В качестве ПАА используют импортный порошкообразный ПАА гидролизованный, марки PDS-1030 или его аналог, например, DKS-ORP-F40NT.
Гелеобразующие составы. Данная технология рекомендуется для обработки нагнетательных скважин терригенных коллекторов с приемистостью от 300 до 1000 м3/сут и более, а также для обработки нагнетательных скважин водоплавающих залежей и скважин краевых зон с целью предотвращения непроизводительной закачки воды за контур пласта.
Осадкообразующие составы. Данная технология может быть рекомендована для обработки нагнетательных скважин терригенных и карбонатных коллекторов с приемистостью от 150 до 800 м3/сут.
Заключение
1. Системы разработки, реализованные на нефтяных залежах, не обеспечивают в полной мере эффективной выработки запасов и нуждаются в совершенствовании.
2. Процесс обводнения залежей происходил хаотически из-за растянутости сроков и бессистемности ввода добывающих скважин. Динамика обводнения чрезвычайно осложнена нестабильностью проявления того или иного источника попутной воды.
3. Для интенсификации разработки продуктивных пластов рекомендуется перевести значительное число обводнившихся и бездействующих скважин на вышележащие пласты, углубить некоторые на нижележащий пласт, пробурить дополнительные скважины и боковые наклонно-направленные стволы.
Рассмотрены основные решения проектных документов, анализ разработки пласта с начала эксплуатации и на текущую дату, изменение энергетического состояния залежи
Вследствие проведения мероприятий по повышению нефтеотдачи пласта (очистка ПЗП) дебит скважин по жидкости и по нефти возрос. Выполнил расчет технологических показателей разработки пласта для оценки эффективности разработки пласта С1.
Произведено сопоставление проектных и фактических показателей разработки. На основе анализа дана оценка эффективности разработки данной залежи и разработаны рекомендации по улучшению ее разработки.
Приведены теоретические основы рекомендуемых мероприятий.
Список литературы
1. Пересчет запасов нефти и растворенного газа по продуктивным пластам Радаевского месторождения. НПУ «Сергиевскнефть», г.Куйбышев, 1966 г.
2. Пересчет запасов нефти и газа Радаевского месторождения Самарской области. «Гипровостокнефть», г.Самара, 1991 г.
3. Баланс запасов месторождений ОАО "Самаранефтегаз" за 2004 год.
4. Подсчет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов. Справочник. М., Недра, 1989 г.
5. Методические указания по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. М, ОАО «ВНИИОЭНГ», 2003 г.
6. Временное методическое руководство по приведению физических и коллекторских свойств осадочных пород, определенных в лабораторных условиях на образцах, к пластовым термодинамическим условиям. М., Министерство геологии СССР, 1980.
7. ОСТ 39-195-86. Метод лабораторного определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях». Миннефтепром. М., 1986.
8. Анализ разработки Радаевского месторождения, 1975 год.
9. А.М. Юрчук, А.З. Истомин. Расчеты в добыче нефти. М.: «Недра», 1979. с. 247.
10. Отчет «Уточнение газовых факторов по ступеням сепарации для нефтей месторождений Самарской области». ООО «СамараНИПИнефть», Самара, 2004.
11. Справочник физико-химических свойств нефтей, газов и пластовых вод. Куйбышев, ЦНИЛ п/о «Куйбышевнефть», 1967.
12. Справочник физико-химических свойств нефтей, газов и пластовых вод. Куйбышев, ЦНИЛ п/о «Куйбышевнефть», 1971.
13. Справочник физико-химических свойств нефтей, газов и пластовых вод Куйбышевской области. Куйбышев, ЦНИЛ п/о «Куйбышевнефть», 1980.
14. Физико-химические свойства и составы нефтей и газов. Руководящие материалы. Выпуск I. Куйбышев, Гипровостокнефть, 1974.
15. Сулин В.А. Гидрогеология нефтяных месторождений. Гостоптехиздат, 1948 г.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.