Эти технологии были опробованы в промысловых условиях в 1996-1998гг. Результаты внедрения технологий регулирование охвата пластов заводнением приведены в таблице 2.
В качестве примера внедрения предложенных технологий рассмотрим опытно-промысловые работ, проведённые на Ю-Сосновском, Ст. Малодушинском, Осташковичском месторождениях.
На скв. 135 Ю-Сосновского месторождения работы проведены в августе 1996 г.. В скважину при Р=0 МПа закачали сначала раствор лигнопола, затем при Рраб=2,0 МПа, Ркон=0 МПа закачали раствор лигнопола и хромпика. В качестве буфера использовалась дегазированная нефть. Удельный расход раствора лингопола на 1 м вскрытой перфорацией эффективной мощности составил 0,4 м³; раствора лигнопола и хромпика – 0,2 м³. До обработки скважина эксплуатировалась периодически, с дебитом нефти 0,23 т/сут. И обводнённостью 98-99%. Коэффициент продуктивности перед работами – 34,4 м³/сут.. Проведённые мероприятия позволили эксплуатировать скважину постоянно с дебитом нефти от 40,0 до 80,0 т/сут. Обводнённость снизилась до 20,0-50,0%. Средний прирост дебита составил 35т/сут., обводнённость снизилась в среднем на 40-50% при максимальном снижении – 65%. Дополнительная добыча нефти составила 18 384 тонн нефти, продолжительность эффекта – 504 суток.
На скв. 60 Ст.Малодушинского месторождения работы проводились в сентябре 1996 г. В скважину закачали основной тампонирующий материал (раствор хромпика). Удельный расход раствора лигнопола на 1м вскрытой перфорацией эффективной мощности составил 0,5 м³, раствора хромпика – 0,3 м³. Проведённые работы позволили эксплуатировать скважину с дебитом нефти 5-12 т/сут. (до работ 0,5 т/сут.) и обводнённостью 20-50% (до работ – 98%). Средний прирост дебита нефти – 5,2 т/сут., максимальное снижение обводнённости – 76%, среднее – 35%. Дополнительно добыто 1487 тонн нефти, продолжительность эффекта – 322 суток.
В 1998 году на скв. 58 Осташковичского месторождения проведена предварительная закачка раствора лигнопол с последующей одновремённой закачкой растворов лигнопола и хромпика перед установкой цементного моста. Удельный расход раствора лигнопола – 2,54 м³/м, раствора хромпика – 0,16 м³/м. До проведения мероприятий скважина эксплуатировалась с дебитом 1,98 т/сут. и обводнённостью – 96,8%. После проведения работ дебит нефти составил 8-25 т/сут., обводнённость –60%. Средний прирост дебита нефти –15,2 т/сут. Дополнительно добыто 2994 тонн. Продолжительность эффекта – 197 дней.
Всего за анализируемый период проведено 28 скважино-операции, из которых 22 дали положительный результат. Успешность составила 78%. Дополнительная добыча – 39 938 тонн нефти, на одну успешную обработку – 1815т, на одну проведённую обработку – 1426 (табл. 3).
Выводы:
Реагент «Лигнопол» может применяться для двух основных технологий:
1) проведение изоляционных работ путём предварительной закачки химреагентов (установка гидродинамического экрана) перед установкой цементного моста;
2) проведение изоляционных работ путём закачки химреагентов с последующим подкреплением цементным раствором (селективная изоляция).
Опыт проведения изоляционных работ с применением реагента «Лигнопол» показал высокую эффективность работ.
Технологии изоляционных работ в добывающих скважинах с применением реагента «Лигнопол» могот быть реализованы на нефтяных месторожнениях других нефтегазодобывающих регионов.
4.4 В 14 скважиннах (115, 121, 137, 138, 140, 182, 184, 185, 187, 188, 189, 190, 191, 143) провести геолого-технические мероприятия связанные с переводом скважин с нижележащего интервала на вышележащий в продуктивном пласте.
4.5 В 6 скважинах провести оптимизацию в 6 добывающих скважинах(42, 44, 99, 126, 188, 229).
4.6 В скважинах, где произошло или произойдет интенсивное обводнение интервалов перфорации, производить исследования на предмет оценки заколонных перетоков и осуществлять селективную водоизоляцию и (или) цементажи под давлением через спецдыры;
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.