Результаты внедрения технологии ВДХВ на месторождениях ОАО «АНК Башнефть» за период 2001-2008 год. Доп. добыча нефти на 1 скв. - 530 т. Продолжительность эффекта более 12 месяцев Карбонатные коллекторы Терригенные коллекторы ярус, горизонт Б аш кирский М осковский 2 4 6 т/сут Кс Турнейский А ртинский 1 2 3 4 5 ярус, горизонт т/сут Кн Пн ТТНК 1 2 3 4 ярус, горизонт т/сут Кн ТТД 1 2 3 4 ярус, горизонт т/сут Дв Прирост дебитов нефти - в 2 раза Успешность работ - 90% Снижение обводненности продукции – 4% (средние значения)
20
Embed
Результаты внедрения технологии ВДХВ на месторождениях ОАО «АНК Башнефть»
т / сут. т / сут. ярус, горизонт. Кс. Кн. Пн. т / сут. т / сут. ярус, горизонт. ярус, горизонт. Кн. Дв. Результаты внедрения технологии ВДХВ на месторождениях ОАО «АНК Башнефть» за период 2001-2008 год. Карбонатные коллекторы. ярус, горизонт. Терригенные коллекторы. - PowerPoint PPT Presentation
Welcome message from author
This document is posted to help you gain knowledge. Please leave a comment to let me know what you think about it! Share it to your friends and learn new things together.
Transcript
Результаты внедрения технологии ВДХВ на месторождениях ОАО «АНК Башнефть»
за период 2001-2008 год.
Доп. добыча нефти на 1 скв. - 530 т.
Продолжительность эффекта более 12 месяцев
Карбонатные коллекторы
Терригенные коллекторы
ярус, горизонт
БашкирскийМосковский
0
2
4
6т/сут
КсТурнейский
Артинский
0
1
2
3
4
5
ярус, горизонт
т/сут
Кн Пн
ТТНК
0
1
2
3
4
ярус, горизонт
т/сут
КнТТД
0
1
2
3
4
ярус, горизонт
т/сут
Дв
Прирост дебитов нефти - в 2 раза
Успешность работ - 90%
Снижение обводненности продукции – 4%(средние значения)
Профили приемистости по скв. 4468 Ново-Елховского месторождения (пласт D1 верхнего девона) ОАО «Татнефть» до и после обработки
Профили притока по скв. 708 (пласт Б-4) Приразломного месторождения НК «ЮКОС» до и после обработки
Q*=450 м3/сут,Р=8,0 МПа
Q=25 м3/сут,Р=8,0 МПа
Q=600 м3/сут,Р=8,0 МПа
Начальный До обработки После обработки
Инт
ерва
л пе
рфор
ации
, м
1821.0
1816.0
0 20 % 0 20 % 0 20 40 %
Приток нефтиQ=5 т/сут
До обработки
Инт
ерва
л пе
рфор
ации
, м
0 8 % 0 8 16 24 %2630.0
После обработки
2600.0
Приток нефтиQ<1т/сут.
1492.8
1494.4
1496.0
1497.6
1499.2
1501.00 2 4 6 %
До обработки: 05.02.90 г.
0 2 4 6 8 10 12 14 %
После обработки: 09.02.90 г.
И н
т е
р в
а л
п е
р ф
о р
а ц
и и
[m
]:
Приемистость Q = 100 м /сут,
при давлении закачки Р = 10.0 МПа.
Приемистость Q = 546 м /сут,
при давлении закачки Р = 8.0 МПа.
Профили приемистости по скважине 3057 Бураевского месторождения НГДУ "Краснохолмскнефть".
1397.0
1395.0
1393.0
1399.0
1413.0
1415.0
1417.0
0 2 4 6 %
До обработки: 30.04.89 г.
И н
т е
р в
а л
ы
п е
р ф
о р
а ц
и и
[м
] :
Приемистость Q = 0 м /сут,
при давлении закачки Р = 13.0 МПа.
0 2 4 6 8 10 12 %
После обработки: 06.05.89 г.
Приемистость Q = 597 м /сут,
при давлении закачки Р =10.0 МПа.
Профили приемистости по скважине 697 Игровского месторождения НГДУ "Краснохолмскнефть".
2068.0
2069.0
2070.0
2071.0
2072.0
2073.0
0 2 4 6 %
До обработки: 09.04.89 г.
И н
т е
р в
а л
п е
р ф
о р
а ц
и и
[m
] :
Приемистость Q = 30 м /сут,
при давлении закачки Р = 13.0 МПа.
0 2 4 6 8 10 12 14 16 %
После обработки: 13.04.89 г.
Приемистость Q = 190 м /сут,
при давлении закачки Р =13.0 МПа.
Профили приемистости по скважине 94 Сатаевской площади НГДУ "Аксаковнефть".
1
1,5
0,1
2,2 2,7
7,1
0,7
0,9
1,6
0,2 1,7 3,6
Кпр, после
ε, до
ε, после
640с1 Кпр, до 1398с1 319с1
Коэ
фф
. про
д. К
пр
[м
3 /сут
.• М
Па]
.
Гид
ропр
овод
ност
ь ε
, [1
0-14 м
3 /мП
а*с]
.
Фильтрационные характеристики ПЗП и продуктивность скважин Туймазинского месторождения ОАО «АНК Башнефть» до и после проведения работ по технологии ВДХВ
Индекс пласта,
ярус/гори-зонт
Типы кол-
лекторов
Кол-во скважин
Успеш-ность,
%
Прирост дебитов нефти, т/сут
Средние изменения обводнен-
ности скв. , %
Ср.технол. эффект на 1
скв., тыс. т
Доп. добыча нефти, тыс.т
D1ps + D0
kn
пашийский+кынов-
ский
Терр. 164 93 0,5-14,0 -5.6 1.3 194
C12bb
бобриковский
Терр. 62 97 0.3-6.8 -2.8 2.7 127
C1tur
турнейский
Карб. 176 97 0.3-8.5 -3.4 1.6 278
C1bash
башкирский
Карб. 1 100 8.1 0.0 15
Итого 403 96 614Прирост дебитов скважин в среднем - в 3 раза (2,5 т/сут)Снижение обводненности продукции в среднем - на 4 %Ср. доп. добыча нефти на 1 скв.-операцию - 1520 т. Успешность работ в среднем – 96%Ср. продолжительность эффекта - 30 мес.
а) добывающие скважины
Результаты внедрения технологии ВДХВ на Ново-Елховском месторождении ОАО «Татнефть» за период 1996-2005гг
Результаты внедрения технологии ВДХВ на Ново-Елховском месторождении ОАО «Татнефть» за период 1996-2005гг
Результаты внедрения технологии ВДХВ на Ново-Елховском месторождении ОАО «Татнефть»
Результаты внедрения технологии ВДХВ на Ново-Елховском месторождении ОАО «Татнефть»
Индекс пласта
Типы кол-
лекто-ров
Количество обработан-
ных скважин
Успеш-ность, %
Прирост приемис-
тости, м3/сут
Среднее уменьшение
обводнен-ности
окружающих скважинотн. ед.
Ср.технол. эффект на 1
скв. (по окружаю-
щим скв.), тыс. т
Доп. добыча нефти, тыс.т
D1ps+ D0
kn
пашийский+кынов-
ский
Терр. 146 93 30-300 1,9 1,6 239
C12bb
бобриковский
Терр. 40 94 30-180 2,0 1,4 54
C1tur
турнейский
Карб. 14 95 50-450 2,7 0,7 9,8
Итого 183 303
б) нагнетательные скважины
Ср. увеличение приемистости скважин – 2 раза (120 м3/сут)Доп. закачка воды на 1 скв. – 11,5 тыс.м3Ср. доп. добыча нефти на одну скв. (по окружающим скважинам) – 1660 тДоп. закачка воды - 2,1 млн. м3Доп. добыча нефти – 303 тыс.тУспешность работ в среднем – 94%Ср. продолжительность эффекта - 19 мес.
Результаты внедрения технологии ВДХВ на нагнетательных скважинах
Талинского месторождения АО «Кондпетролеум»
Ср. увеличение приемистости - 340 м3/сут
Приемистость
нагнетательные скважины м3/сут
№№ скв.
Результаты внедрения технологии ВДХВ на месторождениях ЗАО "ЛУКойл-Пермь" и 000 "ЛУКойл-Пермнефть"
нагнетательные скважины
Всего: 30 скв.- операций
Мест-ния: Уньва (С1bb), Сибирь (С1bb),
Павловское (Сtl), Чашкинское (Сtl)
Ср. увеличение приемистости - 200 м3/сут
Приемистость
м3/сут
№№ скв.
т/сут
№№ скв.
Результаты внедрения комплексной виброволновой технологии на месторождениях ЗАО "ЛУКойл-Пермь" и 000 "ЛУКойл-Пермнефть".