Методы увеличения нефтеотдачи, применяемые в НГДУ "Туймазанефть". Экономическая эффективность методов увеличения нефтеотдачи. Метод увеличения нефтеотдачи "обратный конус", страница 6

На поздней стадии разработки месторождения накапливается значительных фонд скважин, вышедших в тираж и остановленных из-за высокой обводненности или по другим причинам. В то же время при сетке двадцать га на скважину и литологической неоднородности пластов, часть запасов остается невыработанной даже на расстоянии сто метров от скважины. Для полной выработки запасов можно использовать старые скважины, пробурив из них через вырезанное окно боковой ствол. Это даст возможность сэкономить средства на строительство новых скважин и получить дополнительную нефть.

3.1.12 Гидравлический вибратор для воздействия на призабойную зону пласта  нагнетательных скважин

Воздействие на призабойную зону пласта скважин происходит за счет энергии потока прокачиваемой жидкости через конструкцию вибратора, которая преобразует поток жидкости в низкочастотный пульсирующий поток с продольными колебаниями. Технология предусматривает применение вибратора как при наличии приемистости, так и при ее отсутствии. Мероприятие позволяет сократить продолжительность КРС за счет исключения времени на реагирование соляной кислоты и на промывку скважины после реагирования, а также увеличить добычу нефти по окружающим добывающим скважинам.

3.1.13 Использование клапана для создания глубокой депрессии на пласт в добывающих и нагнетательных скважинах

 Клапан для создания глубокой депрессии на призабойную зону пласта представляет из себя патрубок со сбивной мембраной и посадочным седлом под металлический шарик. Монтируется в нижней части НКТ. С помощью данного устройства создается глубокая депрессия на пласт с целью очистки призабойной зоны, увеличивается приемистость нагнетательных скважин, при этом повышается коэффициент нефтедобычи, дебит реагирующих добывающих скважин.

3.1.14 Магнитный активатор для предотвращения АСПО в скважинах, оборудованных УЭЦН

Устанавливается в нижней части насосно-компрессорных труб, над УЭЦН на глубине 800 – 1000 метров от устья скважины. Представляет из себя усовершенствованную муфту НКТ с установленными на ее внутренней поверхности магнитами. Поток пластовой жидкости, проходя через магнитный активатор подвергается изменению физических свойств за счет влияния магнитного поля на кристаллы парафина. Кристаллы парафина в связи с этим меняют форму направления движения и теряют способность выкристаллизовываться из нефти. При дальнейшем движении жидкости по колонне НКТ выпадение парафина из нефти с последующим его осаждением на стенках труб не происходит.

Таким образом, выбор метода увеличения нефтеотдачи, как видим, зависит от многих факторов, таких как, например, обводненность добываемой жидкости, геологических условий, коллекторских свойств продуктивных пластов. 

Рассмотрим, как влияют различные МУН на нефтеотдачу пластов.

Проследим динамику методов увеличения нефтеотдачи за последних три года и, в частности, за 1999 год.

Результаты представлены в таблице 3.1 и на рисунках 3.1, 3.2 и 3.3.

Таблица 3.1

Показатели внедрения методов увеличения нефтеотдачи

по НГДУ “Туймазанефть” за 1999 год

Технология	Количество скважин	Qн, тыс. тн	Прирост добычи нефти на одну скважину,  тн
1	2	3	4
1 Физико-химические    методы
1.1  Закачка композиции “КОГОР”	18	5,5	0,31

Продолжение таблицы 3.1