Диссертация (Разработка и совершенствование методов борьбы с опережающим обводнением нефтяных скважин), страница 54
Описание файла
Файл "Диссертация" внутри архива находится в папке "Разработка и совершенствование методов борьбы с опережающим обводнением нефтяных скважин". PDF-файл из архива "Разработка и совершенствование методов борьбы с опережающим обводнением нефтяных скважин", который расположен в категории "". Всё это находится в предмете "технические науки" из Аспирантура и докторантура, которые можно найти в файловом архиве РГУНиГ им. Губкина. Не смотря на прямую связь этого архива с РГУНиГ им. Губкина, его также можно найти и в других разделах. , а ещё этот архив представляет собой докторскую диссертацию, поэтому ещё представлен в разделе всех диссертаций на соискание учёной степени доктора технических наук.
Просмотр PDF-файла онлайн
Текст 54 страницы из PDF
Усинского регионав 2012 − 2013 гг.Приложение 12б − Динамика показателей разработки западной среднедевонскойзалежи месторождения А. Усинского региона: 1 − добыча нефти, 2 − добычажидкости, 3 − закачка, 4 − обводненность продукции342Приложение 13 − Сравнение динамик обводненности продукции и дебитовскважин №№ 1796, 7268 и 20311 объекта БС10 Мамонтовского месторождения:1 − дебит по жидкости, 2 − дебит по нефти, 3 − обводненность продукцииСхема расположения скважин №№1796,а) − взаимное расположение скважин №№ 1796, 20311 и 7268312б) − динамика эксплуатационных показателей скважины № 2031132в) − динамика эксплуатационных показателей скважины № 7268343Приложение 14 − Динамики обводнения продукции объектов разработкиразличных месторождений относительно выработанности приходящихся НИЗОбводненность продукции,д.ед.нефти.1,0R2 = 0,9970,80,60,40,20,00,00,10,20,30,40,50,60,7Выработка НИЗ, д,ед.а) − динамика обводнения продукции I объекта разработки нефтяногоместорождения Каракудук республики Казахстан относительно шкалыОбводненность продукции,д.ед.выработанности НИЗ нефти0,80,70,60,50,40,30,20,10,0R2 = 0,9920,00,10,20,30,40,50,6Выработка НИЗ, д,ед.б) − динамика обводнения продукции объекта АС11 месторождения Е.Салымского региона Западной Сибири относительно шкалы выработанностиНИЗ нефти344Приложение 15 − Динамики показателей разработки участков воздейcтвияразличными ПОТ в 2000 − 2002 гг.
на объекте БП14 Тарасовского месторождения:1 − дебит по жидкости, 2 − дебит по нефти, 3 − обводненность продукцииа) – воздействие ПОТ на основе термогеля ВИС-1б) – воздействие ПОТ на основе мицеллярного раствора345Приложение 16 − Результаты фильтрационных исследований тампонирующихсоставов ВДС и селективного термогелирующего составаа) − состав ВДСТемпература эксперимента 90оС. Начальная проницаемость по воде - 0,161 мкм210Закачка 1 Vпор.составаЗакачка пластовой водыFlR=80 см3/часFlR=20см3/часRост=326,36FlR=80см3/часЗакачка пластовойводы100FlR=80см3/часПерепад давления, атм10001Rост=189,37Нагрев модели до 90о Си выдержка28 часов0,1012345678Относительный накопленный объём закачки, Vзак/Vпор910Рис.
3.3. Изменение перепада давления в процессе закачки в водонасыщенную модель пласта1,0 Vпор. 10%-го раствора композиции № 5 и последующей фильтрации водыб) − селективный термогелирующий состав346Приложение 17 – Обращение научно-технического центра НК «Газпромнефть»к научным и сервисным организациям в связи с необходимостью применениятехнологий ОВП в скважинах путем закачки водоизолирующего составов в пластпо их затрубному пространству347Приложение 18а – Динамика прогнозной дополнительной добычи нефти (в м3 впластовых условиях) участка воздействия нагнетательной скважины № 335 пластаАС93 месторождения Г.
Надымского региона Западной Сибири, обработаннойТГС при гелеобразовании в удаленной зоне 3Скв. 323Дата02 Jan 201504 Jan 201508 Jan 201517 Jan 201511 Feb 201531 Mar 201515 Nov 201501 Dec 201501 Jan 201601 Feb 201601 Mar 201601 Apr 201615 Apr 201601 May 201616 May 201601 Jun 201601 Jul 201601 Aug 201601 Sep 201601 Oct 201631 Oct 201601 Dec 201631 Dec 201631 Jan 201702 Mar 201702 Apr 201702 May 201702 Jun 201702 Jul 201702 Aug 201701 Sep 201702 Oct 201701 Nov 201702 Dec 201701 Jan 201801 Feb 201803 Mar 201803 Apr 2018Базоваянакопл.добычанефти,куб.мНакопл.добычанефти,куб.м42430,342446,242477,142539,542709,343046,244633,444743,144952,945159,645350,745552,745643,345746,345845,545944,246133,346326,346516,846699,046881,947062,847241,747418,747593,747766,747937,848107,148274,448439,948603,648765,648926,049084,849241,849397,149550,749702,842430,342446,242477,142539,542709,343046,244633,444743,244952,945159,745350,845552,945677,945812,445951,846092,546368,446654,046939,547214,747492,247766,048032,648291,648543,148787,949026,449258,849485,649706,949922,950134,150340,650542,750740,650934,651124,551310,6Скв.
334Накопл. доп.добычанефти,куб.м0,234,666,1106,3148,3235,0327,7422,6515,8610,3703,2790,9872,9949,41021,21088,61151,81211,21267,01319,31368,41414,61457,91498,81537,51573,81607,8Базоваянакопл.добычанефти,куб.мНакопл.добычанефти,куб.м7550,37556,17567,47590,27652,37775,48355,58395,28470,88544,98612,88684,08715,88751,98786,48820,68885,58951,59016,49078,29139,99200,59260,09318,49375,79431,89486,79540,79594,09646,39697,79748,29797,79846,29893,99940,59986,310031,17550,37556,17567,47590,27652,37775,48355,58395,28470,78544,88612,78683,88717,88752,08786,78821,08886,18951,99016,49077,59138,59198,59257,59315,69372,79428,79483,69537,49590,19642,09692,99742,89791,89839,89887,09933,39978,710023,4348Скв.
347Накопл. доп.добычанефти,куб.м-0,22,00,10,30,40,50,40,0-0,7-1,4-2,0-2,5-2,8-3,0-3,1-3,1-3,4-3,8-4,3-4,8-5,4-5,9-6,4-6,9-7,3-7,6-7,8Базоваянакопл.добычанефти,куб.мНакопл.добычанефти,куб.м31328,431372,931458,831632,632105,733044,237465,537767,738341,638903,739419,939961,440203,840478,940742,541003,741499,842002,842496,442966,043435,443897,144351,544799,045240,145674,546102,146522,746936,447344,147745,748141,548531,748916,649296,449671,650041,850407,131328,431372,931458,831632,632105,733044,237465,537767,538340,938902,639418,539959,640217,740478,940744,741009,141514,542029,642537,043020,943505,943984,344455,844920,545378,845830,346275,246713,247143,947567,647984,348394,548798,749197,349590,249978,050360,450737,5Накопл.доп.добычанефти,куб.м-1,714,00,02,25,514,726,840,554,970,587,1104,3121,5138,7155,8173,1190,5207,6223,5238,5253,0267,0280,7293,8306,4318,6330,3Приложение 18б – Динамика прогнозной дополнительной добычи нефти (в м3 впластовых условиях) участка воздействия нагнетательной скважины № 311 пластаАС93 месторождения Г.
Надымского региона Западной Сибири, обработаннойТГС при гелеобразовании в удаленной зоне 3Скв. 303Дата02 Jan 201504 Jan 201508 Jan 201517 Jan 201511 Feb 201531 Mar 201515 Nov 201501 Dec 201501 Jan 201601 Feb 201601 Mar 201601 Apr 201615 Apr 201601 May 201616 May 201601 Jun 201601 Jul 201601 Aug 201601 Sep 201601 Oct 201631 Oct 201601 Dec 201631 Dec 201631 Jan 201702 Mar 201702 Apr 201702 May 201702 Jun 201702 Jul 201702 Aug 201701 Sep 201702 Oct 201701 Nov 201702 Dec 201701 Jan 201801 Feb 201803 Mar 201803 Apr 2018Базоваядобычанефти,куб.м366861,666912,567010,867209,767750,968824,773883,274231,374900,075562,376176,276826,077118,077450,377769,978087,878696,679319,179935,280525,581119,981708,882292,382870,683443,684011,384574,185132,085685,686235,086780,087320,887857,388389,588917,689441,489960,990476,1Добычанефти,куб.м66861,666912,567010,867209,767750,968824,773883,274231,374899,975562,076175,876825,477136,177451,177772,178091,578704,179331,279952,680548,881149,781745,582336,282921,983502,984079,384651,085218,385781,386340,486895,687447,087994,588538,089077,689613,190144,690672,2Скв.
310Доп.добычанефти,куб.м3-0,618,10,92,23,77,512,117,423,329,936,843,851,459,467,977,086,395,7105,4115,6126,1137,1148,5160,1171,8183,7196,0Базоваядобычанефти,куб.м356007,756019,456042,156087,956212,556459,757624,457704,657858,458010,358150,858299,158365,658441,358514,058586,358724,358864,959003,459135,659268,359399,359528,559656,259782,459907,360031,060153,460274,560394,360512,860629,960745,760860,260973,461085,461196,161305,7349Добычанефти,куб.м56007,756019,456042,156087,956212,556459,757624,457704,657858,358010,358150,758299,058369,758441,058513,258585,058721,958861,358998,759130,059261,859391,959520,459647,459773,159897,460020,660142,660263,360382,760500,960617,860733,660848,360961,861074,161185,261295,2Скв.
312Доп.добычанефти,куб.м3-0,14,0-0,3-0,8-1,3-2,4-3,6-4,8-5,7-6,5-7,4-8,1-8,8-9,4-9,9-10,4-10,8-11,2-11,6-11,9-12,1-12,1-12,0-11,7-11,3-10,9-10,5Базоваядобычанефти,куб.м373194,473197,773204,373217,573253,473324,673660,373686,873736,873784,773828,173873,473893,773916,873939,073961,074003,474047,174090,574132,574175,174217,774260,274302,774345,274387,674430,174472,574515,074557,474599,874642,274684,774727,174769,574811,974854,374896,7Добычанефти,куб.м73194,473197,773204,373217,573253,473324,673660,373686,573735,973783,273826,373871,473896,273922,573950,473978,974035,874095,474155,674213,974273,474332,874392,074450,774508,974566,474623,374679,774735,474790,674845,174899,174952,575005,475057,775109,575160,875211,7Доп.добычанефти,куб.м3-2,02,45,711,517,932,348,465,081,498,2115,1131,8148,0163,7178,8193,2207,1220,4233,1245,3256,8267,8278,3288,2297,6306,5314,9Приложение 19 − Рекомендуемые мероприятия в добывающих скважинахнефтяных месторождений Пуровского региона Западной Сибири согласнопрограмме ГТМ на 2006 года) − объект БП14 месторождения Ж.б) − объект ПК19-20 месторождения З.350Приложение 20 − Дополнительная добыча нефти за счет применения составовППС и ВУС на Комсомольском месторождени в 2015 г.351Приложение 21 – Результаты дифференциальной оценки технологическогоэффекта от ВПП в нагнетательных скважинах объекта АС11 месторождения Е.Салымского региона Западной Сибири в 2011 году352.
