Стратиграфия
Коллекторские свойства продуктивных горизонтов
Физико-химические свойства нефти, газа и пластовой воды
Режим залежи
Реагенты и химические материалы для СКО
Техника проведения солянокислотных обработок скважин
Расчет обработки забоя скважин соляной кислотой
Освоение скважины после соляно – кислотной обработки
Анализ эффективности проведения СКО
Навигация
Анализ эффективности проведения СКО
Применение соляно-кислотной обработки призабойных зон скважин
60948
знаков
7
таблиц
0
изображений
2.11 Анализ эффективности проведения СКО
Дебит по скважине 1771 до проведения СКО был 3,4 т/сут, после проведения СКО – 3,9 т/сут. Продолжительность технологического эффекта составила 174 сут. Дополнительная добыча 87 т
Дебит по скважине 2249 до проведения СКО был 1,1 т/сут, после проведения СКО – 1,6 т/сут. Продолжительность технологического эффекта составила 196 сут. Дополнительная добыча 98 т
Таблица 7. Эффективность проведения СКО.
| № скв | Дата проведения | Дебит нефти, т/сут | Продолжительность эффекта, сут | Дополнительная добыча, т | |
| До ремонта | После ремонта | ||||
| 1771 | 07.06.05 | 3,4 | 3,9 | 174 | 87 |
| 2249 | 22.01.05 | 1,1 | 1,6 | 196 | 98 |
| 12314 | 25.02.05 | 5,1 | 5,2 | 210 | 21 |
| 12523 | 15.07.05 | 5,4 | 5,7 | 153 | 45,9 |
| 12899 | 12.08.05 | 1,1 | 2,2 | 149 | 163,9 |
| 13512 | 13.03.05 | 1,1 | 1,5 | 183 | 73,2 |
| 13813 | 12.04.05 | 4,9 | 6,5 | 171 | 273,6 |
| 14015 | 29.09.05 | 1,5 | 2,2 | 160 | 112 |
| 14175 | 23.05.05 | 2,0 | 2,4 | 189 | 75,6 |
| 14202 | 17.04.05 | 0,9 | 1,2 | 229 | 68,7 |
| Среднее значение | 181,4 | 101,9 | |||
Дебит по скважине 12314 до проведения СКО был 5,1 т/сут, после проведения СКО – 5,2 т/сут. Продолжительность технологического эффекта составила 210 сут. Дополнительная добыча 21 т
Дебит по скважине 12523 до проведения СКО был 5,4 т/сут, после проведения СКО – 5,7 т/сут. Продолжительность технологического эффекта составила 153 сут. Дополнительная добыча 45,9 т
Дебит по скважине 12899 до проведения СКО был 1,1 т/сут, после проведения СКО – 2,2 т/сут. Продолжительность технологического эффекта составила 149 сут. Дополнительная добыча 163,9 т
Дебит по скважине 13512 до проведения СКО был 1,1 т/сут, после проведения СКО – 1,5 т/сут. Продолжительность технологического эффекта составила 183 сут. Дополнительная добыча 73,2 т
Дебит по скважине 13813 до проведения СКО был 4,9 т/сут, после проведения СКО – 6,5 т/сут. Продолжительность технологического эффекта составила 171 сут. Дополнительная добыча 273,6 т
Дебит по скважине 14015 до проведения СКО был 1,5 т/сут, после проведения СКО – 2,2 т/сут. Продолжительность технологического эффекта составила 160 сут. Дополнительная добыча 112 т.
Дебит по скважине 14175 до проведения СКО был 2,0 т/сут, после проведения СКО – 2,4 т/сут. Продолжительность технологического эффекта составила 189 сут. Дополнительная добыча 75,6 т
Дебит по скважине 14292 до проведения СКО был 0,9 т/сут, после проведения СКО – 1,2 т/сут. Продолжительность технологического эффекта составила 229 сут. Дополнительная добыча 68,7 т
Дополнительная добыча после проведения СКО на 10 скважинах составила 1018,9 т, то есть 101,9 т на 1 скважину. Средняя продолжительность эффекта – 181,4 суток.
2.12 Выводы и предложения
Основным методом ОПЗ для скважин с карбонатными трещиновато – пористыми коллекторами является соляно-кислотная обработка. Существуют различные способы воздействия соляной кислоты на карбонатный пласт (ванны, простые кислотные обработки, глубоконаправленные, поинтервальные и т.д.).
Большинство соляно – кислотных обработок позволяет улучшить проницаемость призабойной зоны пласта. Обработка удалённых от ствола скважины зон представляет определённые трудности из-за невозможности доставки соляной кислоты в глубину пласта. В результате высокой скорости реакции кислоты в карбонатной составляющей пласта в призабойной зоне выделяется вода, которая и проталкивается в глубину пласта очерёдной порцией кислоты.
При использовании большинства способов обработки пласта соляной кислотой соляная кислота поглощается дренированными зонами пласта, а не работающие участки так и остаются не обработанными. Этим объясняется низкая эффективность повторных соляно кислотных обработок.
Список литературы
1. Амиров А.Д., Карапетов К.А. «Справочная книга по текущему и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин» М. Недра, 1979 г.
2. Байков Н.М. «Лабораторный контроль при добыче нефти и газа» М. Недра, 1983 г.
3. Боярчук А.Ф., Кереселидзе В.П. «Изучение особенностей проникновения в коллекторы известково-битумных растворов» Нефтяное хозяйство, 1983 г. №11.
4. Бухаленко Е.И. «Справочник по нефтепромысловому оборудованию» М. Недра, 1983 г.
5. Викторин В.Д., Лычков Н.П. «Разработка нефтяных месторождений, приуроченных к карбонатным коллекторам» М. Недра, 1980 г.
6. Гиматудинов Ш.К. «Справочная книга по добыче нефти» М. Недра, 1980 г.
7. Зарипов С.З. «Применение жидкостей для задавливания скважин при их ремонте» Обзорная информация, серия «Техника и технология добычи нефти» ВНИИОЭНГ 1981 г. Выпуск 2.
8. Кристиан М., Сокол С., Константинеску А. «Увеличение продуктивности и приемистости скважин» М. Недра, 1985 г.
9. Кудинов В.И., Сучков Б.М., «Интенсификация текущей добычи нефти» «Нефтяное хозяйство 1990 г., №7.
10. Муслимов Р.Х., Абдулмазитов Р.Г. «Совершенствование технологии разработки малоэффективных нефтяных месторождений Татарии» Казань Таткнигоиздат 1989 г.
11. Орлов Г.А., Мусабиров М.Х. «Регламент по технологии глушения скважин с сохранением коллекторских свойств продуктивного пласта» Татнефть, 1998 г.
12. Сучков Б.М. «Причины снижения производительности скважин» Нефтяное хозяйство, 1988 г., №5.
Похожие работы
... , прохождение шаблона до необходимой глубины. Переход на другие горизонты и приобщение пластов. Уменьшение потерь нефти. Ремонты скважин, оборудованных пакерами. Герметичность пакера, увеличение дебета нефти. Увеличение, сокращение объемов закачки воды. Зарезка и бурение второго ствола. Выполнение запланированного объема работ. Ремонт нагнетательных скважин. Герметичность колонны и ...
... скважины насосными агрегатами. На сегодняшний день наиболее эффективным является метод предупреждения отложения солей путем добавки в попутно-добываемую воду ингибиторов солеотложения. В НГДУ " Чекмагушнефть " принята технология периодической продавки полного раствора ингибитора солеотложения в призабойную зону пласта (РД 39- 23- 1212- 84). Для этих целей применяются в основном отечественные ...
... ультразвуковой обработке призабойной зоны в определённом режиме производит специально обученная геофизическая партия с необходимой аппаратурой. 4.3 Механические методы повышения производительности скважин Механическим методом, применяемым на Зай-Каратайской площади, является в основном ГРП. Гидравлический разрыв пласта -ГРП- это технологический процесс увеличения проницаемости призабойной ...
... Arabia Energy Ltd.» (LUKSAR). В начале 2007 года это СП обнаружило коммерческие залежи природного газа на блоке А, расположенном в восточной части нефтегазоносного бассейна Руб аль-Хали (к югу от крупнейшего в мире нефтяного месторождения Аль-Гавар). Между правительством Саудовской Аравии и «LUKSAR» подписан договор о разработке этого блока на срок до 40 лет (общий объём инвестиций в проект, как ...
0 комментариев