Методы увеличения нефтеотдачи, применяемые в НГДУ "Туймазанефть". Экономическая эффективность методов увеличения нефтеотдачи. Метод увеличения нефтеотдачи "обратный конус", страница 10

1	2	4	5
Гексан	64,75	26,52	3,065
“КОГОР”	551,76	125,727	86,697
Физ.-хим методы (СНПХ, ПАВ и др.)	760,6	184,676	127,336
Цеолит	101,5	35,818	24,698
Бурение бокового ствола	1183	235,691	164,984
Термоимп-лозия	626,73	170,139	117,3123
Свабирование	191,525	43,812	30,872
ТХЗ	742,1	191,781	132,241
Обратный конус	2307	539,722	372,152
Изменение направления фильтра-ционных потоков	1039	347,495	235,36

Как видим, среди всех методов увеличения нефтеотдачи наибольший экономический эффект получаем от гидродинамических, таких как обратный конус, бурение бокового ствола и термоимплозионной обработки призабойной зоны скважины. Среди физико-химических методов наибольший экономический эффект получаем за счет применения термогазохимических зарядов. Динамика экономической эффективности представлена на рисунках 3.4 и 3.5.

Сопоставив дополнительную добычу нефти и экономическую эффективность, можно сделать вывод, что наибольший прирост добычи нефти и экономический эффект мы можем получить от применения гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи, поэтому в дальнейшем рекомендуется применять эти методы, в частности метод “обратный конус” – как один из самых перспективных методов увеличения нефтеотдачи, особенно для месторождениях, находящихся на заключительной стадии разработки и характеризующихся высокой степенью обводненности. 

3.3 Метод увеличения нефтеотдачи "обратный конус"

В скважинах, пробуренных на девонские горизонты за последние 20 лет, отмечается массовый характер преждевременного обводнения скважин из-за образования конуса воды. Во многих скважинах появляются подошвенные воды при отметках нижних перфорационных отверстий значительно выше текущего водонефтяного контакта.

Образование конусов воды ведёт к вынужденному капитальному ремонту для изоляции подошвенных вод, увеличению себестоимости добываемой нефти и нерентабельности добычи нефти из таких скважин, в результате их преждевременного обводнения. Более того, явление конусообразования многими исследователями вообще не признавалось. Преждевременное обводнение скважин всегда объясняется некачественным тампонажем скважин. Поэтому имеет большое теоретическое и практическое значение обобщение геолого-промысловых материалов по эксплуатации скважин, расположенных на водоплавающих участках залежей.

В пласте, вскрытом скважиной, поверхность раздела нефть-вода при отсутствии отбора жидкости из пласта остается неподвижной и практически близка к горизонтальной. С началом отбора нефти подстилающая вода начинает замещать ее место. Поверхность водо-нефтяного контакта изменяется, принимая форму конуса, вершина которого стремится к забою скважины. Скорость образования водяного конуса и время прорыва подошвенной воды в нефтяную скважину определяется рядом факторов, среди которых основное значение принадлежит степени анизотропности пласта, коллекторским свойствам прикровельной части пласта, темпу отбора жидкости из скважины и мощности нефтенасыщенной части пласта.

Точное решение задачи образования конуса обводнения в нефтяных скважинах сопряжено с большими математическими трудностями. Большинство выполненных исследований ставило своей целью определение величин критического понижения давления на забое несовершенной скважины и ее дебита, при которых конус достигнет забоя скважины.

3.3.1 Показатели эксплуатации скважин, пробуренных на девонские горизонты Туймазинского месторождения в 1971-98 гг.