Общие сведения о Восточно-Мессояхском месторождении
Как и любое месторождение нефти, Восточно-Мессояхское, по своему, уникально. С точки зрения промышленной эксплуатации наиболее интересны залежи основного продуктивного пласта – ПК1-3, содержащие 60% запасов месторождения (740 млн. т начальных геологических запасов), приуроченые к терригенным меловым отложениям покурской свиты. Размеры продуктивной залежи, расположенной на глубине 800 м, впечатляют: пластово-сводовая залежь простирается на 40 км с Ю-З на С-В, с общей нефтенасыщенной толщиной в сводовой части порядка 40 м (рисунок 4.1а). Строение осложнено разломным грабеном, расположенным в центральной части залежи, имеющим сдвиг по высоте порядка 50 м с остальной частью залежи. Нефтегазовая водоплавающая залежь пласта ПК1-3 имеет значительную газовую шапку (рисунок 4.1б). Пластовая нефть вязкая – 103,9 мПа*с, плотность нефти в стандартных условиях – 945 кг/м3, нефть недонасыщена газом, давление насыщения совпадает с пластовым - 7,58 -8,45 МПа.
В действующей технологической схеме 2014 г. [1] разработку пласта ПК1-3 предлагается производить по однорядной сетке системой горизонтальных скважин путем организации системы ППД с отработкой скважин на нефть от полугода до года. На момент формирования техсхемы представление о пласте ПК1-3 было упрощенным, залежь представляла собой однородный монолитный пласт, имеющий хорошие коллекторские свойства и высокую связность с однозначным представлением о контактах ГНК и ВНК в пределах основных блоков залежи.
  а) нефтенасыщенная толщина |   б) газонасыщенная толщина |
Рисунок 4.1 – Карта распределения толщин пласта ПК1-3
Однако выход в новые зоны бурения, начавшийся в 2015 г. для подготовки залежи к полномасштабной разработке, и продолжающиеся геолого-разведочные работы выявили более сложное строение.
Программа организации опытно-промышленных работ по закачке ASP
Исходя из проведенного исследования применять технологию ASP на пласте ПК1-3 Восточно-Мессояхского месторождения необходимо с организации опытно-промышленного участка для опробования технологии.
Лабораторные исследования должны проводиться на поверенном оборудовании согласно стандартизованным и аккредитованным методикам, обеспечивающими точность измерений и отклонения только в рамках допустимых пределов. Необходимо наличие вспомогательных реагентов, необходимых для проведения исследований.
К подбору ПАВ предъявляются следующие требования:
- растворимость состава в определенном растворе (растворах) в
Заключение
По результатам написания магистерской диссертации можно сделать следующие выводы:
1) в работе произведена оценка и детальный анализ применяемых в отечественной и мировой практике методов увеличения нефтеотдачи с использованияем различных реагентов, на основании чего даны рекомендации по подбору и разработке составов таких реагентов;
2) в лабораторных условиях разработан состав и определена концентрация композиции поверхностно-активных веществ отечественного производства в соответствии с условиями эксплуатации пласта месторождения (себестоимость 114 тыс. руб./т);
3) проведены исследования эффективности разработанного состава для снижения межфазного натяжения на границе раздела нефть-вода (снижение в 60 раз), а также вытеснения нефти из насыщенного образца керна на установке двухфазной фильтрации. Разработанный реагент показал высокую эффективность (Кв = 85-93% при концентрации реагента 0,1% масс.);
4) даны рекомендации для применения разработанного состава в системе ППД пласта. Произведена ориентировочная оценка экономического эффекта предлагаемого ГТМ, который может составить до 96 млн руб.