Проект физико-химического воздействия

Целью данного проекта является повышение нефтеотдачи на Советском месторождении за счет внедрения технологий применения большеобъемных гелевых составов (БГС), полимерно-гелевой системы (ПГС) «Темпоскрин» и проведения работ по выводу скважин из бездействующего фонда силами КРС.

Обоснование проекта. Советское месторождение выбрано в качестве объекта внедрения технологии, исходя из приемлемых геолого-физических условий и наличия значительных остаточных извлекаемых запасов нефти. В результате внедрения Проекта будут вовлечены в разработку не дренируемые запасы пласта АВ₁ Советского месторождения за счет перераспределения фильтрационных потоков и снижения текущей обводненности добываемой продукции. Наличие положительного опыта применения БГС на Мамонтовском месторождении, в частности на пласте АС₅₊₆, и схожесть геологического строения пластов АВ₁ Советского и АС₅₊₆ Мамонтовского месторождений позволяет ожидать получение положительных результатов внедрения данной технологии повышения нефтеотдачи пластов.

Технология БГСпредназначена для изоляции высокопроницаемых обводненных пластов, изменения направления фильтрационных потоков в продуктивном пласте, увеличения охвата продуктивных пластов воздействием и повышения конечного нефтеизвлечения. Технология применения БГС основана на сшивании макромолекул полиакриламида (ПАА) реагентом-сшивателем (ацетат хрома, хромкалиевые квасцы, бихромат калия и др.) в пространственную структуру, что позволяет значительно улучшить реологические свойства состава и повысить термическую стабильность. Технология воздействия на пласт заключается в закачке заданного объема водного раствора ПАА со сшивателем определенной концентрации в нагнетательные скважины и его продавке оторочкой воды.

Технология применения БГС в предлагаемом варианте разработана ЗАО «Технология-Сервис».

В 1993-97 гг. технология закачки большеобъемных гелевых составов (БГС) на основе полиакриламида (ПАА) со сшивателем была внедрена на трех объектах (АС₄, АС₅₊₆, БС₁₀) Мамонтовского месторождения НГДУ “Мамонтовнефть”. Начиная с декабря 1993 г. через нагнетательные скважины закачано 310.8 тыс. м³ БГС. Дополнительная добыча нефти составила 957.4 тыс.т.

Технология ПГС «Темпоскрин» предназначена для изменения профиля приемистости нагнетательных скважин путем закачки в пласт водного раствора радиационно сшитого полимера (при необходимости с добавкой бентонитовой глины или цемента). Технология была успешно испытана на ряде месторождений. Так, на горизонте БС_1-5 Усть-Балыкского месторождения (геолого-физические характеристики которого близки к свойствам пласта АВ₁ Советского месторождения) в 1996 г. ПГС Темпоскрин были обработаны 6 нагнетательных скважин. Удельная эффективность по участку применения ПГС составила около 2 тыс. т дополнительно добытой нефти на скважино-операцию.

Для увеличения эффективности воздействия потокоотклоняющих технологий данный проект предполагает ввод из бездействия добывающих скважин

Проект предусматривает: Прирост добычи нефти за счет снижения обводненности добываемой жидкости в результате применения потокоотклоняющих технологий и вовлечения в разработку недренируемых запасов нефти; ввод в эксплуатацию бездействующего фонда скважин силами бригад капитального ремонта.

Суммарный технологический эффект от внедрения технологий составит 113 тыс.т дополнительно добытой нефти, в том числе более 80 тыс. т в 2000 г.;

Проведение 5 скважино-операций по закачке БГС и 65 скважино-операций по закачке ПГС «Темпоскрин» со сменой задвижек (140 шт);

Проведение капитального ремонта на 42 добывающих скважинах с заменой НКТ и проведением геолого-физических работ (ГФР);

Проведение капитального ремонта на 20 нагнетательных скважинах из числа обрабатываемых со сменой арматуры (10 шт.) и НКТ (10 скв. по 1880 м);

Проведение геофизических (20 скв.) и индикаторных исследований (определение скоростей фильтрации и распределения закачиваемой воды с использованием меченых жидкостей) на 2 нагнетательных скважинах до и после применения потокоотклоняющих технологий;

Сопутствующие затраты (приобретение спецтехники и реконструкция трубопровода).

Для реализации проекта предлагается использование опыта ЗАО «Технология-Сервис» (применяющего технологии БГС и ПГС «Темпоскрин» на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз») с привлечением бригад капитального ремонта скважин;

Научно-техническое сопровождение реализации Проекта предлагается возложить на Уфимский филиал ООО «ЮганскНИПИнефть.

Таким образом:

· Внедрение технологий БГС и ПГС «Темпоскрин» подтверждено высокой технологической и экономической эффективностью;

· Обоснованность выбора объектов воздействия (пласты А₁ и Советского и А₂ Западно-Полуденного месторождений) позволяет гарантировать эффективность привлечения заемных средств Компании.

Организационный план проекта. В рамках данного Проекта планируется выполнить 5 скважино-операций по закачке БГС, 65 скважино-операций по закачке ПГС «Темпоскрин» 42 капитальных ремонта добывающих скважин и 20 капитальных ремонтов нагнетательных скважин по подготовке к закачке (в том числе со сменой задвижек, арматуры и НКТ). В табл. 1 представлены планируемые объемы внедрения технологии и ГТМ.

Таблица 1. Планируемые объемы внедрения технологии и проведения ГТМ по проекту на Советском и Западно-Полуденном месторождениях

Примечание: Курсивом выделены мероприятия по нагнетательным скважинам.

Горизонт расчета инвестиционного Проекта формально ограничен 18 месяцами (исходя из опыта применения рекомендуемых технологий, и с учетом коэффициента риска), но продолжительность технологического эффекта от внедрения ГТМ может быть большей.

Закупка реагентов и их доставка к месту проведения работ планируются в январе – августе 2000 г.

Период внедрения ГТМ в соответствии с графиком Проекта, составит 10 календарных месяцев, в том числе по видам работ:

· капитальный ремонт скважин (подготовка скважин под закачку БГС и ПГС) выполняется в течение 4 месяцев, начиная с января 2000 г.;

· индикаторные исследования выполняются на 2-х скважинах в феврале и апреле месяце;

· гидродинамические исследования выполняются по ходу проведения обработок скважин;

· закачка БГС выполняется за 2 календарных месяца, ПГС – за 7 месяцев, КРС добывающих скважин проводится в течение 10 месяцев начиная с января 2000 г.

Технологический эффект от проводимых работ, в соответствии с организационным планом будет получен со 1-го месяца внедрения (500 т/мес.), при условии выполнения работ в соответствии с графиком. Максимальное значение технологического эффекта по проекту будет достигнуто в октябре 2000 года (6.3 тыс.т/мес.).

Мероприятия, необходимые для реализации проекта:

· Организация поставки реагентов;

· Мониторинг разработки участков воздействия, определение очередности обработок, включая контроль структуры фонда скважин, динамики обводнения и выработки запасов;

· Научно-техническое сопровождениев, ключает в себя геолого-технологическое и экономическое обоснования, а также необходимые физико-химические исследования реагентов и композиций;

· Расчет базовых уровней добычи по участкам воздействия и группам скважин;

· Капитальный ремонт нагнетательных скважин;

· Капитальный ремонт добывающих скважин;

· Смена арматуры, задвижек, НКТ;

· Закачка реагентов и композиций;

· Индикаторные исследования до и после закачки композиции БГС;

· Геофизические исследования;

· Приобретение спецтехники;

· Реконструкция трубопровода;

· Расчет дополнительной добычи нефти;

· Расчет экономической эффективности проекта.

Бюджетные показатели предлагаемого проекта:

Оценка воздействия проекта на окружающую среду. Реализация технологий БГС и ПГС «Темпоскрин» оказывает определенное влияние на состояние окружающей среды. Поэтому необходимо рассматривать воздействие химреагентов на окружающую среду как один из элементов общего техногенного воздействия от разработки месторождения и планировать осуществление природоохранных мероприятий в комплексе, с учетом всех элементов систем обустройства и эксплуатации месторождения.

Для обеспечения охраны окружающей среды и недр в процессе внедрения технологий необходимо выполнение следующих требований:

1. Обязательное выполнение работ по подготовке скважин к применению МУН (в 20 из 70 скважин предусматривается КРС, замена старых труб НКТ на новые, замена задвижек и арматуры).

2. Предотвращение ущерба другим объектам (помимо объекта воздействия), исключение возможности попадания реагентов в другие пласты;

3. Защита водоносных горизонтов от возможного попадания реагентов, тщательный контроль технического состояния эксплуатационных колонн и цементного камня в нагнетательных и добывающих скважинах;

4. Исключение возможности межпластовых перетоков нефти, воды, газа и химреагентов в процессе проведения МУН и последующей эксплуатации участков воздействия;

5. Содержание остаточных количеств полиакриламида в водах, сбрасываемых в водоемы, не должно превышать ПДК (2,0 мг/л).

6.Определение содержания вредных веществ и ПДК воздушной среды производится по методикам, согласованным с Минздравом России.