Добавлен: 11.01.2024
Просмотров: 226
Скачиваний: 3
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Всего методы применялись на 50 нагнетательных скважинах, дополнительная добыча от реагирования добывающих скважин составила 28377т. нефти. Удельная эффективность составила 567,5 тонн на 1 скважину или 4,5 т/сут (при плане 3,6 т/сут).
Таким образом, обзор применяемых физико-химических методов показал, что все методы достаточно эффективны.
5 ХАРАКТЕРИСТИКА И АНАЛИЗ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ ОПЗ НА НАГНЕТАТЕЛЬНОМ ФОНДЕ СКВАЖИН НА РАСМАТРИВАЕМОМ ОБЪЕКТЕ
Для повышения нефтеотдачи пласта на Ташлиярской площади применяются эмульсионные растворы и дисперсные системы, закачиваемые через нагнетательные скважины в продуктивные пласты. Данные технологии позволяют селективно изолировать промытые участки, отмывать остаточную пленочную нефть и подключать в разработку слабодренируемые пропластки, что в конечном итоге ведет к увеличению нефтеотдачи. [15]
На нагнетательных скважинах проводились нижеперечисленные технологии, направленные на выравнивание профиля и потокоотклонение:
1. ВУКСЖС - упругая коллоидная система на основе жидкого стекла закачена в 3 скважины (№ 6879, 7267, 7185), дополнительная добыча по участкам составила 1255 т нефти, прирост составил 3,4 т/сут (при плане 3,4т/сут). С учетом переходящего эффекта дополнительная добыча нефти за 2009 год составила 15283 т.
2. КПС – капсулированная полимерная система была проведена на 6 скважинах. Дополнительная добыча составила 1523 т нефти (11818 т с переходящими участками). Прирост составил 3,9 т/сут. Удельная эффективность 254 т/участок. [21]
3. Сшитая полимерная система (СПС) закачена на 6 скважинах, дополнительно добыто по ним 1676 т нефти. Дополнительная добыча в 2009 году с учетом переходящего эффекта составила 18954 тонн нефти, прирост составил 3,5 т/сут (при плане 3,6т/сут).
4. Закачка гидрофобной эмульсии (ГЭР) на 10 скважинах позволила добыть дополнительно 5833 т нефти, с учетом переходящего эффекта- 44347 т нефти. Прирост на 1 участок составил 583 т нефти. Удельная эффективность 4,9 т/сут.
5. Закачка щелочной полимерной композиции (ЩПК) проведена на 3 скважинах. Дополнительно добыто 4434 т нефти (14784 т с переходящими участками). Прирост на 1 участок составил 1478 т нефти. Удельная эффективность 3,2 т/сут (при плане 3,2т/сут), успешность 100%. [20]
6. Закачка ГЕОС-К (осадко-гелеобразующая суспензионная композиция) на 2 скважинах позволила добыть дополнительно 1665 т нефти. Прирост на 1 скважину составил 833 т. Удельная эффективность 4,6 т/сут (при плане 3,5т/сут).
7. Закачка низкомодульного жидкого стекла производилась на 2 скважинах. Дополнительно добыто 1764 т нефти. Удельная эффективность 3,2т/сут.
8. Закачка биополимера «Ксантан» проводилась на 4 скважинах. Дополнительно добыто 2051 т нефти (с переходящими -2324 т). Удельная эффективность 4,3 т/сут.
9. Закачка ВДС (волокнисто-дисперсной системы) проводилась на 3 скважинах. Дополнительно добыто 1484 т нефти (с переходящими -17395 т).
10. Технология закачки ПГК (полимерно-глинистой композиии) применена на 3 скважинах. Дополнительная добыча нефти за 2009 год составила 3936 т, удельная эффективность 4,1 т/сут (при плане 3,9 т/сут). [16]
11. Микробиологическое воздействие (МБВ) применили на 3 скважинах. Дополнительно добыто 1239 т нефти, удельная эффективность 3,8 т/сут (при плане 2,1 т/сут). Прирост на 1 скважину составил 413 т.
12. ГЭС-М закачена в 2 скважины (№ 3552, 1353), дополнительная добыча нефти по ним в 2009 году составила 949т, прирост 2,7 т/сут.
Всего методы применялись на 50 нагнетательных скважинах, дополнительная добыча от реагирования добывающих скважин составила 28377 т нефти. Удельная эффективность составила 567,5 тонн на 1 скважину или 4,5 т/сут (при плане 3,6 т/сут).
6 ХАРАКТЕРИСТИКА И АНАЛИЗ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ ОПЗ НА ДОБЫВАЮЩЕМ ФОНДЕ СКВАЖИН НА РАССМАТРИВАЕМОМ ОБЪЕКТЕ
Призабойная зона скважин (ПЗС) – наиболее уязвимое место системы пласт-скважина. Поэтому от ее проводимости в значительной мере зависит дебит скважин. Эта зона подвергается интенсивному воздействию буровым и цементным растворами, которые в ряде случаев значительно ухудшают фильтрационные свойства пород. Дебиты скважин со временем могут падать в связи с отложением в поровых каналах призабойной зоны парафина, смолистых веществ и минеральных солей. В зависимости от причин низких фильтрационных свойств пород этой зоны предложены различные методы воздействия на призабойную зону скважин с целью повышения дебитов скважин. [11]
Сущность большинства этих методов одинакова как для нефтяных, так и для газовых залежей. В основе этих методов воздействия на призабойную зону скважин, лежит принцип искусственного увеличения проводимости пор, осуществляемый химическими, механическими или тепловыми средствами. К химическим методам относятся различные виды кислотных обработок. Механическое воздействие осуществляется для формирования в породах трещин и каналов высокой проницаемости путем гидравлического разрыва пластов и с помощью импульсно-ударного воздействия и взрывов. Тепловые обработки применяют для удаления из поровых каналов отложений парафина и смол.
Для обработки скважин применяют соляную, серную и фтористоводородную кислоты и др. Основная задача кислотной обработки – образование глубоко проникающих в пласт каналов разъедания, соединяющих забой скважин с насыщенным нефтью и газом участками пласта.
Таблица 6.1 - Динамика изменения коэффициента продуктивности
| Номер скважины | Технология | Коэффициент продуктивности, т/(сутЧатм) | Дата проведения | Удельная эффективность ГРП, 1/м | |
| до ГРП | после ГРП | ||||
| **** | ПАКС | 0,01 | 0,87 | 01.07.2012 г | 14,65 |
| **** | КСМД | 0,06 | 1,29 | 18.05.2012 г | 2,50 |
| **** | КСМД | 0,18 | 3,34 | 02.07.2012 г | 4,22 |
| **** | ПАКС | 0,02 | 2,10 | 01.04.2010 г | 16,15 |
| **** | ЦНСКО | 0,03 | 1,63 | 20.05.2010 г | 9,37 |
| **** | ДН-9010 | 1,60 | 1,95 | 25.03.2010 | 0,06 |
| **** | ПАКС | 0,09 | 1,61 | 22.10.2010 г | 1,75 |
| **** | ПАКС | 0,25 | 1,96 | 01.01.2009 г | 0,71 |
| **** | СНПХ-9010 | 0,27 | 2,18 | 13.03.2009 г | 0,81 |
| **** | НСКВ | 0,31 | 2,01 | 10.01.2007 г | 0,65 |
| **** | ГСКВ | 0,08 | 0,91 | 20.02.2007 г | 1,62 |
| **** | КНН | 0,43 | 1,10 | 20.06.2008 г | 0,52 |
Как видно из таблицы 6.1 можно сделать вывод о высокой эффективности проведенных технологии. Были использованы следующие технологии: ПАКС, КСМД, ЦНСКО, КНН, ГСКВ, НСКВ, СНПХ-9010, ДН-9010. [19]
Наибольшая удельная эффективность была получена в скважине 4610 и составила 16,15 (1/м), коэффициент продуктивности изменился на 2,08 (т/сут•атм).