3.1 Предлагаемые решения по увеличению коэффициента извлечения нефти на Средне -Асомкинском месторождении

Уплотнение добывающих скважин в стягивающих рядах при реализации трёхрядной системы разработки предопределяет (при использовании ЭЦН) достаточно равномерные отборы нефти в границах участков (блоков), увеличивает темп отбора и, в конечном счёте, способствует, наряду с реализуемой системой воздействия, более полному вовлечению запасов в разработку. Достигнутые уровни добычи нефти не могли быть реализованы без внедрения трёхрядной системы разработки, предложенной СибНИИНП для большей части месторождения и обеспечившей эксплуатацию скважин ЭЦН не только первых, но и пробуренных по более плотной сетке стягивающих (центральных) рядов блоков, что, в свою очередь, способствовало более равномерной выработке запасов и реализации более высоких темпов отбора в последних.

Учитывая то, что система ППД была введена на месторождении не с начала разработки произошло снижение начального пластового давления на 2.7 МПа, а так же то, что при существующей сетке скважин нагнетание воды практически не отражается на обводненность добываемого флюида предлагается увеличение объемов закачиваемой воды до восстановления пластового давления;

Вследствие того, что в нагнетательные скважины подаётся вода сеномантского пласта возникает проблема увеличения отложений солей на подземном оборудовании. Решение проблемы снижения или удаления солей с подземного оборудования состоит в работах по обработке призабойной зоны добывающих скважин композициями химреагентов замедляющих процесс солеобразования. Данные работы не дают эффекта дополнительной добычи нефти, но увеличение межремонтного срока оборудования позволяет говорить о необходимости проводимых работ.

Выравнивание профиля приёмистости нагнетательных скважин - ещё один метод химического воздействия на призабойную зону пласта, который включает в себя комплекс мероприятий проводимых на отдельных скважинах по индивидуальным планам, объединённых одной программой. Работы по выравниванию профиля приёмистости проводятся, в основном, в три этапа:

1-й этап - закачка изоляционных составов для снижения проницаемости высокопроводящих интервалов пласта;

2-й этап - закачка дозакрепляющих тампонирующих составов;

3-й этап - подключение в работу низкопроницаемых интервалов путём закачки интенсифицирующих составов. Первый и второй этапы обеспечивают отключение или снижение проницаемости высокопромытых зон, что, в свою очередь, вызывает отклонение фильтрационных потоков, увеличение коэффициента охвата пласта заводнением. Обработки интенсифицирующими составами позволяет увеличить эффект первых двух этапов путём подключения низкопроницаемых интервалов пласта.

Для проведения первого этапа используется целый ряд тампонирующих составов и технологий их закачки, разработанных ВНИИЦ «Нефтегазтехнология», НПТОО «Нафта - С», ТОО ВФ «Технология». К таким составам относятся эмульсионные поверхносто-активные полимерные составы (ЭПАПС), состоящие из смеси полиакриламида с нефтью, нефтенолом СНО, АФ9-6, нефтенолом НЗ и водой или водным раствором хлористого кальция (как разновидность - ЭПДС - эмульсионный полимерно- дисперсный состав). С целью увеличения изоляционного эффекта в аномально-поглощающих, выработанных или водонасыщенных интервалах разреза применяются различные «сшитые» полимерные составы (СПС), способные образовать вязкий гель в порах пласта и отклонять вытесняющий агент в непромытые зоны (СПДС - «сшитый» полимерно-дисперсный состав, КПС - концентрированный полимерный состав). Ранее для этих целей применялись осадкообразующие технологии (сульфатные стоки производства жирных синтетических кислот - ССС - с содержанием сульфатов до 10-12% и 25% водный раствор хлористого кальция). При этом происходит выпадение тех или иных солей в осадок и закупоривание высокопромытых зон (при ССС - выпадает в осадок гипс - увеличение сульфат - ионов и, как следствие, увеличение жизнедеятельности сульфатвосстанавливающих бактерий - СВБ). Поэтому при применении осадкообразующих технологий необходимо быть крайне осторожными.

В качестве интенсифицирующих составов используются кислотные растворы, растворы неионогенных ПАВ (неонол СНО, неонол 9-6, превоцел Hg-12, нефтенол ВВД).

Регулирование процессов нефтевытеснения и нефтеизвлечения необходимо для достижения достаточной текущей и конечной нефтеотдачи. Достигается внедрением некоторых химических методов, влияющих на вымывающие способности нагнетаемых вод. С этой целью проводится закачка оторочек регулирующих составов, как в отдельные скважины, так и через КНС.

Пути улучшения состояния разработки месторождения заключаются, прежде всего, в увеличении работ по выводу бездействующего фонда в эксплуатацию. Скважины, характеризующиеся крайне нестабильной (во времени) работой ЭЦН при низких дебитах, целесообразнее перевести на эксплуатацию ШГН.

Так как месторождение характеризуется невысокой средней обводненностью (<50 %) необходимо регулирование в процессе разработки и пробной эксплуатации, которые включают:

1. Варьирование давления нагнетания воды;

2. Ограничение, вплоть до остановки отбора жидкости из скважин с повышенной обводненностью (более 70 %);

3. Выравнивание профилей приемистости и притока добывающих и нагнетательных скважин путем закачки полимерных и пенных составов;

4. Смену направлений фильтрационных потоков путем временной остановки нагнетательных и добывающих скважин.

Разработка высокотемпературных низкопроницаемых залежей НГДУ ”Юганскнефть” идёт неравномерно. По отдельным скважинам и участкам наблюдается опережающие обводнение закачиваемой водой, вызванное зональное и послойной неоднородностью пласта по проницаемости. Повышенная температура пласта (более 80⁰ С) открывает широкую перспективу для применения самотермогелеобразующих композиций. «ГАЛКА» - Гелеобразующий АЛлюмохлорид и КАрбамидсодержащий состав, ориентированный для применения на месторождениях с высокой пластовой температурой и невысокой проницаемостью пластов.