Повышение эффективности системы поддержания пластового давления на Павловском месторождении. Часть 3.

Страницы:   1   2   3

---

4.5. Анализ технологического режима работы нагнетательных скважин

Технологический режим работы нагнетательных скважин на 1.01.2013 г.приведён в таблице 4.5.

Закачка воды в турнейскую залежь на поднятии ведётся с 1992 года в одну нагнетательную скважину. В 1997 г. фонд нагнетательных скважин увеличивается до 5. Приемистость нагнетательных скважин потенциально колеблется от 100–220 м³/сут.,эффективная приемистость — 50-100 м³/сут. Давление нагнетания примерно одинаковое и составляет около 18 Мпа. Устьевое давление в нагнетательных скважинах  изменяется в пределах 6 – 14 МПа.

Таблица 4.5.1. Распределение фонда нагнетательных скважин по приемистости

 

Таблица 4.5. Технологический режим работы нагнетательных скважин Павловского месторождения турнейской залежи Южно-Павловского поднятия на 01.01.2013 г

 

4.6. Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин

Нефть турнейской залежи Павловского месторождения характеризуется достаточно высоким содержанием асфальтенов и смол, в результате чего основным осложнением при эксплуатации нефтяных скважин Павловского месторождения является отложение АСПО.

Механический способ борьбы с отложениями АСПО – это способ очистки НКТ от парафина при помощи скребков. На скважинах, эксплуатирующихся с помощью ЭЦН, применяются установки УДС-1М Ишимбаевского завода нефтепромыслового оборудования. Скважины, оборудованные ШГН, чистятся скребками производства Очерского завода нефтепромыслового оборудования или при помощи штанговращателей.

При физическом методе для предупреждения отложений АСПО и эмульсий скважины оборудуются магнитными аппаратами марки МАС-2,5. Также используются установки депарафинизации труб горячей нефтью-АДП-1М. На скважинах с дебитом не более 15 т/сут с целью предупреждения выпадения АСПО на внутрискважинном оборудовании возможно применение нагревательных линий марки НКЛ-16-400-8-800.

Химические методыпредотвращения отложений парафина могут осуществляться закачкой ингибиторов СНПХ-7909, СНПХ-7963, ИПГ-11, РГ-1 при расходе 200 г/т добываемой нефти, тип ингибитора подбирается индивидуально для каждой скважины, а также использованием твердых ингибиторов комплексного действия (ИКД). Составы ИКД имеют твердую консистенцию и помещаются в скважину в контейнере. Установка контейнера возможна при всех способах эксплуатации скважин, действие контейнера рассчитано на 1 год.

4.7. Применение методов и технологий повышения нефтеотдачи

На месторождении существует огромный опыт применения методов ПНП и ИДН. Высокую эффективность показали физические методы – КГРП, радиальное бурение и бурение бокового ствола.

Среди методов интенсификации заслуживают внимания кислотные обработки составом ДН-9010, средний прирост дебита нефти от которых составил 4,5 т/сут. Для данного состава характерна высокая растворяющая способность, низкое содержание водной фазы.

Таким образом, на турнейском объекте и в дальнейшем рекомендуется применять методы, показавшие наибольшую эффективность: КГРП, радиальное бурение, кислотные обработки составом ДН-9010.

4.8. Сбор и подготовка скважинной продукции на Павловском месторождении

Сбор и транспорт нефти и газа на Павловском месторождении осуществляется по двухтрубной герметизированной схеме, предусматривающей подачу продукции на автоматизированные групповые замерные установки — АГЗУ. С АГЗУ газонефтяная смесь поступает на ДНС, где происходит первая ступень сепарации газа. Схема сбора и транспорта нефти приведена на рисунке 4.8.

Нефть Павловского месторождения проходит первую ступень сепарации на шести ДНС: ДНС — 0103; ДНС — 0104; ДНС — 0105; ДНС — 0106; ДНС — 0107 и ДНС — 0112. Давление сепарации на всех ДНС определено необходимостью подачи газа 1 ступени без дополнительного компремирования на Павловскую газокомпрессорную станцию. Нефть на ДНС — 0103 сепарируется при давлении 0,15-0,32 МПа; на ДНС — 0104, ДНС — 0105 при 0,05-0,10 МПа; на ДНС — 0106, ДНС — 0112 при 0,05-0,15 МПа; на ДНС — 0107 при 0,04-0,12 МПа.

Согласно технологической схеме нефтегазовая смесь с АГЗУ поступает в сепарационные ёмкости Е-1(объём V=200 м³) и Е-2(объём V=100 м³) где происходит сепарация нефти от газа. Сепарационные ёмкости оборудованы электроконтактнымманометром ЭКМ, осуществляющий контроль за давлением, уровнемером ВК-1200, предохранительным клапаном ППК, необходимым для предотвращения повышения давления в ёмкости. Газ, после сброса с предохранительных клапанов, поступает в газопровод на факел, где происходит его сжигание. Газ, отсепарированный в емкостях, поступает в газоосушитель ГО и далее на газокомпрессорную станцию, откуда подается по газопроводам “Павловка-Чернушка” и “Чернушка-Пермь” на Пермский ГПЗ. Часть газа, отсепарированного в емкостях, поступает на водогрейную установку ВВУ-500. Отсепарированная нефть поступает на приём насосов внешнего транспорта ЦНС 180×128 и откачивается в нефтепровод на УППН “ПАВЛОВКА”. Сброс остатков нефти из сепарационных емкостей осуществляется в канализационные ёмкости КЕ-1 и КЕ-2 (объём V=16,5 м³). Блок дозирования реагентов БР-2,5 предназначен для автоматизированного приготовления и дозированного ввода жидких деэмульгаторов и ингибиторов коррозии в трубопровод промысловой системы транспорта и подготовки нефти с целью осуществления внутритрубопроводнойдеэмульсации нефти, а также с целью защиты трубопроводов и оборудования от коррозии.

Нефти со всех ДНС Павловского месторождения проходят подготовку до товарных кондиций на УППН «Павловка».

Подготовленная до товарной кондиции нефть поступает по нефтепроводу “Павловка-Чернушка” на НПС “Чернушка”. С нефтеперекачивающей станции нефть подается на Салаватский НПЗ по магистральному нефтепроводу “Чернушка- Колтасы”.

 

ГЛАВА 5. ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ СИСТЕМЫ ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ НА ПАВЛОВСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ, ЮЖНО-ПАВЛОВСКОМ ПОДНЯТИИ, ТУРНЕЙСКОЙ ЗАЛЕЖИ

В связи с ухудшением энергетического состояния залежи при проведении мероприятий по интенсификации добычи, на объекте Т возникла необходимость усиления системы ППД, что предусматривалось проектным документом «Технологической схемой разработки….» (протокол ЦКР №3792 от 29.08.2006 г.). С этой целью переведены на постоянный режим закачки Барановское и Южно-Павловского поднятия, возобновлена закачка в простаивающем нагнетательном фонде (скв. №№ 749, 872, 909, 933, 965, 1050, 2098) и организованы 9 дополнительных очагов заводнения, не предусматривавшихся в проектном документе (скв. №№ 902, 744, 887, 1045, 811, 825, 1021, 856, 1032).

В дополнение к проектным решениям в 2006-2012 гг. на турнейском объекте выполнен широкий комплекс ГТМ (КГРП, радиальное бурение, новые виды перфорации, кислотные обработки), позволивший увеличить средний дебит жидкости с 4,4 до 10,0 т/сут (проект – 10,2 т/сут), нефти – с 3,2 до 9,5 т/сут (проект – 5,3 т/сут). Более низкие дебиты жидкости и нефти по сравнению с проектом связаны со снижением пластового давления в залежи из-за недостаточной компенсации отборов закачкой в период активного проведения работ по интенсификации добычи (2006-2009 гг.).

В 2010-2013 г., с целью восстановления энергетического состояния залежи, годовой объем закачки увеличен более чем в 1,2 раза. На дату анализа текущая компенсация отборов закачкой вдвое выше проектного уровня (проект – 83,6 %, факт – 174,8 %).

Южно-Павловское поднятие

На Южно-Павловском поднятии организовано приконтурно-очаговое заводнение, которое предусматривалось проектным документом. До 2009 г. в пласт осуществлялась циклическая закачка пресной воды в летний период. Реализованная с целью восстановления пластового система ППД показала низкую эффективность. В 60 % скважин пластовое давление снизилось до уровня давления насыщения нефти газом (9,2 МПа). Причиной этого стала недостаточная компенсация отборов закачкой. давления в 2009 г. на поднятии проведена реорганизация системы ППД с переходом на постоянный режим закачки подтоварной воды. В 2011-2012 гг. введены новые нагнетательные скважины (№№ 1021, 1032).

По состоянию на 01.01.2013г. в залежь закачано 463,743 тыс.м3, накопленная компенсация  294 % , текущая компенсация 119 % , Рпл 9,2 МПа при начальном пластовом давлении 15,28 МПа

5.1. Анализ эффективность системы ППД залежи по очагам.

По картам текущих  и суммарных отборов (рис.5.1.,рис.5.2.) можно выделить 3 основные зоны разработки пласта:

1очаг — это район нагнетательной скважины 1011 с одиннадцатью добывающими скважинами (135, 136, 323, 325, 326, 727, 1010, 1013,1014, 1015, 1017) в северной части залежи

2очаг -район нагнетательных скважин 1016, 1021, 1031, 2098 с тремя добывающими скважинами (147, 1018, 1023)в центральной части залежи;

3очаг — район нагнетательных скважин 1026, 1028, 1032 с 4-мя добывающими скважинами (150, 733, 734, 1029) в восточной части залежи.

 

 

1очаг. Район нагнетательной скважины 1011

Нагнетательная скважина 1011 работает с января 1996 года по настоящее время (рис. 5.3). В зимнее время скважина периодически отключалась. С 2009 года в зимний период закачка не прерывается.

 

Накопленная закачка по скважине к 1.07.2014 года составила 226691 м3 воды. Накопленная компенсация по этому району составляет 77,3%. Среднесуточная закачка за июнь 2014 года составила 89м3. Дебиты скважин по жидкости изменяются от 2,4 до 14 м3/сут, составляя в сумме по очагу 65,5м3. Соотношение добывающих и нагнетательных скважин в данном районе 1 к 11, т.е на 1 нагнетательную скважину приходится 11 добывающих. Но, не смотря на это, текущая компенсация в июне 2014 г равнялась 135,9%.

Рассматривая динамику пластового давления по данным карт изобар на 1.01.2008 и 1.07.2014г (рис.5.4.,5.5.) можно говорить о продолжающемся снижении пластового давления. Так по скв.135 давление снизилось с 12,8 до 9,8 Мпа, по скв.1010- с12,8 до 7,8МПа, по скв.1017- с 11,5 до 9,5 МПа.

 

 

Обращает на себя внимание тот факт, что после длительного периода закачки в пласт пресной воды, обводнение большинства добывающих скважин происходит водой пластового характера (1,17-1,18 г/см³). Исключение составляют скв. 325, у которой уд.вес добываемой воды равен 1,033г/см3, скв.326 – с опреснённой водой уд.веса 1,120 г/см3, скв.1015 с уд.весом воды 1,025 г/см3 и обводненностью продукции 80,8%. Опреснение добываемой воды (уд.вес 1,167 г/см3) и высокая обводненость (93,4%) отмечена по скв.136.

Кроме этого, результаты потокометрических исследований в нагнетательной скважине № 1011 указывают на крайне неравномерное распределение закачиваемой воды по разрезу, что в условиях высоковязкой нефти обуславливает риск преждевременного обводнения скважин.

Следует провести потокометрические исследования по определению интервалов отдачи и приемистости отдельных пропластков, определить интервалы поступления воды в добывающих скважинах и выполнить работы по изоляции водопритоков.

2очаг. Район нагнетательных скважин 1016, 1021, 1031, 2098

В этом районе влияние скважин 1016, 1031 на работу добывающих скважин маловероятно. Они находится в водонефтяной зоне пласта, удалены от зоны разработки, эффективная нефтенасыщенная толщина 4,2м и 0,8м.

Нагнетательная скважина 2098 находится за ВНК, с северо-западной стороны отделена зоной замещения пласта. По ближайшей к ней добывающей скв.1023 отмечается снижение пластового давления с 15 до 9,6 Мпа за последние годы.

Нагнетательная скв.1021, пущенная под закачку в 2011 году, находится в центре очага между добывающими скважинами 147, 1018, 1023. Накопленная закачка 55120м3. Приемистость составляет 83м3/сут,. Суммарный среднемесячный дебит соседних трех скважин по нефти 12,8т/сут , по жидкости16,9т/сут. Скважины 147 и 1018 имеют стабильные дебиты по нефти (7,6 и 5т/сут) при невысокой обводненности. Уд вес добываемой воды 1,178 и 1,170 соответственно. Пластовое давление за период с 2008 года стабильное, что говорит об эффективности закачки в скв. 1021.

3очаг. Район нагнетательных скважин 1026, 1028, 1032

Нагнетательные скважины 1026, 1028 работают продолжительное время, скв. 1032 пущена под закачку в 2011 году. Накопленная закачка по очагу составляет 180719 м3, из них на долю скв.1028 приходится 87%, а на долю новой скв. 1032 — 12,55% суммарной накопленной закачки. Текущая среднесуточная закачка за июнь 2014 составила 157м3. Текущие дебиты добывающих скважин, расположенных в очаге, не высокие: средний по нефти 1,45т/сут, по жидкости 1,8т/сут, суммарный по жидкости 7,2 т/сут. Текущая компенсация составляет 218,6%. Накопленная компенсация с учетом всех скважин 12 скважин, работавших в очаге, составляет 213%.

Пластовое давление продолжает снижаться отностительно 2008 года. Снижение по скважине 1029 с 10,53 до 9,6МПа, по скв.734 с 13 до 9,2МПа, по скв.733 с 14до 10МПа. Следователь, эффективность закачки не высокая.

Выводы. Эффективность системы поддержания пластового давления на Южно-Павловском поднятии различна по очагам заводнения.

В центральной части залежи в очаге наг.скв.1021 отмечается стабилизация давления. Дебиты соседних скважин выше средних.

В северной части залежи по очагу нагн.скв.1011 отмечается снижение пластового давления в целом, но перевод нагнетательной скважины на круглогодичную работу позволит увеличить накопленную компенсацию, что должно привести к росту пластового давления в целом по очагу.Обращает на себя внимание тот факт, что после длительного периода закачки в пласт пресной воды, обводнение большинства добывающих скважин происходит водой пластового характера (1,17-1,18 г/см3). Исключение составляют скв. 325, у которой уд.вес добываемой воды равен 1,033г/см3, скв.326 – с опреснённой водой уд.веса 1,120 г/см3, скв.1015 с уд.весом воды 1,025 г/см3 и обводненностью продукции 80,8%. Опреснение добываемой воды (уд.вес 1,167 г/см3) и высокая обводненость (93,4%) отмечена по скв.136.

Кроме этого, результаты потокометрических исследований в нагнетательной скважине № 1011 указывают на крайне неравномерное распределение закачиваемой воды по разрезу, что в условиях высоковязкой нефти обуславливает риск преждевременного обводнения скважин.

Следует провести потокометрические исследования по определению интервалов отдачи и приемистости отдельных пропластков, определить интервалы поступления воды в добывающих скважинах и выполнить работы по изоляции водопритоков. Следует обратить внимание на обводнение опресненной водой скв.136, 325, 326, 1015. Провести по ним исследования и ремонтно-изоляционные работы.

По очагу 3 в восточной части залежи снижение давления продолжается, несмотря на пуск под закачку дополнительной скважины 1032. Значительное превышение закачки над отборами из пласта говорит об не эффективности закачки в этом районе, поэтому следует провести потокометрические исследования.

5.2. Повышение эффективности системы ППД с использованием потокометрических и трассерных исследований скважин,ремонтно-изоляционных работ.

Одна из главных задач, решаемая любой нефтедобывающей компанией — повышение эффективности выработки нефтяных пластов и увеличение нефтеотдачи. Для ее решения важную роль играет получение качественных и точных оценочных характеристик самого разрабатываемого пласта на всех этапах пополнения знаний об исследуемом объекте: подготовка, сбор, обработка, анализ, интерпретация данных.

Трассерный метод исследования является эффективным способом получения информации о межскважинном строении пласта, определения скорости фильтрации флюидов в коллекторе, выявления зон нарушения гидродинамической связи между отдельными участками, оценки коэффициента охвата пласта процессом вытеснения, установления контроля над распределением потоков в залежи. Трассерный метод основан на введении в контрольную нагнетательную скважину заданного объема меченой жидкости, которая оттесняется к контрольным добывающим скважинам вытесняющим агентом путем последующей (после закачки меченого вещества) непрерывной подаче воды в контрольную нагнетательную скважину. Одновременно из устья добывающих скважин начинают производить отбор проб. Отобранные пробы анализируются в лабораторных условиях для определения наличия трассера и его количественной оценки. По результатам анализа строятся кривые зависимости изменения концентрации трассера в пробах от времени, прошедшего с начала закачки трассера для каждой контрольной добывающей скважины. Вид этих кривых характеризует фильтрационную неоднородность каждого выделенного высокопроницаемого пути фильтрации (ВПФ) исследуемого участка пласта, которая определяется в результате интерпретации результатов трассерных исследований с привлечением другой имеющейся геолого-промысловой информации.

Данная технология предусматривает визуальный количественный анализ данных по скоростям движения и выносу из добывающих скважин трассера (зависимость выноса массы трассера по ВПФ от скорости движения относительно начальной массы; зависимость накопленной массы трассера на выделенных отрезках скорости относительно начальной массы; зависимость выноса накопленной относительной массы трассера по ВПФ от скорости движения); позволяет количественно оценивать гидродинамическую связь между нагнетательной и добывающими скважинами (зависимость степени влияния нагнетательной скважины на обводненность добывающих от скорости движения воды; распределение нагнетаемой воды по пласту/участку в целом); позволяет строить и анализировать карты количественного распределения и направления движения трассера к добывающим скважинам и карты влияния нагнетательной скважины на обводненность добывающих.Очевидно, что появление меченой жидкости в добывающих скважинах свидетельствует об обводнении их нагнетаемой в залежь водой. Вид кривой «концентрация трассера – время» и кривой «масса извлеченного трассера — время» указывает количество и характер поступления воды от конкретной нагнетательной скважины к добывающим.

При применении трассерного метода и результатов интерпретации данных трассерных исследований (с привлечением другой имеющейся геолого-промысловой информации) возможна количественная оценка характера и качества выработки нефтяных залежей.

Трассерные исследования проводились на турнейской залежи Улыкского поднятии Павловского месторождения, где по результатам потокометрических и трассерных исследований в нагнетательной скважине № 958 выявлено неравномерное продвижение закачиваемой воды по площади ввиду высокой расчлененности и неоднородности пласта.

Потокометричесские исследования скважин.Это исследования, связанные с определением параметров потоков жидкости на забое.Такими параметрами являются: общий расход жидкости (для нахождения профилей притока и приемистости) и расход по компонентам потока, т.е. по воде, нефти, свободному газу, плотность и вязкость жидкости, скорость проскальзывания одного компонента потока относительно другого, энергетические показатели потока (распределение температуры и давления) и др.

Главной целью измерения расходов на забое является определение интенсивности эксплуатации каждого участка вскрытого продуктивного разреза. Многие виды потокометрических измерений являются составной частью измерений проводимых при исследовании скважин гидродинамическими методами. Исследования скважин с применением потокометрических измерений позволяют определять гидродинамические характеристики не только интегрально, т.е. всего разреза в целом, но и дифференциально, т.е. каждого пласта в отдельности. Эти исследования дают важную информацию о действительно работающей толщине пласта, о долевом участии в общем дебите отдельных пропластков, о результатах воздействия на те или иные пропластки с целью интенсификации притока или увеличения поглотительной способности скважин.

Гидропрослушивание.Метод гидропрослушивания позволяет определить параметры продуктивных пластов, установить газодинамическую взаимосвязь между отдельными скважинами, провести оценку неоднородности пласта.Сущность метода гидропрослушивания, заключается в наблюдении за изменениемдавления одной скважины, происходящим при изменении дебита соседней скважины.

При проведении исследований методом гидропрослушивания выбирают две скважины – возмущающую и реагирующую. По возмущающей скважине определяют изменение дебита. В реагирующей скважине ведут наблюдение за изменением забойного давления, вызванным указанным возмущением. Результатами исследования являются кривые изменения дебита в возмущающих скважинах и давления в реагирующих, называемые кривыми реагирования. До проведения исследований необходимо провести расчет ожидаемой кривой реагирования, используя средний по месторождению параметр продуктивности пласта. Это позволит оценить время, необходимое для проведения исследования и класс точности измерительного оборудования. В качестве возмущающей скважины выбирают действующую или простаивающую добывающую скважину. Перед началом исследования такая скважина должна работать с некоторым установившимся дебитом и забойным давлением. В качестве реагирующей могут быть использованы простаивающие или специально остановленные скважины, находящиеся вблизи возмущающих скважин. Если в качестве реагирующей используется эксплуатационная скважина, то ее останавливают до полного восстановления давления и в течение длительного периода времени производят замер давления. После этого возмущающую скважину либо пускают в работу с дебитом постоянным в течение всего периода исследований, либо останавливают. На реагирующей скважине продолжают замер давления. Если изменение давления не фиксируется в течение длительного периода времени, существенно превышающее оценочное, то гидродинамическая связь между скважинами отсутствует. Если отмечено изменение давления зафиксируется, то исследования продолжают для получения кривой реагирования.

Изоляционные работы. Ремонтно-изоляционные работы проводят с целью изоляции верхних вод, нижних вод, поступающих через цементный стакан и по заколонному пространству, подошвенных и контурных вод, поступающих по наиболее проницаемым интервалам и трещинам пласта, т.е. обеспечивают оптимальные условия работы продуктивного пласта, для достижения запланированной (максимальной) выборки запасов нефти.

При не герметичности цементного кольца возможны следующие ос­ложнения :

— перетоки воды, нефти и газа по заколонному пространству между невскрытыми перфорацией пластами, грифоны;

— обводнение продуктивных пластов;

— прорыв газа в перфорированную зону нефтяного пласта.

Эффективность изоляционных работ во многом зависит от информации о причине и местоположении источника перетока, а технологические схемы и приемы при цементировании под давлением во всех случаях практически одинаковы и могут отличаться по выбору зоны ввода тампонажного состава в заколонное пространство.

 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В выпускной квалификационной работе «Повышение  эффективности системы поддержания пластового давления на Павловском месторождении (Южно-Павловское поднятие, турнейская залежь)» выполнен анализ текущего состояния разработки на 01.01.2014г.На дату анализа отклонение от проекта не критично, так как в период с 2006 по 2012 гг. вовлечение в разработку недренируемых запасов проводилось темпами по сравнению с проектом за счет зарезки боковых стволов и восстановления неработающего фонда скважин.

Более низкие дебиты жидкости и нефти по сравнению с проектом связаны со снижением пластового давления в залежи из-за недостаточной компенсации отборов закачкой в период активного проведения работ по интенсификации добычи (2006-2009 гг.).

В 2010-2013 г., с целью восстановления энергетического состояния залежи, годовой объем закачки увеличен более чем в 1,2 раза. На дату анализа текущая компенсация отборов закачкой вдвое выше проектного уровня (проект – 83,6 %, факт – 174,8 %).

По результатам проведенного в 2006-2009 гг. комплекса ГТМ необходим пересмотр проектных уровней добычи с учетом возможности применения новых методов повышения нефтеотдачи пласта.

В специальной частивнимание уделено повышению  эффективности системы ППД в отложениях турнейского яруса Павловского месторождения (Южно-Павловское поднятие). По результатам проведенного анализа было предложено проведение потокометричесских и трассерных исследований скважин, а также проведение ремонтно-изоляционных работ.

На Южно-Павловском поднятии организовано приконтурно-очаговое заводнение, которое предусматривалось проектным документом.

Эффективность системы поддержания пластового давления на Южно-Павловском поднятии различна по очагам заводнения.

В центральной части залежи в очаге наг.скв.1021 отмечается стабилизация давления. Дебиты соседних скважин выше средних.

В северной части залежи по очагу нагн.скв.1011 стабилизация и снижение давления, но перевод этой скважины на круглогодичную работу позволит увеличить накопленную компенсацию, что должно привести к росту пластового давления в целом по очагу. Следует обратить внимание на обводнение опресненной водой скв.136, 325, 326, 1015. Провести по ним исследования и ремонтно-изоляционные работы.

По очагу 3 в восточной части залежи снижение давления продолжается, несмотря на пуск под закачку дополнительной скважины 1032. Значительное превышение закачки над отборами из пласта говорит об не эффективности закачки в этом районе, поэтому следует провести потокометрические исследования.

Судя по динамике пластового давления и отборов жидкости в реагирующих добывающих скважинах, в пределах «русловой зоны» закачиваемая вода распространяется преимущественно в восточном направлении. Для уточнения направления фильтрационных потоков в пласте необходимо проведение трассерных исследований.

 

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Мирзаджанзаде А.Х., Аметов И.М., Хасаев А.М., Гусев В.И. Технология и техника добычи нефти. — М.: Недра, 1986.
2. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов. -М.: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2003.
3. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учебник для вузов. – М.: Недра, 1986.
4. Технологическая схема разработки Павловского месторождения.
5. Еронин В.А. Кривоносов И.В. Поддержание пластового давления на нефтяных месторождениях

---

Страницы:   1   2   3