ляція між динамікою газліфта і кількістю витягнутою нафти шляхом закачування ФХМК.
Рис. 5.13 Динаміка використання газу для газліфта на свердловині 509
Результати на малюнку 5.13 показує, що після прокачування ФХМК, на свердловині 509 кількість газліфта на тонну видобутої нафти зменшилася, в той же час середньодобовий дебіт нафти виріс незначно. Після цього періоду, дебіт нафти зменшується, незважаючи на те, що витрата газліфтного газу на одиницю нафти виріс. Можна побачити тривалість ефекту близько 3-х місяців. Вплив відбувається по-різному і залежить від відстані і межуровневого гідродинамічної взаємодії для цілої ділянки-об'єкта.
Рис. 5.14 Динаміка витрати газліфтного газу на свердловині 510
Для свердловини 510 (рис. 5.14), ефективність ФХМК почалася через 2 місяці після прокачування. Ефект тривав з липня по грудень. Протягом цього періоду, кількість газліфтного газу на одиницю вилучення нафти зменшилася і дебіт нафти трохи знизився. Загальна оцінка кореляції між динамікою газліфта і впливом закачування ФХМК для цілої ділянки-об'єкта показані на малюнку 5.15.
Рис. 5.15 Кореляція між потоком газліфтнога газу на 1 тонну видобутої нафти і дебітом нафти цілої ділянки Нижнього Олігоцену
Результати показують, що, кількість газліфта на одну тонну витягуваної нафти трохи зміниться, але сума дебітів нафти цілої ділянки-об'єкта підвищується. Ця сума дебітів нафти витримується протягом 8 місяців. Це співвідношення вказує на позитивний ефект закачування ФХМК.
.2.2 Динаміка витрати газліфтного газу для цілої ділянки-об'єкта у верхньому олігоцені
Таблиця 5.2
Витрата газу для цілої ділянки-об'єкта у верхньому олігоцені
МесяцСкважіна 1013Скважіна 1014Скважіна 1016Расход газу для газліфта (m 3/добу) 11.201112951.1515297.2215282.5112.201112966.7515000.1616071.871.201213040.6215066.9716079.252.201213045.0125741.0317061.623.201213125.930495.916054.24.201213045.3130061.5715906.125.201213088.5229669.7615986.956.201213146.130268.5416150.317.201213042.629048.7815967.88.201213316.0831131.7616134.759.201213085.9830227.516136.8510.201213074.9130056.3316047.7911.201212975.3929765.5715900.3412.201212079.6429831.5215836.651/20131303330188.9515961.142/201313013.853008615987.963/210313067.1429964.2916151.314/201312968.5129876.5815926.9
Витрата газліфтного газу до і після закачування ФХМ комплексу для свердловин в олігоцені різний. Майже без змін по кожній свердловині. Зокрема, для свердловини +1014, раптово підвищився витрата газліфтного газу (майже в 2 рази) з січня 2012 року, а потім стабілізувався.
Рис. 5.16 Динаміка газліфта свердловини 1013
Графік на малюнку 5.16 показує, що дебіт нафти і кількість газліфтного газу на одну тонну витягуваної нафти зі свердловини +1013 показали зворотні тенденції з симетричними точками екстремуму, особливо в п'ятому місяці після закачування КМФХ. Після цього, така тендеція зменшилася і була не явною. Щоденний витрата газліфтного газу і дебіт нафти коливалися незначно. Це може бути пояснено тим, що закачування ФХМК допомагала підвищувати дебіт нафти значно протягом 5 місяців а також після. Ефект підвищення знижувався поступово. Можна більш явно побачити вплив ФХМК при аналізі динаміки видобування нафти в наступному розділі.
Рис 5.17 Динаміка газліфта в свердловині 1 014
У разі свердловини 1014 (рис. 5:17), перед закачуванням ФХМК, дебіт нафти і витрата газліфта були пропорційні один одному. Після прокачування ФХМК, кількість газу для газліфта на одну тонну вилучення нафти залишилося відносно стабільним протягом 5 місяців і збільшилася на шостому місяці. Дебіт нафти має тенденцію до зниження в кінці періоду. Необхідно відзначити, що не спостерігається кореляції оцінки ефективності витрати газу газліфта і впливом закачування ФХМК.
Рис 5.18 Динаміка газліфта в свердловині 1016
Видно, що для свердловини +1016 (рис. 5.18) кількість газліфта на одну тонну нафти підвищується, але дебіт нафти знижується. Тут проведення газліфта і закачування ФХМК майже не впливає на дебіт нафти. Це спостереження більш очевидно при аналізі динаміки видобування нафти. Можна резюмувати, що процес газліфта і закачування ФХМК має певні позитивні впливу на підвищення нафтовіддачі зі свердловин олігоцену. Однак, це позитивний вплив для кожної свердловини різному.
.3 Аналіз динаміки нафтовіддачі
Динаміка видобутку нафти, яка буде проаналізована і оцінена в двох кластерах експлуатаційних і нагнітальних свердловин наступним чином: - Перший кластер свердловин в нижньому олігоцені - Бі...
