3.1.3. Требования к подготовке скважин и техническим средствам при проведении мероприятий:

Для проведения работ по закачке композиции биоПАВ нагнетательная скважина должна иметь: герметичную эксплуатационную колонну, качественное цементное кольцо за колонной, исключающие заколонные перетоки и исправную устьевую арматуру.

Забой скважины должен быть чистым, позволяющий проводить комплекс ГИС.

Перед проведением работ насосные агрегаты ЦА-320, автоцистерны АЦ-10,емкость для накопления композиции и другие механизмы и приспособления, используемые в данной технологии, необходимо промыть пресной водой.

3.1.4. Технологический процесс обработки скважин площадным методом

1. Остановить скважины КНС-7, не включенные в программу обработки;

2. Снять штуцера;

3. Перевести КНС на закачку пресной воды;

4. Прокачать буфер пресной воды;

5. Приготовить композицию БиоПАВ КШАС-М-лигносульфонат в емкости путём циркуляции жидкости в течение 3-х часов с помощью агрегата ЦА-320;

6. Закачать на выкид насосного агрегата КНС в поток пресной воды агрегатом ЦА-320 с расчетной производительностью приготовленную смесь биоПАВ-лигносульфонат и одновременно через другой щтуцер другим ЦА-320 закачать жидкое стекло. Процентное соотношение реагентов в потоке пресной воды составляет от 15 % до 30 % -смесь биоПАВ - лигносульфонат, от 2 % до 4 % - жидкое стекло;

7. Закачать буфер пресной воды;

8. Остановить КНС на 24 часа реагирования;

9. Установить штуцера;

10. Пустить КНС и все остановленные скважины в работу

3.1.5. Расчет объемов химических реагентов для Кузбаевского месторождения (кнс-7)

В таблице 4. расчет объема закачиваемых растворов выполнен при плотности раствора био ПАВ КШАС-М – 1,0 г/см³, лигносульфонат – 1,3 г/см³, стекло натриевое жидкое -1,3/см³.

Всего расход реагента на этап: 80т (80м³) биоПАВ, 20т (16,6 м³) лигносульфоната и 35 т (27,3 м³) жидкого стекла.

Таблица 4. Расчет объемов хим. реагентов и последовательность обработки скважин

по площадной технологии БиоПАВ на Кузбаевском месторождении (КНС-7)

Номера скважин	Приемистость, без штуцера м3/сут	Оторочка пресной воды, м3	Расход реагента на этап, м3			Оторочка пресной воды, м3	Расход товарного продукта, тн
			БиоПАВ КШАС-М	Лигно-сульфонат	Стекло натриевое жидкое		БиоПАВ КШАС-М	Лигно-сульфонат	Стекло натриевое жидкое
6329	250	400	80,0	16,6	27,3	400	80,0	20,0	35,0
6435	183
3625	254
587	164
3615	159
6352	68
596	94
3614	120
3616	94
3646	50
3607	150
6442	150
Итого:	1736	400	80,0	16,6	27,3	400	80,0	20,0	35,0

Схем23а 1. Размещение скважин очагов №№ 3625, 587, 6352, 573, 502, 461, 6349 Кузбаевского месторождения (ТТНК) для проведения площадной закачки композиции с биоПАВ

Таблица 5. Результаты внедрения технологий по увеличению нефтеотдачи участком по приготовлению и закачке реагентов лаборатории ОПР и МУН ЦНИПР на Кузбаевском месторождении в 2009 году
№ п/п	Наименование технологии	Наименование и расход реагентов за год, тн	Всего реагента, тн		Кол-во скв.-обр.		Дополнительная добыча нефти, тыс. тонн						Прибыль, остающаяся у предприятия, тыс. руб
							Всего		в том числе
			План	Факт	План	Факт			по перех. скв.-обр.	на 1 скв.-обр.	на 1 тн реагентов			Всего	в том числе на 1 скв.-обр.
Микробиологические методы
1	Закачка сухого активного ила	1. Ил сухой – 10	32,8	32,8	5	5		6,4		5,7	1,28	0,195			3687,2	737,4
		2. Сахар кормовой гидролизный – 22
		3. ИКР Крахмал модифицированный – 0,8
2	Закачка БиоПАВ + жидкое стекло.	1. БиоПАВ - 260	360	360	31	31		9,9		5,7	0,319	0,028			2921,9	94,3
		2. Стекло жидкое – 100
Итого по методу			392,8	392,8	36	36		16,3		11,4	0,453	0,041			6609,1	183,6

Вывод

По результатам внедрения технологий по увеличению нефтеотдачи, методом периодической закачки в нагнетательные скважины композиции биополимер симусан – биоПАВ КШАС-М – жидкое стекло, из таблицы 5. видно, что за 2009 год дополнительная добыча нефти по технологии в 31 нагнетательных скважин составила: 9,9 ты с.т. (по плану: объём внедрения – 31 скв.; доп. добыча– 9,6 тыс.т.).

Технология закачки композиции на основе биоПАВ КШАС – М, (совместно с лигносульфонатом и жидким стеклом) имеет эффективное применение на участках, разрабатываемых с заводнением и находящийся на поздней стадии разработки; при обводненности добываемой жидкости от 50 % до 98 %;

Список использованной литературы:

1. Проект разработки Кузбаевского нефтяного месторождения. Башкирский научно-исследовательский и проектный институт нефти.

2. «Анализ разработки Кузбаевского нефтяного месторождения» Е.В. Лозин – Уфа, 2001 год.