Cтраница 2
Особую сложность представляет расчет прироста добычи нефти в результате обработок призабойной зоны на месторождениях, разрабатываемых с поддержанием пластового давлении. В этих случаях, нам кажется, целесообразно использовать метод определения дополнительной добычи нефти, изложенный в [17] и предусматривающий сопоставление фактической динамики добычи нефти из обработанных скважин с расчетной, полученной при распространении фактических темпов изменения - добычи нефти по пласту на совокупность обработанных скважин. [16]
ВНИИ) для объяснения причин повышения дебитов скважин в результате обработки призабойной зоны растворами поверхностно-активных веществ рассматривает два случая. Первый случай - повышаются дебиты нефти и воды; второй случай - дебит нефти растет, а дебит воды уменьшается. Ко второму случаю он относит тот момент, когда к стволу скважины подтягивается водяной конус из зоны водо-нефтяного контакта, который находится уже в перфорированной части колонны. [17]
Из таблицы видно, что приток был достигнут в результате обработки призабойной зоны скважины ПАВ. Однако, по мере выравнивания режима пласта и подъемника, а также наступления в их работе синхронности, число пульсаций заметно сократилось и скважина на устойчивом режиме работала с дебитом воды 185 - 208 т / сутки. [18]
Значительное увеличение добычи газа и сокращение объемов эксплуатационного бурения было получено на Газлинском месторождении в результате обработки призабойных зон скважин нефтегазоконденсатными ваннами, позволившими восстановить проницаемость призабойной зоны, резко сниженную при вскрытии продуктивных скважин в процессе бурения. [19]
Большой эффект - увеличение добычи газа и сокращение объемов эксплуатационного бурения - был получен на Газлинском месторождении в результате обработки призабойных зон скважин нефтеконденсатными ваннами, позволившими восстановить проницаемость призабойной зоны, резко сниженной при вскрытии продуктивных скважин в процессе бурения. [20]
Если межремонтный период работы скважин после обработки призабойной зоны холодным реагентом увеличивается на 5 сут, то при подогреве растворителя до температуры, при которой испаряется 50 - 60 % его массы, он возрастет от 61 2 до 85 4 сут. Результаты обработки призабойной зоны нефтяных скважин углеводородными растворителями с последующим их подогревом позволяют утверждать, что после закачки их необходимо нагревать призабойную зону скважины до температуры, при которой 50 - 60 % реагента испаряется. Высокая эффективность обработки достигается за счет роста эффекта от диффузии реагента. [21]
Лабораторными исследованиями, а также в результате обработок призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин установлено, что проницаемость отдельных типов коллекторов, в частности сцементированных карбонатами песчаников, может быть существенно повышена. В этих условиях регулирование закачки СОг обеспечивает более высокий коэффициент нефтеотдачи в неоднородных пластах. [22]
Лабораторными исследованиями, а также в результате обработок призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин установлено, что проницаемость отдельных типов коллекторов, в частности сцементированных карбонатами песчаников, может быть существенно повышена. В этих условиях регулирование закачки СО2 обеспечивает более высокий коэффициент нефтеотдачи в неоднородных пластах. [23]
Заметим, что местные сопротивления можно значительно понизить в результате обработки призабойных зон скважин путем ГРП. [24]
При глубинной рас-ходометрии снимают профиль притока из продуктивных пропластков. По полученным данным определяют работающие интервалы, их продуктивность, а также может быть оценено изменение профиля притока в результате обработки призабойной зоны. [25]
Дается краткий анализ опытной эксплуатации разведочных скважин, включающий продолжительность опытной эксплуатации каждой скважины, число скважин, бывших в опытной эксплуатации, количество добытой нефти, газа, конденсата и воды по каждой скважине и по залежам, изменение дебитов и пластового давления в процессе опытной эксплуатации, результаты обработки призабойных зон; в случае аварийного фонтанирования или утечки нефти и газа - сведения о размерах потерь. [26]
Это объясняется тем, что раствор ОП-7 не только разрушал эмульсию, но и удалял глинистые частицы. Свободный дебит скважины колебался в пределах 478 - 550 т / сут, в среднем он был принят 500 т / сут. В результате обработки призабойной зоны дебит жидкости в среднем увеличился на 100 т / сут, в том числе нефти на 65 т / сут; гидродинамическое совершенство призабойной зоны скважины улучшилось на 12 %, содержание пластовой воды в извлекаемой жидкости уменьшилось на 10 - 20 %, а из ПЗП было извлечено 1700 кг глины. [27]
Несмотря на длительную практику интенсификации добычи нефти методами воздействия на призабойную зону скважин и большое число опубликованых и фондовых работ, посвященных методике экономической оценки и анализу применения данных методов, следует признать, что в настоящее время многие методические вопросы в этой области еще не решены или требуется их дальнейшая доработка. Анализ существующих методических работ по оценке экономической эффективности воздействия на призабойную зону скважин показывает, что их практические и теоретические рекомендации, как правило, не идут дальше выявление промысловой эф - - фективности внедрения новых методов интенсификации. Конечным же результатом обработки призабойной зоны в обоих случаях является извлечение дополнительной нефти за анализируемый период. [28]