Диссертация (1172962), страница 53
Текст из файла (страница 53)
− p.159-170.340. Seright R.S., Lane R.H., Sydansk R.D.: "A strategy for attacking excess waterproduction". Paper SPE 70067 presented at the SPE Permian Basin Oil and GasRecovery Conference, Texas, 2001.341. Sydansk, R.D.; Southwell, G.P.: “More than 12 Years of Experience with aSuccessful Conformance-Control Polymer Gel Technology”. Paper SPE 49315presented at the 1998 SPE annual Technical Conference and Exhibition held inNew Orleans, USA, 27-30 Sep. 1998.342. Julio Vasquez, Levi Rodriguez. A Water Swelling Polymer for Fracture Shutoffto Improve Injection Profile During Secondary Recovery: Case Histories andLessons Learned After More Than 600 Well Interventions.
Paper SPE 174292,2015.343. Ali Goudarzi, Ali Alhuraishawy, Pongpak Taksaudom, Kamy Sepehrnoori,Baojun Bai, Abdulmohsin Imqam, Mojdeh Delshad. Experimental and326Simulation Study of Water Shutoff in Fractured Systems Using Microgels.Paper SPE 180388, 2016.344. Mata F. and Ali S.: “Water Shutoff Using an Internally Catalyzed System InBoscan Field: Case Histories”.
Paper SPE 102219 presented at the 2006 SPEAnnual Technical Conference and Exhibition held in Houston, Texas, 24-27September 2006.345. van Eijden, J.; Arkesteijn, F. et al.: “Gel-cement, a Water Shut Off System:Qualification in a Syrian Field”. Paper SPE 88765 presented at the 11th AbuDhabi International Petroleum Exhibition and Conference held in Abu Dhabi,U.A.E., 10-13 October 2004.346. McCool S., Li X. and Willhite G.P.: “Effect of Shear on Flow PropertiesDuring Placement and on the Syneresis After Placement on the PolyacrylamideChromium Acetate Gelant".
Paper SPE 106059 presented at the 2007 SPEInternational Symposium on Oilfield Chemistry held in Houston, Texas, 28 Feb– 2 March 2007.347. U.S. Patent № 4037659. МКИ Е 21В 43/22. Process for recovering oil frompetroleum reservoirs / LeRoy W., Fullerton C. Union Oil Company ofCalifornia.
Заявл. 2.08.76, № 710543; опубл. 26.07.77 // ИзО В. 24.− № 8. −1976. − С. 12.348. U.S. Patent № 4081029. МКИ Е 21В 43/22, 33/138. Enhanced oil recoveryusing alkaline sodium silicate solutions / LeRoy W., Fullerton C. Union OilCompany of California. Заявл. 24.05.76, № 689199; опубл. 28.03.78. НКИ166-270 // ИзО В. 81. − № 10. − 1978. − С. 79.349. U.S. Patent № 4141416. МКИ Е 21В 43/22. Enhanced oil recovery usingalkaline sodium silicate solutions / LeRoy W., Fullerton C. Union Oil Companyof California. Заявл. 27.09.77, № 689199; опубл. 27.02.79.
НКИ 166-270 //ИзО В. 81. − № 10. − 1979. − С. 47.350. European patent. № 0260888. МКИ Е 21В 33/138. Colloidal silica-based fluiddiversion / Bennett K. E., Fitzjohn J. L., Harmon R. A., Yates H. C. Заявл.11.09.87, № 873080477; опубл. 23.03.88 // ИзО В. 87. № 21. − 1988. − С. 39.327351. Lakatos I.; Toth, J. et al.: “Comparative Study of Different Silicone Compoundsas Candidates for Restriction of Water Production in Gas Wells”.
Paper SPE80204 presented at the SPE International Symposium on Oilfield Chemistry.Houston, Texas, 5−7 Feb 2.352. Bai B.; Han M. et al.: “Selective Water Shutoff Technology Study andApplication of W/O Emulsions”. Paper SPE 59320 presented at the 2000SPE/DOE Improved Oil Recovery Symposium held in Tulsa, Oklahoma, 3−5April 2000.353. Turner B.: «Polymer Gel Water-Shatoff Application Combined WithStimulation Increase Oil Production and Life of Wells in the MontereyFormation Offshora California». Paper SPE 121194 presented at the 2009 SPEWesten Regional Meeting held in San Jose, California, USA, 24−26 March2009.354. Simbala, V., Palomeque, M. et al.: “An Effective Solution To Repair SeverelyCorroded Casing Strings: Applications in the Oriente Basin of Equador”. PaperSPE 93950 presented at the SPE Latin American and Carribean PetroleumEngineering Conference held in Rio de Janeiro, Brazil, 20-23 June 2005.355.
L. Xiang-E: "Development and Application of the Water Control and ProfileModification Technologies on China Oilfields". Paper SPE 29907, 1995.356. Farkas, R.F.; England, K.W. et al.: “New Cementing Technology Cures40−Years Old Squeeze Problems”. Paper SPE 56537 presented at the 1999 SPEAnnual Technical Conference and Exhibition held in Houston, Texas, 3-6October 1999.357. F.
Hakiki, D.D. Salam, A. Akbari, Nuraeni, W. Aditya, and S. Siregar. IsEpoxy-Based Polymer Suitable for Water Shut-Of Application? SPE 176457.Bandung Inst. of Technology. 2015.358. Rodriguez, V.F., Goncalves G.G. et al.: “Use of Pressure-Activated Sealants ToCure Leaks in Subsea Wells – A Case History In Campos Basin”. Paper SPE96432 presented at the 2005 SPE Annual Technical Conference and Exhibition.Dallas, USA, 9-12 Oct 2005.328359. Slider H.C.
Worldwide Practical Petroleum Reservoir Engineering Methods.Penn Well Publishing Company. Tulsa.1983.360. Zhao P., Zhao H., Bai B., Yang X. "Improve injection profile by combiningplugging agent treatment and acid simulation". Paper SPE 89394 presented atThe 2004 SPE/DOE Fourteenth Symposium on Improved Oil Recovery Held inTulsa, Oklahoma, U.S.A., 17-21 April 2004.329ПРИЛОЖЕНИЯ330Приложение 1 − Сравнительная динамика обводнения скважин ЗПВ и ЧНЗ прифорсировании отборов жидкости: 1 − дебит по жидкости, 2 − прогнозный дебитпо жидкости, 3 − дебит по нефти, 4 − прогнозный дебит по нефти,5 − обводненность продукции, 6 − прогнозная обводненностьа) − ЗПВ объекта АС5-6 Мамонтовского месторожденияб) − ЧНЗ объекта БС18 Мало-Балыкского месторождения331Приложение 2 − Реакция окружающих добывающих скважин на ОПЗ в 15-тинагнетательных скважинах ЧНЗ объекта БП14 Тарасовского месторождения:1 – средняя приемистость нанетательных скважин, обводненность добывающихПриложение 3 − Содержание остаточных нефтепродуктов и количествовзвешенных частиц в закачиваемой воде Тарасовского месторождения согласнорезультатам анализов проб в 2004 г.332Приложение 4 − Зависимость КИН от величины промытого объема пор дляразных объектов Тарасовского месторождения: 1 − ЧНЗ объекта БП14,2 − ЗПВ объекта БП10-11333Приложение 5 − Анализ динамики обводнения скв.
№ 2023 БарсуковскогоместорожденияНа рисунке представлены динамики обводненности продукции скважины№ 2023 объекта ПК19-20 Барсуковского месторождения (зеленая линия) исуммарной закачки действующих на нее нагнетательных скважин (синия линия).Двусторонними стрелками отмечены моменты асинфазности изменения закачки иобводненности, односторонними – моменты синфазности. До конца 2000 годаотмечается асинфазность указанных динамик. Это указывает на то, что основнымисточником обводнения скважины является ЗКЦ, что подтверждаются ПГИ от 3 –4.12.2000 года (см.
приложение 6). В результате проведения в первом полугодии2001 года РИР по ликвидации ЗКЦ обводненность скважины снизилась с 97 % до25 %. При этом изменился характер динамик закачки и обводненности – онистали синфазными. Это означает, что оставшаяся в продукции скважины попутнаявода представлена закачиваемой, что подтверждается заключением ПГИ от07.06.2001 (см.
приложение 7). Далее отмечается период высокого темпаобводнения продукции за счет подтягивания ФНВ. С начала 2002 года в районескважины № 2023 ограничили объем закачки, что привело к снижениюобводненности ее продукции. Переход при этом динамик суммарной закачки иобводненности к асинфазности указывает на вновь наступившее преобладаниеподошвенной воды в попутно добываемой из-за снижения пластового давления.334Приложение 6 − Результаты ПГИ скв.
2023 Барсуковского месторождения от3-4.12.2000 г.ППНПТ и КРС НГДУ БНПГП N 2 ИГЭЗАКЛЮЧЕНИЕпо ПГИ в эксплутационной скв. № 2023 куст 47б от 3-4.12.2000 г.Барсуковского месторожденияЦель исследований: определение профиля притока, источник обводнения,техническое состояние э\колонны.Данные по скважине: интервал перфорации:1709-1719м.Дм. колонны 146 мм. до гл. 2470м.НКТ 73мм.
на гл. 1650м. с воронкойИскусственный забой-1767м.По данным ПГИ:Тех. иск.забой 1792.5м.Воронка НКТ на гл. 1625.3м.Результаты интерпретации1. До компрессирования.Рзаб. текущий против пласта – 136атм. ВНР на гл. 1627.5м. По фоновому замеруВЧТ пласт слабо подрабатывает с глубины 1716м.2.При компрессировании, до срабатывания пусковых муфт отмечается работапласта (кровля) на поглощение. После прорыва пусковых муфт пласт работаетинтервалами 1709-1711; 1716-1717м. При стравливании давления (на притоке)пласт работает через фильтры интервала перфорации: 1709-1711.2; 1715-1717м. Всоставе притока вода, нефть. Затрубная циркуляция снизу к интервалуперфорации отсутствует, забой герметичен.
Источник обводнения ЗКЦ сверху отглубины 1683м. к интервалу перфорации. Дебит по уровням ВНР составил15.7м3\сут при ср. дин. 834м. Раздел воздух-жидкость не отбивается из-зазагрязнения датчика ВГД (вязкая парафинистая нефть, грязь на стенах НКТ).Расчётный дебит по барометрии через 5 мин. после стравливания и в течения2ч.35мин.
составил 25.6 м3\сут. Запись резистивиметра отсутствует из-за335загрязнения датчика парафино- смолистой грязью. Техническое состояниеэ\колонны нормальное, за исключением интервала 980-1025м, где отмечаетсятермоаномалия, предположительно связанная с негерметичностью муфтовыхсоединений колонны. Для уточнения нужна запись ВЧТ в колонне.5.12.2000г.Вед. геофизикН.П.Береснев336Приложение 7 − Результаты ПГИ скв. 2023 Барсуковского месторождения от27.06.2001 г.ЗАКЛЮЧЕНИЕпо скв.№ 2023/47Бот 27.06.2001 г.Т.Забой - 1732.5 м.
Бнкт - 912.5 м.Ст. ГНР - 212 м.Интервал перфорации - проектный: 1709.0 - 1720.0 м.- фактический: по ЛМ однозначно не отмечается.После стравливания получен приток пласт. воды (C=до 16г/л) ,расчетным дебитом по барометрии 94.6 м3/сутки при Рзаб.= 102.5 атм.Расчетный дебит по дин.уровням составил 27.2 м3/сутки при Нср.дин.= 375 м.Работа пласта ПК19-20 отмечается по перфорированной ,а также неперфорированной мощности до глубины 1723 м.Интервалы притока по СТД :1710.0 - 1711.0 - вода с пр.нефти1711.6 - 1712.2 - вода с пр.нефти1714.0 - 1715.0 - вода пласт.
с пр.нефти (осн.приток)1716.6 - 1717.4 - вода пласт.1719.4 - 1720.0 - вода пласт.(незначительный ЗКЦ снизу)Основной приток воды поступает из интервала 1714.0- 1715.0 м. Источникобводнения - пластовая вода поступающая через среднюю часть фильтраперфорации. ЗКЦ снизу незначителен. Минерализация смеси в работающеминтервале перфорации 16 г/л.(от 1715 и выше). Минерализация в зумпфескважинысоставляет22г/л.Термоаномалийгерметичности в экспл.колонне не отмечено.337связанныхснарушениемПриложение 8 − Зависимость величины прироста обводненности продукциискважины залежи с подстилающей водой после ГРП от толщины разделяющейглинистой перемычки на примере объекта ПК19-20 Барсуковского месторождения338Приложение 9 − Зависимость величины прироста обводненности продукциискважины после проведения в ней ГРП, ОПЗ или ФОЖ от базовой обводненностискважин залежей нефти с различным геологическим строениема) − ГРП в скважинах объекта БП14б) − ГРП в скважинах объекта ПК19-20Тарасовского месторожденияБарсуковского месторожденияв) – ОПЗ в скважинах объектае) − ОПЗ в скважинах объекта ПК19-20БП14 Тарасовского месторожденияБарсуковского месторожденияв) − Оптимизация ГНО в скважинахе) − Оптимизация ГНО в скважинахобъекта БП14 Тарасовскогообъекта ПК19-20 Барсуковскогоместорожденияместорождения339Приложение 10 − Зависимость прироста обводненности скважины после еестимуляции от базовой выработанности приходящихся НИЗ нефтиа) – при ГРП в скважинах объекта БП14 Тарасовского месторождения:1 − первичный ГРП, 2 − повторный ГРПб) – при ОПЗ на скважинах объекта БП14 Тарасовского месторождения340Приложение 11 − Зависимость прироста обводненности скважины послепроведения в ней ГРП, ОПЗ или ФОЖ от показателя интенсивности ееобводненияа) − оптимизация режима работы вв) − оптимизация режима работы вскважинах объекта БП14скважинах объекта ПК19-20Тарасовского месторожденияБарсуковского месторожденияб) − ОПЗ в скважинах объекта БП14 г) − ОПЗ в скважинах объекта ПК19-20Тарасовского месторожденияБарсуковского месторожденид) − ГРП в скважинах объекта ПК19-20Барсуковского месторождения341Приложение 12а − ГТМ по увеличению добычи жидкости, проведенные назападной среднедевонской залежи месторождения А.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
