Мероприятия по интенсификации добычи нефти на Мишкинском нефтяном месторождении

Нефтяной факультет

Кафедра Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

 

Специальность 090600 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА

на тему

«Мероприятия по интенсификации добычи нефти на Мишкинском нефтяном месторождении»

РЕФЕРАТ

 

Проект содержит 114 страниц, 33 таблицы, 10 рисунков

ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИЕ МЕРОПРИЯТИЯ, ОБРАБОТКА ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ, СКВАЖИНА, АСФАЛЬТО-СМОЛО-ПАРАФИНОВЫЕ ОТЛОЖЕНИЯ, ПРИЗАБОЙНАЯ ЗОНА ПЛАСТА.

В дипломной работе выполнены: анализ эффективности проведения мероприятий по интенсификации добычи нефти на Мишкинском месторождении, предложены мероприятия по повышению удельной эффективности обработки призабойной зоны.

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ. 11

1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ.. 13

1.1. Общие сведения о Мишкинском месторождении. 13

1.2. Геолого-физическая характеристика Мишкинского месторождения. 15

1.2.1. Геологическое строение Мишкинского месторождения. 15

1.3. Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов… 23

1.4. Свойства и состав нефти газа, конденсата и воды. 24

1.5. Запасы нефти и газа, конденсата. 26

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ.. 30

2.1. Текущее состояние разработки месторождения. 30

2.2. Технико-эксплуатационная характеристика фонда скважин. 35

2.3. Анализ текущего состояния разработки Мишкинского месторождения. 37

2.3.1. Сравнение проектных и фактических показателей разработки. 37

2.4. Выбор и обоснование применения предлагаемых технических решений… 39

2.4.1. Анализ применяемых на Мишкинском месторождении мероприятий по интенсификации добычи нефти. 39

2.4.2. Литературный обзор известных практических решений по теме проекта 47

2.4.3. Патентный обзор известных технических решений по теме проекта. 49

2.4.4. Анализ эффективности применения выбранного технического решения на других месторождениях. 50

2.5. Проектирование предлагаемого технического решения для Мишкинского месторождения. 52

2.6. Расчет технических показателей проекта. 55

2.7. Сравнение технологических показателей проектируемого варианта с базовым вариантом. 58

3. ОХРАНА ТРУДА, ПРОМЫШЛЕННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ, БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ В ЧРЕЗВЫЧАЙНЫХ СИТУАЦИЯХ.. 60

3.1. Нормативно-правовая база. 60

3.2. Промышленная безопасность. 63

3.2.1. Требования к организациям выполняющим работы по воздействию на призабойную зону пласта. 63

3.2.2. Требования к подготовительным работам на скважине. 63

3.2.3. Требования к оборудованию и другим техническим устройствам. 66

3.2.4. Требования безопасности при закачке химреагентов. 68

3.2.5. Меры безопасности при проведении обработок призабойной зоны.. 69

3.3. Санитарно-гигиенические требования. 72

3.4. Противопожарная безопасность. 74

3.5. Безопасность жизнедеятельности в чрезвычайных ситуациях. 75

3.5.1. Рекомендации по составлению планов ликвидации аварий на взрывопожароопасных объектах. 75

3.5.2. Оперативная часть плана ликвидации аварий. 78

3.6. Затраты на проведение мероприятий в рамках темы дипломного проекта.. 80

4. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ И ОХРАНА НЕДР. 81

4.1. Нормативно-правовая база. 81

4.2. Источники воздействия на атмосферу, гидросферу, литосферу, биоту. 82

4.3. Оценка уровня воздействия на атмосферу, гидросферу, литосферу, биоту. 83

4.4. Методы уменьшения уровня воздействия на окружающую среду. 83

4.5. Расчет затрат при превышении норм ПДВ И ПДС.. 87

4.6. Расчет затрат от воздействия на атмосферу, литосферу, гидросферу, биоту 95

4. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ.. 100

4.1. Обоснование показателей экономической эффективности. 100

4.2. Нормативная база, исходные данные для расчетов экономических показателей проекта и расчет показателей. 100

4.2.1. Выручка от реализации. 101

4.2.2. Эксплуатационные затраты.. 102

4.2.3. Платежи и налоги. 104

4.2.4. Прибыль от реализации (n_t) 105

4.3. Расчет экономических показателей проекта. 107

4.3.1. Поток наличности (NPV) 107

4.3.2. Индекс доходности (PI) 108

4.3.3. Период окупаемости вложенных средств. 109

4.4. Экономическая оценка проекта. 110

4.5. Сравнение технико-экономических показателей проектируемого варианта с базовым вариантом. 111

ЗАКЛЮЧЕНИЕ. 112

Список использованных источников.. 113

ВВЕДЕНИЕ

Одна из основных задач при разработке нефтя­ных месторождений заключается в максимально возможном извлечении природных запасов нефти из недр земли. Повышение конечной нефтеотдачи разрабатываемых залежей и увеличение темпов отбора нефти в значи­тельной степени достигаются за счет массового внед­рения методов интенсификации добычи нефти.

Все мероприятия по интенсификации добычи нефти направлены на увеличение или восстановление проницаемости призабойной зоны и соединение ее с более проницаемыми трещиноватыми нефтенасыщенными участками пласта.

Необходимость применения различных методов воздействия на призабойную зону скважин во многом связана с несовершенством способов вскрытия продуктивных пластов бурением. Особенно это относится к пластам с плохими коллекторскими свойствами и низким пластовым давлением. Чем меньше будет ухудшаться проницаемость призабойной зоны в процессе бурения, тем меньше будет появляться необходимость применения методов обработки призабойной зоны скважины.

Как показывает опыт применения методов воздействия на призабойные зоны скважин в Удмуртии, 30—40% обработок по сква­жинам оказываются неэффективными или малоэффек­тивными. В основном это обуславливается неправиль­ным выбором метода воздействия для конкретной сква­жины и пласта или несоблюдением рекомендуемых параметров при проведении процесса обработки.

Основные месторождения ОАО «Удмуртнефть» находятся на поздней стадии разработки, характеризующиеся значительной выработкой запасов и высокой обводненностью добываемой продукции. В этих условиях методы интенсификации добычи нефти играют основную роль по обеспечению запланированных объемов добычи нефти.

Мишкинское нефтяное месторождение, эксплуатируемое ОАО «Удмуртнефть», также находится на поздней стадии разработки. Для интенсификации добычи нефти и снижению темпов падения объемов добычи нефти, проводятся мероприятия, направленные на интенсификацию добычи нефти.

В числе этих мероприятий:

- бурение боковых горизонтальных стволов (БГС);

- гидроразрыв пласта (ГРП);

- оптимизация работы скважин;

- обработка призабойной зоны пласта (ОПЗ).

В дипломной работе рассмотрены вопросы повышения эффективности проведения ОПЗ на Мишкинском месторождении нефти ОАО «Удмуртнефть», так как по результатам проведенного анализа на данном месторождении в последнее время наблюдается снижение удельной эффективности проводимых обработок призабойной зоны пласта.

ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

1.1.  Общие сведения о Мишкинском месторождении

Мишкинское месторождение нефти было открыто в 1966 году. Оно расположено на границе Воткинского и Шарканского районов Удмуртской республики, в 60 км к северо-востоку от г. Ижевска, севернее г. Воткинска. На территории месторождения находятся населенные пункты – это деревни Мишкино, Сибино, Бычи и др. Население, в основном, русские и удмурты.

Схема расположения месторождения

Рис. 1.

Площадь месторождения расположена в бассейне реки Кама и занимает водоразделы речек Вотка, Шарканка и Сива. В орогидрофическом отношении – это холмистая местность, расчлененная многочисленными оврагами, балками и долинами небольших рек. Абсолютные отметки рельефа изменяются от 140-180 м на юге до 180-250 м на севере.

Южнее месторождения расположен Воткинский пруд с площадью зеркала 1880 га. Площадь Мишкинского месторождения на 70% занята хвойными лесами, остальная часть занята сельхозугодиями. В близлежащих к площади пунктах имеются лесоразработки и торфодобыча для местных нужд.

В восточной, юго-западной и северной частях месторождения расположены охранные зоны: Пихтовские пруды, Воткинский пруд и леса I категории, р. Вотка, (рис. 2). Кроме того, граница водоохранных зон составляет: Воткинский пруд - 500 м, Пихтовские пруды - 300 м, р. Вотка – 200 м. Бурение под охранные зоны в настоящее время затруднено из-за невозможности получить от государства разрешение на подготовку кустов, расположенных в этих зонах.

Схема расположения природоохранных зон

Рис. 2.

Климат района умеренно-континентальный, с продолжительной зимой. Среднегодовая температура +2°С, морозы в январе-феврале иногда достигают –40°С. Средняя глубина промерзания грунта 1,2 м, толщина снегового покрова в марте достигает 60-80 см.

Площадь месторождения связана с г. Ижевском железной дорогой Ижевск-Воткинск и шоссейной дорогой областного значения Ижевск-Воткинск-Шаркан. С рекой Камой месторождение связанно шоссейной дорогой Воткинск-Чайковский. Судоходство по крупнейшей водной магистрали Европейской части России реке Каме производится в течение 6-6,5 месяцев.

В экономическом отношении район сельскохозяйственный, большая часть занята пашнями, а склоны оврагов покрыты травянистой растительностью и кустарниками. Промышленность: легкая, машиностроительная, металлургическая концентрируется в г. Воткинске. Имеются предприятия по лесоразработки и торфодобычи. Воткинский район располагает месторождениями строительных материалов: кирпичные глины, песчано-гравийные смеси, строительного песка.

Добычу нефти из Мишкинского месторождения ведет Воткинское нефтегазодобывающее управление. Водозабор для целей поддержания пластового давления (ППД) расположен на р. Сива. Источник энергоснабжения — подстанция 220/110/35/6 кВ «Сива». Подготовка нефти осуществляется на УПН-2 «Мишкино», которая расположена на территории Мишкинского месторождения.

1.2.  Геолого-физическая характеристика Мишкинского месторождения 1.2.1.  Геологическое строение Мишкинского месторождения

Мишкинская зона поднятий расположена в южной части Верхне-Камской впадины. В тектоническом отношении Мишкинское месторождение приурочено к одноименной антиклинальной структуре субширотного простирания, в юго-восточной части Киенгопского вала, представляющего собой крупную структуру, осложненную рядом брахиантиклинальных складок низшего порядка. К северо-западу от Мишкинской площади расположено Чутырско-Киенгопское месторождение, а восточнее – Ножовская нефтеносная зона поднятий Пермской области.

Геологический разрез осадочного чехла в пределах Мишкинского месторождения представлен отложениями протерозойской группы, девонской, каменноугольной, пермской систем палеозоя и четвертичными отложениями (рис. 3).

Сводный литолого-стратиграфический разрез

Рис. 3.

Промышленная нефтеносность установлена в отложениях верейского горизонта, башкирского яруса среднего карбона, яснополянского надгоризонта и турнейского яруса нижнего карбона.

Ниже будут приведены геологические и геолого-физические характеристики по каждой залежи отдельно.

Московский ярус. Верейский горизонт.

На Мишкинском месторождении в верейском горизонте московского яруса четко выделяются два продуктивных пласта В-II и В-III, сложенных карбонатными отложениями. Пласты разделены непроницаемой пачкой аргиллитов и глинистых известняков толщиной от 1,2 м до 2 м. Тип коллектора поровый, залежи пластово-сводовые (рис. 4).

Схематический геологический профиль отложений верейского горизонта

Рис. 4.

Залежь нефти пласта В-II единая на всех поднятиях Мишкинского месторождения и имеет уровень ВНК на абс. отм. -1040 м.

Пласт B-II представлен известняками серыми и коричневато-серыми, органогенными, органогенно-детритовыми, реже мелко-тонко-зернистыми. Тип коллектора поровый. Пласт достаточно однороден как по простиранию, так и по разрезу, хорошо выдержан и лишь в отдельных скважинах расчленяется на 2-3 прослоя с появлением в разрезе плотных известняков и частичным замещением пористых разностей. Общая толщина пласта составляет 6,2 м, эффективная толщина пласта колеблется от 1,2 м до 5,2 м в среднем составляя 3,5 м. Средневзвешенный по толщине коэффициент пористости составляет 0,18, коэффициент нефтенасыщенности составляет 0,73. Площадь нефтеносности по пласту В-II верейского горизонта 140551,2 тыс. м² (рис. 5).

Пласт B-III представлен известняками органогенно-обломочными, органогенными, органогенно-детритовыми. Тип коллектора поровый, в известняках органогенно-детритовых наблюдается минеральные вертикальные микротрещины шириной до 0,2 мм, выполненные кальцитом. Общая толщина пласта 6,4 м. Эффективная толщина колеблется от 0,6 м до 2,5 м, в среднем составляя 1,9 м.

В целом для верейского объекта разработки суммарная нефтенасыщенная толщина в среднем составляет 4,5 м, коэффициент расчлененности равен 3,18, песчанистости 0,42, средняя проницаемость 0,124 мкм².

Башкирский ярус. Башкирский ярус представлен известняками серыми, светло- и темно-серыми, прослоями глинистыми (на границе с верейскими отложениями). Пористые разности известняков в разрезе распределены неравномерно, невыдержанны как по простиранию, так и по разрезу и образуют сложную гидродинамическую систему в общей массе карбонатных пород. Продуктивные отложения башкирского яруса отделены от продуктивных отложений верея слоем непроницаемых аргиллитов толщиной 1,8-2,2 м. В верхней части яруса преобладают плотные разности известняков, в нижней же его части более высокопористые. Пористость чаще всего вторичная, иногда наблюдаются каверны размером 1-2 мм, в отдельных образцах керна в органогенных известняках наблюдается незначительная трещиноватость. Тип коллектора в башкирских отложениях поровый (органогенные известняки), реже порово-трещинный (органогенно-детритовый тип известняка). Известняки

Мишкинское месторождение структурная карта по кровле пласта B-II верейского горизонта

Рис. 5.

заметно изменены постседиментационными процессами. Общая толщина в среднем 31,6 м. Пористые участки обычно маломощны и составляют 35-50% по массе. Толщина отдельных проницаемых прослоев колеблется в широких пределах от 0,4 до 4,6 м. В разрезе башкирского яруса по материалам ГИС достаточно четко выделяются семь проницаемых пластов A4-1-A4-7, каждый из которых в свою очередь представлен двумя, тремя, реже четырьмя проницаемыми пропластками (рис. 6). Нефтенасыщены на Мишкинском месторождении лишь пласты А4-1-А4-5, пласты А4-6-А4-7 водонасыщены. Пласты разделены перемычками уплотненных карбонатов толщиной 0,4-1,6 м.

Схематический геологический разрез отложений башкирского яруса

Рис. 6.

Уровень ВНК башкирской залежи залегает на абс. отм -1046 м, -1044 м (Воткинское поднятие), -1046 м и -1064 м (Черепановское поднятие).

Визейский ярус

Нефтеносность доказана по пластам С-II, C-III, C-IV – тульский горизонт и С-V, С-VI, C-VII – бобриковский горизонт. Терригенные отложения визейского яруса представлены переслаиванием алевролитов, аргиллитов и песчаников. В верхней части яруса (тульский горизонт) преобладают глинистые разности, в нижней (бобриковский горизонт) – песчаники и алевролиты. Пласты коллекторы в пределах площади невыдержанны как по площади, так и по литологии. На небольших расстояниях песчаники замещаются алевролитами и глинистыми алевролитами. В среднем общая толщина терригенных отложений визейского яруса составляет 37 м, при изменении от 35 м до 43 м, средняя эффективная толщина 9,8 м, средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина - 4,8 м (рис. 7). Средневзвешенная по толщине пористость визейской залежи нефти составляет 20 %, нефтенасыщенность 71 %. Уровень ВНК на абс. отм. -1311,5 м , -1327,5 м.

Схематический геологический разрез отложений визейского яруса

Рис. 7.

Турнейский ярус

Отложения черепетского горизонта представлены переслаиванием известняков большей частью глинистых, аргиллитов с подчиненными прослоями мергелей, доломитов. Глинисто-карбонатные отложения черепетского горизонта в целом являются непроницаемой покрышкой для залежи нефти малевско-упинского горизонта. Нефтенасыщен в черепетских отложениях пласт Т-3, пласты Т-1 и Т-2 сложены известняками заглинизированными. Основные запасы нефти в турнейском ярусе приурочены к пласту пористо-кавернозных известняков общей толщиной до 36 м, залегающему в кровле малевско-упинского горизонта. Пласт довольно хорошо выдержан по площади, средняя нефтенасыщенная толщина составляет 14,4 м. Покрышкой служат аргиллиты подошвы черепетского горизонта. В большинстве скважин прослеживаются среди пористых плотные разности известняков толщиной от 0,8 м до 8,0 м, коэффициент расчлененности равен 3,98. Залежь имеет массивное строение. В подошвенной части залегает прослой плотных (по промыслово-геофизическим данным) низкопроницаемых пород толщиной 3-10 м, отделяющий его от пластов Т-5, Т-6.

Однако анализ кернового материала из этого прослоя, выполненный в Пермском отделении ВНИГНИ, свидетельствует о наличии в нем трещиноватости.

Коллектора характеризуются высокой послойной и зональной неоднородностью и сравнительно невысокими фильтрационо-емкостными свойствами. Пористость в среднем составляет 16%, проницаемость – 0,213 мкм². Средняя нефтенасыщенная толщина 14.4 м. Средневзвешенная по толщине нефтенасыщенность 75 %.

Уровень ВНК установлен на абс. отм. -1352-1356 м (рис. 8).

Схематический геологический разрез отложений турнейского яруса

Рис. 8.

1.3.    1.4.  Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов

Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов Черепановского поднятия основывается на лабораторном изучении керна поднятого из пробуренных ОАО "Удмуртнефть" 19 скважин, а также на результатах исследований керна из 17 скважин, пробуренных трестом "Удмуртнефтеразведка". Из них скважины 247р, 249р, 250р, 251р, 252р, 253р, 255р пробурены ОАО "Удмурнефть" непосредственно в районе поднятия, а остальные находятся на части Воткинского поднятия, расположенной около Черепановского купола. Следует отметить, что в материалах результатов исследований треста "Удмуртнефтеразведка" представлена проницаемость образцов керна, измеренная в основном в направлении, перпендикулярном напластованию, а в данных лаборатории петрофизики "УдмуртНИПИнефть" больший объем составляют результаты, полученные при измерении проницаемости в направлении, параллельном напластованию горных пород. Это позволяет сравнить фильтрационные характеристики пластов в различных направлениях. Соотношение коэффициентов газопроницаемости вдоль напластования и перпендикулярно напластованию для коллекторов верейского горизонта, башкирского и турнейского ярусов составляют соответственно 1,14,1,78 и 1,62.

Продуктивные пласты турнейского яруса представлены известняками различными по структуре: средне-мелкокомковатыми с детритом, в различной степени доломитизированными. Комочки сложены микрозернистым кальцитом с отдельными ромбоэдрами доломита. Цемент скудный, регенерационно-порового или порового типа, кальцитового совместно с доломитовым состава. Поры размером от 0,015 до 1 мм, чаще 0,05 – 0,25 мм, округлые, прямолинейные.

Продуктивные отложения башкирского яруса сложены коричневато-серыми фораминиферово-сгустковатыми пористыми известняками и известняково-раковинными песчаниками. Поровое пространство сформировано порами размером 0,025-0,5 мм внутри- и межфрагментными, сообщающимися. Цемент скудный, кальцитовый, порового типа. В известняково-раковинных песчаниках обломочная часть (60-80%) представлена окатанным детритом, частично перекристализованным тонкозернистым кальцитом, иногда доломитом. Обломки сцементированы тонкозернистым доломитом порового типа и средне- крупнозернистым доломитом регенерационно-базального типа. Поры распределены неравномерно, две третьих из них крупные (0,15-1,5 мм), межфрагментные, овальной и полигональной формы, третья часть пор – внутрифрагментные, размером 0,02-0,1 мм, не сообщающиеся. Слабопористые известняки детрито-комковатые. Поры в основном межфрагментарные, полигональные, размером 0,04-0,12 мм. Цемент кальцитовый с ромбоэдрами доломита крустификационно-порового типа.

Продуктивные отложения верейского горизонта сложены известняками коричневато-серыми мелкокомковатыми, реже средне-крупнокомковатыми с прослоями известняково-раковинных песчаников. В мелкокомковатых разностях известняков поры в основном межфрагментарные разнообразной формы, сообщающиеся, размером 0,025-0,3 мм. Цемент кальцитовый тонкозернистый, реже доломитовые тонко-мелкозернистый базально-порового или порово-регенерационного типа в комбинации с регенерационным. В крупнокомковатых известняках размер пор до 0,45 мм; цемент кальцитовый порово-пленочного и типа, участками ангидритовый регенерационного типа. В известняково-раковинных песчаниках поры межфрагментные округлые с неровными изрезанными краями, размером 0,06-0,25 мм, сообщающиеся и мелкие (0,015-0,05 мм) округлые внутрифрагментные. Цемент – тонкозернистый кальцит крустификационного типа и средне-крупнозернистый доломит в комбинации с гидрослюдой регенерационно-базального типа.

1.5.   Свойства и состав нефти газа, конденсата и воды.

Характеристика свойств флюидов, насыщающих продуктивные пласты месторождения, изучена по данным исследований глубинных и поверхностных проб, выполненных в лабораториях ОАО “Удмуртгеология” и института “УдмуртНИПИнефть”.

Нефть верейского горизонта.

Для пласта В-II плотность нефти в пластовых условиях составила 0,8828 т/м³, вязкость нефти в пластовых условиях 16,9 мПа×с, объемный коэффициент 1,056, газосодержание 21,6 м³/т.

Нефть башкирского яруса.

Среднее значение плотности нефти в пластовых условиях 0,8851 т/м³, давление насыщения 7,6 МПа, объемный коэффициент от 1,032, вязкость нефти в пластовых условиях 21,3 мПа×с, газосодержание 14,82 м³/т.

Нефть турнейского яруса.

По своим физическим свойствам нефть не отличается от нефти турнейской залежи Мишкинского месторождения, поэтому ее параметры в пластовых условиях характеризуются по аналогии с параметрами нефти турнейской залежи Мишкинского месторождения. Нефть характеризуется как тяжелая, (среднее значение плотности в пластовых условиях 0,9134 т/м³), высоковязкая, с небольшим газосодержанием.

Таблица 1

Параметры нефти

Параметры	Стратиграфия (горизонт, ярус)
	Верейский	Башкирский	Турнейский
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3	0,8793	0,8851	0,9134
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	0,8951	0,8929	0,9225
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с	16,9	21,3	63,73
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	1,056	1,032	1,012
Газосодержание, м3/т	21,6	14,82	6,13
Содержание серы в нефти, %	2,89	2,7	3,51
Содержание парафина в нефти, %	4,51	4,73	4,73
Давление насыщения нефти газом, МПа	9,2	7,6	7,8
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3	1,169	1,161	1,17

Из данных табл. 1 можно сделать вывод о закономерности изменения свойств нефтей в зависимости от глубины залегания или возраста объектов, их содержащих. Так нефти турнейского пласта, по сравнению с верейскими, более тяжелые, в них меньше светлых фракций, они более вязкие. С возрастанием глубины также уменьшается газосодержание (и, следовательно, уменьшается объемный коэффициент нефти) и увеличивается давление насыщения из-за увеличения содержания азота в попутном (растворенном) газе.

Растворенный в нефти газ является азотно-углеводородным и характеризуется высокой плотностью, с содержанием азота в отложениях соответственно верейского горизонта - 33,17%, башкирского яруса - 39,29%.

 Газ турнейского яруса по своему составу, в сравнении с газом верейских и башкирских пластов, имеет низкую плотность по воздуху 1,181, более высокое содержание азота (64,61%), небольшое содержание углеводородов.

Попутный нефтяной газ Мишкинского месторождения содержит большое количество инертных, негорючих составляющих, поэтому он утилизируется в атмосферу с помощью факелов.

Пластовые воды рассматриваемого месторождения характерны для региона в целом, и для московских, башкирских, визейских и турнейских отложений являются рассолами хлоридно-кальцевого типа. Отчетливо выраженной тенденции изменения физико-химических свойств пластовых вод по продуктивному интервалу разреза не отмечается, за исключением уменьшения вязкости в пластовых условиях с возрастанием глубины из-за повышения температуры. Средняя плотность пластовых вод 1,17 г/см³, а минерализация — 260 г/л. Газовый фактор пластовой воды незначителен, а растворенный газ в основном представлен азотом.

По товарным качествам нефти Мишкинского месторождения характеризуются как тяжелые, высокосернистые, парафинистые и смолистые.

1.6.  Запасы нефти и газа, конденсата

Запасы нефти Мишкинского месторождения утверждены ГКЗ СССР (протокол № 5992 от 1970 года) /1/ отдельно по двум поднятиям (Воткинское, Черепановское). Начальные запасы нефти, утвержденные протоколом ГКЗ № 5992 и в целом по месторождению составляли 206761 тыс. т геологических и 74286 тыс. т извлекаемых, в том числе по категориям: 44306 тыс. т геологических и 16066 тыс. т извлекаемых категории B; 123769 тыс. т геологических и 45014 тыс. т извлекаемых категории С1; 38686 тыс. т геологических и 13206 тыс. т извлекаемых категории С2.

По результатам выполнявшихся в процессе разработки месторождения работ (бурение скважин, сейсморазведочные работы) на месторождении неоднократно осуществлялись переводы запасов нефти в более высокие категории, списания не подтвердившихся запасов, приросты запасов нефти.

 Остаточные запасы нефти по состоянию на 01.01.2004 г. в целом по месторождению составляют: 142 535 тыс. т геологических и 35 540 тыс. т извлекаемых категории B+C1, 38 686 тыс. т геологических и 13 206 тыс. т извлекаемых категории С2. Накопленная добыча нефти на 31.12.2006 г. составила 28 649 тыс. т.

Начальные балансовые запасы нефти, числящиеся на момент составления проектных документов и на 01.01.2004 г.

Залежь, пласт	Запасы, тыс.т
	балансовые
	на момент составления проектного документа	на 01.01.2004 г.	на момент составления проектного документа	на 01.01.2004 г.	на момент составления проектного документа	на 01.01.2004 г.	на момент составления проектного документа	на 01.01.2004 г.	на момент составления проектного документа	на 01.01.2004 г.
	B		С1		В+С1		С2		B+C1+C2
ВСЕГО	44247	108596	131307	93289	175554	201885	38681	5628	214235	207513
в т. ч.
верейская залежь	21620	49937	57978	44875	79598	94812	29468	4866	109066	99678
башкирская залежь	4747	24401	26564	15810	31311	40211	8175	762	39486	40973
визейская залежь	3541	15840	17005	6606	20546	22446			20546	22446
турнейская залежь	14339	18418	29760	25998	44099	44416	1038		45137	44416

Таблица 3

Начальные извлекаемые запасы нефти, числящиеся на момент составления проектных документов и на 01.01.2004 г.

Залежь, пласт	Запасы, тыс.т
	извлекаемые
	на момент составления проектного документа	на 01.01.2004 г.	на момент составления проектного документа	на 01.01.2004 г.	на момент составления проектного документа	на 01.01.2004 г.	на момент составления проектного документа	на 01.01.2004 г.	на момент составления проектного документа	на 01.01.2004 г.
	B		С1		В+С1		С2		B+C1+C2
ВСЕГО	16068	39470	47612	32877	63680	72347	13204	1915	79906	74262
в т. ч.
верейская залежь	7351	17210	19723	14619	27074	31829	10020	1656	37094	33485
башкирская залежь	1614	8349	9032	5319	10646	13668	2779	259	16447	13927
визейская залежь	1487	6725	7250	2803	8737	9528			8737	9528
турнейская залежь	5616	7186	11607	10136	17223	17322	405		17628	17322

2.  ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 2.1.  Текущее состояние разработки месторождения

На Мишкинском месторождении, согласно технологической схемы /2/, выделено 4 объекта разработки: верейский (I), башкирский (II), яснополянский (III) и турнейский (IV). В разработке находится два поднятия — Воткинское и Черепановское.

Мишкинское месторождение относится к числу низкопродуктивных по большинству объектов разработки в связи с неблагоприятными геолого-физическими параметрами пластов и нефтей. Нефть имеет повышенную вязкость по I, II и III объектам, и высокую по IV. Верейский, башкирский и турнейский объекты представлены залежами с карбонатными, кавернозно-трещиноватыми высокорасчлененными коллекторами. Разработка их в условиях традиционных методов с закачкой воды протекает весьма неэффективно. Происходит опережающее обводнение добывающих скважин закачиваемой и пластовой водой.

Основная площадь Мишкинского месторождения охвачена треугольной сеткой с расстояниями между добывающими и нагнетательными скважинами 500 метров (7-точечный элемент). Северо-западная и западная части месторождения разбурены по уплотненной сетке 250×500 метров (13-точечный элемент).

По состоянию на 31.12.2006 года в целом по месторождению добыто 28 649 тыс.т. нефти. Текущий коэффициент нефтеизвлечения составляет 0,127.

В 2006 году фактическая добыча нефти составила 994 тыс. т.

Все объекты Мишкинского месторождения разрабатываются с применением искусственного поддержания пластового давления. Реализованы площадные системы заводнения на I, II и III объектах. Основным агентом закачки является пресная вода. На IV объекте проводится промышленный эксперимент по закачке раствора полимера и воды. Опытные работы по закачке горячей воды на II объекте, проводимые с 1987 года, прекращены по техническим причинам (обычная конструкция нагнетательной скважины не позволяет использовать в качестве агента горячую воду). Эксперимент по закачке горячей воды на двух элементах III объекта, предусмотренный в технологической схеме, не осуществлялся /3/.

Для повышения эффективности обычного заводнения технологической схемой /2/ предусматривалось проведение закачки в циклическом режиме. Однако конкретных программ проведения нестационарного заводнения в проектном документе предложено не было. В 1995 году институтом «УдмуртНИПИнефть» в рамках отчета «Системный авторский надзор за разработкой нефтяных месторождений АО «Удмуртнефть» за II квартал 1995 г» была разработана программа опытных работ по циклическому заводнению на Мишкинском месторождении. В настоящее время в безморозный период года циклическая закачка воды осуществляется на I и II объектах по программе составленной ОАО «Удмуртнефть». Количественную оценку от внедрения циклической закачки выполнить затруднительно, в связи с отсутствием методики разделения эффекта от проведения ГТМ и циклики.

Накопленный объем закачки по состоянию на 31.12.2006 года в целом по месторождению составил 70 179 тыс. м3. В 2006 году закачано 3856 тыс. м3. Основные показатели разработки по Мишкинскому месторождению приводятся в табл. 4 и на рис. 9, 10.

 

Таблица 4

Показатели разработки по Мишкинскому месторождению

Показатели разработки	2002	2003	2004	2005	2006
Добыча нефти, всего, тыс. т.	878	941	1041	1073	994
за счет методов повышения нефтеотдачи (БГС), тыс. т.	151	169	61	86	10
Накопленная добыча нефти, тыс. т.	24599	25540	26581	27654	28649
в т.ч. за счет методов повышения нефтеотдачи (БГС) , тыс. т.	741	910	971	1057	1067
Добыча жидкости, всего, тыс. т.	4672	5173	5793	6857,3	7332,5
Накопленная добыча жидкости, тыс. т.	61153	66326	72119	78976	86308
Закачка рабочего агента, тыс.м3	3204	3316	3317,5	3422	3856
Накопленная закачка, тыс.м3	56266	59583	62901	66323	70179
Фонд добывающих скважин на конец года, шт.	930	938	897	874	879
Фонд нагнетательных скважин на конец года, шт.	225	225	229	236	244
Действующий фонд добывающих скважин на конец года, шт.	863	771	771	802	806
Действующий фонд нагнетательных скважин на конец года, шт.	216	210	212	222	224
Среднесуточный дебит одной добывающей скважины по нефти, т/сут.	2,9	3,5	4,0	4,0	3,0
по жидкости, т/сут.	15,5	19,3	21,5	25,6	25,67

Основные показатели разработки Мишкинского месторождения (добыча, закачка)

Рис. 9.

Основные показатели разработки Мишкинского месторождения (дебит, фонд)

Рис.10.

2.2.   Технико-эксплуатационная характеристика фонда скважин

 По состоянию на 31.12.2006 г. на месторождении числится 1298 скважин. Из них 879 добывающих (806 действующих), 244 нагнетательных (224 действующих), 26 поглощающих скважин. Характеристика фонда скважин приведена в табл. 5.

Таблица 5

Характеристика фонда скважин по состоянию на 31.12.2006 г.

Показатели	Ед. изм.	2006 г.
Балансовый фонд скважин	скв.	1298
Нефтяной фонд скважин
Эксплуатационный фонд	скв.	879
в т.ч.: УЭЦН	скв.	152
УШГН	скв.	723
газлифт	скв.	0
фонтан	скв.	0
прочие	скв.	4
Действующий фонд	скв.	806
в т.ч.: УЭЦН	скв.	144
УШГН	скв.	660
газлифт	скв.	0
фонтан	скв.	0
прочие	скв.	2
Дающий продукцию	скв.	770
Простаивающий	скв.	36
Бездействующий фонд	скв.	73
Нагнетательный фонд
Эксплуатационный фонд	скв.	244
Действующий фонд	скв.	224
Под закачкой	скв.	218
Простаивающий фонд	скв.	6
Бездействующий фонд	скв.	18
Таблица 5 (продолжение)
Показатели	Ед. изм.	2006 г.
Фонд освоения	скв.	2
Фонд прочих скважин (эксплуатационный)	скв.	26
водозаборный	скв.	0
газовый	скв.	0
поглощающий	скв.	26
Вне эксплуатационного фонда
Всего	скв.	149
Законсервированный фонд	скв.	35
Пьезометрический фонд	скв.	0
Наблюдательный фонд	скв.	89
Фонд ликвидированный и в ож. ликвидации	скв.	25

Таблица 6

Распределение скважин по дебитам нефти и обводненности

Интервал обводненности, %	Диапазон дебитов нефти, т/сут.						Всего
	0-5	5,1-10	10,1-20	20,1-35	35,1-60	>60	Кол.	%
0-5	0	0	0	0	0	0	0	0,00
5,1-20	7	3	5	1	0	1	17	2,11
20,1-50	105	57	20	3	0	1	186	23,08
50,1-90	335	66	11	4	0	0	416	51,61
более 90	173	8	6	0	0	0	187	23,20
Всего	620	134	42	8	0	2	806	100
%	76,92	16,63	5,21	0,99	0,00	0,25	100

Таблица 7

Распределение скважин по дебитам жидкости и обводненности

Интервал обводненности, %	Диапазон дебитов жидкости, т/сут.						Всего
	0-5	5,1-10	10,1-20	20,1-35	35,1-60	>60	Кол.	%
0-5	0	0	0	0	0	0	0	0
Интервал обводненности, %	Диапазон дебитов жидкости, т/сут.						Всего
5,1-20	7	2	5	2	0	1	17	2,11
20,1-50	72	58	47	13	1	1	192	23,82
50,1-90	74	130	111	66	28	7	416	51,61
более 90	35	15	34	35	22	40	181	22,46
Всего	188	205	197	116	51	49	806	100
%	23,33	25,43	24,44	14,39	6,33	6,08

Анализируя табл. 6 и 7, можно отметить следующее:

·  большинство добывающих скважин (76,92 %) работает с дебитами по нефти менее 5 т/сут, что связано с низкой продуктивностью месторождения. Это подтверждается и распределением скважин по дебитам жидкости (48,78 % фонда работает с дебитами жидкости менее 10 т/сут);

·  все скважины добывающего фонда обводнены, 23,2% скважин работают с обводненностью выше 90%.

2.3.   Анализ текущего состояния разработки Мишкинского месторождения 2.3.1. Сравнение проектных и фактических показателей разработки

Фактические показатели разработки существенно ниже проектных табл.8. Основной причиной отставания фактических уровней добычи нефти от проектных величин является дефицит пробуренного фонда добывающих скважин и низкие темпы разбуривания.

Существенно отстает от тех. схемы закачка рабочего агента на 31 768 тыс. м³, что так же обусловлено дефицитом нагнетательного фонда скважин (отставание от тех. схемы на 57 скважин).

Таблица 8

Сравнение проектных и фактических показателей разработки

Показатели разработки	Ед.изм.	1999	2000	2001	2002	2003
Добыча нефти, всего	тыс.т	1377	1374	1351	1331	1298
		981	967	915	878	941
Накопленная добыча нефти	тыс.т	24769	26143	27494	28825	30123
		21840	22807	23721	24599	25540
Коэффициент нефтеизвлечения	%	12	13	14	14	15
		11	11	12	12	13
Добыча жидкости, всего	тыс.т	5948	6205	6562	6847	7067
		3633	3844	4385	4672	5173
Накопленная добыча жидкости	тыс.т	63176	69381	75943	82790	89857
		48252	52096	56481	61153	66326
Закачка рабочего агента	тыс.м3	5788	5965	6327	6619	6840
		2518	2780	2958	3204	3316
Накопленная закачка	тыс.м3	65600	71565	77892	84511	91351
		47325	50105	53063	56266	59583
Фонд добывающих скважин на конец года	шт.	1246	1322	1398	1445	1445
		928	932	946	930	938
Фонд нагнетательных скважин на конец года	шт.	282	282	282	282	282
		225	225	225	225	225
Действ. фонд добывающих скважин на конец года	шт.	1236	1311	1386	1433	1433
		889	902	902	863	771
Действ. фонд нагн. скважин на конец года	шт.	273	273	273	273	273
		203	214	212	216	210
Среднесуточный дебит одной добывающей скважины	т/сут	3,3	3,1	2,9	2,7	2,6
по нефти		3,3	3,2	3,0	2,9	3,5
по жидкости	т/сут	14,4	14,0	14,0	14,0	14,2
		12,2	12,6	14,4	15,5	19,3

Среднесуточный дебит одной добывающей скважины по нефти превышает проектные показатели (на 0,9 т/сут. в 2003 г.), что достигнуто за счет проведения мероприятий по интенсификации добычи нефти, в первую очередь таких как: ЗБС, ОПЗ и оптимизация работы механизированного фонда. В то же время среднесуточный дебит добывающих скважин по жидкости выше плановых показателей.

2.4.   Выбор и обоснование применения предлагаемых технических решений 2.4.1. Анализ применяемых на Мишкинском месторождении мероприятий по интенсификации добычи нефти

Эксплуатация нефтяных месторождений сопровождается ухудшением проницаемости пород коллекторов в призабойной зоне скважин. Одной из причин такого ухудшения является отложение асфальто-смоло-парафиновых отложений (АСПО) на поверхности породы, обусловленное повышенным содержанием этих компонентов в высоковязких нефтях.

С целью восстановления проницаемости до величины, равной или близкой к первоначальной, применяют различные методы обработки призабойной зоны скважин (ОПЗ).

Ежегодно около половины объема нефти на месторождении добывается за счет геолого-технических мероприятий (ГТМ) текущего года и продолжающихся эффектов от ГТМ прошлых лет.

Общие итоги ГТМ по видам за пять последних лет представлены в табл. 9.

Основное количество дополнительной нефти в последние пять лет получено за счет трех видов мероприятий по интенсификации добычи нефти: бурения боковых горизонтальных стволов, обработки призабойной зоны скважин, оптимизации механизированного фонда, и составило 591,7 тыс. т (по сумме эффектов за год проведения ГТМ).

Таблица 9

Показатели эффективности ГТМ на добывающем фонде

Показатели	Един. изм.	2002 г.	2003 г.	2004 г.	2005 г.	2006 г.
Всего ГТМ за год	Меропр.	233	367	305	186	226
- скважин от добывающего фонда	%	27	47,5	34,0	21,3	28,0
Дополнительная добыча нефти по ГТМ
- текущего года	тыс.т	75,78	163,45	195,126	127,376	83,683
от всей добычи за год	%	8,6	17,4	18,7	11,9	8,4
от ГТМ прошлых лет	тыс.т	432,8	536,5
Удельная эффективность ГТМ
- по отработанному времени	т/сут.отр.	2,0	2,3	3,7	4,3	2,1
- по продолжительности эффекта	т/сут.эф.	3,0	3,7	6,1	7,0	3,3
- на 1 меропритяие	т/меропр.	325,2	445,4	639,8	684,8	370,3
Продолжительность эффекта	сут.	25036	44573	31960	18128	25084
Отработанное время	сут.	38030	70291	52975	29676	39271
Ввод из бездействия и из других категорий
- количество	меропр.	10	1	0	6	9
- дополнительная добыча нефти	тыс.т	1,22	0,02	0	0,88	2,904
- удельная эффективность	т/сут.эф.	0,5	0,3	0	1,0	1,4
	т/сут.отр.	0,5	0,3	0	1,0	1,4
	т/меропр.	122	20	0	146,7	322,7
Продолжительность эффекта	сут.	2448	75	0	903	2037
Отработанное время	сут.	2581	75	0	903	2037
Ввод боковых горизонтальных стволов
- количество	меропр.	1	4	11	18	3
- дополнительная добыча нефти	тыс.т	2,14	25,04	61,1	85,985	9,896
- удельная эффективность	т/сут.эф.	6,7	55,9	33,1	20,3	24,1
	т/сут.отр.	6,7	55,9	33,1	20,3	24,1
	т/меропр.	2140	6260	5553	4777	3298,7
Продолжительность эффекта	сут.	319	448	1845	4240	410
Отработанное время	сут.	319	448	1845	4240	410
Переход на новый горизонт
Показатели	Един. изм.	2002 г.	2003 г.	2004 г.	2005 г.	2006 г.
- количество	меропр.	13	0	0	23	16
- дополнительная добыча нефти	тыс.т	3,75	0	0	15,454	1,91
- удельная эффективность	т/сут.эф.	2,1	0,0	0	4,6	0,9
	т/сут.отр.	2,1	0,0	0	3,9	0,8
	т/меропр.	288,5	0	0	671,9	119,4
Продолжительность эффекта	сут.	1807	0	0	3370	2164
Отработанное время	сут.	1813	0	0	3971	2346
Обработка призабойной зоны
- количество	меропр.	105	231	171	86	106
- дополнительная добыча нефти	тыс.т	49,21	86,54	43,6	18,17	44,4
- удельная эффективность	т/сут.эф.	3,9	2,8	2,2	2,6	3,3
	т/сут.отр.	2,8	2,0	1,3	1,3	2,2
	т/меропр.	468,7	374,6	255	211,3	418,6
Продолжительность эффекта	сут.	12683	30463	19876	7066	13524
Отработанное время	сут.	17439	43901	32952	14352	20427
Оптимизация механизированного фонда
- количество	меропр.	100	129	122	38	65
- дополнительная добыча нефти	тыс.т	18,73	50,87	71,0	6,224	18,88
- удельная эффективность	т/сут.эф.	2,5	3,8	6,9	3,1	3,7
	т/сут.отр.	1,2	2,0	3,9	1,3	1,6
	т/меропр.	187,3	394,3	582	163,8	290,5
Продолжительность эффекта	сут.	7514	13305	10234	1995	5115
Отработанное время	сут.	15358	25523	18173	4974	12099
Ремонтно-изоляционные работы
- количество	меропр.	4	2	1	8	5
- дополнительная добыча нефти	тыс.т	0,73	0,98	0,0	0,6	0,82
- удельная эффективность	т/сут.эф.	2,8	3,5	0,4	1,2	48,2
	т/сут.отр.	1,4	2,8	0,4	0,5	17,4
	т/меропр.	182,5	490	2	77	164,0
Продолжительность эффекта	сут.	265	282	5	515	17
Отработанное время	сут.	520	344	5	1175	47

За указанный период наблюдается снижение дополнительной добычи нефти от ОПЗ, связанный с уменьшением числа мероприятий данного вида. Удельная эффективность ОПЗ по годам колеблется от 1,3 т/сут в 2004-2005 г.г. до 2,8 т/сут в 2002 г. Количество вводимых БГС упало с 18 в 2005 г. до 3 в 2006 г., удельная эффективность по годам изменялась в пределах 6,7-55,9 т/сут на 1 мероприятие.

В 2006 г. на добывающем фонде Мишкинского месторождения проведено 226 различных ГТМ; в год проведения дополнительно получено 83,7 тыс. т нефти или 8,4 % от всей добычи по месторождению. Охват скважин мероприятиями составил 28 %.

В 2006 г. на Мишкинском месторождении проведено 106 мероприятий по ОПЗ, получено дополнительно 44,4 тыс. т нефти, соответственно, в 2,4 раза больше, чем за предыдущий год. При этом средняя удельная эффективность на 1 обработку повысилась с 211,3 до 418,6 т дополнительной нефти.

Результаты проведения ОПЗ в 2004-2006 г.г. по видам приведены в табл. 10.

Таблица 10

Показатели эффективности ОПЗ на добывающем фонде

Показатели	Един. изм.	2003 г.	2004 г.	2005 г.	2006 г.
СКО
- количество	меропр.	4	15	1	7
- дополнительная добыча нефти	тыс.т	1,645	2,2	0,012	2,2
- удельная эффективность	т/меропр.	411	148	12,0	318,7
СКО с КСПО-2
- количество	меропр.	24	0	24	6
- дополнительная добыча нефти	тыс.т	3,048	0,0	3,103	1,8
- удельная эффективность	т/меропр.	127	0	129,3	292,7
СКО с КСПО-4
- количество	меропр.	0	0	9	2
- дополнительная добыча нефти	тыс.т	0	0	2,026	0,4
Таблица 10 (продолжение)
Показатели	Един. изм.	2003 г.	2004 г.	2005 г.	2006 г.
- удельная эффективность	т/меропр.	0	0	225,1	183,0
СКО с ОЭ
- количество	меропр.	14	1	2	0
- дополнительная добыча нефти	тыс.т	4,629	0,1	0,149	0,0
- удельная эффективность	т/меропр.	331	101	74,5	0,0
СКВ
- количество	меропр.	25	20	11	4
- дополнительная добыча нефти	тыс.т	18,4	5,3	3,56	1,2
- удельная эффективность	т/меропр.	736	267	323,6	299,3
СКВ с КСПО-2
- количество	меропр.	13	0	14	2
- дополнительная добыча нефти	тыс.т	9,1	0,0	4,354	1,8
- удельная эффективность	т/меропр.	700,8	0,0	311,0	889,5
ВВВ+ГРП
- количество	меропр.	0	0	11	19
- дополнительная добыча нефти	тыс.т	0	0,0	3,19	8,9
- удельная эффективность	т/меропр.	0	0	290,0	469,3
ПСКО
- количество	меропр.	2	1	2	18
- дополнительная добыча нефти	тыс.т	0,8	0,0	0,665	4,8
- удельная эффективность	т/меропр.	400,0	40,0	332,5	268,8
ПСКО под давлением
- количество	меропр.	51	109	0	1
- дополнительная добыча нефти	тыс.т	33	31,3	0	0,05
- удельная эффективность	т/меропр.	647,1	287,3	0,0	50,0
УДС кавернообразованием
- количество	меропр.	17	2	1	0
- дополнительная добыча нефти	тыс.т	7,888	0,6	0	0,0
- удельная эффективность	т/меропр.	464	310	0,0	0,0
Показатели	Един. изм.	2003 г.	2004 г.	2005 г.	2006 г.
ОПЗ РАСПО
- количество	меропр.	0	0	1	1
- дополнительная добыча нефти	тыс.т	0	0,0	0,308	0,6
- удельная эффективность	т/меропр.	0	0	308,0	624,0
ОПЗ с РТ-1
- количество	меропр.	0	0	4	0
- дополнительная добыча нефти	тыс.т	0	0,0	0,528	0,0
- удельная эффективность	т/меропр.	0	0	132,0	0,0
ОПЗ растворителем + СКО с КСПО-2
- количество	меропр.	0	0	3	0
- дополнительная добыча нефти	тыс.т	0	0,0	0,075	0,0
- удельная эффективность	т/меропр.	0	0	25,0	0,0

Наибольшее распространение из физико-химических методов воздействия на карбонатные коллектора на Мишкинском месторождении получила солянокислотная обработка и её модификации. Так в 2006 г. количество таких ремонтов составило 56%. Основными её преимуществами являются простота осуществления и низкая стоимость работ. Однако следует отметить, что процент успешности солянокислотного воздействия невысок и уменьшается с увеличением кратности обработок. Снижение успешности кислотных методов вызвано следующими причинами:

·  высокая расчлененность и неоднородность по проницаемости разрабатываемых объектов. В этих условиях при проведении первоначальной кислотной обработки соляная кислота проникает в наиболее проницаемые пропластки и почти не поступает в малопроницаемые. При повторной солянокислотной обработке кислота снова, в первую очередь, поступает в наиболее проницаемые пропластки, расширяя и углубляя ранее образовавшиеся каналы, при этом увеличения профиля притока не происходит;

·  высокой скоростью реакции кислоты с породой пласта и быстрой её нейтрализацией, которая происходит из-за эффекта экранизации поверхности порового пространства пород, за счет АСПО или образования на поверхности экранирующего слоя из продуктов реакции кислоты с породой;

·  блокированием порового пространства продуктами химических реакций, неполным их удалением из призабойной зоны пласта (ПЗП);

·  неизменная технология проведения обработок.

Основной задачей в совершенствовании методов ОПЗ является обеспечение заданной глубины проникновения кислоты в пласт и степени охвата пласта воздействием, а так же своевременный и полный вынос продуктов реакции из пласта после солянокислотной обработки. Рассмотрим некоторые способы решения данных задач.

1. Замедление скорости реакции соляной кислоты с карбонатной породой: перевод кислоты в эмульгированное состояние, получение пенокислотных растворов, модифицирование и понижение температуры кислотных растворов и др. Однако у всех этих методов есть свои недостатки. При проведении пенокислотной обработки происходит частичное расслоение пены при её транспортировке к забою и снижение стабильности пены при повышении температуры. Использование нефтекислотных эмульсий в низкопроницаемых коллекторах малоэффективно.

 2. Улучшение фильтруемости рабочего раствора в условиях низкопроницаемых коллекторов, осложненных наличием АСПО. Для этих целей вводят в состав кислотоводородных растворов углеводороды обладающие высокой растворяющей способностью по отношению к АСПО (органические отходы производства винилхлорида; алюмохлорида; дистиллят содержащий бензин, керосин, соляровую фракцию). Однако данное направление не исключает один из основных недостатков обычных кислотных обработок – проникновение в пласт по участкам с наилучшими фильтрационными свойствами коллектора. Использование кислотных эмульсий для ОПЗ требует их приготовления на станционарных установках, состоящих из насосного оборудования, емкостей, системы обвязки, что весьма трудоемко.

3. Широко используются для прогрева ПЗП и удаления из неё образований ПЗП, методы основанные на закачке в пласт горячей воды, нефти, нефтепродуктов. Эти работы не требуют длительного периода их осуществления и способствуют повышению производительности скважин. Эффективность данных методов недостаточно высока. Наиболее перспективными в этом направлении являются методы, основанные на закачке в пласт горячих растворителей, однако данные методы в большинстве случаев являются экономически нецелесообразными из-за необходимого значительного количества реагента и затрат на его прогрев.

В целом по ОАО «Удмуртнефть» одним из наиболее эффективных способов воздействия на ПЗП остаётся метод поинтервальной солянокислотной обработки (ПСКО). Эффективность метода достигается за счет целенаправленного действия кислоты в заданном интервале. Однако на Мишкинском месторождении удельная эффективность ПСКО с каждым годом всё больше снижается: с 400 тонн/мер. в 2003 г. до 268,8 тонн/мер. в 2006 г. Причинами снижения эффективности являются: