АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЯЕМЫХ РАСТВОРОВ ПАА В УСЛОВИЯХ РАССМАТРИВАЕМОГО ОБЪЕКТА РАЗРАБОТКИ

В связи с тем, что в условиях рассматриваемого объекта разработки единственным применяемым раствором ПАА является закачка сшитых полимерных систем, в главе будет проведен анализ технологической эффективности закачки СПС в различные годы применения, а также сравнить эффективность применения на различных блоках Архангельского месторождения. [9]

Проектирование показателей разработки участков без применения техноло­гии СПС выполнено с использованием характеристик вытеснения.

При проектировании показателей разработки участков с применением тех­нологии СПС дополнительная добыча нефти за 1,5 года после применения МУН для первого блока Архангельского месторождения составила 8028 т. [8]

Рис. 4.1. Фактические и прогнозные технологические показатели разработки первого блока Архангельского месторождения

Фактические и прогнозные технологические показатели разработки по базовому варианту и варианту с МУН для четырех участков представлены в таблице 4.1 и на рисунке 4.1. [8]

Для оценки технико-экономической эффективности применения технологии СПС на четырех участках использовались планируемые эксплуатационные затраты по закачке СПС с установки "Кем-Трон" на 2004 г. в объеме 6690,33 тыс.руб. и прогнозная доп.добыча нефти за 1,5 года после применения технологии СПС. Результаты расчетов технико-экономической эффективности применения технологии закачки СПС приведены в таблице 4.2. [10]

Таблица 4.2

Расчет технико-экономической эффективности внедрения МУН за срок проявления эффекта на 1 скважино-операцию (в ценах 1 кв. 2004г.)

Фактическая дополнительная добыча нефти за счет гидродинамических МУН на участках применения технологии СПС с установки "Кем-трон" Архангельского месторождения представлена в таблице 4.3. [8]

Таблица 4.3

Дополнительная добыча нефти за счет гидродинамических методов

В соответствии с распоряжением главного геолога ОАО "Татнефть" Р.С.Хисамова № 68 от 21.05.2004 г. на основании статистических данных управления "ТатАСУнефть" по дополнительной добыче нефти за счет гидродинамических методов за 2002-2003 гг. на участках применения технологии СПС через установку "Кем-Трон" Архангельского месторождения установить ежемесячный норматив дополнительной добычи нефти за счет гидродинамических МУН на участках применения технологии СПС через установку "Кем-Трон" Архангельского месторождения на первом блоке тульского горизонта равным 550 т/мес;

Технологические показатели разработки первого блока Архангельского месторождения за период с января 2005 г. по декабрь 2006 г. приведены в таблице 4.4. [12]

Дополнительная добыча нефти от проведенной в июне-августе 2006 года за­качки СПС составила 4158 т по состоянию на 01.01.2007. Общая дополнительная добыча нефти за 12 месяцев 2006 г. от циклической закачки СПС в 2004-2006 гг. составила 6407 т, что составляет 16,7 % от добычи нефти за этот период - 38473 т.[9]

После закачки СПС в 2006 г. отмечалось снижение обводненности по участ­ку с 69,5 % в июне до 67,2 % в сентябре. Однако в последующие месяцы произош­ло увеличение обводненности до 69,9 % в декабре.

Таблица 4.4

Технологические показатели разработки после закачки СПС

первого блока Архангельского месторождения

* - дополнительная добыча от закачки СПС в 2005 г.

** - дополнительная добыча от закачки СПС в 2006 г.

Проектирование показателей разработки первого блока Архангельского месторождения без применения в 2007 г. технологии СПС выполнено с использованием характеристик вытеснения. [9]

Для проектирования показателей разработки первого блока Архангельского месторождения с применением в 2007 г. технологии СПС заложены проектные показатели дополнительной добыча нефти за 2 года после применения МУН согласно инвестиционной про­граммы НГДУ "Ямашнефть" на 2007 г. для первого блока Архангельского месторождения - 6012 т. [11]

Фактические и прогнозные технологические показатели разработки по базо­вому варианту и варианту с МУН для первого блока Архангельского месторождения представлены в таблице 4.5 и на рисунке 4.2.

Прогноз технико-экономической эффективности применения технологий закачки СПС на первом блоке Архангельского месторождения с установки "Кем-трон" в 2007 г. согласно инвестиционной программы НГДУ "Ямашнефть" на 2007 г. приведен в таблице 4.6. [11]

Рис. 4.2. Фактические и прогнозные технологические показатели разработки для первого блока Архангельского месторождения

Таблица 4.6

Прогноз технико-экономической эффективности применения технологий закачки СПС и КПС в 2007 г. с установки "Кем-трон" [12]

Технологические показатели разработки блока №1 за период с января 2006 г. по февраль 2008 г. приведены в таблице 4.7.

Таблица 4.7

Технологические показатели разработки после закачки СПС первого блока Архангельского месторождения

* - дополнительная добыча от закачки СПС в 2005 г.

** - дополнительная добыча от закачки СПС в 2006 г.

*** - дополнительная добыча от закачки СПС в 2007 г.

Дополнительная добыча нефти от проведенной в июне-июле 2007 года закачки СПС составила 4767 т по состоянию на 01.03.2008, что составляет 18,4 % от 25888 т добытой нефти за период с июня 2007 г. по февраль 2008 г.

Однако после начала закачки СПС в июне 2007 г. отмечается увеличение обводненности по участку с 67,6 % в июне до 74,3 % в феврале 2008 г., что указы­вает на низкую эффективность закачки СПС в 2007 г.

Закачку СПС в 2008 году с установки "Кем-трон" произвели в 9 нагнетательных скважин первого блока Архангельского месторождения.

На первом блоке была осуществлена закачка СПС. [12]

Для закачки СПС в скважины первого блока Архангельского месторождения на основании лабораторных исследований гелеобразования композиции СПС определены концентрации ПАА -0,3 % и товарного АХ - 0,06 %.

Исходя из геолого-технических данных нагнетательных скважин и анализа эффективности закачки СПС в 2006-2007 гг. определены объемы закачки СПС в нагнетательные скважины в 2008 г., которые представлены в таблице 4.8. Объемы закачки СПС в нагнетательные скважины изменяются от 400 до 800 м³/скв. [11]

Таблица 4.8.

Предварительная очередность и объемы закачки СПС

в скважины первого блока Архангельского месторождения

Применение технологии закачки СПС на первом блоке Архангельского месторождения произвели в мае-ноябре 2008 г.

Прогноз технико-экономической эффективности применения технологий закачки СПС и КПС на участках Архангельского месторождения с установки "Кем-трон" согласно инвестиционной программы НГДУ "Ямашнефть" на 2008 г. приведен в таблице 4.9. [9]

Таблица 4.9

Прогноз технико-экономической эффективности применения технологий закачки СПС и КПС в 2008 г. с установки "Кем-трон"

Динамика изменения объемов дополнительно добытой нефти за период 2002-2008 года представлена на рис. 4.3. [11]

Рис. 4.3. Дополнительная добыча нефти после закачки СПС

 на первом блоке Архангельского месторождения

Динамика изменения обводненности добываемой нефти за период 2002-2008 года представлена на рис. 4.4. Несмотря на то, что постепенно происходит рост обводненности добываемой продукции, тем не менее, стоит отметить, что обводненность на уровне 65% была достигнута уже в 1994 году, однако своевременное применение потокоотклоняющих методов позволило значительно сократить обводненность добываемой продукции с 65% до 48%. И та динамика, которую можно отметить на рис. 4.4, является хорошим результатом, которого не возможно было бы достигнуть без применения сшитых полимерных систем. [11]

Рис. 6.4. Обводненность добываемой продукции

на первом блоке Архангельского месторождения

Таким образом, эффективность закачки сшитых полимерных систем на первом блоке Архангельского месторождения довольно высокая. Так, дополнительная добыча нефти за счет гидродинамических МУН в 2004 году составила 7400 т нефти, в 2005 достигла максимума – 9884, и далее происходит постепенное падение дополнительной добычи нефти до 5297 в 2007 году. [12]

Таблица 4.1

Фактические и прогнозные технологические показатели для первого блока Архангельского месторождения