Ограничивающими факторами для применения технологии закачки водных растворов НПАВ (конц. 0,1-10,0 %) являются высокая текущая обводненность добываемой продукции (от 89 до 92 %) и наличие водонефтяных зон. Применение технологии целесообразно только на продуктивных пластах с преобладанием ЧНЗ (ЧНЗ > 50 %) при текущей обводненности до 60 %. В условиях продуктивных пластов Кудринского месторождения с текущей обводненностью более 90 % и наличием водонефтяных зон, воздействие гидрофилизирующими растворами НПАВ приведет к увеличению фазовой проницаемости по воде, так как адсорбция НПАВ повышает гидрофильность полимиктовых пород продуктивных пластов.
4.5 Выравнивание профилей приемистости нагнетательных скважин
4.5.1 Предпосылки для работ в области применения тампонажных растворов
Одним из важных факторов, определяющих уровень текущей и конечной нефтеотдачи месторождений, является естественная геологическая неоднородность пород - коллекторов нефти.
Действие этого фактора выражается в запрограммированном уже на стадии проектирования разработки недоизвлечении определенного количества геологических запасов нефти ( до 40-70% ) в процессе разработки месторождения из-за неполного охвата пласта заводнением.
Потеря запасов нефти в застойных и низкопроницаемых тупиковых зонах обусловлена неравномерным вытеснением нефти и циркуляцией воды от нагнетательных скважин к добывающим по главным линиям тока без совершения полезной работы. Это обусловлено развитой площадной и послойной неоднородностью пластов, различием вязкостей нефти и воды, гидрофобностью коллекторов и т.д.
Ухудшение горно - геологических условий на поздней стадии разработки месторождений способствует использованию механизированных способов эксплуатации скважин, резко увеличивает объемы добываемой и закачиваемой в пласт воды, увеличивает затраты на добычу и подготовку нефти и ее себестоимость.
Анализ результатов разработки нефтяных месторождений и проведенные исследования показывают, что, например, в Башкортостане при обычном заводнении и при благоприятных условиях разработки конечный коэффициент извлечения нефти не превысит 60% для большинства месторождений.
В таких условиях важнейшей задачей является повышение конечной нефтеотдачи разрабатываемых месторождений и одновременное снижение объемов попутно добываемой воды на основе применения эффективных для конкретных месторождений методов.
Ремонтно - изоляционные работы (РИР) являются одним из наиболее сложных и трудоемких видов капитального ремонта скважин. В количественном отношении они составляют 13 - 15%, а по затратам - 16 - 18% от общих затрат на КРС.
По мере выработки месторождения и старения фонда скважин объемы ремонтных работ возрастают в основном за счет работ по ревизии и ремонту элементов конструкции скважин, в то время как объемы работ по регулировке процессов разработки снижаются. Также снижается дополнительный объем нефти, приходящийся на один ремонт.
За последние 15-20 лет разработан ряд гидродинамических (циклическое заводнение, изменение направления фильтрационных потоков, форсированный отбор жидкости) и физико-химических методов (полимерное, мицеллярно - полимерное, сернокислотное заводнение), направленных на повышение степени охвата продуктивных пластов заводнением по толщине и площади. И хотя некоторые из них в настоящее время широко внедряются с достаточно высокими результатами, поиск высокоэффективных .методов повышения нефтеотдачи пластов является задачей первостепенной важности.
В последние годы отечественные и зарубежные исследователи уделяют пристальное внимание оценке возможных последствий воздействия на призабойную зону пласта с целью интенсификации его работы. Установлено, что закачка в пласт интенсифицирующих агентов влияет на уровень текущей добычи нефти и, возможно, косвенно - на конечную нефтеотдачу, сокращая срок разработки месторождений. Большой интерес в этом плане представляет обработка призабойных зон нагнетательных и добывающих скважин изолирующими материалами.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.