Технология проведения закачки реагента «Ритин» на Мыхпайском месторождении

Технология ПГС «Ритин» относится к «мягким» технологиям, то есть снижение проницаемости наиболее промытых интервалов пласта носит временный характер вследствие того, что:

• 1. Вязкоупругие свойства ПГС обеспечивают селективную изоляцию промытых нагнетаемой водой интервалов. Полимерно-гелевая система избирательно движется по высокопроницаемым прослоям пласта. Это движение обусловлено динамичностью глобул геля, которые перемещаются по поровым каналам коллектора, преодолевают сужения каналов, вытягиваясь в нити, а в каналах с хорошей проницаемостью снова принимают форму глобул.
• 2. ПГС «Ритин» разлагается после 1,0…1,5 лет эффективного действия в продуктивном пласте.

Поэтому его можно применять практически на всех этапах разработки месторождений, на объектах с низкой выработкой запасов нефти и высокой неоднородностью по проницаемости [23].

Технология применяется на нефтяных месторождениях для обработки нагнетательных скважин с целью выравнивания профиля приемистости, увеличения отборов нефти, снижения обводненности реагирующих добывающих скважин и повышения конечного коэффициента нефтеизвлечения. ПГС «Ритин» получают путем затворения реагента в воде. Эта система представляет собой взвесь вязкоупругих частиц гидрогеля размером 0,5…5 мм в воде, которую закачивают в нагнетательные скважины. При поступлении в пласт ПГС «Ритин» создает дополнительное сопротивление. В результате нагнетаемая вода перераспределяется в менее проницаемые интервалы, частицы устремляются в зоны минимального гидродинамического сопротивления, заполняя наиболее крупные обводненные поры, каверны и трещины. Это приводит к выравниванию фронта заводнения, что способствует вовлечению в разработку ранее не дренируемых или слабодренируемых интервалов пласта и как следствие повышает степень выработанности запасов нефти. Способность частиц гидрогеля деформироваться из сферы в тонкие нити и обратно при их значительной вязкости приводит к существенному замедлению движения оторочки по пласту, а высокая термостабильность и солестойкость обеспечивают более длительное время эффективной работы оторочки по сравнению с ранее применяемыми технологиями [20]. Закачка раствора осуществляется циклами по 50−60 м³. Между циклами закачивается такой же объем технической или пресной воды. Водный раствор «Ритина» соответствующей концентрации и соответствующего объема закачивают в нагнетательную скважину, после чего ее останавливают на некоторое время, например, на 1 сут. Этот технологический простой нагнетательной скважины имеет большой смысл. По одной версии за время простоя нагнетательной скважины водный раствор «Ритина» приобретет состояние геля и станет малоподвижным. По другой версии за время простоя нагнетательной скважины из необводненных нефтяных слоев с более высоким давлением закачанный раствор «Ритина» перетечет в обводненные нефтяные слои с более низким давлением. Очень важно не замедлять вытеснение нефти по необводненным слоям и замедлять движение воды по обводненным слоям [20].

На всей площади Мыхпайского месторождения были проведены ряд мероприятий по внедрению данной технологии в период с 2000;2002 года. Главной особенностью работ, проведенных на данном месторождении, является практически одновременная обработка нагнетательных скважин. Следствием этого, как уже указывалось выше, является более высокая эффективность воздействия. С другой стороны, появляется возможность проведения достаточно точной оценки дополнительно добытой нефти Важным моментом полимерно-гелевого воздействия, как уже указывалось выше, является возможность подключение к заводнению неохваченных ранее участков пласта. Вследствие такого перераспределения фильтрационных потоков скважины, ранее продуцирующие, практически, полностью обводненной продукцией и выведенные по этой причине из эксплуатации, вновь введены в работу.

Выводы к главе 3.

• 1) В 80-х годах на Мыхпайском месторождении была проведена закачка полимерно-дисперсной системы. Однако технологами не была учтена термическая деструкция полиакриламида. И ожидаемый эффект не был достигнут.
• 2) Закачка волокнисто-дисперсной системы в 1995;1996гг. дала положительный результат, было добыто дополнительно 18 000 тонн нефти. Так как их растворы устойчивы к воздействию температур, характерных для месторождений Западной Сибири.
• 3) Применение биополимерного заводнения в 1998 году позволило добыть дополнительно 59,8 тыс. т нефти.
• 4) В 2000 году было принято решение о внедрении полимерно-гелевой системы «Ритин» с целью:
  • А) выравнивания профиля приемистости;
  • Б) увеличения отборов нефти:
  • В) снижения обводненности реагирующих добывающих скважин
  • Г) повышения конечного коэффициента нефтеизвлечения.
• 5) Проводилась практически одновременная обработка нагнетательных скважин. Следствием этого является более высокая эффективность воздействия. Было получено 114 612 тонн дополнительной нефти.