Нефтегазодобывающая промышленность (стр. 9 )

Таблица 3.6- Зависимость объемного расхода растворителя на единицу мощности от радиуса обработки ПЗП при различной пористости

Радиус обработки, м
17	19	21	23	25	27
Объем растворителя, м3
0,5	0,13	0,15	0,16	0,18	0,19	0,21
0,6	0,19	0,21	0,23	0,26	0,28	0,30
0,7	0,26	0,29	0,32	0,35	0,38	0,41
0,8	0,34	0,38	0,42	0,45	0,50	0,54
0,9	0,43	0,48	0,53	0,58	0,64	0,68
1,0	0,53	0,49	0,66	0,72	0,78	0,84

Из расчета гидродинамических характеристик пласта БС10, вскрытого скважиной № 000/44, видно, что гидропроводность, проницаемость, пьезопроводность в призабойной зоне пласта в 1,31 раза ухудшены по сравнению с соответствующими характеристиками в УЗП. Велик и загрязненный радиус. Приведенный радиус скважины меньше фактического радиуса скважины. Учитывая все это, несмотря на достаточно высокое гидродинамическое совершенство скважины № 000, рекомендуется проведение СКО призабойной зоны пласта.

Аналогичным образом были исследованы ещё пять скважин объекта БС10, основные параметры даны в таблице 3.7

Таблица 3.7-Данные исследований скважин объекта БС10

Наименование параметров	Номера скважин объекта БС10
5055	1352	1548	497	1776
Дебит до обработки, т/сут	22,00	26,00	21,70	27,50	12,90
Давление: 1) пластовое, МПа; 2) забойное, МПа;	21,50 20,40	21,60 19,60	21,70 20,80	20,10 18,40	24,00 22,40
Толщина пласта, м	14,0	7,10	11,20	13,80	15,00
Объёмный коэффициент нефти	1,10	1,19	1,03	1,13	1,13
Плотность нефти в поверхностных условиях, 1000кг/м3	0,89	0,83	0,82	0,85	0,84
Вязкость нефти в пл. условиях *10-3 Па*с	3,20	2,50	4,90	3,40	3,90
Пористость пласта БС10, доли ед.	0,19	0,26	0,19	0,21	0,20
Коэффициент объёмной упругости: 1) нефти, Па-1, *106; 2) породы, Па-1, *106;	10,20 3,80	9,80 3,50	9,90 3,80	10,00 3,90	9,10 3,10
Диаметр скважины, м	0,146	0,146	0,146	0,146	0,146
Наклон участка КВД: 1) начального; 2) конечного	1,41 1,15	3,01 2,89	5,40 5,00	4,90 4,61	2,00 1,80
Время точки перегиба КВД, с	144590	143506	305408	261791	183422
Точка пересечения КВД с осью Р, МПа/10	3,50	5,50	10,00	10,50	6,00

Результаты расчёта гидродинамических характеристик пласта БС10, вскрытого скважинами № 000, 1352, 1548, 497, 1776 приведены в таблице 3.8

Таблица 3.8-Гидродинамическая характеристика пласта

Наименование расчётных параметров	Номера скважин объекта БС10
5055	1352	1548	497	1776
Гидропроводность: 1) ПЗП, м2*м/(Па*с); *1010; 2) УЗП, м2*м/(Па*с); *1010	4,091 5,013	6631 2,731	1,830 1,984	1,583 1,684	1,842 2,044
Проницаемость: 1) ПЗП, м2; *10-14; 2) УЗП, м2; *10-14	9,343 11,464	9,313 9,701	8,002 8,641	3,791 4,032	4,784 5,310
Пьезопроводность: 1) ПЗП, м2/с; *106; 2) УЗП, м2/с; *106	5,092 6,242	6,160 6,412	2,880 3,114	1,913 2,034	2,491 2,801
Радиус загрязнённой зоны, м	1,540	1,694	1,693	1,270	1,220
Приведённый радиус скважины, м	0,019	0,045	0,030	0,018	0,007
Коэффициент продуктивности, т/(сут.*МПа)	20,000	13,000	41,222	16,176	8,063
Коэффициент гидравлического совершенства скважины	0,860	0,947	0,906	0,859	0,783

Проанализировав гидродинамические параметры в ПЗП и УЗП вышеназванных скважин, рекомендации сводят к уравнению основных характеристик в призабойной зоне и удалённой зоне. Учитывал, что эти все скважины до этого уже проводились обработкой растворителями и соляной кислотой и наблюдался эффект, следует ожидать эффект и после последующих обработок. Необходимо заметить, что после каждой обработки растворителем и соляной кислотой (по мере возрастания их количества) эффект снижается. Из пяти названных скважин только скважина № 000 работает в периодическом режиме, остальные находятся в постоянной эксплуатации.