Нефтегазодобывающая промышленность (стр. 11 )

Технологический эффект растворителя и кислотной обработки оценивается сопостовлением производительности скважины до и после обработки растворителем и соляной кислотой и её гидродинамическими характеристиками. После обработки растворителем и соляной кислотой вышеуказанных скважин были проведены замеры и исследования методом КВД. Результаты исследований представлены в таблице 3.11

Таблица 3.11 – Эксплутационные и гидродинамические параметры пласта БС10 и скважин после обработки растворителем и соляной кислотой.

Наименование параметров	Номера скважин объекта БС10
3363	2540	1100	2790	1110	1117
Гидропроводность: 1) ПЗП, м2*м/(Па*с), *1010; 2) УЗП, м2*м/(Па*с), *1010	1,906 2,242	4,804 5,240	1,905 2,005	1,810 1,902	2,048 2,099	2,852 3,196
Проницаемость: 1) ПЗП, м2, *1014; 2) УЗП, м2, *1014	7,148 8,033	10,981 11,977	6,755 7,110	7,919 8,321	5,047 5,173	7,420 8,239
Пьезопроводность: 1) ПЗП, м2/с, *106; 2) УЗП, м2/с, *106	3,131 3,518	5,980 6,520	4,468 4,702	2,854 3,000	2,474 2,536	3,864 4,294
Радиус загрязнённой зоны, м	0,958	1,657	1,702	1,748	0,641	0,536
Приведённый радиус скважины, м	0,026	0,020	0,044	0,026	0,025	0,013
Коэффициент продуктивности, т/(сут*МПа)	35,0	20,0	12,5	39,0	17,5	9,4
Коэффициент гидродинамического совершенства скважины	0,890	0,870	0,943	0,891	0,887	0,829

Если сравнить параметры скважины и пласта БС10 до обработки растворителем и соляной кислоты (см. таблицу 3.2 – дебит скважины до обработки растворителем и соляной кислотой и таблица 3.3 – гидродинамические параметры) и после обработки растворителем и соляной кислотой (см. таблица 3.11), можно сделать выводы:

- после обработки растворителем и соляной кислоты прирост дебита и увеличения коэффициента продуктивности наблюдались в скважинах № 000, 497, 1776, одновременно с этим улучшились характеристики ПЗП в этих скважинах, но как видно загрязнённое пространство (по расчётам) “очистились” не полностью, в лучшем случае радиус загрязнённой зоны уменьшился в два раза, что и дало увеличение дебита на незначительные величины порядка 2 т/сут;

- скважина № 000 осталась почти с теми показателями, но вышла на постоянный режим работы (до этого находилась в периодической экслуатации);

- скважины № 000, 1548, ухудшили свои показатели; это, возможно, вызвано составом пород пласта в этих скважинах (содержание кальцитового цемента выше, чем в скважинах № 000, 5055, 497, 1776, следовательно время нейтрализации кислотного раствора уменьшается по сравнению с вышеуказаными скважинами – это вызывает выпадения железистых осадков и гелеобразных осадков).

Оценка дополнительно добытой нефти в результате обработки производится, исходя из динамики дебита по скважине до и после обработки таблица 3.12

Таблица 3.12 – Эксплутационные характеристики скважины № 000

Время работы скважин, Т, сут	Среднесуточный дебит до и после обработки, qср., т/сут	Прирост добычи нефти △Q, т/сут.	Обводненность до и после обработки, %
январь февраль март апрель май июнь июль август сентябрь октябрь ноябрь декабрь	10,2/10,0 9,8/13,0 10,1/14,0 9,7/16,0 9,9/12,0 10,0/13,8 9,6/15,2 9,6/13,8 9,4/15,2 9,3/13,8 9,2/14,3 9,2/14,1	-0,2 3,2 3,9 6,3 2,1 3,8 5,6 4,2 5,6 4,5 5,1 4,9	62/40 58/43 63/42 57/38 58/45 61/30 56/32 57/39 55/39 54/40 52/37 52/35

1. Рассчитываем среднесуточную базовую добычу нефти до обработки за 3 месяца:

qбаз. = 9,2 т/сут.

2. Рассчитываем накопленную добычу нефти за 12 месяцев после обработки:

Qнак 0 = 4523,6 т.

3. Рассчитаем время работы в сутках скважины после обработки:

t = 324 сут.

4. Рассчитаем базовую добычу нефти скважины, если бы не было обработки за расчётный период:

Qбаз. = qбаз. * t = 2980,8 т.

5. Найдём количество дополнительно добытой нефти от обработки скважины:

DQ = Qнак. 0– Qбаз. = 1542,8 т (3.28)

Вывод: Оценка дополнительно добытой нефти в результате обработки растворителем Нефрас – соляной кислоты составляет 1542,8 т.