Неионогенные ПАВ рекомендуют применять для обработки призабойных зон водонагнетательных скважин, у которых продуктивные пласты глинистые и малопроницаемые. Неионогенные ПАВ при небольших концентрациях снижают набухаемость глинистых частиц и увеличивают приемистость водонагнетательных скважин.
Применение неионогенных ПАВ дает хорошие результаты и в коллекторах с высокой карбонатностью.
3.5 Анализ химических методов увеличения производительности скважин в ОАО «ТНК-Нижневартовск»
В 2001 году на месторождениях ОАО" ТНК-Нижневартовск" были продолжены работы, направленные на восстановление и стабилизацию добычи нефти с широкомасштабным применением методов увеличения нефтеотдачи пластов. Подрядчиками по внедрению физико-химических методов выступают ОАО "НК Черногорнефтеотдача"и НРО "ОТО Продакшин ЛТД", гидроразрыв пласта осуществляется ЗАО СП "МеКаМинефть" и ООО СП "Катобьнефть".
Физико-химическое воздействие на продуктивные пласты Самотлорского месторождения проводится согласно разработанной программы, с учетом плана геолого-технических мероприятий, целью которого было достижение долговременного положительного эффекта в процессе добычи нефти. Кроме того, осуществлялось внедрение технологий повышения нефтеотдачи на Гун-Еганском, Лор-Еганском .
Внедрение физико-химических методов увеличения нефтеотдачи приводит к доотмыву остаточной нефти, снижению водонефтяного фактора и увеличению коэффициента охвата залежи заводнением. Результаты проведенных работ свидетельствуют об изменении механизма выработки объектов, вовлечения в активную разработку низкопроницаемых пропластков.
На участках пластов АВ13 и АВ2-3 Самотлорского месторождения сконцентрированы основные объемы работ по физико-химическим методам повышения нефтеотдачи в ОАО "ТНК-Нижневартовск". Проектирование, формирование, а также трансформация системы разработки данного объекта осуществлялось в несколько этапов. В целом по объекту выделяются четыре основных участка применения методов увеличения нефтеотдачи.
Участок №1 сформирован на базе скважин ЦДНГ-1. Действующий фонд добывающих скважин-39, нагнетательных-7. За период 2001 года отмечается стабилизация обводненности продукции на уровне 86%. Дополнительная добыча нефти от обработок 2001 года составляет 14,1т.т.
В состав 2-го участка входят скважины с 29-го по 55 кольцевой элемент разработки. Действующий фонд добывающих скважин-151, нагнетательных - 38. За период 2001 года отмечается стабилизация обводненности продукции на уровне 90%. Дополнительная добыча нефти от обработок 2001 года составляет 34,2 т. т. Экономическая эффективность производства работ равна 37,4 млн. р.
3-й участок включает в себя скважины с1-го по 28 кольцевых элементов и имеющих административную привязку к ЦДНГ-3.Фонд добывающих скважин-130, нагнетательных-34. Это наиболее молодой фонд, самые старые эксплуатационные скважины пробурены в1986 году. За период 2001 года отмечается стабилизация обводненности продукции на уровне 87%. Дополнительная добыча нефти от обработок 2001 года за 12 месяцев составляет 88,7 тыс. тонн.
На Самотлорском месторождении провели 226 скв.-операций силами ОАО "НК Черногорнефтеотдача", на Лор-Еганском-14 скв.-операций и на Гун-Еганском-10 скв.-операций силами НПО "ОТО Продакшин ЛТД"
Технологическая эффективность от применения ФХВ по переходящим скважинам соответствует 377.9 тыс. т. нефти. Средний прирост дебита нефти одной добывающей скважины - 4,2 т/сут.
Дополнительная добыча нефти на одну реагирующую скважину равна 1,9 тыс. т.
Дополнительная добыча нефти на одну скважино-обработку составила 1,5 тыс. т.
В 2001 году расчет проводился по временной методике оценки эффективности. Технологическая эффективность от применения ФХВ по скважинам 2001 года составляет 137,0 тыс.т.
С целью выявления характера и темпов поступления закачиваемых вод в добывающие скважины в 2000 году проведены работы по закачке меченых жидкостей на Самотлорском, Лор-Еганском и и Гун-Еганском месторождениях; исследования планируется продолжить в 2002 году.
В 2002 году планируется проведение комплекса работ по стабилизации и наращиванию добычи нефти на Самотлорском месторождении.
Всего будет проведено 235 операции по закачке оторочек хим. реагентов в нагнетательные скважины участков №1 и №2. Ожидаемая дополнительная добыча нефти с учетом переходящих скважин составит 271.3 тыс. т.
В зависимости от горно-геологических условий предлагается ряд комплексных технологий. Суммарный объем закачиваемого состава изменяется в зависимости от условий применения от 160 до 900 м3.
Для создания водоограничивающих и водосдерживающих барьеров в высокопроницаемых зонах пласта планируются коллоидно-дисперсные системы (КДС) на основе полиоксиэтилена и дисперсных частиц, объем закачиваемых оторочек от 1000 до 5000 м3.
Основными подрядчиками в выполнении намечаемого объема работ по методам увеличения нефтеоотдачи пластов выступают ОАО"НК Черногорнефтеоотдача" при научном сопровождении ЗАО "АЦ СибИНКОР".
Выводы
С целью интенсификации добычи нефти в 2001 году проведено 369 скв/опер. на добывающих скважинах.
Дополнительная добыча нефти составила 104,0 тыс.т.
На 1 скв/опер. приходится 282 т. дополнительно добытой нефти.
Среднесуточный прирост дебита нефти на одну скважину равен 2,7 т/сут.
Суммарный суточный прирост добычи нефти в 2001 году составил 560,5 т/сут.
Анализ эффективности методов интенсификации добычи нефти показывает, что наиболее массовыми были глино-кислотные обработки - 344 скв/опер. Дополнительно добыто - 81,6 тыс.т. нефти. Среднесуточный прирост дебита нефти на 1 скв/опер составил 1,7 т/сут. Среднесуточный прирост дебита нефти на 1 эффективную скв/опер - 2,1 т/сут.
Средняя продолжительность эффекта 1 скв/опер - 84 сут.
Основной объем работ по интификации добычи нефти проводится на Самотлорском месторождении - 275 скв/опер., дополнительная добыча нефти соответствует 80,7 тыс. т.
Необходимо отметить, что большое количество операций по интенсификации добычи нефти проводилось совместно с другими видами работ (ГРП, перестрелы, ликвидация аварий…и др.)
4. РАСЧЕТНЫЙ РАЗДЕЛ
4.1 Расчет обработки скважины раствором соляной кислоты
Произведем расчет соляно - кислотной обработки скважины, исходные данные для расчета представлены в таблице 4.1.
Самотлорское месторождение
Куст 1638 скважина 39004 пласт БB8
Таблица 4.1
Исходные данные
| Наименование параметра | Буквенные обозначения | Единицы измерения | Численное значение |
| 1. Глубина скважины | Н | м | 2240 |
| 2. Эффективная мощность пласта | hэф | м | 6 |
| 3. Пластовое давление | Р пл. | МПа | 19,4 |
| 4. Общая мощность пласта | h | м | 12 |
| 5. Высота зумпфа | hз | м | 10 |
| 6. Диаметр скважины | Дскв | мм | 168 |
| 7. Диаметр насосно-компр. труб | dнкт | мм | 73 |
| 8. Коцентрация кислотного раствора | Х | % | 10 |
| 9. Норма расхода кислотного раствора на 1 м | N | м3/м | 1,28 |
| 10. Концентрация HCl | Z | % | 15 |
| 11.Коэффициент проницаемости | Кпр | мкм2 | 0,023 |
1. Определим потребное количество кислотного раствора для обработки одной скважины по формуле:
Vкр = N × hэф. м3,
Где:
N - норма расхода на 1 м эффективной мощности пласта, м3/м
hэф. - эффективная мощность пласта , м;
Vкр = 1,28 × 6 = 7,68 м3;
2. Пользуясь таблицей В.Г. Уметбаева: «ГТМ при эксплуатации скважин», определим объем кислоты необходимый для получения потребного объема кислотного раствора и необходимое количество воды.
Таблица 4.2
Расчетные количества кислоты и воды для приготовления 1000 л раствора кислоты запланированной концентрации
| Исходная концентрация товарной кислоты, % | Запланированная концентрация кислоты | ||||
| 8% | 10% | 12% | 15% | 20% | |
| 21 | 382 618 | 477 523 | 570 430 | 715 285 | 952 48 |
| 22 | 362 638 | 455 545 | 546 454 | 685 315 | 909 91 |
| 23 | 384 652 | 435 565 | 520 480 | 652 348 | 870 130 |
| 27 | 296 704 | 370 630 | 444 556 | 556 444 | 741 259 |
| 29 | 272 728 | 345 655 | 408 592 | 510 490 | 680 320 |
| 30 | 263 737 | 329 671 | 395 605 | 493 507 | 658 342 |
| 32 | 247 753 | 309 691 | 370 630 | 463 537 | 617 383 |
| 33 | 238 762 | 298 702 | 357 643 | 446 554 | 599 401 |
Для обработки скважины нужно приготовить 10% -ый рабочий раствор кислоты. На кислотной базе или скважине имеется товарная концентрированная кислота 27% -ой концентрации. Нужно определить количество кислоты и воды для приготовления 10% -го раствора. Для этого от цифры 27 (таблица 4.2) проводим горизонтальную, а от цифры 10 – вертикальную линии. На пересечении двух линий находим: для приготовления 1000 л 10% -го рабочего раствора кислоты нужно 370 л товарной кислоты и 630 л воды.