Мероприятия по интенсификации добычи нефти на Мишкинском нефтяном месторождении

жидкости тыс.т 63176 69381 75943 82790 89857

48252 52096 56481 61153 66326 Закачка рабочего агента тыс.м3 5788 5965 6327 6619 6840

2518 2780 2958 3204 3316 Накопленная закачка тыс.м3 65600 71565 77892 84511 91351

47325 50105 53063 56266 59583 Фонд добывающих скважин на конец года шт. 1246 1322 1398 1445 1445

928 932 946 930 938 Фонд нагнетательных скважин на конец года шт. 282 282 282 282 282

225 225 225 225 225 Действ. фонд добывающих скважин на конец года шт. 1236 1311 1386 1433 1433

889 902 902 863 771 Действ. фонд нагн. скважин на конец года шт. 273 273 273 273 273

203 214 212 216 210 Среднесуточный дебит одной добывающей скважины т/сут 3,3 3,1 2,9 2,7 2,6 по нефти
3,3 3,2 3,0 2,9 3,5 по жидкости т/сут 14,4 14,0 14,0 14,0 14,2

12,2 12,6 14,4 15,5 19,3

Среднесуточный дебит одной добывающей скважины по нефти превышает проектные показатели (на 0,9 т/сут. в 2003 г.), что достигнуто за счет проведения мероприятий по интенсификации добычи нефти, в первую очередь таких как: ЗБС, ОПЗ и оптимизация работы механизированного фонда. В то же время среднесуточный дебит добывающих скважин по жидкости выше плановых показателей.

Выбор и обоснование применения предлагаемых технических решений

Анализ применяемых на Мишкинском месторождении мероприятий по интенсификации добычи нефти

Эксплуатация нефтяных месторождений сопровождается ухудшением проницаемости пород коллекторов в призабойной зоне скважин. Одной из причин такого ухудшения является отложение асфальто-смоло-парафиновых отложений (АСПО) на поверхности породы, обусловленное повышенным содержанием этих компонентов в высоковязких нефтях.

С целью восстановления проницаемости до величины, равной или близкой к первоначальной, применяют различные методы обработки призабойной зоны скважин (ОПЗ).

Ежегодно около половины объема нефти на месторождении добывается за счет геолого-технических мероприятий (ГТМ) текущего года и продолжающихся эффектов от ГТМ прошлых лет.

Общие итоги ГТМ по видам за пять последних лет представлены в табл. 9.

Основное количество дополнительной нефти в последние пять лет получено за счет трех видов мероприятий по интенсификации добычи нефти: бурения боковых горизонтальных стволов, обработки призабойной зоны скважин, оптимизации механизированного фонда, и составило 591,7 тыс. т (по сумме эффектов за год проведения ГТМ).

Таблица 9

Показатели эффективности ГТМ на добывающем фонде

Показатели	Един. изм.	2002 г.	2003 г.	2004 г.	2005 г.	2006 г.
Всего ГТМ за год	Меропр.	233	367	305	186	226
- скважин от добывающего фонда	%	27	47,5	34,0	21,3	28,0
Дополнительная добыча нефти по ГТМ
- текущего года	тыс.т	75,78	163,45	195,126	127,376	83,683
от всей добычи за год	%	8,6	17,4	18,7	11,9	8,4
от ГТМ прошлых лет	тыс.т	432,8	536,5
Удельная эффективность ГТМ
- по отработанному времени	т/сут.отр.	2,0	2,3	3,7	4,3	2,1
- по продолжительности эффекта	т/сут.эф.	3,0	3,7	6,1	7,0	3,3
- на 1 меропритяие	т/меропр.	325,2	445,4	639,8	684,8	370,3
Продолжительность эффекта	сут.	25036	44573	31960	18128	25084
Отработанное время	сут.	38030	70291	52975	29676	39271
Ввод из бездействия и из других категорий
- количество	меропр.	10	1	0	6	9
- дополнительная добыча нефти	тыс.т	1,22	0,02	0	0,88	2,904
- удельная эффективность	т/сут.эф.	0,5	0,3	0	1,0	1,4
	т/сут.отр.	0,5	0,3	0	1,0	1,4
	т/меропр.	122	20	0	146,7	322,7
Продолжительность эффекта	сут.	2448	75	0	903	2037
Отработанное время	сут.	2581	75	0	903	2037
Ввод боковых горизонтальных стволов
- количество	меропр.	1	4	11	18	3
- дополнительная добыча нефти	тыс.т	2,14	25,04	61,1	85,985	9,896
- удельная эффективность	т/сут.эф.	6,7	55,9	33,1	20,3	24,1
	т/сут.отр.	6,7	55,9	33,1	20,3	24,1
	т/меропр.	2140	6260	5553	4777	3298,7
Продолжительность эффекта	сут.	319	448	1845	4240	410
Отработанное время	сут.	319	448	1845	4240	410
Переход на новый горизонт
Показатели	Един. изм.	2002 г.	2003 г.	2004 г.	2005 г.	2006 г.
- количество	меропр.	13	0	0	23	16
- дополнительная добыча нефти	тыс.т	3,75	0	0	15,454	1,91
- удельная эффективность	т/сут.эф.	2,1	0,0	0	4,6	0,9
	т/сут.отр.	2,1	0,0	0	3,9	0,8
	т/меропр.	288,5	0	0	671,9	119,4
Продолжительность эффекта	сут.	1807	0	0	3370	2164
Отработанное время	сут.	1813	0	0	3971	2346
Обработка призабойной зоны
- количество	меропр.	105	231	171	86	106
- дополнительная добыча нефти	тыс.т	49,21	86,54	43,6	18,17	44,4
- удельная эффективность	т/сут.эф.	3,9	2,8	2,2	2,6	3,3
	т/сут.отр.	2,8	2,0	1,3	1,3	2,2
	т/меропр.	468,7	374,6	255	211,3	418,6
Продолжительность эффекта	сут.	12683	30463	19876	7066	13524
Отработанное время	сут.	17439	43901	32952	14352	20427
Оптимизация механизированного фонда
- количество	меропр.	100	129	122	38	65
- дополнительная добыча нефти	тыс.т	18,73	50,87	71,0	6,224	18,88
- удельная эффективность	т/сут.эф.	2,5	3,8	6,9	3,1	3,7
	т/сут.отр.	1,2	2,0	3,9	1,3	1,6
	т/меропр.	187,3	394,3	582	163,8	290,5
Продолжительность эффекта	сут.	7514	13305	10234	1995	5115
Отработанное время	сут.	15358	25523	18173	4974	12099
Ремонтно-изоляционные работы
- количество	меропр.	4	2	1	8	5
- дополнительная добыча нефти	тыс.т	0,73	0,98	0,0	0,6	0,82
- удельная эффективность	т/сут.эф.	2,8	3,5	0,4	1,2	48,2
	т/сут.отр.	1,4	2,8	0,4	0,5	17,4
	т/меропр.	182,5	490	2	77	164,0
Продолжительность эффекта	сут.	265	282	5	515	17
Отработанное время	сут.	520	344	5	1175	47

За указанный период наблюдается снижение дополнительной добычи нефти от ОПЗ, связанный с уменьшением числа мероприятий данного вида. Удельная эффективность ОПЗ по годам колеблется от 1,3 т/сут в 2004-2005 г.г. до 2,8 т/сут в 2002 г. Количество вводимых БГС упало с 18 в 2005 г. до 3 в 2006 г., удельная эффективность по годам изменялась в пределах 6,7-55,9 т/сут на 1 мероприятие.

В 2006 г. на добывающем фонде Мишкинского месторождения проведено 226 различных ГТМ; в год проведения дополнительно получено 83,7 тыс. т нефти или 8,4 % от всей добычи по месторождению. Охват скважин мероприятиями составил 28 %.

В 2006 г. на Мишкинском месторождении проведено 106 мероприятий по ОПЗ, получено дополнительно 44,4 тыс. т нефти, соответственно, в 2,4 раза больше, чем за предыдущий год. При этом средняя удельная эффективность на 1 обработку повысилась с 211,3 до 418,6 т дополнительной нефти.

Результаты проведения ОПЗ в 2004-2006 г.г. по видам приведены в табл. 10.

Таблица 10

Показатели эффективности ОПЗ на добывающем фонде

Показатели	Един. изм.	2003 г.	2004 г.	2005 г.	2006 г.
СКО
- количество	меропр.	4	15	1	7
- дополнительная добыча нефти	тыс.т	1,645	2,2	0,012	2,2
- удельная эффективность	т/меропр.	411	148	12,0	318,7
СКО с КСПО-2
- количество	меропр.	24	0	24	6
- дополнительная добыча нефти	тыс.т	3,048	0,0	3,103	1,8
- удельная эффективность	т/меропр.	127	0	129,3	292,7
СКО с КСПО-4
- количество	меропр.	0	0	9	2
- дополнительная добыча нефти	тыс.т	0	0	2,026	0,4
Таблица 10 (продолжение)
Показатели	Един. изм.	2003 г.	2004 г.	2005 г.	2006 г.
- удельная эффективность	т/меропр.	0	0	225,1	183,0
СКО с ОЭ
- количество	меропр.	14	1	2	0
- дополнительная добыча нефти	тыс.т	4,629	0,1	0,149	0,0
- удельная эффективность	т/меропр.	331	101	74,5	0,0
СКВ
- количество	меропр.	25	20	11	4
- дополнительная добыча нефти	тыс.т	18,4	5,3	3,56	1,2
- удельная эффективность	т/меропр.	736	267	323,6	299,3
СКВ с КСПО-2
- количество	меропр.	13	0	14	2
- дополнительная добыча нефти	тыс.т	9,1	0,0	4,354	1,8
- удельная эффективность	т/меропр.	700,8	0,0	311,0	889,5
ВВВ+ГРП
- количество	меропр.	0	0	11	19
- дополнительная добыча нефти	тыс.т	0	0,0	3,19	8,9
- удельная эффективность	т/меропр.	0	0	290,0	469,3
ПСКО
- количество	меропр.	2	1	2	18
- дополнительная добыча нефти	тыс.т	0,8	0,0	0,665	4,8
- удельная эффективность	т/меропр.	400,0	40,0	332,5	268,8
ПСКО под давлением
- количество	меропр.	51	109	0	1
- дополнительная добыча нефти	тыс.т	33	31,3	0	0,05
- удельная эффективность	т/меропр.	647,1	287,3	0,0	50,0
УДС кавернообразованием
- количество	меропр.	17	2	1	0
- дополнительная добыча нефти	тыс.т	7,888	0,6	0	0,0
- удельная эффективность	т/меропр.	464	310	0,0	0,0
Показатели	Един. изм.	2003 г.	2004 г.	2005 г.	2006 г.
ОПЗ РАСПО
- количество	меропр.	0	0	1	1
- дополнительная добыча нефти	тыс.т	0	0,0	0,308	0,6
- удельная эффективность	т/меропр.	0	0	308,0	624,0
ОПЗ с РТ-1
- количество	меропр.	0	0	4	0
- дополнительная добыча нефти	тыс.т	0	0,0	0,528	0,0
- удельная эффективность	т/меропр.	0	0	132,0	0,0
ОПЗ растворителем + СКО с КСПО-2
- количество	меропр.	0	0	3	0
- дополнительная добыча нефти	тыс.т	0	0,0	0,075	0,0
- удельная эффективность	т/меропр.	0	0	25,0	0,0

Наибольшее распространение из физико-химических методов воздействия на карбонатные коллектора на Мишкинском месторождении получила солянокислотная обработка и её модификации. Так в 2006 г. количество таких ремонтов составило 56%. Основными её преимуществами являются простота осуществления и низкая стоимость работ. Однако следует отметить, что процент успешности солянокислотного воздействия невысок и уменьшается с увеличением кратности обработок. Снижение успешности кислотных методов вызвано следующими причинами:

высокая расчлененность и неоднородность по проницаемости разрабатываемых объектов. В этих условиях при проведении первоначальной кислотной обработки соляная кислота проникает в наиболее проницаемые пропластки и почти не поступает в малопроницаемые. При повторной солянокислотной обработке кислота снова, в первую очередь, поступает в наиболее проницаемые пропластки, расширяя и углубляя ранее образовавшиеся каналы, при этом увеличения профиля притока не происходит;

высокой скоростью реакции кислоты с породой пласта и быстрой её нейтрализацией, которая происходит из-за эффекта экранизации поверхности порового пространства пород, за счет АСПО или образования на поверхности экранирующего слоя из продуктов реакции кислоты с породой;

блокированием порового пространства продуктами химических реакций, неполным их удалением из призабойной зоны пласта (ПЗП);

неизменная технология проведения обработок.

Основной задачей в совершенствовании методов ОПЗ является обеспечение заданной глубины проникновения кислоты в пласт и степени охвата пласта воздействием, а так же своевременный и полный вынос продуктов реакции из пласта после солянокислотной обработки. Рассмотрим некоторые способы решения данных задач.

1. Замедление скорости реакции соляной кислоты с карбонатной породой: перевод кислоты в эмульгированное состояние, получение пенокислотных растворов, модифицирование и понижение температуры кислотных растворов и др. Однако у всех этих методов есть свои недостатки. При проведении пенокислотной обработки происходит частичное расслоение пены при её транспортировке к забою и снижение стабильности пены при повышении температуры. Использование нефтекислотных эмульсий в низкопроницаемых коллекторах малоэффективно.

2. Улучшение фильтруемости рабочего раствора в условиях низкопроницаемых коллекторов, осложненных наличием АСПО. Для этих целей вводят в состав кислотоводородных растворов углеводороды обладающие высокой растворяющей способностью по отношению к АСПО (органические отходы производства винилхлорида; алюмохлорида; дистиллят содержащий бензин, керосин, соляровую фракцию). Однако данное направление не исключает один из основных недостатков обычных кислотных обработок – проникновение в пласт по участкам с наилучшими фильтрационными свойствами коллектора. Использование кислотных эмульсий для ОПЗ требует их приготовления на станционарных установках, состоящих из насосного оборудования, емкостей, системы обвязки, что весьма трудоемко.

3. Широко используются для прогрева ПЗП и удаления из неё образований ПЗП, методы основанные на закачке в пласт горячей воды, нефти, нефтепродуктов. Эти работы не требуют длительного периода их осуществления и способствуют повышению производительности скважин. Эффективность данных методов недостаточно высока. Наиболее перспективными в этом направлении являются методы, основанные на закачке в пласт горячих растворителей, однако данные методы в большинстве случаев являются экономически нецелесообразными из-за необходимого значительного количества реагента и затрат на его прогрев.

В целом по ОАО «Удмуртнефть» одним из наиболее эффективных способов воздействия на ПЗП остаётся метод поинтервальной солянокислотной обработки (ПСКО). Эффективность метода достигается за счет целенаправленного действия кислоты в заданном интервале. Однако на Мишкинском месторождении удельная эффективность ПСКО с каждым годом всё больше снижается: с 400 тонн/мер. в 2003 г. до 268,8 тонн/мер. в 2006 г. Причинами снижения эффективности являются:

1. Экранирующий эффект на поверхности порового пространства пород, за счет АСПО.

2. Кратность обработок. После трех-четырехкратного воздействия на пласт эффективность обработок падает в 2-3 раза, а продолжительность эффекта снижается в 1,5 раза.

С целью увеличения эффективности проведения ПСКО на Мишкинском месторождении, предлагаю провести комплексные мероприятия по воздействию на призабойную зону пласта с предварительным использованием растворителя АСПО, из расчета 0,7 м3 РАСПО на 1 м нефтенасыщенной толщины. Данный метод позволяет: снизить экранирующий эффект на поверхности порового пространства, и как следствие увеличить глубину проникновения кислоты в пласт и степень охвата пласта воздействием.

Так же существенное преимущество комплексной обработки РАСПО + ПСКО ещё и в том, что в условиях добычи высоковязкой нефтей после СКО в призабойной зоне образуются аномально-вязкие структурированные эмульсии – нефть, вода, мех. примеси, остатки кислоты, что во многих случаях приводит к неоднократному отказу насосного оборудования. Применение растворителя при ПСКО предохраняет от образования агрегатированных структурообразующих жидкостей.

Для проведения обработки необходимо следующее оборудование: цементировочный агрегат (ЦА-320), агрегат для закачки кислоты, АПРС-40, емкости для воды.

Проведение обработок будет осуществляться по следующей схеме.

Остановка и глушение скважины;

Подъём ГНО и пропарка НКТ;

Шаблонирование э/к и промывка забоя;

ГИС;

Спуск и посадка пакеров на НКТ;

Обвязка устья скважины для проведения ПСКО;

Закачка РАСПО из расчета 0,7 м3 на 1 м нефтенасыщенной толщины;

Выдержка на реакцию в течении 4 часов;

Закачка и продавка в пласт раствора HCl, реакция;

Спуск НКТ с воронкой, промывка скважины соленой водой с целью удаления продуктов реакции;

Спуск оборудования, пуск скважины в работу

Литературный обзор известных практических решений по теме проекта

В области проведения физико-химических методов обработки призабойной зоны скважины широко известны работы таких ученых, как В. А. Амиян, Е. И. Богомольный, А. Т. Горбунов, Ш. С. Гарифуллин, И. М. Галлямов, И. Ф. Глумов, В. И. Кудинов, Д. Н. Кузьмичев, Б. Г. Логинов, А. Г. Малышев, Т. М. Мамедов, В. И. Мархасин, И. Т. Мищенко, Г. А. Орлов, Б. М. Сучков, Э. М. Тосунов, В. С. Уголев, П. М. Усачев, А. В. Шеффер и др.

Нейтрализация эффекта экранизации кислоты породой рассмотрена в работах: Сучков Б.М. Проведение СКО в динамическом режиме, Нефтяное хозяйство– 1987. № 6. С. 52-55 /4/; Амиян ВА., Уголев В.С. Физико-химические методы повышения производительности скважин, М.: Недра. 1970 /5/.

Вопросы замедления реакции кислоты с помощью понижения температуры, повышения концентрации кислотного раствора, использования комбинированных составов, введения в кислоту хлористого кальция, применения поверхностно-активных веществ и другими способами, для более глубокого проникновения её в пласт рассмотрены в работах: Сургучев М.Л., Калганов В. И., Гавура А. В. и др. Извлечение нефти из карбонатных коллекторов. М.: Недра. 1987 /6/; Мартос В.Н. Новая технология интенсификации притока жидкости в глубоких скважинах //ВНИИОЭНГ, РНТС Сер. 4 Нефтепромысловое дело». 1972 /7/; Амиян В.А., Галлямов М.Н., Илюков В.А. и др. Обработка карбонатных коллекторов кислотными пенами // ВНИИОЭНг. РНТС. Серия «Нефтепромысловое дело». 1977 /8/; Амиян В.А., Амиян А.В., Казакевич Л.В., Бекин Е.П. Применение пенных систем в нефтедобыче М.: Недра. 1987 /9/; Богомольный Е.И. Обработка призабойной зоны скважин композициями на основе соляной кислоты и водорастворимого ПАВ на месторождениях Удмуртской АССР // Тез. докл. Всесоюз. конферен. Проблемы развития нефтегазового комплекса страны / Москва.- 1991 /10/.

Способы повышения эффективности физико-химических способов ОПЗ, за счет одновременного удаления АСПО отражены в работах: Кудинов В.И., Сучков Б.М. Интенсификация добычи вязкой нефти из карбонатных коллекторов. Самара: Кн. изд., 1996 /11/; Мустафин Г.Г., Лерман Б.А. Анализ эффективности методов воздействия на призабойную зону пласта //ВНИИОЭНГ. РНТС Сер. Нефтепромысловое дело. 1983 12/; Богомольный Е. И. Интенсификация добычи высоковязких парафинистых нефтей из карбонатных коллекторов Удмуртии. – Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований. – 2003 /13/.

Применение методов теплового воздействия на карбонатный пласт путем электропрогрева, пароциклического воздействия, закачка нагретых жидкостей, термогазохимическое воздействия так же широко изучаются и отображены в следующих работах: Кудинов В.И., Дацик М.И., Зубов Н.В. и др. Промышленное развитие высокоэффективных технологий теплового воздействия на Гремихинском месторождении Удмуртии // Нефтепромысловое дело. – 1993 № 10 С. 169-176 /14/; Кудинов В.И. Совершенствование тепловых методов разработки месторождений высоковязких нефтей. — М.: Нефть и газ, 1996 /15/; Байбаков Н.К., Гарушев А.Р. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. — М.: Недра. — 1989 /16/; Мустаев Я. А., Илюков В. А., Мавлютова И. И. Пароциклическое воздействие на призабойную зону пласта // Нефтепромысловое дело. — 1979 /17/; Сургучев М.Л., Кузнецов О. Л., Симкин Э.М. Гидродинамическое, акустическое тепловое циклическое воздействие на пласт. М.: Недра. – 1975 /18/; Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. — М.: Недра. — 1985 /19/.

Патентный обзор известных технических решений по теме проекта

А.с. 563485, МКИ Е 21 В 43/27. Способ обработки призабойной зоны пласта / Сергеев Б.З., Калашнев В.В., Журик И.В. и др. — Заявл. 11.03.74; Опубл. 30.06.77; Бюл. № 24.

А.с. 1002541, МКИ 21 В 43/25. Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта / Орлов Г.А., Тачаев В.А., Доброскок Б.Е. и др. — Заявл. 18.11.81; Опубл. 07.03.83; Бюл. № 9.

Патент РФ № 2094604. Способ обработки карбонатных коллекторов. Василенко В.Ф., Лукьянов Ю.В., Михайлов А.А. и др. — Опубл. 27.10.97; Бюл. № 30.

Патент РФ № 1284296. Способ обработки призабойной зоны скважины. Кудинов В.И. и др.

Патент РФ № 1319660. Приоритет 28.02.1985. Способ обработки призабойной зоны пласта. Сучков БМ., Кудинов В.И. и др.

Патент РФ № 2142051. Способ обработки призабойной зоны скважины. Богомольный Е.И., Гуляев Б.К., Малюгин Б.М. и др. — Опубл. 27.11.99; Бюл. № 33.

Патент РФ № 2092686. Способ обработки призабойной зоны скважины в многопластовой нефтяной залежи. Богомольный Е.И., Каменщиков Ф.А., Борисов А.П. и др. — Опубл. 10.10.97; Бюл. № 28.

Патент РФ № 2092685. Способ обработки призабойной зоны скважины в многопластовой нефтяной залежи. Богомольный Е.И., Насыров А.М., Гуляев Б.К. и др. — Опубл. 10.10.97; Бюл. № 28.

Патент РФ № 2084622. Способ обработки призабойной зоны скважины. Кудинов В.И., Дацик М.И., Богомольный Е.И. и др. — Опубл. 20.07.97; Бюл. № 20.

Патент РФ № 2093668. Способ обработки призабойной зоны скважины в многопластовой нефтяной залежи. Богомольный Е.И., Насыров А.М., Гуляев Б.К. и др. — Опубл. 20.10.97; Бюл. № 29.

Патент РФ № 2114297. Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины. Кудинов В.И., Богомольный Е.И., Малюгин Б.М. и др. — Опубл. 27.06.98; Бюл. № 18.

Патент РФ 2114294. Способ обработки призабойной зоны скважины. Кудинов В.И., Богомольный Е.И., Гуляев Б.К. и др. — Опубл. 27.06.98; Бюл. № 18.

Анализ эффективности применения выбранного технического решения на других месторождениях

Рассмотрим эффективность проведения комплексных ОПЗ с применением РАСПО в сравнении с ПСКО проведенными по обычной технологии, на тех скважинах где наблюдалось снижение забойного давления и притока жидкости в скважину. Для примера возьмем месторождение со схожими с Мишкинским месторождением физико-химическими характеристиками нефти и объектами разработки, например Лозолюкско-Зуринское месторождение ОАО «Удмуртнефть».

Результаты проведения обычного ПСКО в 2005 г. приведены в табл. 11.

Таблица 11

Результаты проведения обычного ПСКО в 2005 г.

Месторождение	№ скважины	Дата обработки	Q до ОПЗ, т/сут	Прирост Q после ОПЗ, т/сут	Прирост Q после ОПЗ, %
Лозолюкско-Зуринское	1235	27.07.2005	1,7	1,3	76
Лозолюкско-Зуринское	1013	07.01.2005	8,8	2,0	23
Лозолюкско-Зуринское	1055	18.01.2005	2,1	0,0	0
Лозолюкско-Зуринское	1036	14.02.2005	4,7	3,6	77
Лозолюкско-Зуринское	1023	02.03.2005	4,3	1,8	42
Лозолюкско-Зуринское	680	21.03.2005	2,9	1,0	34
Лозолюкско-Зуринское	1045	15.08.2005	1,3	0,2	15
Лозолюкско-Зуринское	1207	27.08.2005	2,9	0,0	0

Результаты проведения ПСКО с предварительным использованием РАСПО в 2005 г. приведены в табл. 12.

Таблица 12

Результаты проведения РАСПО + ПСКО

Месторождение	№ скважины	Дата обработки	Q до ОПЗ, т/сут	Прирост Q после ОПЗ, т/сут	Прирост Q после ОПЗ, %
Лозолюкско-Зуринское	1034	22.05.2005	5,3	5,8	109
Лозолюкско-Зуринское	1208	28.03.2005	6,3	4,3	68
Лозолюкско-Зуринское	1160	06.04.2005	4,4	2,7	61
Лозолюкско-Зуринское	390	08.05.2005	1,1	0,0	0
Лозолюкско-Зуринское	1234	14.05.2005	2,4	0,0	0
Лозолюкско-Зуринское	1139	28.08.2005	0,7	1,6	229
Лозолюкско-Зуринское	1188	02.09.2005	3,3	0,8	24
Лозолюкско-Зуринское	1134	04.09.2005	3,5	1,8	51
Лозолюкско-Зуринское	1190	07.09.2005	7,1	4,0	56
Лозолюкско-Зуринское	1102	11.09.2005	2,0	1,8	90
Лозолюкско-Зуринское	1185	02.09.2005	3,3	0,8	24

Сравним результаты проведения этих обработок в целом.

Таблица 13

Результаты проведения РАСПО+ПСКО и ПСКО на Лозолюкско-Зуринском месторождении

	Количество обработок	Средний Q до ОПЗ, т/сут	Средний Q после ОПЗ, т/сут	Средний прирост Q после ОПЗ, т/сут	Средний прирост Q после ОПЗ, %
РАСПО + ПСКО	11	3,6	5,7	2,1	58
ПСКО	8	3,6	4,8	1,2	33

Как видно из табл. 13 средний дебит скважин до проведения ОПЗ был одинаковым, средний прирост дебита на скважинах где была проведена комплексная обработка был выше на 75 %, по сравнению с дебитом тех скважин где была проведена обычная ПСКО.

Так же в 2005 г. были проведены комплексные ПСКО на Кезском (3 обработки) и Михайловском (1 обработка) месторождениях ОАО «Удмуртнефть». Проводить сравнительный анализ данных обработок по отношению к обычным ПСКО, было бы неправильно ввиду их незначительного количества.

Проектирование предлагаемого технического решения для Мишкинского месторождения

С целью создания единых правил подбора кандидатов на проведение, расчета эффекта и оценки эффективности ГТМ, в ОАО «Удмуртнефть» принят стандарт компании НК «Роснефть» «Порядок подбора кандидатов на проведение, расчета эффекта и оценки эффективности ГТМ» /20/. Задачами стандарта являются:

единство принципов, требований и критериев при выборе кандидатов на проведение ГТМ;

единообразие применяемых расчетов эффекта от ГТМ;

однозначность оценки эффективности ГТМ;

снижение затрат на выполнение не эффективных ГТМ, связанных с отсутствием четких критериев оценки и методологии расчета эффекта;

основу для подтверждения обоснованности и объективности проектно-технологической документации, представляемой на ЦКР и ТКР.

Технологическая эффективность ГТМ количественно характеризуется следующими базовыми показателями:

увеличение дебита нефти, т/сут (с ним напрямую связан параметр увеличения темпа отборов, измеряется в процентах или долях от начальных извлекаемых запасов);

суммарная дополнительная добыча нефти, тыс.т (рассчитывается за период);

сокращение объема попутно добываемой воды, тыс.т (рассчитывается за период, возможно определение в т/сут на конкретную дату);

увеличение КИН, д.ед. (за счет подключения неразрабатываемых запасов).

Подбор кандидатов на проведение ОПЗ включает три основных этапа:

уточнение текущих параметров работы скважин, расчет эффекта от ОПЗ и создание ранжированного списка кандидатов;

анализ геологии и текущего состояния разработки;

анализ технического состояния скважин и подбор оборудования для проведения ОПЗ.

Результатом подбора кандидатов должен быть ранжированный по планируемым приростам дебита нефти (рассчитанным на оборудование) список скважин-кандидатов на проведение ОПЗ.

Расчет потенциала, уточнение текущих параметров работы скважин, расчет эффекта от ОПЗ и создание ранжированного списка кандидатов.

Основной источник информации и инструмент для работы «Технологический режим работы скважин по состоянию на текущий месяц». Порядок выполнения работ:

Проверка текущих параметров работы, представленных в технологическом режиме. При необходимости уточнение параметров работы скважины, с помощью методики проведения отжима динамического уровня;

Определяется целевое забойное давление;

Выполняется ранжирование кандидатов по расчетному приросту дебита нефти от ОПЗ;

Исключаются кандидаты с расчетным приростом дебита нефти меньше минимального, определенного с учетом экономической эффективности.

На основании рекомендаций стандарта «Порядок подбора кандидатов на проведение, расчета эффекта и оценки эффективности ГТМ», а так же «Технологического режима работы скважин по состоянию на май месяц» по НГДУ «Воткинск» /21/, произведем подбор скважин кандидатов на проведение комплексных ПСКО с