Краткое описание рекомендуемых для внедрения геолого-технических мероприятий

Разработаны поверхностно-активные полимеросодержащие составы (НПАПС) на основе неионогенного ПАВ марки неонол АФ9-12 и поли-акриламида и технология их применения, обеспечивающих повышение не только коэффициента нефтевытеснения за счет закачки предоторочки из неорганического растворителя. В качестве последнего предлагается исполь-зовать крупнотоннажные отходы ПО «Салаватнефтеоргсинтез», в частности, остаток кубовый производства бутиловых спиртов – ОКБС.

Нагнетаемые в пласт рабочие агенты представляют собой водный раствор смеси НПАВ с полиакриламидом (ПАА) и предоторочку из орга-нического растворителя.

В качестве НПАВ применяется оксиэтилированный алкилфенол марки неонол АФ9-12, выпускаемый по ТУ 38.103625-87 в ПО «Нижнекамскнеф-техим», либо его легкоплавкие формы, например, марки СНО-3Б, СНО-4Д, СНПХ-1П или СНПХ-1М.

В качестве спиртосодержащего органического растворителя исполь-зуют технологические отходы производства бутиловых спиртов ПО «Сала-ватнефтеоргсинтез», Выпускаемый по ТУ 38.102167-85 под названием «Остаток кубовый производства бутиловых спиртов» (ОКБС).

В качестве ПАА используют импортный порошкообразный ПАА гидролизованный, марки PDS-1030 или его аналог, например, DKS-ORP-F40NT.

Гелеобразующие составы. Данная технология рекомендуется для обработки нагнетательных скважин терригенных коллекторов с приемистостью от 300 до 1000 м³/сут и более, а также для обработки нагнетательных скважин водоплавающих залежей и скважин краевых зон с целью предотвращения непроизводительной закачки воды за контур пласта.

Осадкообразующие составы. Данная технология может быть рекомендована для обработки нагнетательных скважин терригенных и карбонатных коллекторов с приемистостью от 150 до 800 м³/сут.

Заключение

1.Системы разработки, реализованные на нефтяных залежах, не обеспечивают в полной мере эффективной выработки запасов и нуждаются в совершенствовании.

2. Процесс обводнения залежей происходил хаотически из-за растянутости сроков и бессистемности ввода добывающих скважин. Динамика обводнения чрезвычайно осложнена нестабильностью проявления того или иного источника попутной воды.

3. Для интенсификации разработки продуктивных пластов рекомендуется перевести значительное число обводнившихся и бездействующих скважин на вышележащие пласты, углубить некоторые на нижележащий пласт, пробурить дополнительные скважины и боковые наклонно-направленные стволы.

Рассмотрены основные решения проектных документов, анализ разработки пласта с начала эксплуатации и на текущую дату, изменение энергетического состояния залежи

Вследствие проведения мероприятий по повышению нефтеотдачи пласта (очистка ПЗП) дебит скважин по жидкости и по нефти возрос. Выполнил расчет технологических показателей разработки пласта для оценки эффективности разработки пласта С₁.

Произведено сопоставление проектных и фактических показателей разработки. На основе анализа дана оценка эффективности разработки данной залежи и разработаны рекомендации по улучшению ее разработки.

Приведены теоретические основы рекомендуемых мероприятий.

Список литературы

1. Пересчет запасов нефти и растворенного газа по продуктивным пластам Радаевского месторождения. НПУ «Сергиевскнефть», г.Куйбышев, 1966 г.

2. Пересчет запасов нефти и газа Радаевского месторождения Самарской области. «Гипровостокнефть», г.Самара, 1991 г.

3. Баланс запасов месторождений ОАО "Самаранефтегаз" за 2004 год.

4. Подсчет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов. Справочник. М., Недра, 1989 г.

5. Методические указания по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. М, ОАО «ВНИИОЭНГ», 2003 г.

6. Временное методическое руководство по приведению физических и коллекторских свойств осадочных пород, определенных в лабораторных условиях на образцах, к пластовым термодинамическим условиям. М., Министерство геологии СССР, 1980.

7. ОСТ 39-195-86. Метод лабораторного определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях». Миннефтепром. М., 1986.

8. Анализ разработки Радаевского месторождения, 1975 год.

9. А.М. Юрчук, А.З. Истомин. Расчеты в добыче нефти. М.: «Недра», 1979. с. 247.

10. Отчет «Уточнение газовых факторов по ступеням сепарации для нефтей месторождений Самарской области». ООО «СамараНИПИнефть», Самара, 2004.

11. Справочник физико-химических свойств нефтей, газов и пластовых вод. Куйбышев, ЦНИЛ п/о «Куйбышевнефть», 1967.

12. Справочник физико-химических свойств нефтей, газов и пластовых вод. Куйбышев, ЦНИЛ п/о «Куйбышевнефть», 1971.

13. Справочник физико-химических свойств нефтей, газов и пластовых вод Куйбышевской области. Куйбышев, ЦНИЛ п/о «Куйбышевнефть», 1980.

14. Физико-химические свойства и составы нефтей и газов. Руководящие материалы. Выпуск I. Куйбышев, Гипровостокнефть, 1974.

15. Сулин В.А. Гидрогеология нефтяных месторождений. Гостоптехиздат, 1948 г.