Сущность - закупорка высокообводненных каналов в ПЗП и перераспределение потока закачиваемой воды за счет образования гелеобразного осадка при смешени силикатно-щелочного раствора с пластовой водой.
Алюмохлорид со щелочью.
В основу технологии заложен принцип гелеобразования в высокопроницаемых каналах продуктивного пласта.
СКО с алюмохлоридом.
Сущность данного метода заключается в закачке в карбонатные коллектора соляной кислоты в композиции с алюмохлоридом. Применение алюмохлорида удлиняет скорость взаимодействия кислоты с карбонатами по сравнению с обычной кислотой на 2 порядка и более.
ГИВПАН с алюмохлоридом.
Технология основана на способности полимера ВПА-2 превращаться в гель благодаря конденсации коллоидных частиц катионами поливалентных металлов.
Нефтенол.
Сущность заключается в том, что введение раствора малорастворимого ПАВ нефтенола - НЗ в углеводородной жидкости в промытый коллектор позволяет гидрофобизировать скелет коллектора с уменьшением его фазовой проницаемости для воды. Кроме того, при фильтрации раствора в наиболее проницаемые и промытые водой каналы и трещины образуется эмульсия, способная к структурообразованию в поровом пространстве.
СНПХ-9633.
Данная технология направлена на ограничение водопритока в эксплуатационных скважинах, основана на блокировании водонасыщенных зон высоковязкими эмульсионными элементами, образующимися в промытых зонах пласта, устойчивыми к размыванию водой и разрушающимися при контакте с нефтью.
Циклическое заводнение в карбонатных коллекторах турнейского яруса с трудноизвлекаемыми запасами нефти на Знаменском месторождении.
В связи с тем, что нефтеотдача запасов нефти в карбонатных коллекторах существенно ниже, чем в терригенных, были проведены мероприятия по повышению эффективности их разработки.
При заводнении за счет капиллярной пропитки коллектора происходит движение закачиваемой воды не только по трещинам, но и по матрице. Это выравнивание фронта вытеснения повышает эффективность разработки при искусственном водонапорном режиме. Одним из методов повышения эффективности разработки карбонатных коллекторов является интенсификация системы заводнения: дополнительное разрезание залежи рядами нагнетательных скважин на более мелкие блоки, очаговое и избирательное заводнение в блоках, площадное заводнение.
Более универсальным методом повышения эффективности разработки карбонатных коллекторов является нестационарное заводнение6 изменение направления фильтрационных потоков жидкости и особенно циклическая закачка воды.
Опыт разработки карбонатных коллекторов показывает, что нестационарное заводнение повышает коэффициент нефтеизвлечения на 0,5-6,5%.
На залежах нефти в карбонатных коллекторах кизеловского горизонта Знаменского месторождения циклическое заводнение начало применяться в опытном порядке в 1995 г. Первоначально, в опытном порядке, на циклический режим работы с интервалом в 1 месяц были переведены 22 нагнетательные скважины. Прекращение закачки осуществлялось остановкой 7 водозаборных скважин. В таком режиме технология осуществлялась в течении двух лет. В результате увеличения доли нефти в продукции скважин дополнительная добыча нефти, подсчитанная по РД39-147035-209-87, составила за первый год внедрения 4467 т, за второй год - 6268 т. При этом объем закачки девонских пластовых вод снижен на 1248 тыс.м3 или на 42%. В 1997г. для охвата циклическим заводнением всего месторождения, на циклический режим, с интервалом 1 месяц работы и два месяца простоя были переведены путем остановки 55 водозаборных скважин, 125 нагнетательных скважин или 63,1% от всего нагнетательного фонда скважин. Дополнительная добыча нефти составила 52256 т. В последующие годы 1998 и 1999г. в циклическом режиме работало 129 нагнетательных скважин из 191 или 73% фонда. Остановка водозаборных скважин увеличена до 3 месяцев в квартале.
В 2001г. продолжалась циклическая закачка на Знаменской, Яновской, Городецкой площадях Знаменского месторождения. В циклическом режиме работали 151 нагнетательная скважина, подключенные к 52 водозаборным скважинам. периодичность цикла принять равной 1 месяц работы и трем месяцам простоя. Технологическая эффективность за счет циклической закачки в 2001г. составила 79951т. Дополнительно добытой нефти без учета физико-химических методов.
С начала внедрения циклической закачки дополнительно добыто 393041 т. нефти.
Солянокислотные обработки (СКО).
Основным видом воздействия на ПЗП, с целью интенсификации притока нефти, до нынешнего времени являлись различного вида СКО (простые СКО, термокислотные с использованием гранулированного и пруткового магния, пенокислотные, СКО с ТГХВ и др.).
Практикой проведения СКО по нефтяным регионам Урало-Поволжья и в НГДУ «Аксаковнефть» установлено, что с увеличением кратности обработок эффективность снижается. По этой причине количество проводимых СКО за последние 10 лет в НГДУ «Аксаковнефть» сократилась с 32-35 до 10-12 в год. В результате обобщения опыта СКО выявлено влияние различных геологических и технологических параметров на их эффективность.
По опубликованным в различных источниках данным успешность проведения СКО на многих месторождениях составляет 30-60%. Повышение эффективности проведения СКО связано, как с более глубокими лабораторными исследованиями, так и с обобщением опыта применения разных технологий таких обработок в различных геолого-промысловых условиях.
На накопленных фактических данных по СКО на месторождении были проведены исследования, направленные на оптимизацию солянокислотного воздействия и прогнозирование ожидаемой эффективности. Всего было проанализировано 128 обработок, из которых 88 дали положительный эффект в виде дополнительно добытой нефти, в 10 скважинах эффект не был получен. В результате анализов выявлено, что наибольшее влияние на эффективность СКО оказывают:
кратность проведения обработок;
обводненность продукции скважин на момент проведения обработки;
накопленная дбыча нефти на дату проведения обработки;
степень снижения Рпл к моменту проведения обработки по отношению к начальному;
нефтенасыщенная мощность пласта;
количество пропластков (расчлененность пласта);
количество закачиваемой кислоты.
Установлено, что при проведении первых СКО вероятность получения положительного эффекта составляет 50%. При проведении последующих обработок, вероятность эффекта существенно снижается.
При выборе скважин для СКО предпочтительно, чтобы обводненность продукции была не более 30%, т.к. при большей обводненности может быть получен отрицательный результат. Если накопленная добыча нефти до СКО значительная, в условиях месторождения это более 20 тыс.т. и Рпл ниже 0,7Рпл.нач., то количество не эффективных операций будет более 50%.
После проведения факторного и регрессивного анализов в
результате компьютерной обработки статистических данных, получена модель
зависимости общего прироста добычи нефти по ограниченному объему информации,
имеющая вид:
∆Q=25,8-36,4N+0,38Qmax-0,015Qнак+31Hэф+66n+3,74Vk-1,14μн.пл., где
∆Q - прирост добычи нефти;- кратность проведения СКО;max - максимальный дебит скважин, т/мес.;нак - накопленная добыча нефти на момент проведения СКО;эф - эффективная нефтенасыщенная мощность пласта, м;- количество нефтенасыщенных пропластков;k - объем закаченной кислоты, м3;
μн.пл - вязкость пластовой нефти.ю мПа·с.
Составлена программа для ЭВМ, по которой идет подбор скважин для СКО с заданной эффективностью с внедрением методического руководства «Геолого-технологическое обоснование выбора скважин для СКО с целью повышения эффективности воздействия на призабойную зону сложнопостроенных, низкопродуктивных залежей нефти в карбонатных коллекторах», изданного на основании выявленных зависимостей, уменьшилось количество неэффективных обработок с 22% до 16%. Подтверждаемость расчетной и фактически получаемой дополнительной добычи нефти оказалась в пределах +7%. Таким образом, полученная модель обеспечивает удовлетворительную точность прогноза величины эффективности проведения солянокислотных обработок за счет выбора скважин с определенными геолого-физическими условиями и технологическими параметрами обработки.
Организационная структура НГДУ «Аксаковнефть»
В состав НГДУ «Аксаковнефть» входят следующие структурные подразделения:
. Аппарат управления.
) Начальник НГДУ.
) Зам. начальника - главный геолог.
) Зам. начальника по капитальному строительству и соц. вопросам.
) Первый зам. начальника - главный инженер.
) Зам. начальника по МТС и транспорту.
) Зам. начальника по экономике.
) Зам. начальника - главный бухгалтер.
. Отделы
) Отдел геологии и разведки месторождений (ОГ и РМ).
) Маркшейдерско-геофизическая служба (МГС).
) Отдел капитального строительства (ОКС).
) Проэктно-сметное бюро (ПСБ).
) Производственно-технический отдел (ПТО).
) Отдел автоматизации систем управления (ОАСУ).
) Отдел производственной безопасности и охраны труда (ОПБ и ОТ).
) Центрально-диспетчерская служба (ЦДС).
) Административно-хозяйственный отдел (АХО).
) Планово-экономический отдел (ПЭО).
) Отдел организации труда и заработной платы (ООТ и ЗП).
) Служба правового регулирования (СПР).
) Отдел кадров (ОК).
. Производственные цеха
) Цех по добыче нефти и газа (ЦДНГ-1,2,3,4).
) Цех научно-исследовательских и производственных работ (ЦНИПР).
) Строительно-монтажный цех (СМЦ).
) Цех поддержания пластового давления (ЦППД).
) Цех подготовки и перегонки нефти (ЦППН).
) Цех подземного ремонта скважин (ЦПРС).
) Цех капитального ремонта скважин (ЦКРС).
) Прокатно-ремонтный цех электрооборудования и электроснабжения (ПРЦЭиЭ)
) Прокатно-ремонтный цех эксплуатируемого оборудования (РЦЭО).
) Цех автоматизации производства (ЦАП).
) Цех пароводоснабжения (ЦПВС).
) Цех по антикоррозийному покрытию и капитальному ремонту трубопроводов и сооружений (ЦАП и КРТС).
) Автотранспортный цех (АТЦ).
) Цех дорожно-ремонтных и строительных работ (ЦДРСР).
. Прочие
) Жилищный ремонтно-эксплуатационный участок (ЖРЭУ).
) Дом культуры и техники (ДК и Т).
) Учебно-курсовой комбинат (УКК).
) сен. профилакторий «Здоровье»
) сан. профилакторий «Буровик»
6) детский оздоровительный лагерь «Спутник».
Список литературы
1. Чалышев В.В. и др.: «Технологическая схема разработки Знаменского нефтяного месторождения», Уфа, 1967г.
2. Тимашев Э.М. и др.: «Геологическое строение и разработка нефтяных и газовых месторождений Башкортостана», Уфа: РИС АНК «Башнефть», 1997г.
. «Геологический отчет», Приютово: ОГ и РМ НГДУ «Аксаковнефть»
. Сулейманов А.Б. и др.: «Техника и технология капитального ремонта скважин», Москва, «Недра», 1987г.
. Беззубов А.В. и др.: «Насосы для добычи нефти», Москва, «Недра», 1986г.
. Василевский В.Н. и др.: «Исследования нефтяных пластов и скважин», Москва, «Недра», 1973г.
. Иванов И.Н. и др.: «Оборудование и инструменты для технологических операций и ремонта скважин», Тюмень, 1990г.
. Хмелевский В.К.: «Геофизические методы исследования», Москва, «Недра», 1988г.
. «Применение новых методов повышения нефтеотдачи пластов на месторождениях Башкортостана», Уфа, АНК «Башнефть», 2000г.
. «Правила
безопасности в нефтяной и газовой промышленности», Москва, Госгортехнадзор РФ,
1998г.