1.3. Характеристика и анализ технологической эффективности внедрения потокоотклоняющих технологий
1.3.1. Анализ технологической эффективности внедрения потокоотклоняющих технологий на основе пгк (полимер-глинистая композиция)
На поздней стадии разработки нефтяных месторождений при значительном обводнении добываемой продукции в продуктивном пласте образуются обводненные зоны больших размеров с высокой проницаемостью. Закачка полимерных растворов не приводит к желаемым результатам.
Одним из направлений регулирования профиля приемистости и охвата пласта заводнением является закачка в пласт водной дисперсии глинопорошка и полимера (полимер-глинистой композиции). При закачке суспензии в обводненные высокопроницаемые зоны неоднородного по проницаемости пласта возрастает начальный расход суспензии, что предопределяет дозировку с максимальных концентраций глинопорошка в начальный период закачки с последующим её снижением. В пласт закачивается водная дисперсия (в виде оторочек), содержащая бентонитовый глинопорошок от 0 до 15 % (по массе) и водорастворимый полимер от 0,001 до 1,0 % (по массе). Переход от одной оторочки к другой осуществляют с возрастанием давления закачки на 1 – 10 % и более, при этом в каждой последующей оторочке уменьшается концентрация глинопорошка (вплоть до нуля) и увеличивается концентрация полимера. Полимер-глинистая композиция фильтруется в высокопроницаемые промытые зоны пласта и намывается в пропластках, удаленных от призабойной зоны, в результате они отключаются из разработки. Последующая закачка воды подключает в разработку низкопроницаемые нефтенасыщенные зоны, ранее неохваченные заводнением.
В технологическом процессе свойства закачиваемых композиций варьируются не только качественным составом компонентов, но и их количественным соотношением, что дает широкие возможности применения технологии.
Для реализации технологического процесса выбранный участок должен
отвечать следующим требованиям:
- система разработки – внутриконтурное заводнение;
- нагнетательная скважина должна быть расположена в нефтяной зоне пласта;
- приемистость нагнетательной скважины должна быть не менее 200 м3/сут (0,75 от допустимого давления закачки);
- соотношение нагнетательных и добывающих скважин на участке воздействия должно быть не менее 1:2;
- дебит жидкости по участку должен быть не менее 50 т/сут;
- обводненность по участку должна быть от 40 до 98 %.
Скважина, предназначенная для реализации технологического процесса, должна иметь герметичную эксплуатационную колонну, исправную устьевую арматуру, зумпф, позволяющий проводить комплекс промысловых геофизических исследований (ПГИ). Наличие заколонных перетоков не допускается.
Технологическая эффективность от проведения полимер-глинистой композиции приведена в таблице 1.2.
Таблица 1.2
Анализ технологической эффективности от внедрения технологии полимер – глинистой композиции
Показатели |
Годы |
|
2010 |
2011 |
|
Количество операций |
30 |
34 |
Добыча нефти, т. |
21 751 |
19 379 |
Прирост добычи нефти, т\сут |
2,2 |
2,0 |
Затраты на проведение 1 скважинной обработки, тыс. руб. |
569,7 |
599,7 |
Эффективность, т/млн.руб. |
1272,7 |
950,4 |
В 2011 году на скважинах проведено 34 обработки полимер-глинистой композицией, что на 4 обработки больше, чем в 2010 году. Несмотря на это в 2010 году было добыто на 2372 тонны нефти больше по сравнению с 2011 годом. Эффективность ГТМ в 2010 году составила 1272,7 т/млн.руб., а в 2011 году – 950,4 т/млн.руб.
На рисунке 1.1 показаны значения на 1 обработку.
Рис.1.1. Показатели на 1 обработку ПГК
Из рисунка видно, что при меньших затратах на проведение 1 обработки в 2010 году, по сравнению с 2011 годом на 30 тыс.руб., добыча нефти в 2010 году на 1 обработку была на 155 т. больше, чем в 2011 году.