/>
Рис. 5.30 Середній щоденний дебіт цілої ділянки нижнього олігоцену по кожному місяцю
Рис. 5.31 Середній щоденний дебіт цілої ділянки верхнього олігоцену по кожному місяцю
За розрахунком, видно що, після прокачування ФХМК, дебіти обох свердловин 1013 і 1 014 збільшилися. Однак, дебіт свердловини 1016 знижувався сильніше в порівнянні з теоретичним розрахунком. Це вказує на те, що сумарний результат підвищення нафтовіддачі був незначним.
Визначення кількості збільшення нафтовіддачі
Кількість збільшення нафтовіддачі були розраховані за способом, показаному в методиці підвищення коефіцієнта нафтовіддачі теригенних покладів комплексними фізико-хімічними методами, яка була затверджена Директором СП «Вьетсовпетро» 10 листопада 2010.
Підвищення сумарного видобутку по кожній свердловині розраховувалося по наступному рівнянню, тонн (m3):
QTC=QT - Qcs
QT - підсумований фактичний дебіт в спостережуване час, тонн (m3);
Qcs - основний підсумований, тонн (m3),
Qcs розрахується наступним чином:
1 - K gt
Q cs=q о. N. До kt --------
1 - K g
Де: q про - середній дебіт по кожній свердловині до закачування ФХМК, тонн/(скв.суткі);
N - Кількість календарних днів у кожному місяці, добу;
До kt - Коефіцієнт видобутку для кожної свердловини, Є.Д. У разі після закачування ФХМК, і якщо видобувна свердловина працює періодично, Kkt приймає значення в той момент,
До g - Коефіцієнт зниження потоку до застосування технології, О.Д;
t - Проміжне час аналізу після застосування технології, місяць.
Планована сума дебітів була розрахована підсумовуванням Qcs всіх аналізованих об'єктів.
Результат розрахунку показаний в таблиці 5.3.
Таблиця 5.3
Сума збільшення нафтовіддачі після 12 місяців з моменту закачування ФХМК
Скв.Парам.мая 2012іюн. 2012іюл. 2012ав. 2012сен. 2012окт. 2012нояб. 2012дек. 2012яв. 2013фев. 2013мар. 2013апр. 2013Сумма підвищення нефти104Прог.268254257200238241229231226200217199Факт.302280320233307327345294354236321249Пов.34266333698611663128616108Прог.32929929121823822222021423Факт.33241943630334746543044251Пов.312014585109243210228281171503Прог.506480486383448454434440431381414Факт.513531554353332295430471501395379Пов.75168126507Прог.418384377288332307300294279240252226Факт.392336379342338453260326387372441393Пов.2546146208509Прог.299265256190212202181173160135137121Факт.332360350236279308172176354319321253Пов.3395944667106441510Прог.1029950937713825748751740706608643583Факт.104210241155904993108512101076110993810381116Пов.137421819116833745933640333039553334561013Прог.387360360278321295293291282242258237Факт.453363441262338556430441476474408397Пов.66381-161726113715019423215016014351014Прог.12611159115789210271017951941894773828748Факт.11561063123495211251110991927833531563624Пов.77609893403671016Прог.1074986977747846776763Факт.935895822666697779660Пов.------- 0Ітог7820
Сумарне підвищення нафтовіддачі в течії 12 місяців становить 7 820 тонн. Такий спосіб розрахунку включений в технічну рекомендацію (RD) роботу: Удосконалення технології збільшення нафтовіддачі теригенних покладів комплексними фізико-хімічними та мікробіологічними методами.
ВИСНОВОК І ПРОПОЗИЦІЯ
Висновок:
1. ФХМК являє собою продукт мікробіологічного походження, що має фізико-хімічні характеристики та властивості, що дозволяють підвищити КІН в умовах олігоценом, розроблювальних із застосуванням морської води для ППД (висока солёностойкость і термостійкість).
. Застосовуваний ФХМК помітно усовершенстован (поліпшення початкової в'язкості, термостійкості) в порівнянні з попереднім проектом, в якому об'єктом впливу був ніжнеміоценовие колектора, і підходить для жорстких умов олігоцену родовища Білий Тигр.
. ФХМК технологія має низку переваг: організація і простота виконати, економія обсягу, часу закачування, витрат на роботи.
. Після закачування ФХМК, темп зростання обводнення свердловин сповільнилося, дебіт реагуючих свердловин має тенденцію зростання, питома витрата газу газліфта знижується.
. У період з початку травня 2012р до кінця квітня 2013р, додаткова видобуток нафти склав більш +7820 тонн, тривалість ефекту закачування ФХМК...
