2. Кислотные обработки


Солянокислотные обработки



бет2/2
Дата15.05.2020
өлшемі298.46 Kb.
1   2
2.1. Солянокислотные обработки

Солянокислотные обработки призабойной зоны нагнетательных скважин в условиях месторождения Жетыбай являются наиболее распространенным методом восстановления их приемистости.

При проведении СКО в составе рабочих растворов использовались следующие реагенты:


  • соляная кислота 24% концентрации;

  • бактерицид (W180-2) - ингибитор коррозии;

  • «Рауан» - ПАВ (добавка в буферную и продавочную жидкости).

Объем кислотного состава рассчитывался для каждой конкретной скважины в зависимости от интервала перфорации по 0.5 м3 раствора на 1 погонный метр.

Одной из технических характеристик нагнетания скважины является удельный коэффициент приемистости скважины – это коэффициент приемистости, отнесенный к единице длины интервала. Проведен расчет коэффициента приемистости и удельного коэффициента приемистости скважины до и после проведения КО.

Эффективность СКО оценивалась увеличением коэффициента приемистости нагнетательных скважин и динамике добычи нефти реагирующих скважин.

Результаты расчета коэффициента приемистости

по скважинам представлены в таблице 6.

Как следует из данных, представленных в таблице 6, СКО проведено на 37 скважинах. По скважине 2588 анализ эффективности не проводился, т.к. СКО проведена при выводе ее из бездействия.

Согласно проведенному анализу, из 36 скважин по 22 наблюдается повышение приемистости. Коэффициент приемистости увеличился в среднем с 8.4 до 13.6 м3/сут·МПа, что характеризует успешность проведения кислотных обработок.

Эффективность проведения СКО на нагнетательных скважинах определялась по работе реагирующих добывающих скважин.

Согласно проведенному анализу после проведения

КО на 12 нагнетательных скважинах (758, 1043, 1141, 1210, 1254, 1254, 1329, 1344, 2128, 2992, 3134, 3265) в работе реагирующих добывающих скважин наблюдается снижение дебита нефти в среднем с 8.9 до 6.9 т/сут. и увеличение обводненности с 47 до 52%. Анализ эффективности по скважинам 219, 2561, 2588 и 2596 не проводился:



  • скважина 2596 – после СКО и до конца года стоит в КРС;

  • скважина 2588 – СКО проведена при выводе из бездействия, анализ работы реагирующих скважин не проводился;

  • скважина 219 – на реагирующей добывающей скважине 772 проведено ПВР;

  • скважина 2561 - на реагирующей скважине 2560 проведено ПВР, на скважине 2573 - КРС по очистке забоя.

Проведен анализ по 65 реагирующим добывающим скважинам, в том числе: с эффектом - 29, без эффекта – 21. 15 скважин анализом эффективности не охвачено по причине проведения в них и других работ - закачка ЭКВ, перфорация, оптимизация, возврат, КОРС, ГРП.

Определение эффективности СКО по реагирующим добывающим скважинам, т.е. добыча нефти за счет применения технологии, производилось путем сравнения с показателями базового варианта. Базовый вариант - это вариант разработки, который был реализован, если бы на нем не проводилась СКО. Эффект от СКО определяется как разность между фактической добычей нефти и добычей нефти по базовому варианту. Результаты проведенного анализа представлены в таблице 7. Как следует из представленных данных, три ячейки нагнетательных скважин отреагировали на закачку СКО 100%, получена технологическая эффективность: скважина 942 - дополнительная добыча нефти на реагирующую добывающую скважину в среднем составила 1.6 т/сут, снижение обводненности в среднем на 8% при продолжительности эффекта в среднем 142 суток; скважина 2853 - дополнительная добыча нефти на реагирующую добывающую скважину в среднем составила 0.5 т/сут, снижение обводненности в среднем на 2% при продолжительности эффекта в среднем 72 суток; скважина 2598 - дополнительная добыча нефти на реагирующую добывающую скважину в среднем составила 1.0 т/сут, снижение обводненности в среднем на 5% при продолжительности эффекта в среднем 92 суток. Пять ячеек нагнетательных скважин отреагировали на


















































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































Достарыңызбен бөлісу:
1   2




©engime.org 2020
әкімшілігінің қараңыз

    Басты бет