n="justify"> Крім ГРП і ОПЗ, так само багаточисельної видами ГТМ за 2009-2013 рр. є оптимізація насосного обладнання (2 636 заходу або 19%), повернення і переклади на інші об'єкти (2077 операції або 15%).
Найбільший приріст дебіту нафти (27,7 т/добу) і питома видобуток нафти на 1 свердловину (4,4 тис.т) отримані при зарізання бічних стовбурів. Максимальний внесок у величину загальної додаткової видобутку нафти за 2009-2013 рр. внесли заходи щодо гідророзриву пласта і ЗБС: 16440 тис.т і 12830 тис.т нафти відповідно 39% і 30% і трохи менше було видобуто нафти за рахунок повернень та долучених (5760 тис.т 13%). Розподіл обсягів ГТМ і додаткового видобутку за видами ГТМ наведено на рисунках 3.1 та 3.2.
Малюнок 3.1 - Розподіл обсягів ГТМ по роках
Рисунок 3.2 - Розподіл обсягів ГТМ за видами
Прирости дебітів нафти склали 14,1 т/добу. по ГРП і 27,7 т/добу по ЗБС, питома видобуток нафти на 1 свердловину по ГРП склала 1,9 тис.т і 4,4 тис.т. по ЗБС (Малюнок 3.3 - 3.5). Найчисельнішими заходами за аналізований період виявилися: ГРП - 3 430 операцій (24%), оброблення привибійну зон (ОПЗ) - 2 674 (19%) і оптимізація насоснгого обладнання - 2636 (19%).
Малюнок 3.3 - Розподіл додаткового видобутку за видами ГТМ
Малюнок 3.4 - Розподіл питомої доп. видобутку нафти за видами ГТМ
Малюнок 3.5 - Динаміка зміни приростів дебіту нафти і дебіту рідини по роках
У 2009-2013г. ефективність по заходам змінюється від 0,40 по РІР до 0,84 по ЗБС і в середньому становить 0,56 (Таблиця 3.1).
У 2009-2013 рр. розподіл додаткової видобутку по пластах наступне: найбільша накопичена додатковий видобуток нафти в звітний переод припадає на об'єкт АВ11-2 (рябчик) 14522 тис.т (34%) і БВ8 8907 тис.т (21%). Найбільше число заходів за аналізований період провели на об'єктах АВ11-2 - 4 940 операцій (35%) і на об'єкті АВ2-3 - 2991 операцій (21%) (Малюнки 3.6 - 3.7).
Малюнок 3.6 - Розподіл обсягів ГТМ по пластах
Малюнок 3.7 - Розподіл питомої доп. видобутку нафти на 1 вкв/опер. по пластах
. 2 Обгрунтування необхідності застосування на родовищі методів впливу на ПЗП
Історія розробки Самотлорского родовища налічує велику кількість проведених досвідчених і експериментальних робіт, спрямованих на вивчення можливостей широкого кола методів збільшення нафтовіддачі (МУН) пластів та інтенсифікації видобутку нафти. При цьому основною технологією витіснення запасів нафти є заводнення об'єктів, успішно освоєний на всіх родовищах Західно-Сибірського регіону. Однак, незважаючи на її безперечні переваги - простоту реалізації та високі техніко-економічні показники - є й негативні аспекти, які на сучасному етапі експлуатації родовища призводять до значного зниження ефективності розробки. Визначальним фактором тут є суттєве погіршення структури запасів.
Збільшення частки малоефективних і важко запасів нафти, насамперед, пов'язано з різношвидкісної виробленням нефтенасищенних пропластков, різних за своїм фільтраційним властивостям. Ця обставина в умовах заводнення об'єктів неминуче призводить до збільшення обводнення продукції свердловин і «затискання» запасів нафти. В даний час відомо кілька причин, що ускладнюють доизвлечения залишкових запасів нафти, всі вони умовно поділяються на геологічні та техногенні фактори.
До геологічним факторів належать:
фактори неоднорідності будови колектора такі, як розірваність і анізотропія по проникності;
капілярні явища, викликані особливостями текстурного будови порід, активністю глинистого матеріалу і смачиваемостью водою поверхні мінерального скелета.
До техногенних факторів належать:
капілярні явища, виявляються в результаті різної швидкості фільтрації витісняючою рідини, хімічної взаємодії закачуваних і пластових флюїдів та охолодження пласта нагнітається водою;
розвиток системи штучних тріщин в привибійній зоні пласта водонагнетательних свердловин, що виникають під дією високого забійного тиску.
Накопичений досвід розробки нафтових родовищ переконливо свідчить, що варіант стандартного заводнення об'єктів часто не тільки виявляється малоефективним в боротьбі з вищепереліченими чинниками, а й сприяє їхньому розвитку. Такий стан справ призвело до розвитку широкого спектру методів і засобів збільшення нафтовіддачі пластів, які поділяються на 4 основні групи: газові, хімічні, фізичні та гідродинамічні.
Початковим етапом апробації МУН на Самотлорском родовищі можна вважати пері...
