Вигодської-бистрицький показ, як зазначалось у попередніх розділах, знаходиться на пізній стадії розробки. Від видобувних запасів нафти, які числяться на державному балансі, станом на 01. 01. 2000р. Відібрано 98%. Більшість свердловин є високо обводненими. Враховуючи вищесказане, прогнозування видобутку нафти для умов використання існуючого фонду свердловин, я буду проводити за методикою Г. С. Камбарова. Вона полягає в побудові графіка Qн • Qр = t (Qр) (добутку накопичених видобутків рідини і нафти від накопиченого видобутку рідини).[5]

На пізній стадії розробки покладу в умовах водонапірного режиму ця залежність має прямолінійний характер, що дає можливість без особливої складності визначити проектні показники розробки даного покладу, оскільки для цього використовуються фактичні показники за попередній період розробки.

5.2. результати розробки, їх аналіз

Вихідні дані для побудови характеристики витіснення і проведення прогнозування видобутку нафти вигодської-бистрицького покладу Долинського родовища представлені в таблиці А. 1

Дебіт рідини проектується постійними на весь строк експлуатації свердловин і приймається рівний річному видобутку рідини за 2000р., який становить 105,9 тис. м/рік.

Прогнозування проводимо з використанням ЕОМ.

Таблиця 5.1 – прогнозні показники видобутку нафти

Роки | Накопичений видобуток рідини Qр тис. т | Накопичений видобуток нафти Qн тис. т | Річний видобуток нафти qн, тис. т

2000

2001

2002

2003

2004

2005 | 9059,1

9165

9270,9

9376,8

9492,7

9588,6 | 4515,9

4528,282

4540,08

4551,022

4561,408

4571,132 | 12,9

12,382

11,726

11,014

10,386

9,724

6. Проектування дії на привибійну зону дії пласта

6. 1. Обґрунтування найефективнішого способу дії і вибору свердловини

Як було сказано у попередніх пунктах зона родовища знаходиться на пізній стадії розробки і характеризується низькими дебітами нафти та високим значенням обводненості продукції свердловин. З огляду на ці фактори є доцільним проектувати методи по обмеженню припливу води. За даних обставин я вирішила запропонувати метод ізоляції припливу води з використанням полівінілового спирту на основі гідро розриву пласта.[6]

Проаналізувавши режими роботи свердловин Долинського родовища, а також ознайомившись із структурною картою покладу в ході вибору свердловин для проектування методу дії на пласт я зупинив свій вибір на свердловині № 346, виходячи з наступних міркувань:

Свердловина характеризується низьким дебітом рідини 3,17 м/добу порівняно з іншими свердловинами покладу;

Свердловина дренує велику частину північного крила поклад;

Обводненість свердловини є досить високою і складає приблизно 92,3%.

6.2 Технологія здійснення процесу

Суть технологічного процесу полягає в закачані полівінілового спирту за допомогою рідини носія у видобувну свердловину, створені у високо провідних тріщинах зернистого шару, який зменшує її проникність, в результаті того гідро динамічність витіснення нафти розширюється на тріщини меншого розкриття та на корові настили, що призводить до підвищення коефіцієнту охоплення витісненням та коефіцієнту нафтовилучення. Це є реальним у зв’язку з тим, що густина частинок ПВС близько до густини витісняючи агентів, а розміри частинок співставні з розмірами тріщин у пласті.

Технологія ізоляції припливу води на основі ГРП містить такі операції:

промивка свердловини;

спускання в свердловину високоміцних НКТ з пакером і якорем на нижньому кінці;

обв’язку і опресовку на 1,5 – кратний робочий тиск гирла і наземного обладнання;

визначення приймальності свердловини закачуванням рідини;

закачування по НКТ у пласт рідини – розриву, рідини – носія і протискуючої рідини;

демонтаж обладнання;

пуск свердловини в роботу.

Ізоляція припливу води на основі ГРП відбувається при тисках 70…100 МПа, що часто перевищує допустимий тиск обсадних колон. Для захисту обсадних колон від високого тиску на нижньому кінці НКТ спускають у свердловину пакер з якорем, які встановлюють над покрівлею оброблюваного пласта. Еластичний елемент покера в результаті стискування його вагою НКТ герметизує затрубний простір. Це досягається або опорою пакера на вибій з допомогою перфорованого хвостовика (пакер з опорою на вибій типу 1М, ОПМ), або опорою пакера на обсадні труби з допомогою планок пакера, які звільнюючись при повороті МКТ, розсуваються і втискуються у внутрішню поверхню обсадної колони (планкові пакери без опори на вибій типу ПШ, ПС, ПГ). Якір попереджує зміщення пакера під дією перепаду тиску над і під ним. За рахунок внутрішнього перепаду тиску плашки якоря розсуваються і втискуються у внутрішню поверхню обсадної колонки. Пакери і якорі розраховані на переходи тисків 30-50 МПа і мають прохідний переріз 36-72 мм залежно від її типу і внутрішнього діаметра обсадної колонки.

Перед спуском пакера потрібно шаблону вати стовбур свердловини, щоб попередити можливість заклинювання пакера і руйнування його елемента в процесі спуску.

Для виконання ГРП використовують насосні установки (арегати) типу УНП-630*700 А, які розраховані на максимальні робочі тиски 70 МПа, змішувальні агрегати типу ЧАП або установки типу УСП-50 (для транспортування до 9 т піску, дозованого введення піску в потік рідини і приготування піщано-рідинної суміші), маніфольдів типу ІБМ-700 або ІВ1-700С (для обв’язки кількох насосних агрегатів з гирлом свердловини) арматуру гирла типу 2АУ-700 або 2АУ-700СУ.

Дистанційний контроль за процесом можна здійснювати за допомогою станції контролю і управління, яка змонтована на автомобілі.

Агрегати розміщують у напрямі від гирла свердловини, щоб за наявності аварійної чи пожежної небезпеки безперешкодно від’їхати від неї.

У наш час у кості рідини використовується в основному розчини на водній основі (вода, розчини полімерів, кислотні розчини, міцемерні розчини). Збільшенням витрат таких рідин забезпечується розрив пласта і компенсується їх недостатня пісконесуча властивість. Загустіня води досягається додаванням ПАА (поліакриламід), ССБ (сульфат-спиртова барда), та ін. Для попередження набухання глин у воді додають ПАР, полімери, хлористий алюміній.

Як притискувальна рідина здебільшого використовується технічна вода, а іноді нафта.

Про те, що відбувся розрив порід свідчать:

різке зменшення гирлового тиску закачування в часі при сталій витраті рідини;

збільшення витрати рідини розриву непропорційно зростанню тиску;

об’єктивніше за різким збільшенням відношення витрати рідини розриву