ЭФФЕКТИВНОСТЬ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ ПРОДУКТИВНОСТИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН
В процессе эксплуатации скважин при разработке нефтяных месторождений важной характеристикой системы пласт – скважина является продуктивность. По отношению к добывающей скважине коэффициент продуктивности определяют как отношение дебита к депрессии на пласт: где Q – дебит скважины; ∆Р – депрессия на пласт при работе скважины: ∆Р = Рпл – Рзаб
Для коллектора порового типа при линейном законе установившейся фильтрации жидкости (нефти) коэффициент продуктивности в уравнении (3. 1) является коэффициентом пропорциональности и сохраняет постоянное значение. В случае радиального притока жидкости в скважину где kпл– проницаемость пласта; h – эффективная нефтенасыщенная толщина пласта; µ – динамическая вязкость жидкости (нефти) в пластовых условиях; rк – радиус контура – радиус границы зоны дренирования пласта данной скважиной; rс – радиус скважины.
Анализируя выражение (3. 2), можно выделить основные характеристики продуктивного пласта, определяющие продуктивность скважины. 1. Проницаемость пласта в процессе разработки нефтяной залежи может изменяться под действием различных факторов, в том числе Ø в результате деформации коллектора при увеличении так называемого эффективного давления – разности между вертикальным горным и пластовым давлением, горным и пластовым давлением Ø в призабойной зоне у стенок скважины – между вертикальным горным и забойным
В процессе бурения скважины и вскрытия продуктивного пласта его проницаемость снижается в результате Ø проникновения глинистых и других частиц из бурового раствора в проводящие каналы пласта, Ø проникновения в пористую среду фильтрата бурового раствора, Ø проявления других факторов, что отражается на продуктивности скважины при ее эксплуатации.
1) Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта при эксплуатации скважины по мере ее обводнения уменьшается 2) Поступление воды в скважину происходит или Ø в результате подъема водо-нефтяного контакта или Ø из-за обводнения отдельных пропластков и прорыва по ним контурной воды. 3). Вязкость поступающей в скважину жидкости может изменяться в широких жидкости пределах из-за пределах Ø разгазирования пластовой нефти и
Вязкость эмульсий при определенных соотношениях в них воды и нефти в десятки и сотни раз превышает вязкость пластовой нефти. 4). Изменение в процессе эксплуатации скважины Ø проницаемости пласта в зоне дренирования, Ø эффективной толщины и вязкости жидкости происходит таким образом, что Ø продуктивность скважины со временем уменьшается.
С целью восстановления или увеличения продуктивности добывающих скважин разработаны и применяются различные методы и технологии воздействия на продуктивный пласт, в первую очередь на его призабойную зону. За счет этих методов и технологий добывается около 20 % российской нефти. По принципу действия все методы увеличения продуктивности скважин можно разделить на следующие группы: гидрогазодинамические, физико-химические, термические,
ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАЗРЫВ ПЛАСТА
Одним из широко используемых методов повышения продуктивности скважин является гидравлический разрыв пласта (ГРП). Это физический процесс, при котором порода разрывается по плоскостям минимальной прочности благодаря воздействию на пласт давлением, создаваемым закачкой в скважину жидкости. Сущность ГРП заключается в нагнетании под давлением в призабойную зону жидкости, которая заполняет образованные в процессе первичного вскрытия пласта микротрещины и расклинивает их, а также формирует новые трещины. Таким образом ГРП – это процесс создания
Чтобы после снятия давления трещины не смыкались, в них вводят закрепляющий материал (песок, проппант). Различные технологии ГРП обусловлены особенностями конкретного объекта (пласта) и поставленной при выполнении геологотехнического мероприятия (ГТМ) целью. Технологии различаются прежде всего объемами закачки технологических жидкостей и проппанта , размерами создаваемых трещин.
Результаты применения ГРП на Хохряковском месторождении Годы 1995 Средние приросты дебитов по дебитов , скважинам с т/сут первичными ГРП, вторичными ГРП, т/сут по по по нефти жидкост и и и 19, 8 21, 2 1996 17, 2 17, 7 - - 17, 2 17, 7 1997 17, 0 18, 6 - - 17, 0 18, 6 1998 11. 4 13. 7 9. 5 10. 4 11. 3 13. 6 1999 9. 4 14. 4 32. 3 39. 1 9. 6 14. 6 2000 19. 8 26. 7 10. 7 13. 8 18. 7 25. 1 2001 18. 5 24. 4 5. 7 7. 5 17. 7 23. 3 2002 24. 2 41. 6 29. 5 41. 8 27. 1 41. 7 2003 31. 7 50. 5 20. 8 30. 9 22. 9 34. 8
по скважинам без ГРП происходило более быстрое снижение дебитов жидкости при более высоком росте обводненности. I. Селективные ГРП в горизонтальных скважинах с объединением технологий гидропескоструйной перфорации (ГПП) и ГРП ( «струйный» ГРП) Технология селективного создания трещин при «струйном» ГРП состоит в предварительной резке колонны, образовании серии каверн путем проведения гидропескоструйной перфорации (ГПП), разрыве пласта из созданных каверн.
1) При выполнении ГПП энергия давления смеси жидкости и песка в колонне насоснокомпрессорных труб (НКТ) трансформируется в кинетическую энергию скоростной струи. 2) В образованной полости скорость струи снижается, статическое давление в полости возрастает. 3) При определенных параметрах струи и давления в кольцевом пространстве происходит инициация образования трещин, формирующих общую трещину. 4) Путем соответствующего размещения перфорационных отверстий обеспечивается возможность точного
5). В вертикальной скважине при расположении попарно ориентированных в разные стороны насадок в плоскости, параллельной оси НКТ, в ходе ГПП инициируется вертикальная трещина в противоположных сторонах обсадной колонны. 6). В горизонтальной скважине Ø при размещении насадок по радиусу перфоратора образуется трещина, перпендикулярная стволу, а Ø при размещении насадок по длине перфоратора – в плоскости оси ствола. Это обеспечивает высокую вероятность начальной ориентации трещины в плоскости расстановки сопел перфоратора, т. е. создает условия для реализации направленного ГРП.
Одним из факторов, снижающих эффективность гидравлического разрыва пласта, является уменьшение проницаемости проппантной пачки и уменьшение притрещинной зоны пласта вследствие негативного влияния остатков геля и его фильтрата. II. В мировой практике для повышения эффективности ГРП в качестве технологической жидкости успешно используются пены, представляющие собой псевдопластичные системы с хорошей пескоудерживающей способностью и пониженной (из-за эффекта Жамена) утечкой в
Эффект Жамена чаще всего проявляет себя при восстановлении герметичности скважин, на забое при закачке пенных составов. Эффект Жамена - это возникновение в пористой среде дополнительного противодавления вследствие того, что поровый канал представляет собой структуру капилляров переменного радиуса и формы. Неравенство радиусов кривизны менисков создает те дополнительные силы, которые проталкивают газожидкостную смесь в поровом объеме.
Уменьшение утечек геля – основы пенной системы – снижает глубину его проникновения в пласт, а поршневой эффект расширения газа при освоении скважины обеспечивает вынос фильтрата геля из притрещинной зоны в скважину, что повышает качество и сокращает продолжительность этого процесса. В настоящее время за рубежом более 40 % всех ГРП выполняются с использованием пенных систем.
На месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» первые опытные пенные ГРП проведены в конце 2009 г. 1). Пенная система, используемая на всех стадиях ГРП (инициация, развитие и закрепление трещины), представляла собой смесь технологического геля с азотом. 2). Генерация пены происходила в турбулентном режиме течения смеси в смесителе на устье скважин без использования добавочных диспергаторов. Анализ режимов работы скважин на участках ОПР показал, что все пенные ГРП эффективны: в 67 % ГТМ средняя годовая дополнительная добыча нефти превысила аналогичные показатели по окружающим скважинам с ГРП, выполненным по традиционным технологиям, в среднем на 2, 3 тыс. т (оценка выполнена за первые 365 сут эксплуатации скважин после проведения ГРП).
Важным результатом выполненных работ является сокращение в 1, 5 раза объемов закачанных в пласт технологических жидкостей, сокращение времени отработки скважин для их извлечения по сравнению с данными показателями традиционных ГРП в скважинах ближайшего окружения. Отработка осуществляется на фонтанном режиме, что сокращает потери нефти и затраты на отработку и освоение скважины.
III. В 2011 г. в скважинах с ранее созданными трещинами ГРП, вскрывших низкопродуктивные зоны пластов и участки выклинивания коллекторов, при проведении пенных ГРП на стадии закрепления трещин повышали концентрацию проппанта, снижали качество пены при сохранении расхода смеси. Это обеспечило поступление в трещину проппанта с концентрацией 1300– 1500 кг/м 3 , пена максимально закреплялась в прискважинной зоне, при этом сохранялись пониженные утечки,
Повышение концентрации проппанта увеличило кратность роста коэффициента продуктивности скважин. Результаты проведения ГТМ свидетельствуют о высокой перспективности технологии пенных ГРП, обеспечивающей Ø существенное снижение затрат на освоение скважин, Ø повышение их продуктивности по сравнению с традиционными технологиями гидроразрыва.
Анализ проведенных ГРП на пластах с низкими пластовыми давлениями, в том числе на скважинах, ранее выведенных в консервацию по причине 100% - ного обводнения пластовой водой, показывает, что существует возможность вывода из бездействия ранее нерентабельных скважин. В процессе эксплуатации скважин при снижении пластового и забойного давлений возрастает величина геостатического давления, что вызывает деформацию пород-коллекторов, особенно в призабойной зоне. Процесс изменения пород активизируется при обводнении скважин, поскольку вода способствует разбуханию и деформации цемента.
Целью гидроразрыва является активизация призабойного пространства путем создания высокопроницаемых каналов в зоне нарушенной проницаемости. Тип и масштабы процесса разрыва проектируются с целью исправления этого нарушения. Если есть возможность создать проходящую сквозь зону повреждения трещину, заполненную проппантом, привести давления к значениям, близким к нормальной величине градиента гидродинамического давления, то продуктивность скважины возрастет. Для вывода скважин из бездействующего фонда проводятся работы по увеличению объемов закачки проппанта в десятки раз.
IV. Скважины, ранее выведенные в консервацию по причине 100% обводнения пластовой водой, успешно активизируются при помощи большеобъемного ГРП с закачкой в пласт более 80 т проппанта. Глубокопроникающий гидроразрыв при этом воздействует на призабойную зону и на весь пласт в целом, что приводит к увеличению размеров активизированной области. На поздней стадии разработки площадей Ромашкинского месторождения также применяется гидроразрыв пласта, как один из эффективных методов увеличения производительности добывающих и нагнетательных скважин.
Эффективность применения ГРП обычно характеризуется приростом дебита в первый год внедрения. По полученным результатам коэффициент продуктивности пластов после ГРП возрастает в среднем в 3, 2 раза: по алевролитам – в 2, 9 раза, глиносодержащим песчаникам – в 3, 3 раза, по песчаникам – в 3, 2 раза.
По добывающим скважинам прирост дебита после первой операции составил 2, 7 т/сут, после повторной обработки он увеличился еще на 2, 1 т/сут. Повторный ГРП проводится в скважинах, в которых не достигнут первоначально планируемый результат или эффект от первого ГРП кратковременный. Двойные (двухстадийные) ГРП осуществляются в скважинах с потенциалом повышения продуктивности по двум и более пластам.
В целом результаты повторных ГРП можно оценить как удовлетворительные, так как относительно первичного дебита средний прирост составил 3, 6 т/сут, что больше, чем после первого воздействия. VI. На отдельных участках постепенно развивается внедрение площадного ГРП. Одним из примеров является участок блока 6 Миннибаевской площади, где основной объем ГРП (более 10 скважин) выполнен в 2010– 2011 гг. По мере выработки запасов нефти эффективность ГРП снижается, а риски, связанные с отклонением от оптимального дизайна в конкретных геологических условиях, приводят к преждевременному высокому обводнению, возникновению
В результате наряду с ГРП на вновь вводимых участках стало широко применяться строительство горизонтальных скважин (ГС) с длиной горизонтального участка (ГУ) 400– 500 м. Одна ГС бурится вместо двух наклонно направленных скважин (ННС), что повышает экономическую эффективность и снижает удельные затраты на добычу нефти. Результаты бурения ГС показали, что в пластах с невысокой степенью расчлененности коллекторов дебиты нефти ГС существенно выше, чем дебиты
Однако при бурении ГС в продуктивных пластах, характеризующихся высокой степенью расчлененности, состоящих из прослоев небольшой толщины, с низкой проницаемостью, фактический дебит ГС не соответствует ожидаемому и ниже, чем дебит ННС с ГРП. Дополнительным осложняющим фактором является бурение ГУ по чередующимся глинистым и алевролитистым прослоям, что приводит к дополнительной кольматации призабойной зоны пласта. Как следствие, по таким скважинам принимается решение о проведении ГРП.
В связи с тем, что конструктивно все ГУ оборудуются нецементируемым щелевым фильтром, пакер устанавливается в адаптере хвостовика. В результате получают неуправляемый ГРП с возможностью образования трещины в том или ином интервале ГУ и точечный приток из наиболее проницаемого интервала. VIII. Одним из путей совершенствования технологии проведения ГРП стало использование технологии многозонных ГРП (МГРП) в ГС. Впервые в России с целью эффективного вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов углеводородов технология МГРП
транспортная секция 178 -миллиметровой колонны спускалась до входа в продуктивный пласт и цементировалась; после бурения горизонтальный участок средней длиной 470 м обсаживался 114, 3 -миллиметровой хвостовиком, оборудованным разбухающими пакерами и портами ГРП; Большинство скважин оборудовалось для пятизонного ГРП (через 100 м), что позволяло охватить все участки ствола. после спуска компоновки хвостовика скважина некоторое время простаивала в ожидании разбухания пакеров; затем проводились ГРП с последующим разбуриванием фрезером на гибкой НКТ посадочного седла и шара в интервалах ГРП, далее осуществлялась промывка скважины; освоение скважины с применением азотной
Уже первые результаты показали эффективность применяемых технологий. Для изучения перспектив применения ГРП в горизонтальных скважинах месторождений ОАО «НК «Роснефть» был реализован проект испытаний ГРП в ГС в условиях высоких рисков. Испытаны технологии Surgi Frac фирмы Halliburton (точечная стимуляция горизонтального ствола с созданием системы поперечных трещин) и стандартная технология «слепого» ГРП (создание продольной или поперечной трещины), адаптированная для горизонтальных скважин. ГРП выполнены более чем в 20 скважинах. В результате установлена технологическая и
Операции по стандартной технологии «слепого» ГРП. Выбор технологий в первую очередь обусловлен азимутом горизонтального ствола: Ø трещина ГРП всегда направлена перпендикулярно минимальному горному напряжению, следовательно, Ø ориентация горизонтального ствола к этому направлению определяет v возможность создания продольной трещины v либо системы перпендикулярных трещин.
При низкой проницаемости продуктивных пластов (1… 3)· 10– 3 мкм 2 и малыми различиями геологических и механических свойств пластов и глинистых перемычек, наблюдается низкая продуктивность скважин пласта в целом. Помимо этого отмечается низкая эффективность ГРП в вертикальных скважинах, вызванная неконтролируемым ростом высоты трещины и слабой ее упаковкой. Основным условием эффективности продольных трещин ГРП в горизонтальных скважинах является ориентация ствола вдоль направления максимального горизонтального напряжения.
Особенности технологии создания продольной трещины в таких скважинах Ø большая площадь перфорации, Ø хорошая гидродинамическая связь между горизонтальным стволом и трещиной, Ø сравнительная однородность механических свойств пласта по горизонтали позволяют создавать протяженные трещины при малой высоте и снижать до нуля скин-фактор на большом протяжении ствола. Технология Surgi Frac фирмы Halliburton основана на закачке жидкости ГРП через форсунки (число форсунок от 3 до 6) с фазировкой 60°– 120°. Операция включает в себя пескоструйную перфорацию обрабатываемого интервала и создание
Технология разработана специально для обработки горизонтальных скважин. Преимуществом ее является возможность точечной стимуляции выбранных интервалов без установки в них пакеров. Недостатки технологии связаны с Ø технологической сложностью обработки, Ø ограничениями по диаметру колонны, Ø высокими требованиями к качеству подготовки скважины, Ø предельному расходу жидкости при ГРП.
IX. Технология «слепого» ГРП сходна со стандартной технологией, реализуемой в вертикальной скважине. В соответствии с указанной технологией устанавливается пакер на участке скважины с наклоном около 45°, затем закачивается жидкость ГРП. Преимуществами технологии являются Ø простота проведения, Ø доступность для большинства подрядчиков, Ø относительно невысокая стоимость. Однако при ГРП по данной технологии отсутствует контроль за точкой
ВЛИЯНИЕ ГАЗА И ДЕФОРМАЦИЙ КОЛЛЕКТОРА НА ПОКАЗАТЕЛИ РАБОТЫ СКВАЖИН ПОСЛЕ ГРП Продуктивность добывающих скважин в процессе бурения и эксплуатации может существенно изменяться за счет изменения проницаемости коллектора в призабойной зоне пласта, вызванной различными причинами: Øзагрязнением околоскважинной зоны пласта, Øперераспределением напряжений после вскрытия пласта бурением , Øперераспределением напряжений в процессе эксплуатации скважин, что приводит к снижению проницаемости естественных трещин. Помимо этого существенное влияние на продуктивность добывающих скважин оказывают деформации коллектора, вызванные Ø снижением пластовых давлений в зоне
С увеличением эффективных напряжений при снижении забойного давления и увеличении депрессии на пласт дебиты и коэффициенты продуктивности скважин снижаются, с уменьшением – увеличиваются. С учетом отмеченного понятие критического забойного давления может быть расширено. Эксплуатация добывающих скважин, особенно после ГРП, должна вестись с минимально допустимыми значениями забойного давления, при которых увеличение дебитов за счет увеличения депрессии на пласт превышает снижение этого показателя в результате влияния на продуктивность скважин выделяющегося из нефти газа и
КИСЛОТНЫЕ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНЫХ ЗОН ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ
Основным способом химического воздействия на призабойные зоны пластов с целью увеличения продуктивности скважин является воздействие с применением кислот. Это воздействие основано на способности некоторых кислот растворять горные породы или цементирующий материал. Кислотные растворы на водной или иной основе применяются для обработки ПЗП залежей с карбонатными или терригенными коллекторами, растворения и удаления частиц различной минеральной природы, кольматирующих поровое пространство горных пород в призабойных зонах пластов в процессе бурения,
Основными реакциями, определяющими полезный эффект от кислотных обработок ПЗП в карбонатных коллекторах, являются реакции растворения соляной или другого вида кислотой карбонатных пород и различных частиц, засоряющих забой и призабойную зону пласта. Основные реакции составляют химическую сущность процесса кислотной обработки и обеспечивают конечную цель этого процесса – повышение производительности скважин. Для обработки карбонатных коллекторов наибольшее распространение получила соляная кислота, а для обработки терригенных коллекторов – смесь соляной и плавиковой кислот (глинокислота). Рассмотрим результаты проведения кислотных
ПРИМЕНЕНИЕ КИСЛОТНЫХ СТИМУЛИРУЮЩИХ КОМПОЗИЦИЙ «КСК-ТАТНЕФТЬ» По состоянию на 1 мая 2012 г. технология КСК (кислотные композиции ПАКС, КСМД, ГКК) внедрена более чем в 600 скважинах месторождений Татарстана. Суммарная дополнительная добыча нефти составила более 240 тыс. т. За последние годы после обработок по технологии КСК в целом по ОАО «Татнефть» прирост дебита нефти увеличился в среднем на 2, 3 т/сут, дебит жидкости – на 3, 1 м 3/сут. Продолжительность эффекта от проведенных мероприятий в среднем составляет 11– 12 мес. По 20 % обработанных скважин прирост добычи нефти наблюдается в течение более 12 мес. Обводненность продукции после кислотных обработок, как правило, не изменяется. Различные рецептуры композиций КСК практически одинаково эффективны для карбонатных и
Средний дебит скважин в карбонатных породах до ОПЗ составлял 1, 9 т/сут, в терригенных – 2 т/сут, после обработки – соответственно 4, 0 и 4, 6 т/сут. Это связано с наличием в кислотных композициях ПАКС, КСМД, ГКК специальных добавок органической уксусной кислоты, ПАВ - облагораживателя, спиртов - смачивателей, замедлителей реакции, ПАВ - деэмульгаторов). Эффективность композиции ПАКС при обработке трещинно-поровых карбонатных коллекторов обусловлена Ø более глубокой проникающей способностью, Ø снижением поверхностного натяжения на границе фаз, Ø изменением смачиваемости породы, Ø более полным удалением продуктов реакции при
При воздействии на карбонатный коллектор композиции КСМД содержащаяся в ней соляная кислота по трещинам проникает вглубь пласта за счет многократного уменьшения скорости реакции по сравнению с чистой соляной кислотой, поэтому повышаются глубина и степень охвата пласта кислотным воздействием. Механизм совместного действия композиций ГКК и ПАКС основан на Ø усилении кислотного влияния на минеральную основу терригенного коллектора с предупреждением выпадения силикатножелезистых гелей, Ø регулированием смачиваемости,
Технология КСК управляет глубиной кислотного воздействия, решает проблему направленности химической обработки трещинных коллекторов. Для высокопроницаемых участков обводнения с явно выраженной трещиноватостью коллектора для минимизации риска обводнения и отклонения основного кислотного потока в нефтенасыщенные, менее проницаемые интервалы, применяются нефтекислотные эмульсии средней вязкости и высоковязкие водонефтяные гидрофобные эмульсии. В промытых водой трещиноватых участках коллектора эти эмульсионные вязкопластичные системы образуют упрочняющуюся со временем
1. В относительно высокопроницаемых терригенных девонских пластах в результате использования композиции ПАКС+ ГКК дебит скважин увеличился в 2, 7 раза. Это объясняется относительно малыми дебитами до ОПЗ из-за высокой степени кольматации прискважинной зоны пластов. В низкопроницаемых глинизированных терригенных девонских пластах (с глинистостью более 2 %) дебит жидкости после ОПЗ увеличился лишь в 1, 6 раза, дебит нефти – в 1, 4 раза, что связано со специфической структурой глинистых коллекторов, низкими пористостью и проницаемостью.
2. При обработке отложений визейского яруса дебит жидкости возрос в 2, 3 раза, дебит нефти – в 2, 4 раза, что вызвано более высокой проницаемостью и пористостью коллекторов, использованием гидрофобных эмульсий для закачки в водонасыщенные дренируемые участки пласта, растворением глинистых компонентов скелета породы глинокислотной композицией, минимизацией вторичной кольматации пласта железистосиликатными гелями благодаря наличию в композициях уксусной кислоты, снижением поверхностного натяжения на границе фаз,
3). В карбонатных порово-трещинных коллекторах дебит жидкости и нефти после ОПЗ по технологии «последовательная закачка соляной кислоты и КСМД» увеличился в два раза, обводненность продукции увеличилась на 3 – 5 %. Особенностью этих коллекторов является наличие микро- и макротрещин, а также каверн в структуре пласта, что обусловливает высокую гидродинамическую связь прискважинной зоны пласта с удаленными зонами. Такая структура, как правило, обеспечивает высокую первоначальную приемистость. Основная фильтрация пластовых флюидов осуществляется по трещинным каналам, а нефтенасыщенные поровые матричные блоки и зоны с малой трещиноватостью остаются неохваченными воздействием. Для их вовлечения в разработку технология КСК
ПРИМЕНЕНИЕ КИСЛОТНОЙ КОМПОЗИЦИИ ДН -9010 Наиболее распространенным способом повышения продуктивности скважин в карбонатных коллекторах является их обработка соляной кислотой. Основной задачей кислотной обработки скважин является восстановление коллекторских свойств пласта в призабойной зоне за счет разрушения, растворения и выноса в ствол скважины кольматирующих твердых частиц, улучшение фильтрационных характеристик ПЗП путем расширения существующих и создания новых трещин. Технологии обработки скважин соляной кислотой имеют ряд недостатков, которые были учтены при разработке композиции ДН-9010, включающей минеральную кислоту, замедлитель реакции с карбонатной составляющей
ДН-9010 обеспечивает следующие преимущества: снижение скорости взаимодействия с карбонатной породой, улучшение моющего воздействия состава, повышение растворяющего действия на АСПО. По данным гидродинамических исследований коэффициенты продуктивности скважин после обработки по турнейскому пласту в среднем увеличились в 9, 8 раз, по башкирскому пласту – в 3, 88 раза. Средний прирост дебита нефти по пласту Т составил 12, 7 м 3/сут, по пласту Бш– 9, 1 м 3/сут
В результате анализа экспериментальных данных было выявлено, что степень увеличения дебита нефти в целом тем выше, чем ниже обводненность. С увеличением приведенного забойного давления наблюдается увеличение периода действия эффекта, особенно при Pзаб > (0, 6… 0, 75) Рнаc. Очевидно, что при продолжительной эксплуатации скважин с пониженными забойными давлениями (ниже давления насыщения) на поверхности каналов фильтрации в ПЗП образуется слой из высокомолекулярных соединений нефти, снижающий проницаемость горных пород. Наблюдается увеличение дополнительной добычи нефти с ростом забойного давления и
Скачать презентацию ЭФФЕКТИВНОСТЬ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ ПРОДУКТИВНОСТИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН
05. ЭФФЕКТИВНОСТЬ.pptx