДН ₃ =3170,16 ∙0,919=2913,38 тыс. руб.

ДПДН ₄ =2930,4 ∙0,882=2584,61 тыс. руб.

Определим чистую текущую стоимость (ЧТС) по формуле:

ЧТС=ΣΔДПДН _t , (23)

ЧТС ₁ =3242,24 тыс. руб.

ЧТС ₂ =3242,24 +3295,66 =6537,9 тыс. руб.

ЧТС ₃ =3242,24 +3295,66 +2913,38 =9451,28 тыс. руб.

ЧТС ₄ =3242,24 +3295,66 +2913,38 +2584,61 =12035,89 тыс. руб.

Результаты расчёта сведём в таблицу 7.

Таблица 7 — Результаты расчёта НПДН и ЧТС

Показатели	1 квартал	2 квартал	3 квартал	4 квартал
Прирост добычи, тыс.т.	0,419	0,387	0,357	0,330
Выручка от реализации, тыс.руб.	6368,800	5882,400	5426,400	5016,000
Затраты на внедрение, тыс.руб.	598,100	0,000	0,000	0,000
Затраты на доп. добычу, тыс.руб.	1717,900	1586,700	1463,700	1353,000
Налог на прибыль, тыс.руб.	810,560	859,140	792,540	732,600
ПДН, тыс.руб.	3242,240	3436,560	3170,160	2930,400
НПДН, тыс.руб.	3242,240	6678,800	9848,960	12779,360
Коэффициент дисконтирования	1,000	0,959	0,919	0,882
ДПДН, тыс.руб.	3242,240	3295,660	2913,380	2584,610
ЧТС, тыс. руб.	3242,240	6537,900	9451,280	12035,890

График изменения НПДН и ЧТС по кварталам показан на рисунке 8.

Рисунок 8 — График изменения НПДН и ЧТС

По графику ЧТС определяем срок окупаемости — он соответствует переходу значения ЧТС в положительную область. Срок окупаемости проекта — в течение первого квартала после проведения мероприятия.

2 Анализ проекта на риск

В условиях рыночной экономики при проектировании новых технологических процессов необходимо проводить анализ проводимых мероприятий на риск.

В данной методике используется анализ на изменение состояния внешних условий, к которым относятся: цена на нефть, объём добычи нефти, ставки налогообложения, текущие затраты, входящие в статьи калькуляции себестоимости добычи нефти. При анализе приняты следующие диапазоны вариации параметров:

• прирост добычи нефти -30%, +10%;
• цена на нефть -20%, +20%;
• ставки налогообложения -20%, +20%;
• текущие затраты -10%, +20%.

Результаты расчёта НПДН и ЧТС при изменении внешних условий приведены в таблицах 8-15.[2]

Таблица 8 — Снижение прироста добычи нефти на 30%

Показатели1 квартал2 квартал3 квартал4 квартал
Прирост добычи, тыс.т.	0,293	0,271	0,250	0,231
Выручка от реализации, тыс.руб.	4458,160	4117,680	3798,480	3511,200
Затраты на внедрение, тыс.руб.	598,100	0,000	0,000	0,000
Затраты на доп. добычу, тыс.руб.	1202,530	1110,690	1024,590	947,100
Налог на прибыль, тыс.руб.	531,506	601,398	554,778	512,820
ПДН, тыс.руб.	2126,024	2405,592	2219,112	2051,280
НПДН, тыс.руб.	2126,024	4531,616	6750,728	8802,008
Коэффициент дисконтирования	1,000	0,959	0,919	0,882
ДПДН, тыс.руб.	2126,024	2306,963	2039,364	1809,229
ЧТС, тыс.руб.	2126,024	4432,987	6472,351	8281,580

Таблица 9 — Увеличение прироста добычи нефти на 10%

Показатели1 квартал2 квартал3 квартал4 квартал
Прирост добычи, тыс.т.	0,461	0,426	0,393	0,363
Выручка от реализации, тыс.руб.	7005,680	6470,640	5969,040	5517,600
Затраты на внедрение, тыс.руб.	598,100	0,000	0,000	0,000
Затраты на доп. добычу, тыс.руб.	1889,690	1745,370	1610,070	1488,300
Налог на прибыль, тыс.руб.	903,578	945,054	871,794	805,860
ПДН, тыс.руб.	3614,312	3780,216	3487,176	3223,440
НПДН, тыс.руб.	3614,312	7394,528	10881,704	14105,144
Коэффициент дисконтирования	1,000	0,959	0,919	0,882
ДПДН, тыс.руб.	3614,312	3625,227	3204,715	2843,074
ЧТС, тыс.руб.	3614,312	7239,539	10444,254	13287,328

Таблица 10 — Увеличение цены на нефть на 20%

Показатели1 квартал2 квартал3 квартал4 квартал
Прирост добычи, тыс.т.	0,419	0,387	0,357	0,330
Выручка от реализации, тыс.руб.	7642,560	7058,880	6511,680	6019,200
Затраты на внедрение, тыс.руб.	598,100	0,000	0,000	0,000
Затраты на доп. добычу, тыс.руб.	1717,900	1586,700	1463,700	1353,000
Налог на прибыль, тыс.руб.	1065,312	1094,436	1009,596	933,240
ПДН, тыс.руб.	4261,248	4377,744	4038,384	3732,960
НПДН, тыс.руб.	4261,248	8638,992	12677,376	16410,336
Коэффициент дисконтирования	1,000	0,959	0,919	0,882
ДПДН, тыс.руб.	4261,248	4198,256	3711,275	3292,471
ЧТС, тыс.руб.	4261,248	8459,504	12170,779	15463,250

Таблица 11 — Снижение цены на нефть на 20%

Показатели	1 квартал	2 квартал	3 квартал	4 квартал
Прирост добычи, тыс.т.	0,419	0,387	0,357	0,330
Выручка от реализации, тыс.руб.	5095,040	4705,920	4341,120	4012,800
Затраты на внедрение, тыс.руб.	598,100	0,000	0,000	0,000
Затраты на доп. добычу, тыс.руб.	1717,900	1586,700	1463,700	1353,000
Налог на прибыль, тыс.руб.	555,808	623,844	575,484	531,960
ПДН, тыс.руб.	2223,232	2495,376	2301,936	2127,840
НПДН, тыс.руб.	2223,232	4718,608	7020,544	9148,384
Коэффициент дисконтирования	1,000	0,959	0,919	0,882
ДПДН, тыс.руб.	2223,232	2393,066	2115,479	1876,755
ЧТС, тыс.руб.	2223,232	4616,298	6731,777	8608,532

Таблица 12 — Снижение налога на 20%

Показатели	1 квартал	2 квартал	3 квартал	4 квартал
Прирост добычи, тыс.т.	0,419	0,387	0,357	0,330
Выручка от реализации, тыс.руб.	6368,800	5882,400	5426,400	5016,000
Затраты на внедрение, тыс.руб.	598,100	0,000	0,000	0,000
Затраты на доп. добычу, тыс.руб.	1717,900	1586,700	1463,700	1353,000
Налог на прибыль, тыс.руб.	648,448	687,312	634,032	586,080
ПДН, тыс.руб.	3404,352	3608,388	3328,668	3076,920
НПДН, тыс.руб.	3404,352	7012,740	10341,408	13418,328
Коэффициент дисконтирования	1,000	0,959	0,919	0,882
ДПДН, тыс.руб.	3404,352	3460,444	3059,046
ЧТС, тыс.руб.	3404,352	6864,796	9923,842	12637,685

Таблица 13 — Увеличение налога на 20%

Показатели1 квартал2 квартал3 квартал4 квартал
Прирост добычи, тыс.т.	0,419	0,387	0,357	0,330
Выручка от реализации, тыс.руб.	6368,800	5882,400	5426,400	5016,000
Затраты на внедрение, тыс.руб.	598,100	0,000	0,000	0,000
Затраты на доп. добычу, тыс.руб.	1717,900	1586,700	1463,700	1353,000
Налог на прибыль, тыс.руб.	972,672	1030,968	951,048	879,120
ПДН, тыс.руб.	3080,128	3264,732	3011,652	2783,880
НПДН, тыс.руб.	3080,128	6344,860	9356,512	12140,392
Коэффициент дисконтирования	1,000	0,959	0,919	0,882
ДПДН, тыс.руб.	3080,128	3130,878	2767,708	2455,382
ЧТС, тыс.руб.	3080,128	6211,006	8978,714	11434,096

Таблица 14 — Снижение затрат на 10%

Показатели1 квартал2 квартал3 квартал4 квартал
Прирост добычи, тыс.т.	0,419	0,387	0,357	0,330
Выручка от реализации, тыс.руб.	6368,800	5882,400	5426,400	5016,000
Затраты на внедрение, тыс.руб.	598,100	0,000	0,000	0,000
Затраты на доп. добычу, тыс.руб.	1546,110	1428,030	1317,330	1217,700
Налог на прибыль, тыс.руб.	844,918	890,874	821,814	759,660
ПДН, тыс.руб.	3379,672	3563,496	3287,256	3038,640
НПДН, тыс.руб.	3379,672	6943,168	10230,424	13269,064
Коэффициент дисконтирования	1,000	0,959	0,919	0,882
ДПДН, тыс.руб.	3379,672	3417,393	3020,988	2680,080
ЧТС, тыс.руб.	3379,672	6797,065	9818,053	12498,133

Таблица 15 — Увеличение затрат на 20%

Показатели1 квартал2 квартал3 квартал4 квартал
Прирост добычи, тыс.т.	0,419	0,387	0,357	0,330
Выручка от реализации, тыс.руб.	6368,800	5882,400	5426,400	5016,000
Затраты на внедрение, тыс.руб.	598,100	0,000	0,000	0,000
Затраты на доп. добычу, тыс.руб.	2061,480	1904,040	1756,440	1623,600
Налог на прибыль, тыс.руб.	741,844	795,672	733,992	678,480
ПДН, тыс.руб.	2967,376	3182,688	2935,968	2713,920
НПДН, тыс.руб.	2967,376	6150,064	9086,032	11799,952
Коэффициент дисконтирования	1,000	0,959	0,919	0,882
ДПДН, тыс.руб.	2967,376	3052,198	2698,155	2393,677
ЧТС, тыс.руб.	2967,376	6019,574	8717,728	11111,406

По результатам вычислений составим сводную таблицу значений ЧТС для вышеприведенных изменений параметров (таблица 16) и на основании этой таблицы построим диаграмму «Паук» (рисунок 8).

Таблица 16 — Сводная таблица значений ЧТС при изменении параметров

Вариация параметров, %	-30	-20	-10	0	10	20
ЧТС при изменении годовой добычи, тыс. руб.	8281,6	—	—	12035,9	13287,3	—
ЧТС при изменении цены, тыс. руб.	—	8608,5		12035,9	—	15463,3
ЧТС при изменении текущих затрат, тыс. руб.	—	—	12498,1	12035,9	—	11111,4
ЧТС при изменении налога на прибыль, тыс. руб.	—	12637,7	—	12035,9	—	11434,1

Рисунок 9 — Анализ на риск

4. мероприятия по технике безопасности, противопожарной безопасности, охране окружающей среды

4.1 Техника безопасности при проведении ГОС

нефтеотдача пласт гелеобразующий скважина

При работах с применением гелеобразующего состава необходимо соблюдать особые меры предосторожности.

При попадании гелеобразующего состава на кожу необходимо произвести сильный смыв чистой холодной водой в течение 10 мин (лучше смывать струей под давлением).

При попадании гелеобразующего состава в глаза (жжение, боль, слезотечение) надо их обильно и энергично промыть струей чистой воды. После этого закапать в глаза 2%-й раствор новокаина. При ожоге слизистой оболочки рта необходимо длительное промывание чистой водой. При поражении слизистой оболочки глаз необходимо длительное промывание тонкой струей чистой воды, 3%-м раствором хлористого кальция, снова промывание чистой водой и введение 2 — 3 капель 0,5%-го раствора дикаина. [5]

При поражении слизистой оболочки рта необходимо промывание чистой водой, полоскание раствором чайной соды, снова водой, 3-5% раствором хлористого кальция и чистой водой

При вдыхании паров гелеобразующего состава необходимо производить ингаляцию теплым 2%-м раствором питьевой соды (2 — 3 раза в день по 10 мин), принимать теплое молоко с боржоми, содой. При поражении глаз необходимо их промыть струей чистой воды, делать прохладные примочки, закапывать стерильное вазелиновое масло.

После оказания первой помощи во всех случаях пострадавших нужно направить к врачу. На базе должен быть душ, а на скважине шланг от водовода для моментального и интенсивного смыва водой. На рабочем месте, связанном с применением геля, должна быть.

2 Охран труда при проведении ГОС

В водной среде, атмосферном воздухе, почве и сточных водах в присутствии других веществ или воздействии природных физических факторов гелеобразующий состав новых токсичных веществ не образует.

Пролитый продукт убирают с помощью песка или опилок, затем загрязненную поверхность промывают водой. Утилизацию отходов осуществляют в соответствии с санитарными правилами №3183-8.

При соблюдении норм технологического режима при производстве гелеобразующего состава и обеспечении герметичности технологического оборудования возможность загрязнения рабочей зоны отсутствует.

В процессе производства гелеобразующего состава могут образовываться сточные воды после промывки аппаратов и оборудования. Они должны направляться в систему очистки стоков предприятия.

Технология предназначена для ограничения прорыва нагнетательных и подошвенных вод в добывающие скважины, ликвидации заколонных перетоков, а также выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах.

Технология основана на принципе тампонирования под давлением пропластков или каналов водопритока в добывающих скважинах гелеобразующими составами (ГОС), на основе водных растворов полиакриламида (ГОС-2) или КЦМ (ГОС-1) с последующим докреплением твердеющими тампонажными материалами: (например НВТС, продукт 119-204),цементный раствор. и дронированием с гидрофобизацией нефтенасыщенной относительно менее проницаемой части продуктивного пласта.

Путем установки отклоняющих экранов из ГОС в глубине пласта со стороны нагнетательных скважин, выравнивания профиля их приемистости и последующей ОПЗ с целью дренирования и гидрофилизация относительно менее проницаемых пропластков удается управлять протоками нагнетательных вод, сокращать непроизвольную их закачку и повышать текущую и конечную нефтеотдачу пластов. Комплексное воздействие на нагнетательные и добывающие скважины указанными методами на участке месторождения приводит к суммарному положительному эффекту на данном участке в целом, причем, предпочтительно последовательное воздействие сначала на ряд нагнетательных скважин, затем по стечению 2-3-месяцев (время начала реакции окружающих добывающих скважин) производится обработка неотреагирования обводненных добывающих скважин и т.д. Таким последовательным воздействием добиваются наилучших условий для разработки донного участка месторождения. После этого расширяют воздействия на другие участки вплоть до регулирования разработкой всего месторождения.

Основным «Инструментом» указанной комплексной технологии являются гелеобразующие составы. К преимуществам предлагаемых ГОС можно отнести применение гелеобразователя сложного вида на основе окислительно-восстановительной системы:

Бихромат-линносульфат. В процессе окислительно-восстановительной реакции между ними в водной среде образуются ионы трехвалентного хрома, которые являются гелеобразующими агентами для макромолекул полиакриламида (ПАА) и КМЦ. Кроме того, наличие относительно большого количества лигносульфоната в рецептуре ГОС придает образующемуся гелю высокую термодинамическую устойчивость вследствие «связывания» избытка ионов трехвалентного хрома (предотвращение синтеза геля), а также избытка бихромата и растворенного в виде кислорода (предотвращение термоокислительной деструкции полимера).

В результате этого ГОС-1 стабилен при температуре до 100°, а ГОС-2 до 90°.[5]

Отсутствие ионов 3-х валентного хрома в момент смешения компонентов состава ГОС в воде позволяет получить гомогенный раствор при одноименном растворении порошков полимера, бихромата.

Реологические характеристики ГОС сильно зависят от молекулярной массы полимера и его концентрации. Предпочтительно использовать высокомолекулярные полимеры. Это импортные полиакриламиды с молекулярной массой более 10×10,6 например марок:

КЦМ импортные марки,

отечественные марки 700 и 600

Лигносульфонаты пригодны, не содержащие ионов трехвалентного железа и хрома. Предпочтительно использовать порошкообразные марки:

КССБ-1, КССБ-2, КБП, ССБ, СДБ.

Бихроматы (хрома, хромпика) пригодны любые — калия, натрия или аммония. В порошковой технологии (порошкообразная смесь полимера, лигносульфоната) лучше использовать бихромат калия в следствие его малой гигроскопичности.

Используемые порошкообразные смеси ГОС-1 и ГОС-2 для затворения на воде в процессе их закачки в скважину позволяют производить большеобъемные обработки скважин в условиях низких температур окружающего воздуха. Кроме того, изменением концентрации порошкообразной смеси в воде можно легко регулировать реологические свойства тампонажного состава в процессе обработки, что крайне необходимо в ряде технологий, например при ликвидации поглощений, заколонных перетоков или для подкрепления легкофильтрующегося, низкоконцентрирующегося ГОС более прочным высококонцентрированным.

4.3 Охрана окружающей среды при проведении ГОС

Существует три основных способа очистки газов от газообразных и аэрозольных примесей: абсорбция жидкими поглотителями, адсорбция на твердых сорбентов и каталическая очистка. При абсорбции жидкими поглотителями вредные примеси из отходящего газа поглощают растворителям. Газ выбрасывают в атмосферу, а вредные примеси удаляют из растворителя последующим нагреванием(процесс десорбции).Выделенные компоненты используют для производственных целей, обезвреживают либо уничтожают.

Абсорбция основана на поглощении примесей газов, подлежащих очистке, твердыми веществами с большой удельной поверхностью.

Адсорбционные методы обеспечивают высокую степень очистки, что очень важно при удалении серусодержащих примесей, имеющих неприятные запахи даже при очень малых концентрациях.[5]

В качестве сорбентов применяют активированный уголь, силикаген, окисли металлов, цеолиты, ионообменные смолы и другие вещества.

Перспективы для адсорбционных методов очистки от сернистого ангидрида отходящих газов являются окислы и карбонаты щелочноземельных металлов. Они применимы при значительных колебаниях концентраций сернистого ангидрида в очищаемом газе.

Адсорбционные методы очистки нерентабельны, если отсутствует возможность использовать выделенные газы, как сырье для дальнейшей переработки.

К недостаткам метода относится также сложность оборудования. При непрерывных процессах сорбенты подвержены механическому истиранию.

Католическая очистка газов основана на взаимодействии между собой удаляемых газов или дополнительно введенного компонента с ними в присутствии катализатора с образованием новых безвредных или менее вредных соединений.

Известно проведение процесса с образованием легко удаляемых из газа соединений. В этом случае требуется вторая стадия очистки методами адсорбции. Это значительно удорожает процесс, так же как и введение дополнительного компонента для проведения реакции.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В геологической части дипломного проекта дана геолого-промысловая характеристика Урьевского месторождения.

В технологической части рассмотрены методы повышения нефтеотдачи пласта. Особое внимание было уделено методам повышения нефтеотдачи пласта с использованием гелеобразующего состава. Сущность метода заключается в закачке в пласт водного раствора жидкого стекла (6%) и соляной кислоты (0.6%) с незначительным добавлением полимеров. При взаимодействии силиката натрия с кислыми агентами выделяется кремниевая кислота, образующая золь, переходящий со временем в гель, который служит водоизолирующим материалом в промытых высокопроницаемых зонах пласта.

В расчетной части определена общая дополнительная добыча нефти за счёт закачки ГОС 4,71 т/сут ; суммарная добыча чистой нефти по скважинам после закачки ГОС 26,8 т/сут.

В результате проведения в дипломном проекте были определены основные показатели экономической эффективности гелеобразующего состава на Урьевском месторождении:

• прирост потока денежной наличности;
• прирост чистой текущей стоимости;
• чувствительность проекта к риску.

Анализ на риск показывает, что мероприятие нечувствительно к риску.

Список используемой литературы

[Электронный ресурс]//URL: https://inzhpro.ru/diplomnaya/osadkogeleobrazuyuschie-tehnologii/

1. Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: Учебник для вузов-М.:Недра,1990.-427 с.

2. Дьякова В.Г., Лещёва В.Б. Анализ финансово-экономической деятельности предприятия. Издательство “ Юнити”, 2002. — 52 с.

— Зюрин В. Г. и др. Курсовое и дипломное проектирование. Учебно-методическое пособие. М. 2006. — 43 с.

— Некрасов В.И, Глебов А.В, Ширгазин Р.Г, Андреев В.Е.Научно-технические основы промышленного внедрения физико-химических методов увеличения нефтеотдачи на Лангепасской группе месторождений Западной Сибири — Уфа, Белая река, 2011 г. — с.

— Панов Г.Е, Петряшин Л.Ф, Лысяный Г.Н. Охрана окружающей среды на предприятиях нефтяной и газовой промышленности. М.: Недра, 1986, 244 с.

— Технологический регламент гелеобразующего состава.

— Технологическая карта разработки Урьевского месторождения.