Изучение геологического строения продуктивных горизонтов месторождения Узень

Исследованию фонтанных  скважин начали уделять внимание в последние годы. В 2003г. по фонтанным скважинам было произведено 59 замеров пластового давления и выполнено 121,2% от плана. Контрольные скважины предназначены для контроля за изменением давления и по отбивке забоя контрольных скважин составляет 132,7% и 138,3% соответственно от действующего фонда.

Планируемые объемы работ  по нагнетательным скважинам выполнены  почти по всем видам исследований, кроме замеров по УКВД и по замеру пластового давления, процент выполнения по которому в 2003г. составляет 56% и 97% соответственно.

По нагнетательному  фонду определялись пластовые давления, приемистость скважин, устьевое давление нагнетания, снимались устьевые кривые восстановления давления.

В 2003г. исследованиями по замеру приемистости было охвачено 150,5% нагнетательных скважин и произведено 18133 замеров в 1124 скважинах, с периодичностью исследования 16,1% скважин в год. 

В результате проведенных исследований по замеру величины пластового давления строятся карты изобар. Карты изобар по месторождению Узень строятся один раз в полугодие.

Определение дебита жидкости по месторождению осуществляется на замерных установках типа «Спутник»

Информация по замерам  дебита жидкости поступает на диспетчерский  пункт по компьютерной сети. Все  скважины на месторождении Узень  подключены к системе телемеханизации.

Состояние совместно  и отдельно работающих скважин на месторождении Узень приведено в таблице 2.4.1 по состоянию на 01.01.2004год. Всего на месторождении Узень в 2004 году подключены к системе телемеханизации 3035 добывающих скважин. Из них 1169 скважин, что составляет 38,5% от действующего фонда, работают индивидуально в один отвод.

 

 

Отдельно и  совместно работающие скважины месторождения  Узень по состоянию на 01.01.2004 год

                                                                                                     Таблица 2.4.1

Количество подключен-ных скважин	Количество скважин  работающих в один отвод
		1	2	3	4	5	>5
3035	1169	892	408	224	ПО	232

 

Совместная работа в  одном отводе 3-х и более скважин  действующего фонда составляет — 974 скважин, что составляет 32% от действующего фонда. Это объясняется в основном не эффективностью индивидуальной работы малодебитных скважин в отдельный отвод в связи с застыванием высокопарафинистой нефти при ее транспортировке, из-за очень низкой скорости восходящего потока жидкости в выкидной линии.

В заключении подчеркнем, что используемые на месторождении  методы определения уровней и  давлений в скважинах, оборудованных  ШГН, имеют недостатки, отрицательно влияющие на достоверность получаемой информации. Динамограф ГДМ-3 является устаревшим и дает искаженные результаты исследований ШГН. Поэтому выбор способа, дающего надежные результаты, требуют совершенствования методов и лучшей подготовки скважин к исследованию. Приборы и оборудования, используемые для контроля за процессом разработки являются устаревшими и допускают большие погрешности в измерениях, в связи с этим для получения достоверной информации необходимо обеспечение современных средств контроля и диагностики скважин, типа комплексов эхолот-динамограф «Микон», «Сиам».

Недостаточно достоверно определяются объемы закачки воды в  нагнетательных скважинах в силу необеспеченности надежной аппаратуры.

 

 

 

2.5     Анализ мероприятий по повышению нефтеотдачи

2.5.1  Интенсификация  добычи нефти физико-химическими

 методами

В 2003 году были продолжены работы по интенсификации добычи нефти  с применением эмульсии комплексного воздействия (ЭКВ) и водно-углеводородной эмульсии (ВУВЭ). Кроме того, были применены  новые технологии: гидроразрыв пласта (ГРП) скважин XIII горизонта, термобарохимические обработки (ТБХО), термогазокомплексные перфорационные имплузионные обработки (ТГКПИО), депрессионная перфорация, электровоздействие, газодинамический разрыв пласта (ГДРП) и обработки по технологии акустической реабилитации скважин и пластов (АРСиП).

Для приготовления углеводородной композиции использовались реагенты в  соотношении:

Газовый бензин                                 - 30-40%;

ПАВ (МЛ-80, неонол)                      - 1.5-2.5%;

Бихромат калия (натрия)                 - 0.4-0.6%;

Вода                                                   - остальное до 100%.

Закачка осуществлялась по схеме:

• закачка углеводородной композиции в объёме НКТ при открытом затрубном пространстве;
• закачка 3 м³ 13% соляной кислоты при закрытом затрубном пространстве;
• закачка оставшегося объёма углеводородной композиции. Объём ЭКВ на 1 скважино-операцию около 15 м³.

После закачки композиция продавливалась в пласт горячим  водным раствором 0.1-0.2% ПАВ в объёме, равном объёму НКТ.

Положительный результат получен в 18 случаях, из них на 3 скважинах по состоянию на 01.01.2004 г. эффект продолжается. Процент успешности составил 35%. Средний прирост дебита нефти на 1 успешную скважино-операцию составил 2.97т/сут, причём наилучший результат получен на скважине 4791 (7.5т/сут), средний прирост дополнительно добытой нефти на 1 успешную скважино-операцию – 312т, на 1 проведённую обработку – 91т. В результате проведённых мероприятий не произошло изменений в работе 12 скважин. В 20 случаях эффект отрицательный. Эффект не определен из-за отсутствия данных до обработок в 2 случаях, после обработок - на 8 скважинах.

В 2003г для интенсификации добычи нефти на 37 скважинах была проведена 41 обработка ПЗС ВУВЭ. Объектами воздействия являлись скважины со сниженной продуктивностью по причине парафиноотложений.

ВУВЭ готовили на стационарном узле путём перемешивания химреагентов до получения устойчивой эмульсии. Соотношение применяемых реагентов:

Нефть                                                              - 12-14%

Алкилированная серная кислота                 - 2-3%

ПАВ (МЛ-80, неонол)                                  - 15-16%

Кальцинированная сода                               - 0.5-0.6%

Углеводородная смесь (УВС)                      - 54-55%

Техническая вода                                       - остальное до 100%.

Перед проведением обработки, скважина промывалась через затрубное пространство горячим водным раствором 0.1-0.2% ПАВ в объёме 44м³. Доставленная на скважину эмульсия непосредственно перед закачкой доливалась горячей водой для сохранения её высокой температуры (70-75^оС). Расчётный объём ВУВЭ закачивался через затрубное пространство при открытой трубной задвижке в объёме равном объёму затрубного пространства от устья до приёма насоса. Далее трубная задвижка закрывалась и ВУВЭ продавливалась в пласт. Скважина закрывалась на реагирование на 24 часа.

Из 41 обработки успешными  оказались 10, из них на скважине 4401 по состоянию на 01.01.2004г эффект продолжается. Успешность операций составила 29%. Средний прирост дебита нефти на 1 успешную скважино-операцию составил 3.9т/сут, средний прирост дополнительно добытой нефти на 1 успешную скважино-операцию – 175т, на 1 проведённую обработку – 43т. На 6 скважинах не произошло изменений в работе. В результате 15 операций произошло снижение показателей работы. Эффект не определён на 7 скважинах: на скважине 4649 из-за проведения депрессионной перфорации после ВУВЭ, на остальных - из-за отсутствия данных после обработки.

В 2003 году с целью увеличения нефтеотдачи продолжались обработки нагнетательных скважин сшито-полимерной системой (СПС), обработки соляной кислотой и трёхкомпонентным вязко-упругим составом (ВУС). Кроме того, для увеличения нефтеизвлечения использовалось воздействие на нагнетательные скважины полимерно-гелевым составом «Темпоскрин» и депрессионная перфорация.

С целью повышения  нефтеотдачи за счёт повышения вязкости вытесняющего агента и повышения  охвата пласта заводнением были проведены  обработки скважин СПС на основе полиакриламида.

Технология включала в себя обвязку установки УДР-32М, опрессовку нагнетательной линии, закачку 300-450м³ полимерной пульпы со сшивателем в 2 цикла в следующей последовательности:

• 90% объёма в соотношении: 0.4% пульпа ПАА + 0.04% раствор ацетата хрома в пульпе ПАА;
• 10% объёма в соотношении: 0.7% пульпа ПАА + 0.05% раствор ацетата хрома в пульпе ПАА.

Продавливалась композиция в пласт технической водой  в объёме 6м³ и закрывалась на гелеобразование на 48 часов.

После воздействия на скважинах 5831 и 9320 произошло снижение приёмистости, а на скважине 3111 приёмистость увеличилась почти в 4 раза. На реагирующих добывающих скважинах начиная с августа 2003г наблюдается незначительное увеличение дебита нефти в среднем на 1.3 т/сут и снижение обводнённости в среднем на 1.9%.

За анализируемый период с целью увеличения приёмистости нагнетательных скважин проводились  обработки соляной кислотой. Технология включала закачку 1-3м³ 13% HCI марки А с добавлением ингибитора коррозии типа СНПХ марки 6502Д с последующей продавкой в пласт.

В результате проведённых  работ на двух скважинах 6335 и 3630 произошло  увеличение приёмистости, но стоит  отметить, что скважина 3630 с увеличенной  приёмистостью проработала всего  один месяц. Успешность воздействия  составила 33%. На двух скважинах эффект неопределён из-за отсутствия данных после обработки.

Для выравнивания профиля  приёмистости на нагнетательных скважинах 2а блока в 2003г проводились  обработки трёхкомпонентным ВУС. Для  приготовления ВУС использовались реагенты в следующих соотношениях:

ПАА (F-40NT)                           - 0.8-1.0%

Бихромат калия                         - 0.1-0.2%

Гидразин                                    - 0.03-0.05%

Вода                                            - остальное до 100%.

Закачка осуществлялась в следующей последовательности: 3м³ раствора полиакриламида (ПАА) + бихромат калия, а затем 0.3м³ 0.3% водного раствора сульфат гидразина и так продолжалось до полного расхода ВУС (объём композиции в среднем на одну скважину 50 м³).

Сразу после окончания  закачки ВУС продавливался в пласт технической водой, и скважина закрывалась на 24 часа для созревания ВУС.

За анализируемый период на 14 нагнетательных скважинах 2а блока  с целью выравнивания профиля  приёмистости и снижения обводнённости  окружающих нефтяных скважин было применено воздействие на призабойную зону полимерно-гелевым составом «Темпоскрин». Технология обработки включала в себя: промывку скважины в объёме 10м³ пресной воды в трубное пространство и 20 м³ в затрубное пространство, закачку полимерно-гелевого состава при скорости 10 м³/час, продавку состава пресной водой в объёме 20 м³ в затрубье и 20 м³ через НКТ. После чего скважина закрывалась на выдержку на 24 часа и пускалась в работу.

Но воздействие на пласт осадко-гелеобразующими композициями не приводит к существенному изменению показателей нефтедобычи скважин: закачка СПС в высокообводненные послойно-неоднородные пласты не позволило существенно увеличить объемы дополнительной нефти и существенно уменьшить объемы попутно-добываемой воды. По результатам промысловых исследований до и после закачки полимерно-гелевых составов мы видим, что после обработки происходит блокирование высокопроницаемого пропластка, но не происходит перераспределения потоков фильтрации по пластам, следовательно, нет существенного роста нефтеотдачи неоднородных пластов. Непринимающие закачиваемую воду до воздействия пласты не работают и после закачки СПС. Следовательно, для увеличения охвата пластов заводнением, для изменения и выравнивания профилей приемистости скважин необходим комплексный подход: в первую очередь, необходимо провести работы по увеличению работающей мощности пластов, а затем - работы по изоляции промытых высокообводненных интервалов. Следует отметить, что уточнение профилей приемистости в воздействуемых нагнетательных скважинах до и после закачки СПС проводилось не всегда, что не позволяет дать объективную оценку о результатах воздействия на заводненные объемы пластов.

С применением СПС  на месторождении Узень за отчетный период 2003г проведено 60 обработок  высокообводненных участков нефтяных залежей. С применением реагента «Темпоскрин» на месторождении Узень за отчетный период 2003г проведено 52 обработок высокообводненных участков нефтяных залежей.

 

2.5.2   Интенсификация добычи нефти механическими методами

        В целях интенсификации добычи на 20 добывающих скважинах XIII горизонта был проведён гидроразрыв пласта (ГРП). Исполнителем гидроразрыва скважин 6614 и 5447 были специалисты ОАО «СММ», остальные обработки были проведены специалистами ООО «КАТКонефть». Все операции по гидроразрыву проводились с применением гелевого раствора, приготовленного на водной основе.

Технология ГРП включала в себя: разрыв пласта (гель), закачку  буфера (гель), закачку пропанта (гель + пропант), продавку пропанта в пласт для закрепления раскрывшихся трещин (гель). Средний темп закачки составлял 2.5-3.2 м³/мин. После ГРП проводилась прокачка воды в объёме 15-20 м³ для вытеснения оставшегося в манифольде геля в сливную емкость. Скважина оставлялась на 48 часов для деструкции геля, после чего осваивалась.

В качестве расклинивающего  агента использовался пропант следующих  марок: БКО12/18, БКО12/20, БКО16/30, БКО20/40. При  приготовлении геля применялись  реагенты:

WGA-1 – гелянт;

Исследованию фонтанных  скважин начали уделять внимание в последние годы. В 2003г. по фонтанным скважинам было произведено 59 замеров пластового давления и выполнено 121,2% от плана. Контрольные скважины предназначены для контроля за изменением давления и по отбивке забоя контрольных скважин составляет 132,7% и 138,3% соответственно от действующего фонда.

Планируемые объемы работ  по нагнетательным скважинам выполнены  почти по всем видам исследований, кроме замеров по УКВД и по замеру пластового давления, процент выполнения по которому в 2003г. составляет 56% и 97% соответственно.

По нагнетательному  фонду определялись пластовые давления, приемистость скважин, устьевое давление нагнетания, снимались устьевые кривые восстановления давления.

В 2003г. исследованиями по замеру приемистости было охвачено 150,5% нагнетательных скважин и произведено 18133 замеров в 1124 скважинах, с периодичностью исследования 16,1% скважин в год. 

В результате проведенных исследований по замеру величины пластового давления строятся карты изобар. Карты изобар по месторождению Узень строятся один раз в полугодие.

Определение дебита жидкости по месторождению осуществляется на замерных установках типа «Спутник»

Информация по замерам  дебита жидкости поступает на диспетчерский  пункт по компьютерной сети. Все  скважины на месторождении Узень  подключены к системе телемеханизации.

Состояние совместно  и отдельно работающих скважин на месторождении Узень приведено в таблице 2.4.1 по состоянию на 01.01.2004год. Всего на месторождении Узень в 2004 году подключены к системе телемеханизации 3035 добывающих скважин. Из них 1169 скважин, что составляет 38,5% от действующего фонда, работают индивидуально в один отвод.

 

 

Отдельно и  совместно работающие скважины месторождения  Узень по состоянию на 01.01.2004 год

                                                                                                     Таблица 2.4.1

Количество подключен-ных скважин	Количество скважин  работающих в один отвод
		1	2	3	4	5	>5
3035	1169	892	408	224	ПО	232

 

Совместная работа в  одном отводе 3-х и более скважин  действующего фонда составляет — 974 скважин, что составляет 32% от действующего фонда. Это объясняется в основном не эффективностью индивидуальной работы малодебитных скважин в отдельный отвод в связи с застыванием высокопарафинистой нефти при ее транспортировке, из-за очень низкой скорости восходящего потока жидкости в выкидной линии.

В заключении подчеркнем, что используемые на месторождении  методы определения уровней и  давлений в скважинах, оборудованных  ШГН, имеют недостатки, отрицательно влияющие на достоверность получаемой информации. Динамограф ГДМ-3 является устаревшим и дает искаженные результаты исследований ШГН. Поэтому выбор способа, дающего надежные результаты, требуют совершенствования методов и лучшей подготовки скважин к исследованию. Приборы и оборудования, используемые для контроля за процессом разработки являются устаревшими и допускают большие погрешности в измерениях, в связи с этим для получения достоверной информации необходимо обеспечение современных средств контроля и диагностики скважин, типа комплексов эхолот-динамограф «Микон», «Сиам».

Недостаточно достоверно определяются объемы закачки воды в  нагнетательных скважинах в силу необеспеченности надежной аппаратуры.

 

 

 

2.5     Анализ мероприятий по повышению нефтеотдачи

2.5.1  Интенсификация  добычи нефти физико-химическими

 методами

В 2003 году были продолжены работы по интенсификации добычи нефти  с применением эмульсии комплексного воздействия (ЭКВ) и водно-углеводородной эмульсии (ВУВЭ). Кроме того, были применены  новые технологии: гидроразрыв пласта (ГРП) скважин XIII горизонта, термобарохимические обработки (ТБХО), термогазокомплексные перфорационные имплузионные обработки (ТГКПИО), депрессионная перфорация, электровоздействие, газодинамический разрыв пласта (ГДРП) и обработки по технологии акустической реабилитации скважин и пластов (АРСиП).

Для приготовления углеводородной композиции использовались реагенты в  соотношении:

Газовый бензин                                 - 30-40%;

ПАВ (МЛ-80, неонол)                      - 1.5-2.5%;

Бихромат калия (натрия)                 - 0.4-0.6%;

Вода                                                   - остальное до 100%.

Закачка осуществлялась по схеме:

• закачка углеводородной композиции в объёме НКТ при открытом затрубном пространстве;
• закачка 3 м³ 13% соляной кислоты при закрытом затрубном пространстве;
• закачка оставшегося объёма углеводородной композиции. Объём ЭКВ на 1 скважино-операцию около 15 м³.

После закачки композиция продавливалась в пласт горячим  водным раствором 0.1-0.2% ПАВ в объёме, равном объёму НКТ.

Положительный результат получен в 18 случаях, из них на 3 скважинах по состоянию на 01.01.2004 г. эффект продолжается. Процент успешности составил 35%. Средний прирост дебита нефти на 1 успешную скважино-операцию составил 2.97т/сут, причём наилучший результат получен на скважине 4791 (7.5т/сут), средний прирост дополнительно добытой нефти на 1 успешную скважино-операцию – 312т, на 1 проведённую обработку – 91т. В результате проведённых мероприятий не произошло изменений в работе 12 скважин. В 20 случаях эффект отрицательный. Эффект не определен из-за отсутствия данных до обработок в 2 случаях, после обработок - на 8 скважинах.

В 2003г для интенсификации добычи нефти на 37 скважинах была проведена 41 обработка ПЗС ВУВЭ. Объектами воздействия являлись скважины со сниженной продуктивностью по причине парафиноотложений.

ВУВЭ готовили на стационарном узле путём перемешивания химреагентов до получения устойчивой эмульсии. Соотношение применяемых реагентов:

Нефть                                                              - 12-14%

Алкилированная серная кислота                 - 2-3%

ПАВ (МЛ-80, неонол)                                  - 15-16%

Кальцинированная сода                               - 0.5-0.6%

Углеводородная смесь (УВС)                      - 54-55%

Техническая вода                                       - остальное до 100%.

Перед проведением обработки, скважина промывалась через затрубное пространство горячим водным раствором 0.1-0.2% ПАВ в объёме 44м³. Доставленная на скважину эмульсия непосредственно перед закачкой доливалась горячей водой для сохранения её высокой температуры (70-75^оС). Расчётный объём ВУВЭ закачивался через затрубное пространство при открытой трубной задвижке в объёме равном объёму затрубного пространства от устья до приёма насоса. Далее трубная задвижка закрывалась и ВУВЭ продавливалась в пласт. Скважина закрывалась на реагирование на 24 часа.

Из 41 обработки успешными  оказались 10, из них на скважине 4401 по состоянию на 01.01.2004г эффект продолжается. Успешность операций составила 29%. Средний прирост дебита нефти на 1 успешную скважино-операцию составил 3.9т/сут, средний прирост дополнительно добытой нефти на 1 успешную скважино-операцию – 175т, на 1 проведённую обработку – 43т. На 6 скважинах не произошло изменений в работе. В результате 15 операций произошло снижение показателей работы. Эффект не определён на 7 скважинах: на скважине 4649 из-за проведения депрессионной перфорации после ВУВЭ, на остальных - из-за отсутствия данных после обработки.

В 2003 году с целью увеличения нефтеотдачи продолжались обработки нагнетательных скважин сшито-полимерной системой (СПС), обработки соляной кислотой и трёхкомпонентным вязко-упругим составом (ВУС). Кроме того, для увеличения нефтеизвлечения использовалось воздействие на нагнетательные скважины полимерно-гелевым составом «Темпоскрин» и депрессионная перфорация.

С целью повышения  нефтеотдачи за счёт повышения вязкости вытесняющего агента и повышения  охвата пласта заводнением были проведены  обработки скважин СПС на основе полиакриламида.

Технология включала в себя обвязку установки УДР-32М, опрессовку нагнетательной линии, закачку 300-450м³ полимерной пульпы со сшивателем в 2 цикла в следующей последовательности:

• 90% объёма в соотношении: 0.4% пульпа ПАА + 0.04% раствор ацетата хрома в пульпе ПАА;
• 10% объёма в соотношении: 0.7% пульпа ПАА + 0.05% раствор ацетата хрома в пульпе ПАА.

Продавливалась композиция в пласт технической водой  в объёме 6м³ и закрывалась на гелеобразование на 48 часов.

После воздействия на скважинах 5831 и 9320 произошло снижение приёмистости, а на скважине 3111 приёмистость увеличилась почти в 4 раза. На реагирующих добывающих скважинах начиная с августа 2003г наблюдается незначительное увеличение дебита нефти в среднем на 1.3 т/сут и снижение обводнённости в среднем на 1.9%.

За анализируемый период с целью увеличения приёмистости нагнетательных скважин проводились  обработки соляной кислотой. Технология включала закачку 1-3м³ 13% HCI марки А с добавлением ингибитора коррозии типа СНПХ марки 6502Д с последующей продавкой в пласт.

В результате проведённых  работ на двух скважинах 6335 и 3630 произошло  увеличение приёмистости, но стоит  отметить, что скважина 3630 с увеличенной  приёмистостью проработала всего  один месяц. Успешность воздействия  составила 33%. На двух скважинах эффект неопределён из-за отсутствия данных после обработки.

Для выравнивания профиля  приёмистости на нагнетательных скважинах 2а блока в 2003г проводились  обработки трёхкомпонентным ВУС. Для  приготовления ВУС использовались реагенты в следующих соотношениях:

ПАА (F-40NT)                           - 0.8-1.0%

Бихромат калия                         - 0.1-0.2%

Гидразин                                    - 0.03-0.05%

Вода                                            - остальное до 100%.

Закачка осуществлялась в следующей последовательности: 3м³ раствора полиакриламида (ПАА) + бихромат калия, а затем 0.3м³ 0.3% водного раствора сульфат гидразина и так продолжалось до полного расхода ВУС (объём композиции в среднем на одну скважину 50 м³).

Сразу после окончания  закачки ВУС продавливался в пласт технической водой, и скважина закрывалась на 24 часа для созревания ВУС.

За анализируемый период на 14 нагнетательных скважинах 2а блока  с целью выравнивания профиля  приёмистости и снижения обводнённости  окружающих нефтяных скважин было применено воздействие на призабойную зону полимерно-гелевым составом «Темпоскрин». Технология обработки включала в себя: промывку скважины в объёме 10м³ пресной воды в трубное пространство и 20 м³ в затрубное пространство, закачку полимерно-гелевого состава при скорости 10 м³/час, продавку состава пресной водой в объёме 20 м³ в затрубье и 20 м³ через НКТ. После чего скважина закрывалась на выдержку на 24 часа и пускалась в работу.

Но воздействие на пласт осадко-гелеобразующими композициями не приводит к существенному изменению показателей нефтедобычи скважин: закачка СПС в высокообводненные послойно-неоднородные пласты не позволило существенно увеличить объемы дополнительной нефти и существенно уменьшить объемы попутно-добываемой воды. По результатам промысловых исследований до и после закачки полимерно-гелевых составов мы видим, что после обработки происходит блокирование высокопроницаемого пропластка, но не происходит перераспределения потоков фильтрации по пластам, следовательно, нет существенного роста нефтеотдачи неоднородных пластов. Непринимающие закачиваемую воду до воздействия пласты не работают и после закачки СПС. Следовательно, для увеличения охвата пластов заводнением, для изменения и выравнивания профилей приемистости скважин необходим комплексный подход: в первую очередь, необходимо провести работы по увеличению работающей мощности пластов, а затем - работы по изоляции промытых высокообводненных интервалов. Следует отметить, что уточнение профилей приемистости в воздействуемых нагнетательных скважинах до и после закачки СПС проводилось не всегда, что не позволяет дать объективную оценку о результатах воздействия на заводненные объемы пластов.

С применением СПС  на месторождении Узень за отчетный период 2003г проведено 60 обработок  высокообводненных участков нефтяных залежей. С применением реагента «Темпоскрин» на месторождении Узень за отчетный период 2003г проведено 52 обработок высокообводненных участков нефтяных залежей.

 

2.5.2   Интенсификация добычи нефти механическими методами

        В целях интенсификации добычи на 20 добывающих скважинах XIII горизонта был проведён гидроразрыв пласта (ГРП). Исполнителем гидроразрыва скважин 6614 и 5447 были специалисты ОАО «СММ», остальные обработки были проведены специалистами ООО «КАТКонефть». Все операции по гидроразрыву проводились с применением гелевого раствора, приготовленного на водной основе.

Технология ГРП включала в себя: разрыв пласта (гель), закачку  буфера (гель), закачку пропанта (гель + пропант), продавку пропанта в пласт для закрепления раскрывшихся трещин (гель). Средний темп закачки составлял 2.5-3.2 м³/мин. После ГРП проводилась прокачка воды в объёме 15-20 м³ для вытеснения оставшегося в манифольде геля в сливную емкость. Скважина оставлялась на 48 часов для деструкции геля, после чего осваивалась.

В качестве расклинивающего  агента использовался пропант следующих  марок: БКО12/18, БКО12/20, БКО16/30, БКО20/40. При  приготовлении геля применялись  реагенты:

WGA-1 – гелянт;