фізико-хімічних властивостей рідини, газового фактора, розчинності газу в нафті і так далі.
За інших рівних умов подача насоса залежить від об'єму газу потрапляє разом з нафтою в насос і знижує його об'ємний коефіцієнт подачі через недосконалість існуючих свердловинних газосепараторов. Боротьба з шкідливим впливом газу здійснюється збільшенням занурення насосів під динамічний рівень.
Раціональну глибину занурення насосів визначають дослідним шляхом. Електроцентробежние насоси цілком задовільно працюють при зануренні 450-600 метрів (по вертикалі).
Занурення насосів на глибини, що перевищують зазначені призводить до незначного збільшення коефіцієнта подачі і тому недоцільно.
У свердловинах Троїцького родовища натиск установок ЕЦН забезпечує висоту подачі рідини 1100-1200 метрів при тиску на гирлі свердловини 1.5 МПа. Електроцентробежние насоси рекомендується встановлювати на глибини 1600 метрів при цьому динамічний рівень необхідно підтримувати на глибині не менше 1 000 метрів.
Висновки:
. Близько 40% дійсного фонду видобувних свердловин мають резерви для видобутку нафти.
. Дано раціональні інтервали зміни основних параметрів насосних установок.
Таблиця 2.2
Характеристика фонду свердловин ЦДНГ - 1 ТОВ НГВУ «Октябрьскнефть» по дебіт нафти на 01.11.2002 р.
ПоказателіСкважін0 - 0,3 т/добу 0 - 1 т/добу gt; 2 т/добу lt; 5 т/сут90 225 81 14
Таблиця 2.3
Характеристика фонду свердловин ЦДНГ - 1 ТОВ НГВУ «Октябрьскнефть» по дебіт рідини на 01.11.2002 р.
ПоказателіСкважін0 - 2 м3/сут 2 - 5 м3/сут 5 - 10 м3/сут gt; 10 м3/сут в т.ч. gt; 50 м3/сут в т.ч. gt; 100 м3/сут159 83 62 54 18 листопада
2.3 Сучасні технології підвищення нафтовіддачі застосовувані в ТОВ НГВУ Октябрьскнефть
Технологія і техніка підтримки пластового тиску
Щорічне нарощування видобутку нафти з використанням системи ППД нерозривно пов'язано із зростанням обводнення продукції свердловин і необхідністю реалізації збільшуються обсягів попутно видобувається води. Останнє досягається з розвитком системи ППД, тобто всі ланки нафтопромислового господарства взаємопов'язані.
Обробка привибійну зон ПАР
Обробка привибійної зони розчинами ПАР проводиться за наступною схемою: зі свердловини піднімають підземне обладнання, і експлуатаційну колону шаблоніруют, ретельно промивають забій, піднімають труби з шаблоном, на 15-30 м вище верхніх отворів інтервалу перфорації спускають пакер і спресовують його, причому кінець труби під пакером повинен знаходитися проти нижніх перфораційних отворів. Готують розчин ПАР з розрахунку 0,1% на 3-10 м 3 води; готовий розчин закачують в НКТ і продавлюють в пласт водою. Обсяг продавочной води береться рівним обсягу НКТ. Свердловину залишають під тиском на 24 години, після чого проводитися зняття тиску, розгерметизація пакера, промивка свердловини, підйом пакера, спуск підземного обладнання і пуск свердловини в експлуатацію [6].
Кислотні обробки привибійної зони пласта
У ТОВ НГВУ Октябрьскнефть для поліпшення колекторських властивостей привибійної зони пласта застосовуються такі види кислотних обробок:
а) солянокислотного обробка;
б) Термопенокіслотная обробка;
г) Нефтекіслотная обробка;
д) Нефтепенокіслотная обробка;
солянокислотного обробка. Аналіз великої числа простих солянокислотного обробок (197) на нафтових покладах ТОВ НГВУ Октябрьскнефть показав, що висока успішність цих обробок (за додатково видобутої нафти на одну обробку від 494,8 т до 373,3 т) відповідає безводний період розробки або періоду початкового обводнення покладів (до 20%). При обводнення понад 30-40% середня ефективність різко падає (у п'ять разів) [10].
При тиску понад 5,65 МПа і t=20 ° С (середня температура проти привибійної зони пластів свердловин ТОВ НГВУ Октябрьскнефть 24 ° С) швидкість взаємодії кислоти з породою при подальшому підвищенні тиску практично не змінюється. Значить, при цих тисках основну роль грає лінійна швидкість закачування кислоти, яка дозволяє скоротити час контакту кислоти з породою, що сприяє просуванню кислоти в активному стані вглиб пласта, збільшенню ступеня охоплення порід пласта за рахунок високих перепадів тиску і залученню в роботу малопроникних ділянок.
З досвіду гідророзриву пласта на свердловинах ТОВ НГВУ Октябрьскнефть встановлено, що розвиток тріщин, що пр...
