2.3.2 Состояние разработки месторождения

Северная залежь Родникового месторождения введена в эксплуатацию в 1986г. Разбуривание завершено в 1995г. Основным объектом разработки является пласт БС₁₂.

Залежь разбурена полностью за исключением водоохранной зоны р.Тром-Аган, которая разбуривается в настоящий момент. Месторождение находится на IV стадии разработки с падающей добычей нефти.

В 2009г. добыча нефти по месторождению составила 367,580 тыс.т, что совпадает с проектным уровнем и на 52,420 тыс.т. меньше, чем в 2008г.

С начала разработки добыто 17432,500 тыс.т. что составляет 83,589% от начальных извлекаемых запасов при проектном отборе 85,925% .Текущий коэффициент нефтеотдачи 0,2902 при проектном 0,29903.Темп отбора от начальных извлекаемых запасов составил 1,739% при проектном 1,787%.

Среднегодовая обводненность (весовая) за 2009г. - 93.020% при проектной 92.940% и возросла за год на 1,049% ,что связано с вводом из консервации 20 высокообводненных скважин. Добыча жидкости по месторождению в 2009 году составила 5194.838 тыс.т., что выше уровня 2008 года на 25.949 тыс.т. и выше проектного уровня на 61.338 тыс.т., что связано с вводом из консервации 20 скв. а также со сменой способа эксплуатации ШГН на ЭЦН (12скв) и оптимизацией (увеличением типоразмеров) скважин, оборудованных УЭЦН.

Фонд добывающих скважин на конец года составил 381 при проектном 358

Закачка воды за 2009 год составила 8000.000тыс. м³ при проектной 6050.100 тыс.м³, компенсация за год 150.3% при проектной 115%.

С начала 2010 года за полугодие добыча нефти составила 169.600 тыс.т.при проектном уровне 321.800 тыс.т. в год, что составляет 52.7% от годовой проектной добычи. Добыча жидкости составила 3014.337тыс.т. что составляет 58.9% от годовой проектной добычи жидкости (5119.300тыс.т.) Средняя обводненность составляет 94.4% при проекте 93.7%.

Дебит по нефти составляет 2.8 т/сут при проекте 2.9 т/сут. Количество скважин с обводненностью 98% и более составляет 154 единицы при эксплуатационном фонде 382, что составляет 40.3%. Количество скважин мех.фонда составляет 361 скв., из них 142 скв.(39 .3%) с обводненностью 98% и выше.

Закачка воды за полугодие 3788.6 тыс.м³, что составляет 62.9% от проектного годового уровня. Такой объем закачки связан с тем, что в 3 квартале 2009 года проводится циклическое заводнение и темпы закачки к концу года достигнут проектного уровня. Компенсация с начала разработки составляет 138.1% при проекте 134.1%,текущая компенсация 123.5% при проекте 115%.

2.3.3 Новые методы повышения нефтеотдачи пластов

Назначение технологии СГКО+ПАВ заключается в способности кислот или их смесей растворять минералы цемента и породообразующие минералы горной породы, слагающие продуктивные пласты, а также привнесенные взвеси, шлам, утяжелители технологических жидкостей и т.д., кольматирующие призабойную зону и, как следствие, снижающие ее проницаемость.

Кислотный состав технологии СГКО+ПАВ, содержащий помимо соляной и плавиковой кислот органический растворитель (изопропиловый спирт) и неионогенное ПАВ (Неонол БС-1) позволяет частично или полностью ликвидировать ранее перечисленные недостатки традиционно применяемых кислотных составов технологий.

Добавление в кислотный состав изопропилового спирта, относящегося к кислородсодержащим органическим растворителям, приводит к замедлению скорости реакции раствора кислот с минералами горной породы и повышению его проникающей способности в поровое пространство коллекторов. Растворители этого класса также способствуют стабилизации отработанного кислотного раствора, предупреждают образование нерастворимых в воде осадков из продуктов реакции, разрушают водо- и кислотонефтяные эмульсии, частично растворяют АСПО, а также улучшают вынос продуктов реакции при интенсификации притока нефти.

Эффективно обеспечивающей комплексную обработку ПЗП и повышающей охват пласта воздействием по толщине и глубине, является обратная кислотосодержащая эмульсия (ОКЭ).

При приготовлении ОКЭ на основе высоковязких нефтей имеют место их повышенная стабильность и очень медленная реакция с карбонатной породой. С этой целью предложено введение в состав нефти углеводородных растворителей, например, дизельного топлива. В результате «время жизни» ОКЭ сокращается до 2…4 ч, а вязкость – до 15…80 мПаŸс. технологически этот прием также трудно воспроизвести на практике из-за многообразия состава нефтей и растворителей.

Таким образом, известные составы ОКЭ отличают неравномерность обработки пласта по глубине из-за преимущественного увеличения диаметра крупных каналов, высокая активность кислотного раствора, освобождающегося из эмульсии, трудность разрушения при низких температурах, которая еще более возрастает при растворении в них десорбированных с поверхности горной породы АСПО.

Лучшим составом ОКЭ был бы такой, который позволял бы доставить «бронированный» в углеводородной среде кислотный раствор за радиус цементного камня, довольно быстро разрушался в пласте, но при этом освободившийся кислотный раствор обладал бы низкой скоростью реакции с горной породой и незначительной инфильтрацией по радиусу движения. В свою очередь углеводородная составляющая ОКЭ должна обладать высокой активностью в отношении АСПО как при движении по лифтовым трубам, так и в пласте.

Кислотоструйная обработка — воздействие на забой и стенки ствола скважины струей раствора кислоты, выходящей с большой скоростью из конусной насадки. Приспособление, с помощью которого осуществляют кислотоструйную обработку, называется гидромонитором.

Основным назначением кислотоструйных обработок является очистка стенок ствола скважины и забоя от цементной и глинистой корок, образование новых каналов растворения в карбонатной породе. Поэтому кислотоструйные обработки в основном применяются в скважинах с открытым стволом.

Гидроимпульсные кислотные обработки служат для создания гидравлических импульсов (гидроимпульсов) в призабойной зоне пласта заключается в периодическом закачивании в скважину через НКТ жидкости под большим давлением и быстром «сбрасывании» давления через затрубное пространство (разрядка скважины). Величина создаваемого давления не должна превышать допустимой его величины для данной обсадной колонны.

При закачивании жидкости в призабойной зоне пласта раскрываются имеющиеся или образуются новые трещины. При «сбрасывании» давления происходит приток жидкости из трещины в ствол скважины с большой скоростью. С этой жидкостью из призабойной зоны выносятся привнесенные туда загрязняющие материалы.

Обработки серной кислотой применяют для обработки водонагнетательных скважин, у которых призабойная зона продуктивных пластов загрязняется привнесенными закачиваемой водой механическими примесями, оксидами железа, илом, эмульгированнои нефтью и др. Серная кислота растворяет загрязняющие пласты продукты и увеличивает проницаемость пород. Это происходит благодаря обильному выделению тепла при смешении серной кислоты с водой в пластовых условиях. Например, при снижении концентрации серной кислоты с 96 до 20% (из-за смешения с водой) температура раствора повышается до 100°С.

Технология обработки скважин серной кислотой в основном такая же, что и технология солянокислотных обработок. Главная особенность технологии заключается в том, чтобы не допустить контакта серной кислоты с водой в наземном оборудовании, НКТ и эксплуатационной колонне. Углекислотные обработки применяют в скважинах, породы продуктивных пластов которых содержат карбонаты кальция и магния, а также в скважинах с асфальто-смолистыми отложениями. Углекислотные обработки применяют как в нефтяных добывающих, так и в водонагнетательных скважинах.

Подготовка скважины к обработке заключается в промывке забоя, определении коэффициента продуктивности, уточнении содержания воды и др. В водонагнетательной скважине определяют приемистость и строят профиль приемистости.