Методы повышения нефтеотдачи и газоотдачи пластов

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное агентство по образованию

Федеральное государственное автономное образовательное

учреждение высшего профессионального образования

Сибирский Федеральный Университет

Институт Нефти и Газа

Кафедра «Топливообеспечения и горюче-смазочных

материалов»

ДОКЛАД

«Методы повышения нефтеотдачи и газоотдачи пластов»

Уткина А.Г.

Красноярск 2012г.



Содержание

Введение

1. Современные методы увеличения нефте- и газоотдачи пластов

· Гидравлический разрыв пласта (ГРП)

· Щелевая разгрузка прискважинной зоны пласта

· Тепловые методы

· Реагентная обработка скважин

· Технология акустической обработки скважин

· Технология электрогидравлической обработки скважин (ЭГУ)

· Азотно-импульсная обработка

· Объемное волновое воздействие на месторождение

· Виброволновое воздействие на породы продуктивного пласта

· Технология электрической обработки скважин

· Реагентно-гидроимпульсно-виброструйная обработка

· Газодинамический разрыв пласта (ГДРП)

2. Оценка эффективности технологий по удельному весу затрат на 1 т дополнительно добытой нефти

Заключение

Список использованных источников и литературы



Введение

Эффективность извлечения нефти и газа из нефтегазоносных пластов современными, промышленно освоенными методами разработки во всех нефтегазодобывающих странах на сегодняшний день считается неудовлетворительной, притом, что потребление нефтегазопродуктов во всем мире растет из года в год. Средняя конечная нефтеотдача пластов по различным странам и регионам составляет от 25 до 40%.

Например, в странах Латинской Америки и Юго-Восточной Азии средняя нефтеотдача пластов составляет 24-27%, в Иране - 16-17%, в США, Канаде и Саудовской Аравии - 33-37%, в странах СНГ и России - до 40%, в зависимости от структуры запасов нефти и применяемых методов разработки.

Остаточные или неизвлекаемые промышленно освоенными методами разработки запасы нефти достигают в среднем 55-75% от первоначальных геологических запасов нефти в недрах. В настоящее время по различным причинам в российских регионах (Урало-Поволжье, Западная Сибирь, север Европейской части РФ) простаивает более 250 тысяч скважин.

Поэтому актуальными являются задачи применения новых технологий нефтегазодобычи, позволяющих значительно увеличить нефте- и газоотдачу уже разрабатываемых пластов, на которых традиционными методами извлечь значительные остаточные запасы нефти уже невозможно.



Современные методы увеличения нефте- и газоотдачи пластов

Для интенсификации добычи нефти и газа, повышения нефтегазоотдачи пластов на разных этапах разработки месторождений углеводородов широко применяются различные по эффективности технологии и методы воздействия.

Метод	Реагент или способ воздействия
Закачка реагентов	Вода, газ, легкие фракции нефти
Тепловые	Горячая вода, пар, внутрипластовое горение, горючеокислительные смеси
Физико-химические	ПАВ, соляная кислота, щелочные растворы и другие химические реагенты
Волновые	Электромагнитные, вибрационные, сейсмоакустические, импульсные
Механические	Гидроразрыв пласта, разбуривание горизонтальными скважинами
Микробиологические	Активация пластовой микрофлоры

Гидравлический разрыв пласта (ГРП)

Теория гидравлического разрыва пласта зародилась в России в конце 50-х годов прошлого столетия. Основоположниками ее стали советские ученые С. А. Христианович и Ю. П. Желтов. Они описали математическую модель вертикальной трещины и дали теоретическое обоснование данному методу. Их формулы до сих пор используются в расчетах проектирования трещины гидроразрыва.

С середины 1980-х годов в России выполнено около 10 тысяч гидроразрывов. Сущность метода заключается в том, что на забое скважины путем закачки жидкости создается давление, превышающее горное, то есть вес вышележащих пород. Порода продуктивного пласта разрывается по плоскостям минимальных напряжений горного давления и за счет продолжающейся закачки жидкости образовавшаяся трещина увеличивается в размерах.

Далее этой же жидкостью транспортируется в трещину расклинивающий агент (проппант), который удерживает ее в раскрытом состоянии после снятия избыточного давления. Таким образом, за счет созданной трещины расширяется область пласта у устья скважины, ранее не использовавшаяся в разработке залежи, и создается высокопроводящий канал для поступления в скважину дополнительной нефти.

Это позволяет увеличить ее дебит в несколько раз, увеличить коэффициент извлечения и тем самым переводить часть забалансовых запасов в промышленные. Применяют жидкости разрыва на водной, углеводородной, пенной и реагентной (кислота, саморасподающийся гель) основе. Основные виды ГРП: однократный (создание одной трещины), многократный (создание нескольких трещин) и направленный.

По дальности разрыва выделяют следующие виды ГРП:

1) локальный разрыв до 5-15 м с объемом закачки до 3 - 5 тонн проппанта. Применяется в высокопроницаемых коллекторах или в залежах, где есть ограничения по геометрическим размерам трещины.

2) глубокопроникающий разрыв до 15-100 м с объемом закачки до 100 тонн проппанта. Используется в коллекторах со средней и высокой проницаемостью.

3) массированный с разрывом более 100 м и объемом закачки более 100 тонн проппанта. Используется в коллекторах с проницаемостью менее 1 мД.

Эта классификация достаточно условна и приведена для нефтяных залежей.

Разработаны такие технологические операции ГРП, как управлением ростом трещин по вертикали, изменение фазовой проницаемости по нефти и воде в трещине и др. В стадии разработки находится технология проведения ГРП в многопластовой залежи и горизонтальных скважинах. В настоящее время проходит адаптация ГРП на газоконденсатном фонде скважин для отработки критериев выбора скважин, режимов проведения разрывов и технологии освоения.

Щелевая разгрузка прискважинной зоны пласта

После бурения скважины в прискважинной зоне создаются кольцевые сжимающие напряжения, существенно уменьшающие проницаемость прискважинной зоны. Кроме того, происходит снижение проницаемости прискважинной зоны за счёт осаждения в коллекторе твёрдой фазы промывочной жидкости. Для устранения этих негативных явлений вторичное вскрытие продуктивного пласта производят при помощи гидропескоструйной перфорации путем перемещения специального перфоратора вдоль вертикальной оси скважины в интервале продуктивного пласта.

При этом по обе стороны от ствола скважины в диаметрально противоположных направлениях на всю мощность пласта создаются линейные горные выработки (щели) шириной каждая с диаметр скважины, длиной - 700-1000 мм. За счёт этого происходит разгрузка прискважинной зоны, чем обеспечивается улучшение ее коллекторских свойств.

Для обработки скважин используют оборудование аналогичное используемому при ГРП. Производительность может быть 4 - 5 скважин в месяц при вскрытии продуктивного пласта эффективной мощностью 8-10 метров.

Тепловые методы

Нагнетание в пласт теплоносителя (горячей воды или пара с температурой до 400 °С) позволяет значительно снизить вязкость нефти и увеличить ее подвижность, способствует растворению в нефти выпавших из нее асфальтенов, смол и парафинов.

Метод внутрипластового горения заключается в том, что после зажигания тем или иным способом нефти у забоя нагнетательной (зажигательной) скважины в пласте создается движущийся очаг горения за счет постоянного нагнетания с поверхности воздуха или смеси воздуха с природным газом. Образующиеся впереди фронта горения пары нефти, а также нагретая нефть с пониженной вязкостью движутся к эксплуатационным скважинам и извлекаются через них на поверхность.

Реагентная обработка скважин

Для этого используют органические и минеральные вещества в жидкой или твердой фазе. По механизму взаимодействия с кольматирующими (закупоривающими) образованиями - это минеральные (глинистые) или органические (парафины, смолы, асфальтены) образования, выпадающие в твердой фазе в поровом пространстве и каналах фильтрации - и породами продуктивного пласта реагенты могут быть подразделены на следующие типы:

1) кислотного действия, растворяющая способность которых основана на кислотных свойствах водного раствора, определяемых концентрацией ионов водорода;

2) окислительно-восстановительного действия, реакции которых основаны на переносе электронов от восстановителя к окислителю, что сопровождается изменением фазового состояния компонентов, входящих в состав реагирующих веществ;

3) комплексного действия, обеспечивающие образование растворимых комплексных соединений с участием моно- и поливалентных металлов;

4) полифункциональные реагенты. Их растворяющая способность основана на сочетании кислотного и окислительно-восстановительного действия на кольматирующие образования и породы продуктивного пласта.

К примеру, в «Татнефти» в результате реагентной обработки 1139 нефтяных скважин их дебит в среднем возрос в 2,5 раза, и дополнительная добыча нефти составила 1110 т при успешности обработок 83,5 %. При этом длительность эффекта составила в среднем 21 месяц.

В ЗАО «Норд Сервис» разработана технология реагентной разглинизации скважин в терригенных коллекторах,. При обработке по этой технологии 159 скважин их дебит в среднем увеличился в 2,1 раза, а добыча нефти возросла на 1208 т при успешности обработок 88,7 %. При этом длительность эффекта обработки составила в среднем 9 месяцев.

Технология акустической обработки скважин

Технология акустической обработки скважин основана на преобразовании электрической энергии переменного тока в энергию упругих волн с частотой колебаний 20 кГц в интервале перфорации скважины. Частота ультразвуковой волны определяет её специфические особенности: возможность распространения направленными пучками и возможность генерации волн, переносящих значительную механическую энергию.

При взаимодействии акустического поля с фазами горных пород достигается: увеличение их проницаемости благодаря изменениям структуры пустотного пространства; разрушение минеральных солеотложений; акустическая дегазация и снижение вязкости нефти; вовлечение в разработку низкопроницаемых и закольматированных пропластков пород продуктивного пласта. Технология обеспечивает сохранение целостности эксплуатационной колонны и цементного кольца за ней и низкие затраты. При этом используется мобильная малогабаритная аппаратура, процесс воздействия является технически и физиологически безопасным и экологически чистым. Время обработки одной скважины не превышает 8 часов.

Для акустической обработки в первую очередь рекомендуется выбирать скважины при снижении продуктивности в процессе эксплуатации более чем на 30%, фильтрационной неоднородности по мощности пласта, отсутствии заколонных перетоков в скважине, наличии перемычек мощностью более 1 м, разделяющих интервал перфорации от водонасыщенного пласта, и др.

Аппаратура для акустической обработки скважин состоит из скважинного источника акустических колебаний магнитострикционного или пьезокерамического типа и наземной геофизической станции, которая содержит генератор и орган управления частотой и интенсивностью акустического поля, создаваемого скважинным генератором.

По результатам геофизических исследований в продуктивном пласте устанавливают интервалы обработки. Спуск и подъем излучателя в интервал перфорации осуществляется каротажным подъемником на геофизическом кабеле. Режим работы скважинного снаряда может быть непрерывным (монохроматическое излучение) и импульсным. При импульсном режиме шире спектр частот, что позволяет реализовать условия резонанса в обрабатываемой среде, и при этом амплитудное значение энергии в импульсе существенно выше, чем в непрерывном излучении. Успешность обработки достигает 80%.

Технология электрогидравлической обработки скважин (ЭГУ)

При электрическом разряде между двух электродов в жидкой среде происходит формирование канала сквозной проводимости с последующим его расширением до схлопывающейся низкотемпературной плазменной каверны, образующей ударную волну и волны сжатия. Время действия ударной волны не превышает 0,3 х10^-6 сек. Распространяясь в прискважинной зоне, она разрушает кольматирующие образования. Основными параметрами электрогидравлической обработки, определяющими ее эффективность, являются давление ударной волны и число генерируемых импульсов вдоль интервала перфорации.

Устройство для электрогидравлической обработки скважины состоит из наземной части и скважинного снаряда, соединенных между собой геофизическим кабелем. В наземную часть устройства входит преобразователь и каротажный подъёмник. Скважинный снаряд состоит из зарядного блока, емкостей накопителей, разрядника и электродной системы.

Скважинный снаряд устанавливают в интервале обработки и начинают генерацию импульсов высокого напряжения с последовательным перемещением устройства вдоль интервала перфорации. В результате импульсного воздействия на прискважинную зону происходит увеличение проницаемости продуктивных пород и, как следствие, увеличение в 2-4 раза дебита скважины. Время обработки одной скважины - от 6 до12 часов, успешность - 85-90 %, дополнительно получаемая нефть не превышает 526 т.

Азотно-импульсная обработка

Технология предназначена для избирательного воздействия импульсами давления, которые создают газогенераторы, на локальные участки наибольшей нефтенасыщенности в интервале перфорации скважины. Эффект достигается за счёт восстановления фильтрационных свойств прискважинной зоны. Импульсы давления разрушают кольматирующие образования, увеличивая проницаемость прискваженной зоны.

Областью применения технологии являются низкодебитные и простаивающие скважины. Она может быть использована и для повышения производительности действующих скважин при регламентной замене погружного оборудования, а также для увеличения дебита нагнетательных скважин.

Газогенераторы заряжаются азотом до давления 100 атм. Комплект погружных газогенераторов для пяти- и шестидюймовой обсадной колонны устанавливают в интервале обработки пласта. В ходе обработки на протяжении 1,0-1,5 метра вдоль ствола скважины генерируется импульсы давления до 120,0-150,0 Мпа. При этом в зависимости от состояния зоны обработки регулируются параметры импульсного воздействия по амплитуде, частоте и длительности импульсов. Время обработки скважины не превышает 24 часов. Весь комплекс оборудования смонтирован в автомобиле повышенной проходимости «Урал».

В Широтном Приобье на месторождениях компании «ЮКОС» успешность обработок 50 скважин составила 90 %, в среднем их дебит возрос в 3,7 раза, а количество отобранной нефти на одной скважине увеличилось на 510 т.

Объемное волновое воздействие на месторождение

При этом на поверхности месторождения нефти специальным образом создаются монохроматические колебания определенной амплитуды, распространяющиеся в виде расходящегося конуса от поверхности до нефтяного пласта, охватывая объем в зоне радиусом 1.5-5 км от эпицентра воздействия.

Технология предназначена для интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи неоднородных продуктивных пластов с карбонатными и терригенными коллекторами различной проницаемости (терригенные - коллекторы, представленные породами различного минерального состава с различной степенью глинистости, с разным составом и характером цементирующих веществ). Применяется на разных стадиях эксплуатации месторождений при выработанности запасов и обводненности не более 70 %. Радиус зоны воздействия от одного виброисточника составляет 3 км при глубине залегания продуктивных пластов 2,5 -3 км.

Технология создает объемный характер воздействия на нефтяную залежь и обеспечивает интенсификацию добычи за счет ряда факторов, каждый из которых или в сочетании друг с другом может преобладать в определенных геолого-технических условиях, способствуя добыче дополнительной нефти.

К таким факторам при разработке пластов заводнением относятся: изменение вязкости нефти и фазовой проницаемости коллектора для нефти и воды, ускорение гравитационной сегрегации остаточной нефти (гравитационное отделение в поровом пространстве нефти от породы при различного вида воздействиях), активизация систем макротрещин за счет вибрации и подвижки блоков, дегазация с вытеснением нефти газом из тупиковых пор, вовлечение в разработку обтекаемых водой нефтяных целиков (невыработанные зоны продуктивного пласта со стянутыми порами).

В результате такого рода комплексного воздействия происходит снижение влияния зональной и послойной неоднородности на отдачу продуктивных пластов, улучшается охват месторождения разработкой, снижается обводненность при улучшении физико-химических свойств нефти. Продолжительность воздействия на залежь в цикле - до года и более.

Для возбуждения волновых колебаний используются серийные виброисточники, генерирующие колебания с частотой 8-18 Гц. Количество виброисточников на одном месторождении выбирается в зависимости от необходимой площади охвата месторождения или его участка. Технология эффективно применялась в терригенных и карбонатных коллекторах на 7 месторождениях. В зоне воздействия находилось 205 скважин, из которых в среднем реагировало на воздействие 75,6 %. При этом добыча нефти увеличилась в среднем на 33,5%.



Виброволновое воздействие на породы продуктивного пласта

Виброволновое воздействие на породы продуктивного пласта создается при работе штангового насоса, упирающегося в зумпф (отстойник, внутреннее пространство скважины, расположенное ниже интервала перфорации) через специальный хвостовик и колонну труб. В результате воздействий в массиве формируются волны упругих деформаций, которые распространяются на большие расстояния от скважины и обеспечивают получение значительных эффектов, как в самой возбуждающей скважине, так и в скважинах, расположенных в радиусе 2-2,5 км от нее.

Инфранизкочастотные упругие колебания формируют в пласте зону разуплотнения, что улучшает его фильтрационные характеристики.

Строго необходимым условием реализации технологии является определение и соблюдение технологических и технических параметров, обеспечивающих возможность параметрического резонанса на одной из частот, кратной частоте работы штангового насоса в системе насос - опорная колонна - порода зумпфа.

Технология эффективно реализуется при выполнении следующих условий:

выработанность запасов месторождения не должна быть более 50 -70%, обводненность - 60-80 %, наличие в центре участка с радиусом 2 - 2,5 км хотя бы одной скважины, оборудованной штанговым насосом для отбора нефти, для использования ее в качестве возбуждающей. Ограничений по литологическому составу коллектора, свойствам нефти, пластовому давлению и температуре не существует. На 8 месторождениях нефти, включая Самотлорское, в радиусе воздействия положительный эффект фиксировался в 75% добывающих скважин, в остальных 25% дебит снижался или не менялся. Увеличение общей добычи достигало 20-30 %.



Технология электрической обработки скважин

Технология электрической обработки скважин предназначена для снижения обводненности добываемой жидкости на добывающих нефтяных скважинах, восстановления их производительности, отсечки газовых конусов, а также для восстановления характеристик нагнетательных скважин. Объектами применения технологии являются как терригенные, так и карбонатные коллектора с глубиной залегания до 2000 м и 3000 м соответственно.

Как правило, обработке подлежат скважины с обводненностью продукции 40-85% и дебитом по жидкости 10-85 м³/сутки при неоднородных пластах с чередующейся высокой и пониженной пористостью.

Сущность технологии основана на том, что при пропускании через нефтяной пласт импульсов электрического тока происходит выделение энергии в тонких капиллярах. Когда количество выделяемой энергии превышает некое пороговое значение, наблюдаются изменения структуры пустотного пространства микронеоднородной среды и пространственных структур фильтрационных потоков.

В скважинах происходят разрушение кольматанта и прилегающих слоев горной породы, газовая кольматация, разрушение двойных электрических слоев, изменение поверхностного натяжения на границе раздела фаз. После окончания электровоздействия на пласт в результате изменения пространственной структуры фильтрационных потоков в породе обводненность добываемой нефти оказывается значительно сниженной на длительный период времени.

В общем случае для реализации технологии возможны несколько схем подключения к скважинам. Чаще используется схема подключения двух рядом расположенных скважин к колонным головкам. Источником питания служит дизель-генератор с понижающим трансформатором или высоковольтный трансформатор. С выхода силового блока разнополярный импульсный ток через силовые кабели подается на металлическую арматуру устьев двух намеченных для электровоздействия скважин. Продолжительность электровоздействия на пласт составляет 20-30 часов. При этом отсутствует негативные воздействия на обсадные колонны и другое скважинное оборудование.

Разработана и начинает внедряться схема подключения к колонной головке одной скважины с использованием заземления. В качестве заземления используются 50 металлических стержней, которые выполняют роль второго электрода.

По схеме подключения двух скважин на месторождениях Западной Сибири произвели обработку 450 скважин. Их дебит был увеличен в среднем в 2,5 раза при существенном снижении обводненности продукции. Продолжительность действия эффекта в среднем составило 32,4 месяца.

Реагентно-гидроимпульсно-виброструйная обработка

Технология реализуется при помощи виброструйного декольмататора, разрушающего кольматирующие образования закачкой в призабойную зону кислот или других реагентов путем многократных гидравлических ударов и выноса на поверхность продуктов реакции. Устройство позволяет производить несколько циклов воздействия (закачки и вызова притока) за одну спускоподъемную операцию. При этом в каждом новом цикле увеличи-вается радиус обработки, и новая порция реагента воздействует на следующий слой.

Принцип работы декольмататора основан на том, что в подпакерном пространстве в интервале перфорации периодически создается импульсное избыточное давление, при котором в пласт подается очередная порция зака-чиваемого реагента (подпакерное пространство - внутренний объём скважины, расположенный под пакером - уплотнительным элементом, создающим герметичный контакт трубы с коллекторм).

Процесс происходит в режиме гидроудара, что облегчает проникновение реагента в пористую среду, приводит к разрушению кольматанта и повышает эффективность воздействия. В разработанном устройстве величина импульса давления может варьироваться в пределах 2,0-10,0 МПа. Затем без проведения спускоподъемных операций и без замены подземного оборудования производится запуск струйного насоса и осуществляется вынос продуктов разрушения и отработанного реагента из пласта.

Технология предназначена для комбинированной обработки скважин в низкопроницаемых высокоглинистых коллекторах, а также коллекторах средней и даже высокой проницаемости, фильтрационные характеристики которых значительно - на порядок и более - снижены в процессе бурения, первичного вскрытия пласта или эксплуатации скважины.

В период с 2002-го по 2006 год обработка призабойной зоны пласта этим способом проведена на 17 скважинах. Коэффициенты их продуктивности возросли в 2,3-5,9 раз. Приросты дебитов нефти в среднем составили 8,4 т/сутки. Дополнительная добыча нефти составила в среднем 1129 т на скважино-обработку, что в 3 раза превышает результаты традиционной обработки призабойной (перфорированной прискважинной) зоны.

Газодинамический разрыв пласта (ГДРП)

Технология разработана в ЗАО «Пермский инженерно-технический центр «ГЕОФИЗИКА». Для её реализации используют твердотопливные генераторы давления с сжиганием пороха и жидкие термогазообразующие композиции.

Механическое воздействие при ГДРП осуществляется в два этапа. На первом этапе твердотопливные генераторы давления создают импульс давления с крутым фронтом большой амплитуды и достаточно малым временем действия (доли секунд). Величина максимального давления превосходит давление разрыва пласта. В этом случае в пласте будет образовываться сетка мелких трещин. На втором этапе происходит сгорание композиции.

Сгорание характеризуется длительным временем действия (несколько секунд) и амплитудой давления, достаточной для разрыва пласта и увеличения длины и раскрытия (зияния) мелких трещин, образовавшихся при горении на первом этапе.

При ГДРП скважинная жидкость, термогазообразующие композиции и продукты горения проникают в пласт под импульсным воздействием давления не путем фильтрации через пористую среду, а по естественным и вновь образованным трещинам, как клин расширяя и распространяя их вглубь пласта.

Причем длина образующейся трещины больше длины самого клина. Образующиеся в пласте остаточные вертикальные трещины не требуют закрепления, что обусловлено свойством горных пород необратимо деформироваться при динамическом нагружении и разгрузке. Оценки показывают, что длина остаточных трещин, образуемых при ГДРП, может достигать 25-30 м, а раскрытие (зияние) остаточных трещин составляет 2-8 мм. Компоненты композиций не загрязняют пласт и обладают разглинизирующими свойствами.

Тепловое воздействие продуктов горения состоит в растворении высокомолекулярных отложениий парафина, асфальтенов и смолистых веществ и снижении вязкости нефти в прискважинной зоне пласта путем передачи тепла от газообразных продуктов горения, температура которых может достигать соответственно 22500 и 14500 К.

Физико-химическое воздействие на пласт продуктов горения проявляется в снижении коэффициентов вязкости и поверхностного натяжения нефти на границе с водой, частичном растворении карбонатов и пластового цемента. При снижении давления в скважине и его пульсации происходит очистка трещин и перфорационных каналов от песчано-глинистых частиц и продуктов реакции.

Для проведения ГДРП выбирают скважины, удовлетворяющие следующим условиям. Коллектор - известняки, пористые трещиноватые доломиты, песчаники с прослоями аргиллитов, алевролитов и глин. Гидростатическое давление в интервале обработки - не менее 10 МПа. Статический уровень - не менее 200 м от устья скважины. Глубина скважины должна быть более 1200 м.

Технология гидродинамического разрыва пласта применялась на месторождениях нефти в Западной Сибири, Волгоградской, Пермской и Калининградской областях, и др. При обработке 43 скважин 26 скважин были бездействующими. Среднее приращение дебита скважин в результате обработки составило 13,8 т/сутки и дополнительно получаемая нефть при одной скважино - операции составила 2525 т. При этом продолжительность действия эффекта находилась в пределах 6-18 месяцев.

Для рассматриваемых технологий в таблице представлены в порядке возрастания результаты оценки удельного веса затрат на 1 т дополнительно добытой нефти.

Комбинация методов повышает эффективность обработки скважин.

Оценка эффективности технологий по удельному весу затрат на 1 т дополнительно добытой нефти

№	Технология	Технологические показатели
		Кол-во скважин (выборка)	Успешность обработок, %	Приращение дебита, т/сутки	Продолжительность эффекта, месяцев	ДQ, т *
1	Электрическая обработка скважин	450	92	13,1	32,4	6500
2.	Газодинамический разрыв пласта	43	82,5	13,8	12	2525
3.	Акустическая обработка	1833	78,5	9,9	7,3	1101
4.	Реагентно-гидроимпульсно-виброструйная обработка	17	-	8,4	9,0	1129
5.	Реагентная обработка	1898	89,6	5,8	12,4	1106
6.	Гидравлический разрыв пласта	1578	70	12,5	43,7	8307
7.	Электрогидравлическая обработка	50	87,5	5,1	7,2	522
8.	Щелевая разгрузка пласта	152	72,4	6,6	34	3397
9.	Азотно-импульсная обработка скважин	50	90	5,1	6,1	470
10.	Виброволновое воздействие	36	75	-	10	1356
11.	Объемное волновое воздействие	205	75,7	-	12	632

* ?Q, т - дополнительная добыча нефти из скважины за счёт её обработки, т

** Стоимость, тыс. руб. - стоимость обработки одной скважины



Заключение

добыча пласт нефтегазоотдача месторождение

Таким образом, мировой опыт свидетельствует, что востребованность современных методов увеличения нефтегазоотдачи растет, их потенциал в увеличении извлекаемых запасов внушителен. Этому способствует и то обстоятельство, что себестоимость добычи нефти и газа с применением современных методов увеличения нефтегазоотдачи по мере их освоения и совершенствования непрерывно снижается и становится вполне сопоставимой с себестоимостью добычи нефти традиционными промышленно освоенными методами.



Список использованных источников и литературы

1. Практика и перспектива применения плазменно-импульсного воздействия на пласты для повышения степени извлечения нефти // журнал Инженер-нефтяник #3 март 2008, - стр. 12

2. Гиматудинов Ш.К. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатаций нефтяных месторождений. М: Недра, 1983г.

3. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: Недра.1988. под ред. Гиматудинова Ш.К.

4. Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела: Учебник для вузов. - Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2005

Размещено на Allbest.ru