Анализ эффективности обработок ПЗП скважин колтюбинговой установкой в условиях НГДУ “Туймазанефть”, страница 5

Однако об эффективности обработок с помощью колтюбинговой установки нужно судить не только по увеличению приемистости нагнетательной скважины, но и по изменению режима работы окружающих нефтяных скважин. Ниже приведены объемы дополнительно добытой нефти за счет обработок колтюбинговой установкой нагнетательных скважин.

 

Диаграмма 3 – дополнительная добыча нефти за счет внедрения колтюбинговой технологии.

Так в 2004 году объем дополнительно добытой нефти за счет обработок колтюбинговой установкой составил  275 тн, в 2005 – 507 тн, в 2006 – 638 тн, в 2007 - 1 136 тн, в 2008 г. - 1983 тн, в 2009 г. – 2061 тн.

Для оценки эффективности ремонтов по восстановлению приемистости нагнетательных скважин в 2008 года на 5 нагнетательных скважинах Туймазинского ЦППД до и после проведения ремонтов были проведены исследования РГД. Результаты проведенных исследований представлены в таблице 3.

Таблица 3

№ п/п	№ скважины	Интервал перфорации, м	Приемистость до проведения ремонта, м3/сут	Работающий интервал до проведения ремонта, м	Приемистость после проведения ремонта, м3/сут	Работающий интервал после проведения ремонта, м
1	2037	1797,0-1799,0 1809,4-1817,6	105	1797,8-1798,8 1810,0-1814,1	164	1797,8-1799,0 1810,0-1815,0
2	3196	1255,6-1262,0	19	1255,6-1259,0	124	1255,6-1259,4
3	2866	1186,0-1195,0	46	1189,4-1191,2 1192,0-1193,1	124	1188-1193,1
4	2529	1108,8-1111,0 1114,0-1117,0	60	1108,8-1111,0 1114,0-1115,1	138	1108,8-1111,0 1114,0-1115,1
5	3433	1245,0-1251,0	69	1248,6-1251,0	178	1248,0-1251,0

Проанализировав результаты исследований можно сделать вывод, что выравнивание профиля приемистости происходит в небольшой степени, в большинстве случаев прослеживается увеличение приемистости уже принимающего интервала. В связи с этим на нефтяных скважинах происходит увеличение дебита при той же обводненности.

Для повышения эффективности обработок скважин с помощью колтюбинговой установки, как метода увеличения нефтеотдачи пластов, в 2008 году на скважинах Туймазинского ЦППД в этой области были проведены комплексные мероприятия по увеличению нефтеотдачи на Пашийском горизонте Александровской площади. Данные мероприятия были проведены на 3 скважинах (№№1112, 648 и 473) Александровской площади Туймазинского месторождения. Суть мероприятий заключается в следующем: на вышеуказанных скважинах была проведена закачка Латекса СКС-65 ГПБ. Сущность применения данной технологии заключается в селективной изоляции промытых водопроводящих каналов, снижении их проницаемости, увеличении охвата нефтенасыщенного пласта заводнением.

Показатели эксплуатации данных скважин до и после закачки Латекса приведены в таблице 4

Таблица 4

№ п/п	№ скважины	Приемистость и устьевое давление до закачки реагента		Приемистость и устьевое давление после закачки реагента
1	1112	173 м3/сут	100 атм	62 м3/сут	102 атм
2	648	103 м3/сут	98 атм	38 м3/сут	98 атм
3	473	190 м3/сут	80 атм	34 м3/сут	83 атм

Как видно из представленной таблицы, приемистость воздействующих нагнетательных скважин снизилась в среднем на 65-70%, в связи с этим дебиты реагирующих скважин так же снизились, однако при этом обводненность понизилась в среднем с 92 до 89 %. После этого было принято решение провести на данных скважинах ремонт колтюбинговой установкой с целью восстановления приемистости. Результаты проведенных ремонтов приведены в таблице 5.