Нефтесервис - статьи журнала Neftegaz.RU

При длительной эксплуатации нефтяных и газовых скважин наблюдаются процессы, которые ведут к снижению показателей разработки и образованию в призабойной зоне нерастворимых соединений. К ним, в частности, относится выпадение АСПО. Для предупреждения их образования требуется проведение специальных методов, позволяющих как предупредить, так и удалить образовавшиеся труднорастворимые соединения. В статье рассмотрены способы борьбы с образованием АСПО на примере карбонатной залежи рифейского возраста Юрубчено-Тохомского месторождения.

Актуальность данной работы авторы статьи видят в необходимости контроля и совершенствования существующих методов повышения нефтеотдачи пластов. В связи с расширением фонда скважин нефтяных месторождений Западной Сибири, находящихся на поздней стадии эксплуатации, увеличивается потребность во введении в производство технологий выравнивания профиля приемистости, направленных на снижение обводненности продукции скважин. Из-за высокого разнообразия применяемых химико-технологических решений в этом направлении, а также из-за уникальности каждого отдельного объекта разработки требуется постоянное проведение комплексных исследований, направленных на адаптацию, определение применимости, а также выбор наиболее эффективных технологий выравнивания профиля приемистости для каждой группы пластов, характеризуемых конкретными геолого-физическими параметрами. Авторы предлагают подход к оценке технологий и составов выравнивания профиля приемистости для одного из объектов разработки, с выбором наиболее перспективных к применению в условиях данного объекта.

В статье представлено влияние изменения PVT-свойств пластовых флюидов во времени на точность расчетов эффективной компенсации газонефтяных месторождений. Показано, что недоучет изменений PVT-свойств приводит к существенным ошибкам в прогнозировании объемов закачиваемой воды и добычи нефти. На примере участка одного из месторождений Западной Сибири проведено сравнение методов расчета компенсации: без учета газа, статического метода с учетом газа и динамического (с учетом изменения PVT-свойств). Анализ результатов показал, что статические подходы демонстрируют погрешность до 40 %. Как следствие, доказана необходимость перехода к динамическим моделям, которые интегрируют временные изменения объемных коэффициентов нефти и газа, пластового давления и других ключевых параметров. Полученные данные позволяют повысить точность прогнозов компенсации, оптимизировать процессы закачки и добычи, а также увеличить добычу углеводородов в ходе разработки месторождения.