вода пресная или подтоварная.
Применяемое оборудование и спецтехника:
- цементировочный агрегат ЦА-320 – 1 ед.;
- автоцистерна или емкость объемом 20-30 м3 («чанок») 1 шт.;
- эжекторный гидросмеситель – 1 шт.
После лабораторного контроля физико-химических свойств изготовленной партии «РИЭР» реагент доставляется на скважину в герметичной упаковке.
На рисунке 3.3 показана схема расстановки техники при закачке ПГС «РИЭР».
Методика работ на скважине.
Подготовительные работы:
- провести обвязку оборудования на скважине;
- опрессовать нагнетательную линию на полуторократное рабочее давление;
- приготовить рабочий раствор «РИЭР».
Рабочий раствор «РИЭР» готовиться путем смешивания реагента с нагнетаемой в пласт водой в насосном (цементировочном) агрегате или в стационарной емкости с эжектором.
Концентрация реагента зависит от геолого-технических характеристик скважин и регламентируется в рабочей программе конкретной нагнетательной скважины.
Проведение технологического процесса:
- восстановить циркуляцию, промыть скважину;
- после выхода агрегата на стационарный режим работы в поток подать расчетное количество реагента «РИЭР»;
- во время закачки ПГС через каждые 4 часа проводить экспресс-анализ условной вязкости композиции с записью в журнале проведения работ;
- при повышении давления закачки выше давления опрессовки эксплутационной колонны, прекратить закачку ПГС «РИЭР» и осуществить продавку водой в объеме не менее 20 м3;
- продавить закачиваемый объем полимерно-гелевой системы водой в количестве 25 м3.
По окончании продавки закрыть скважину, отсоединить агрегат и запустить скважину под закачку через 24 часа после проведения операции.
3.1.3 Порядок контроля и приемки технологии
Для качественных исследований по эффективности воздействия на пласт реагентом «РИЭР» и контроля за процессом проведения работ необходимо предусмотреть следующий комплекс исследований.
До начала закачки:
- до начала работ по закачке ПГС «РИЭР» в скважины необходимо удостовериться в качестве данной партии материала путем выборочной проверки свойств небольшой части реагента на соответствие согласно ТУ и паспорта завода-изготовителя;
- определение приемистости агрегатом ЦА-320 каждой обрабатываемой нагнетательной скважины по воде на 3-х режимах при давлении равном рабочему давлению закачки и плюс-минус 1,0 МПа от рабочего давления закачки;
- определение суточной добычи жидкости (для фонда оборудованного ШГН снятие динамограмм), динамических уровней и обводненности реагирующих добывающих скважин в период не более 2-х недель до начала закачки;
- предусмотреть проведение комплекса ГИС (техническое состояние колонны, профиль приемистости) на нагнетательных скважинах.
Во время закачки:
- режим работы насосного агрегата подбирается таким образом, чтобы закачка ПГС началась при давлении, равном 0,7-0,9 от рабочего давления скважины. Режим меняется при достижении давления закачки предельной величины, равной 1,1 от рабочего давления скважины;
- в течение всего периода обработки ведется контроль закачанной жидкости по времени закачки и изменение давления нагнетания. Это позволит во время проведения обработки контролировать изменение приемистости нагнетательной скважины по раствору.
После завершения закачки оторочки:
- в течение первых трех дней после обработки нагнетательной скважины ПГС ежедневно замерять суточный объем закачки и давление нагнетания, далее каждые три дня в течение первого месяца (в целях отслеживания динамики восстановления приемистости скважины);
- в течение первых двух недель после закачки предусмотреть проведение ГИС (профиль приемистости) на нагнетательных скважинах с целью контроля эффективности обработки;
- в течение года контролировать работу реагирующих добывающих скважин участков воздействия ПГС.
3.1.4 Анализ эффективности проведенных обработок
Согласно заключенному договору и утвержденной программе по использованию потокоотклоняющих технологий в 2012 году были произведены обработки нагнетательных скважин на Муравленковском месторождении. Скважины подбирались на основе анализа динамики разработки исследуемых участков, приемистостей нагнетательных скважин за 2012 год, прогнозных вариантных расчетов технологической эффективности для обработок химическими методами на Муравленковском месторождении.
Пласты группы БС Муравленковского месторождения характеризируются неоднородным распределением коллекторских свойств по профилю приемистости. При закачке ПГС «РИЭР» реагент устремляется в промытую часть пласта, тампонирует промытые участки, тем самым повышает полезную работу нагнетаемой в пласт воды.
Анализируя профили притока нагнетательных скважин до и после обработки, можно с уверенностью сказать, что после проведения обработок произошло существенное перераспределение водотоков нагнетательных скважин. Повысилась полезная работа закачиваемой в пласт воды, в разработку включились ранее недренируемые или плоходренируемые пропластки нефтяной залежи.
Рассмотрим наиболее яркие примеры перераспределения профиля притока по данным геофизических исследований скважин, проведенные до и после проведения закачки (рисунки 3.4-3.5).
Показанные примеры свидетельствуют о том, что ПГС «РИЭР» приобретает вязкоупругие свойства в обводненных слоях пласта и тем самым снижает закачку воды в эти слои; при этом происходит снижение доли воды и увеличение доли нефти в дебите окружающих добывающих скважин. Для определения качества полимера в пласте во времени необходимо проведение повторных ГИС после 6-12 месяцев эксплуатации нагнетательных скважин.
Рисунок 3.4 – Профиль приёмистости скважины № 684 Муравленковского месторождения
Рисунок 3.5 – Профиль приёмистости скважины № 686 Муравленковского месторождения
Благодаря проведенным мероприятиям, на начало 2012 года в ТПДН «Муравленковскнефть» дополнительно добыто более 15 тысяч тонн нефти.
3.2 Прогноз проведения обработок скважин с применением полимерно-гелевого состава «РИЭР» на Муравленковском месторождении
На основе анализа применения и на основе критерий, которые были описаны в пункте 3.1.1, была выбрана одна нагнетательная скважина № 687, в которой предлагается обработка по технологии ПГС «РИЭР».
Для расчета технологического эффекта (объема ожидаемой дополнительно добытой нефти) по проектным скважинам необходим подбор режима закачки ПГС «РИЭР» который ведется по двум направлениям: оптимальная концентрация реагента в растворе и оптимальный объем оторочки, позволяющие получить наибольший эффект на тонну использованного реагента.
На основе экспериментальных лабораторных данных была установлена следующая формула целесообразной концентрации «с» «РИЭР» в закачиваемой пресной воде
, (3.1)
, (3.2)
где с – концентрация «РИЭР» в закачиваемой пресной воде, %;
– приемистость нагнетательной скважины, м3/сут до начала закачки «РИЭР» при репрессии 
, Па.10-5;
h – работающей перфорированной толщине пластов, м.
Суточная массовая потребность «РИЭРа» определяется по следующей
формуле
, (3.3)
где суд – масса «РИЭР» в 1 м3 раствора, кг/м3.
Количество реагента «РИЭР» для однократной закачки в нагнетательную скважину прямо связано со следующими параметрами:
а) суд – концентрацией «РИЭРа» в закачиваемом растворе, кг/м3;
б) фактической плотностью сетки скважин, т. е. с 
– площадью нефтенасыщенного коллектора, приходящейся на одну скважину, м2;
в) h – эффективной толщиной нефтяных пластов, м;
г) m, Sн и 
– пористостью, нефтенасыщенностью и коэффициентом вытеснения нефти;
д) (1-Y) – объемной долей обводненного порового пространства;
е) k – коэффициентом определяющим долю площади прискважинной зоны, где сосредоточены основные фильтрационные сопротивления от площади нефтяных пластов, приходящейся на одну скважину.
Для определения доли объема обводненных нефтяных слоев используем подробные таблицы характеристики использования подвижных запасов нефти разрабатываемых нефтяных пластов. При этом можно пользоваться также довольно простой приближенной формулой расчета объемной доли обводненного порового пространства
(3.4)
где 
– квадрат коэффициента вариации – показатель расчетной послойной неоднородности по проницаемости разрабатываемых нефтяных пластов;
А – текущая расчетная доля вытесняющего агента (закачиваемой воды) в дебите жидкости окружающих добывающих скважин.
(3.5)
(3.6)
, (3.7)
, (3.8)
где А2 – текущая обводненность добываемой жидкости по окружающим добывающим скважинам;
m* – соотношение подвижностей закачиваемой воды и нефти в пластовых условиях;
mн – динамическая вязкость пластовой нефти, мПа·с;
mв – динамическая вязкость пластовой воды, мПа·с;
aв – коэффициент вытеснения нефти;
g* – показатель, определяющий, сколько воды (в единицах массы), замещает единицу массы поверхностной нефти в пластовых условиях;
gв – плотность воды в стандартных условиях кг/м3;
gн – плотность нефти в стандартных условиях, кг/м3;
b – объемный коэффициент нефти;
m0 – коэффициент, учитывающий различие физических свойств нефти и вытесняющего агента.
Таким образом, масса «РИЭРа», закачиваемого в нагнетательную скважину, определяется по следующей формуле
. (3.9)
Приведем расчет необходимого количества реагента на скважине № 687 по изложенной выше методике.
Необходимые исходные данные для расчета представлены в таблице 3.2.
Таблица 3.2 – Исходные и расчетные значения показателей для проектирования
| Показатели | Значение | Определение |
| S1, м2 | 25·104 | Площадь нефтяных пластов, приходящейся на одну скважину |
| m, доли ед. | 0,194 | Пористость |
| Sн, доли ед. | 0,602 | Нефтенасыщенность |
| aв, доли ед. | 0,59 | Коэффициент вытеснения нефти |
| к, доли ед. | 0,01 | Коэффициент определяющий долю площади прискважинной зоны, где сосредоточены основные фильтрационные сопротивления |
| V2 | 1,6 | Квадрат коэффициента вариации – показатель расчетной послойной неоднородности по проницаемости разрабатываемых нефтяных пластов |
| n | 1,0 | Показатель фильтрационного сопротивления (n ³ 1). До проведения мероприятия n = 1 |
| m0 | 1,916 | Коэффициент, учитывающий различие физических свойств нефти и вытесняющего агента |
| gа, кг/м3 | Плотность вытесняющего агента (воды) | |
| gн, кг/м3 | Плотность нефти в стандартных условиях | |
| b | 1,128 | Объемный коэффициент пластовой нефти |
Расчеты производим по следующим формулам
;
;
Исходя из этих принципов, была рассчитана потребность в реагенте на каждую скважину, его концентрация в растворе и общий объем раствора реагента.
Для определения оптимального количества реагента «РИЭР» с целью обработки каждой нагнетательной скважины используется ряд рекомендаций, которые оправдали себя при проведении обработок на месторождениях со схожими характеристиками коллекторов и содержащейся в них нефти.
Необходимо отметить, что отклонение от рекомендуемой концентрации на величину 0,05 % (абсолютная величина) не повлечет за собой существенных отрицательных последствий.
Объем необходимого раствора ПГС «РИЭР» для каждой скважины зависит от величины изначально вводимых в разработку этой скважиной запасов (величина запасов пропорциональна принимающей толщине, площади зоны воздействия, пористости и т.д.). На объем также влияет степень промытости зоны, запасы которой введены в разработку (она зависит от величины накопленной закачки, ВНО по окружающим добывающим скважинам и в меньшей степени еще от ряда факторов). Многофакторный анализ позволил вывести зависимость, которая с небольшой погрешностью позволяет подобрать оптимальный объем оторочки для аналогичных геолого-физических условий
, (3.10)
где Qз.н. – накопленная закачка воды в скважину с момента ее ввода, тыс. т.;
ВНО – водонефтяное отношение по добывающим скважинам первого
окружения;
Нр.в. – толщина пласта, которая принимает основной объем закачиваемой воды при рабочем давлении скважины, м.
Все полученные результаты сводим в таблицу 3.3.
Таблица 3.3 – Расчётное количество и объём закачки реагента
| Номер ЦДНГ | Номер скважины | Количество реагента, тонн | Объем закачки реагента, м3 |
| 2,07 | 295,7 |
Технологический эффект (дополнительная добыча нефти) от внедрения технологии ПГС «РИЭР» определяем по формуле
| (3.11) |
где q1 и q2 – среднесуточный дебит скважины по нефти до и после проведения мероприятия, т/сут.;
КЭ – коэффициент эксплуатации;
АP – потери нефти в результате простоя скважин при проведении мероприятия, т.
Потери нефти в результате простоя скважин определяются по формуле
т, (3.12)
где t1 – время проведения мероприятия, t1 = 83,19 часов.
Рассчитаем дополнительную добычу нефти
т.
Результаты расчета технологического эффекта приведены в таблице 3.4.
Таблица 3.4 – Технологический эффект от проведения мероприятия
| Номер скважины | Объем закачки реагента,м3 | Дебит нефти до проведения мероприятия, т/сут | Дебит нефти после проведения мероприятия, т/сут | Дополнительная добыча нефти, т |
| 295,7 | 2,1 | 6,6 |
Наряд на проведение данных работ представлен в таблице 3.5.
Таблица 3.5 – Наряд на проведение обработки ПГС «РИЭР»
| Наименование работ | Норма времени в часах на 1 скважину |
| Переезд на скважину | 4,2 |
| ПЗР при производстве работ до закачки | 1,12 |
| Определение дебита | 1,92 |
| Опрессовка линии отбора воды и нагнетательной линии | 0,44 |
| Завоз необходимого количества химических реагентов | |
| Приготовление и закачка композиции РИЭР | 39,74 |
| Заключительная продавка раствора в пласт водой | |
| Гелеобразование | |
| Определение приемистости | 1,92 |
| Заключительные работы | 1,85 |
| Итого: | 83,19 |
Итак, после проведение предлагаемой обработки в скважине № 687 Муравленковского месторождения с применением полимерно-гелевого состава «РИЭР» ожидается увеличение годовой добычи нефти на 1568 тонн, затраты на проведение предлагаемого мероприятия составят 2138,01 тыс. рублей.