и в застійні нефтенасищенной малопроникні ділянки для переміщення нафти з них в зони активного дренування (метод циклічного впливу).
Крім методів циклічного заводнення, на Талінской площі одним з ефективних засобів збільшення коефіцієнта нефтеізвлеченія при витісненні нафти водою може служити метод, заснований на створенні в пласті несталого процесу витіснення шляхом зміни напрямку фільтраційних потоків. Цей метод може проводитися як на ділянках з високою обводненість пласта (р-н ДНС 27,28,30), так і на ділянці з помірною обводненностью (р-н ДНС 31).
Більшість гідродинамічних методів збільшення КІН застосовуються на існуючій базі без великих капітальних вкладень, що є важливим чинником в даний час. Але ефективність застосовуваних методів безпосередньо залежить від стану привибійної зони свердловин, заходів з підвищення дебітів і прийомистості, ремонтних робіт. На практиці ці проблеми не вирішуються з належною успіхом. Успішність методів може бути максимальною при поєднанні гідродинамічних методів з фізико-хімічними. Але дорогі методи, засновані на математичному моделюванні процесів розробки, що базуються на складній техніці, не отримали широкого застосування в НГВУ «Талінскнефть» в даний час. Це пов'язано: з недостатньою оснащеністю виробничих служб сучасними засобами електронно-обчислювальної техніки; слабкою координацією робіт з розвитку автоматизованих систем управління і контролю за процесом розробки;
великою складністю в обміні геологічної та технічною інформацією між проектирующими і нафтовидобувним підприємствами; природним старінням і слабким відновленням парку нафтопромислового обладнання; не коректною інтерпретацією первинного геофізичного матеріалу.
Все це має місце внаслідок різкого скорочення фінансування НГВУ «Талінскнефть» в останні роки. З вищевикладеного зроблені висновки:
. Заводнення Талінского родовища є і в найближчі роки залишатиметься основним методом розробки. Тому пошук способів підвищення його ефективності є завданням першорядної важливості.
. Рішення проблеми ефективної розробки родовища має відбуватися за двома основними напрямками: ізоляція високообводненних пропластков і створення вогнищево-виборчої системи з урахуванням геологічної будови покладів нафти.
. Оновлення бази даних по свердловинах з урахуванням переінтерпрітаціі первинних геофізичних матеріалів.
Відбір нафти та рідини
Видобуток нафти: в 2000р. при бізнес - плані 1177,7 тис.тонн видобуто - 1218,1, у 1999 році при бізнес - плані 1213,5 тис.тонн видобуто 1209,5 тис. тонн. У порівнянні з 1998 роком - на 7,9% менше, коли було видобуто 1311,9 тис. Тонн, в 1997 році - 1612,8 тис. Тонн, у 1996 році - 1940,6 тис. Тонн, в 1995 році - 3086 , 3 тис. тонн.
Темп відбору нафти від початкових видобутих запасів склав 0,75% проти 0,83% в 1999 році. Видобуток нафти з початку розробки становила 51487,2 тис. Тонн, при цьому поточний коефіцієнт нафтовіддачі досяг 11,2%. Видобуток рідини в 1999 році склала 13938,1 тис. Тонн, у порівнянні з 1999 роком більше на 26%. У порівнянні з 1994 роком видобуток рідини знизилася в 3 рази - 31089,2 тис. Тонн, в 1995 році видобуток рідини - 33130,3 тис. Тонн, у 1996 році - 31840,2 тис. Тонн, в 1997 році - 23 527 тис. тонн, в 1998 році - 11891,7 тис. тонн.
Середній дебіт рідини в 2000 р склав 64,3 т/добу, проти 46,8 т/добу в 1999 році, 52,1 т/добу в 1998 році., в 1997 році - 71,3 т/добу , в 1996 році - 93,2 т/добу, в 1995 - 79,1 т/добу.
Середній дебіт нафти склав 5,2 т/добу, проти 5,5 т/добу в 1999 р, в 1998 році - 5,8 т/добу., в 1997 році - 4,9 т/добу, в 1996році - 4,7 т/добу, в 1995 році - 6,6 т/добу.
Обводненість продукції в середньому за 2000 р склала 92%, за 1999 рік склала 88,2%, 87,5% в 1998 році.
Дані з видобутку нафти, в т.ч. механізованим фондом, за 1999р.- 2000р. наведені у зведеній таблиці 3.1.
Таблиця 3.1 - Дані з видобутку нафти механізованим фондом свердловин
№ п/пГодВсего, тис.тоннВ т.ч. Мех.фондВ т.ч. УЕЦН120101221.91221.9696 (57%) 220111102.01102.0771 (70%)
Таким чином, видобуток нафти в порівнянні з 2010 р збільшилася на 0,7%, а видобуток нафти мех.фондом на 11,6%, в т.ч. УЕЦН на 13,8%.
Система ППД
Талінское родовище має блокову систему розробки з 3-х рядним розташуванням видобувних свердловин в блоці при відстані між ними 400м, відстань від нагнітального ряду до першого видобувного - 600 м.
Закачка води в цілях підтримки пластового тиску на Талінской площі розпочато в 1983 році. Станом на 1.01.01. в продуктивні пласти закачано 399163571 тис.м3 води.
Протягом 1994 - 1997 р.р. закачування здійснювалася 10 КНС (КНС - 16,17,5, 20,23,24,27,28,30,31), оснащеними 62 насосними агрегатами ЦНС 180-1900. Аналіз показників насосного обладнання КНС дозволив встановити, що їх...
