Д ОТТМ. Даний фільтр має діаметр 102 мм, 20 отворів на 1м.п. фільтрової частини, діаметр отворів 16 мм.
Також використовується бездротовий фільтр 114х7,4 Д ОТТМ. Даний фільтр має діаметр 114 мм, 32 отворів на 1м.п. фільтрової частини, діаметр отворів 16 мм. Середня довжина горизонтальної ділянки стовбура становить 215 м. Кількість свердловин з довжиною фільтра більш 215 м становить 10 шт.
Всього в період 2009-2013 рр. на Самотлорском родовищі проведено одна тисяча сто тридцять дві скважино-операції по зарізання бічних стовбурів (Таблиця 3.4). Найбільша кількість заходів виконано в 2012-2013 рр. 282 - 278 од., Відповідно.
Таблиця 3.4 - Сумарні показники ефективності ЗБС в 2009-2013 рр.
Об'ектКол-во вкв - опер., едВх СР рік дебіт нафти т/сутВх ??ср рік дебіт жидк. т/сутСр рік доп видобуток нафти, тис. туд. ср рік доп видобуток нафти, тис. т/сквНак доп доб нафти на 1.01.2014 р тис. туд нак доп доб нафти на 1.01.2014 р тис. тКоеф-т еф-ти, д. ед.AB11-215217,252,2337,42,28465,60,4AB138627,9193,8385,14,57869,10,6AB2-311620,2108,5332,32,96655,70,4ab4-529728,2213,91368,24,6308010,40,5AB6-8212,855,27,53,7136,50,5БВ832334,392,11893,15,9569017,60,8в т. ч. БВ8025033,971,11445,25,8427017,10,8в т. ч. БВ81-38435,8163,6448,05,3142016,90,7БВ1010025,281,3330,43,3104710,50,6в т. ч. БВ1001827,649,258,13,21448,00,6в т. ч. БВ101-28224,787,4272,33,390311,00,5БВ16-222322,252,674,63,21416,10,7ЮВ15927,265,6227,93,95619,50,7Итого113227,7127,24956,44,41283011,30,6
Максимальна додатковий видобуток нафти в перший рік роботи отримана в 2008 році і становить 1237,1 тис.т. Максимальний показник питомої додаткового видобутку нафти в перший рік роботи на одну свердловину, припадає на 2007 рік - 6,5 тис.т.
Станом на 1.01.2014 р накопичена видобуток нафти від зарезки бокових стволів, на Самотлорском родовищі, за період 2009-2013 р становить 12830 тис.т, що в перерахунку на одну скважино-операцію становить 11,3 тис.т. Середній приріст дебіту нафти склав 27,7 т/добу, дебіту рідини - 127,2 т/добу (див. Таблиця 3.4).
Таким чином, незважаючи на широкий спектр випробуваних на території Самотлорского родовища методів збільшення нафтовіддачі виявити однозначних позитивних реакцій по пластах (за винятком методів ГРП і ЗБС) практично не вдалося.
Аналіз фактичних даних показує, що причиною цьому найчастіше є відхилення методик проведення робіт від проектних технологій. Серед інших чинників, що негативно позначаються на ефективності впровадження технологій підвищення нафтовіддачі, слід зазначити зашумленность показників роботи свердловин незапланованими ускладненнями і ефектами від паралельно проводилися робіт, а також невідповідність вибору ділянок вимогам конкретної технології підвищення нафтовіддачі.
. 3 Програма застосування методів збільшення видобутку нафти на проектний період
Для підтримки видобутку нафти на Самотлорском родовищі для кожного продуктивного об'єкта розроблена програма ГТМ. Програма включає в себе заходи спрямовані на оптимізацію використання пробуреного фонду свердловин, інтенсифікацію припливу та оптимізацію системи ППД. Для зниження обсягу попутно видобутої води та підвищення охоплення виробленням запасів нафти передбачені заходи щодо обмеження водотоку і ремонтно-ізоляційні роботи. Схема формування програми ГТМ на видобувному фонді свердловин представлена ??на малюнку 3.10.
Малюнок 3.10 - Схема формування програми ГТМ на видобувному фонді свердловин
В якості вихідної інформації для формування програми ГТМ використовувалися карти щільності залишкових запасів нафти за станом на 1.01.2012 р, карти структурних поверхонь і геологічних властивостей пласта, карти ізобар, геолого-промислова інформація про результати досліджень і режимів експлуатації свердловин, інформація про конструкції свердловин і технологіях, застосовуваних на Самотлорском родовищі.
За результатами узагальнення перерахованих матеріалів приймалося рішення про доцільність використання тієї чи іншої технології підвищення нефтеізвлеченія для конкретних об'єктів розробки Самотлорского родовища.
З урахуванням програми робіт на видобувному фонді свердловин формувалися рекомендації щодо оптимізації системи ППД. В залежності від конкретних геологічних умов і завдань оптимізації відбору залишкових запасів нафти запропоновані коригувальні заходи або щодо зниження обсягів закачування, або щодо їх збільшення за допомогою переказу видобувних свердловин під закачування води або шляхом зарізання бічних стовбурів у разі браку існуючого фонду.
Програма ГТМ передбачає ущільнення сітки свердловин зарезку бокових стволів та використанням транзитного ф...
