ОТЧЁТ по производственной практике: технологической практике. 1 общие сведения о промысловом объекте 4
 Скачать 291.68 Kb.
|
5 ХАРАКТЕРИСТИКА И АНАЛИЗ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ ОПЗ НА НАГНЕТАТЕЛЬНОМ ФОНДЕ СКВАЖИН НА РАСМАТРИВАЕМОМ ОБЪЕКТЕДля 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 ОБЪЕКТЕПризабойная 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
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). | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||