Разработка Арланского нефтяного месторождения (2)

Для приготовления и закачки гелеобразующего раствора, как уже упоминалось, имеющаяся стационарная установка предназначена для организации закачки силикатно-щелочных растворов. Порядок приготовления водного раствора гелеобразующих составов на стационарной установке следующий:

  • готовят гелеобразующий раствор путем смешивания всех компонентов по схеме, описанной ранее, и заливают его в автоцистерны;
  • приготовленные растворы доставляют на скважину автоцистернами и закачивают в скважину насосными агрегатами.

Последовательность работ по закачке гелеобразующих композиций на основе жидкого стекла и соляной кислоты зависит от существующего оборудования. Указанная последовательность состоит в следующем:

1. Уточняется необходимый объем раствора для закачки в скважину, исходя из закачки 10—20 м3 гелеобразующего состава на 1 м перфорированной толщины продуктивных пластов. Устанавливают строго фиксированное поступление в специальные емкости пресной воды, жидкого стекла и полиакриламида. В течение суток производится тщательное перемешивание данного состава реагентов.

2. В специальной емкости готовится водный раствор соляной кислоты в заданной концентрации в пресной воде.

3. После лабораторного определения правильности концентраций раствора соляной кислоты и жидкого стекла осуществляется смешивание их в специальных емкостях.

4. Ведется интенсивное перемешивание растворов реагентов, составляющих гелеобразующей композиции, в передвижной лаборатории проверяются основные параметры ее и доводятся до расчетных.

Работы по закачиванию гелеобразующего раствора в скважину выполняются в следующей последовательности:

1. Вначале определяют приемистость скважины при закачке воды насосами КНС в течение 3—4 сут, затем закачивается оторочка пресной воды в объеме 15—20 м3 с целью предотвращения образования геля в стволе скважины. Скважина после этого закрывается.

2. Приготовленные на установке гелеобразующие растворы доставляются на скважину и закачиваются при максимально возможных расходах и давлении. В случае повышения давления над обычным давлением нагнетания скорость закачивания уменьшается и нагнетание раствора продолжают до завершения.

3. После закачки всего расчетного объема гелеобразующего состава в скважину закачивается оторочка пресной воды в количестве 15—20 м3, и скважину закрывают на 3—4 сут для гелеобразования.

4. На время закачки и формирования геля в призабойной зоне водонагнетательной скважины останавливаются на 2 сут и реагирующие добывающие скважины.

24 стр., 11593 слов

Исследование нагнетательных скважин на месторождении

... эффективность получения достоверной информации по этой категории скважин. В данной курсовой работе изложены задачи исследования нагнетательных скважин, методика проведения исследовательских работ, рекомендации по комплексу ... Однако, отсутствие единого методического руководства по исследованию нагнетательных скважин, включающего методику их проведения, оптимальный комплекс измерений в зависимости ...

5. По истечении времени формирования геля нагнетательную и добывающие скважины пускают в работу.

3.4.8 Эффективность внедрения МУН в НГДУ «Арланнефть»

Практика внедрения осадкогелеобразующих технологий по НГДУ «Арланнефть» подтвердила их высокую эффективность. В промышленном внедрении и на стадии опытно-промысловых испытаний в настоящее время находится около 10 различных ОГОТ и их модификаций.

Технологическая и экономическая эффективности от воздействия на пласты различными ОГОТ определялись по технологиям в отдельности таблица 3.6. Целью такого дифференцированного подхода являются:

  • оценка дополнительной добычи нефти, прибыли и затрат по воздействию;

— расчет удельных технологических и экономических показателей по каждому методу воздействия для возможности прогнозирования эффективности воздействия и экономических затрат, а также для сопоставления анализа эффективности различных технологий.

Таким образом, при анализе технико-экономических показателей внедрения ОГОТ рассматривается целый комплекс показателей, повышающий надежности достоверность оценки эффекта.

3.4.9 Анализ эффективности воздействие на пласт гелевым составом на основе водоограничительного материала «Силином ВН-М»

Технология предназначена для увеличения нефтеотдачи пласта, разрабатываемого с применением заводнения, и может быть эффективна для комплексной обработки как нагнетательных, так и высокообводненных добывающих скважин. Эффективность метода основана на том, что в процессе выдержки в пласте водный раствор силинома коагулирует в обводненной зоне вследствие диффузии ионов кальция и магния из пластовой воды и закупоривает проводящие каналы в этой зоне. Селективность метода позволяет проводить работы без предварительного определения интервалов поступления воды и разобщения нефтенасыщенной и обводненной частей пласта в стволе скважины.

В 2007 году данной технологией было охвачено семь нагнетательных скважин: 2291, 7167, 2667, 2677, 2651, 7015, 2675 расположенных на

Саузбашевеком месторождении и скважина 508 на Арланском месторождениях. В 2008 году было обработано семь скважин Саузбашевского месторождения.

В таблице 3.7.1 приведены сведения об обработке водоограничительным материалом «Силином ВН-М» и характеристика нагнетательных скважин и связанных с ними добывающих скважин.

Скважина 508 обрабатывалась раствором «Силинома ВН-М» при помощи агрегата ЦА-320 и автоцистерн. Рабочий раствор закачивался с устья скважины.

В остальные скважины раствор силинома нагнетался по водоводам БКНС-16 установкойпо приготовлению и закачке химкомпозиций.

Рабочий раствор для обработок скважин готовили на установке по приготовлению химических композиций при БКНС-16.

При анализе проведенных работ использовались методики, принятые в отрасли и рекомендованные для поздней стадии разработки месторождений, а также результаты гидродинамических исследований нагнетательных скважин, промысловая информация по добывающим и нагнетательным скважинам.

Из сопоставления эксплуатационных показателей работы участков до и после обработки следует, что анализируемых нефтяных скважин добыча нефти увеличилась после применения технологии в 2007г. по 66%, в 2008г. по 39% скважин, добыча жидкости уменьшилась в 2007г. по 27%, в 2008г. по 58% скважин, обводненность снизилась в 2007г. по 57%, в 2008г. по 42% скважин.

3 стр., 1467 слов

Промысловый сбор и подготовка нефти, газа и воды

... схему сбора и подготовки нефти (рис. 1). Сбор продукции производят от группы скважин на автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ). От каждой скважины по индивидуальному трубопроводу на АГЗУ поступает нефть вместе с газом и пластовой ...

Показатели эксплуатации нагнетательных скважин представлены в таблице 3.7.2.

Показатели разработки очага 508 представлены в таблице 3.7.3 и на рисунке 3.7.1. Из рисунка видно, что после обработки при возросших объемах закачки возросли добыча жидкости и нефти, а обводненность снизилась.

В таблице 3.7.4 приведены результаты дополнительной добычи нефти и сокращения объемов попутно-добываемой воды. В 2007г. дополнительная добыча составила 5,2тыс.т. сокращение попутно добываемой воды — 105,2тыс.т. В 2008г. дополнительная добыча составила 3,0тыс.т., сокращение ПДВ-32,4тыс.т.

Всего за все время внедрения технологии дополнительная добыча нефти составила 20,3тыс.т., сокращение ПДВ составило 393,6тыс.т.

Данная технология воздействия на пласт является одной из малозатратных и доступных, технологична в осенне-зимний период. Рекомендуется для дальнейшего применения.

3.4.10 Анализ эффективности комплексных осадко-гелеобразующих растворов (КОГОР)

КОГОР — комплексная технология, основанная на совместном применении многокомпонентных осадкообразующих реагентов с наполнителями.

Технология КОГОР базируется на широком наборе доступных и проверенных осадкообразующих реагентов, позволяющем получать композиции с различной закупоривающей способностью.

Целью работ является интенсификация добычи нефти, увеличение нефтеотдачи и уменьшение отборов попутно добываемой воды, на участках залежей, находящихся на поздней стадии разработки.

В 2007 году для воздействия на пласт по данной технологии были отобраны 3 нагнетательные скважины: 353; 7788 и 584*Арланской пощади.

Воздействие на пласт осуществлялось путем последовательной подачи в нагнетательные скважины оторочек: а) глинистый раствор; б) смеси глинистого раствора, жидкого стекла и пресной воды; в) глинистый раствор; г) алюмохлорид; д) пресная вода.

Закачка осуществляется агрегатами типа ЦА-320.

В нагнетательных скважинах перфорированы II, III, VI пласты ТТНК, перфорационная толщина которых колеблется от 6 до 17,2 м. Приемистость нагнетательных скважин к началу воздействия составляла 330 — 860мі/сут. при давлении закачки 6,0 — 12,0 МПа.

Сведения об обработках представлены в таблице 3.7.6

На 1м обрабатываемой толщины пласта израсходовано от 1,3 до 3,8мі КОГОРа. При внедрении технологии было израсходовано всего 85,7т реагентов, из них 34,2т глинистого раствора, 26т жидкого стекла, 25,5т алюмохлорида. Удельный расход составляет от 1,7 до 4,8т на 1м толщины перфорированного пласта.

В таблице 3.7.8 приведены результаты исследования нагнетательных скважин №7788 и 353 методом падения давления. По скважине 353 отмечается снижение на 50% значений гидропроводности, коэффициентов проницаемости и пьезопроводности.В 2007г. дополнительная добыча нефти составила 3,1тыс.т, сокращение попутно добываемой воды 75,4тыс.т. В 2008 году за счет обработок прошлых лет дополнительная добыча нефти составила 3,8 тыс.т, сокращение попутно добываемой воды 112,8тыс.т. Всего с начала воздействия дополнительная добыча нефти составила 26,9тыс.т„ сокращение попутно добываемой воды 709,1тыс.т.

Проведенные работы показали более низкую эффективность обработок по технологии КОГОР по сравнению с другими технологиями повышения нефтеотдачи пласта (СЩР,СЩВМ, ЩПР, и др.).

Вместе с тем, технология КОГОР имеет большую трудоемкость приготовления и закачки растворов из-за большего количества присутствующих в технологии реагентов. Поэтому в 2008 году обработки нагнетательных скважин по данной технологии не проводились. Тем не менее комплексные осадко-гелеобразующие растворы сыграли не маловажную роль в разработке Арланского месторождения.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Высокие темпы добычи нефти с применением заводнения на месторождениях НГДУ «Арланнефть», сложные геолого-физические особенности разрабатываемых объектов приводят к прогрессирующему обводнению добываемой продукции скважин. Несмотря на значительные запасы нефти, многие нефтяные месторождения вступили в позднюю завершающую стадию разработки, средняя обводненность превышает 90 %, большинство остаточных запасов являются трудноизвлекаемыми.

Анализ результатов разработки нефтяных месторождений и проведенных исследований показывает, что при обычном заводнении и благоприятных условиях разработки конечный КИН на ряде крупных месторождений не превышает 50-55%. В указанных условиях важнейшей задачей является повышение конечной нефтеотдачи разрабатываемых пластов и сокращение объемов попутно добываемой воды на основе применения эффективных для конкретных залежей методов.

Проведенные опытно-промысловые испытания предложенных и разработанных технологий извлечения остаточной нефти позволили создать экологически безопасные перспективные методы воздействия на пласт осадко-гелеобразующими реагентами (ОГОТ), которые отличаются достаточно высокой эффективностью на поздней стадии разработки месторождений.

К масштабно испытанным базовым технологиям ОГОТ относятся СЩВ, ЩПВ, КОГОР, ДЖ, СТМ, КХА, САИ и продукты биосинтеза. Наряду с расширяющимся промышленным внедрением указанных основных технологий в НГДУ «Арланнефть» в опытно-промышленном испытании постоянно находится ряд новых модификаций этих технологий, которые направлены на совершенствование существующих МУН применительно к конкретным геолого-физическим условиям месторождения.

Teхнико-экономический анализ результатов применения разработанных технологий показывают, что за 2007-2011 годы на месторождениях РБ проведено свыше 4000 скв.-обработок новыми МУН и дополнительно добыто около 3 млн. т нефти в.т.ч. 2012 году планируется дополнительно добыть не менее 945 тыс. т нефти (за счет ОГОТ 563 тыс. т).

При этом средняя удельная дополнительная добыча нефти на одну скв.-обработку составляет 1,0-1,5 тыс. т, а на 1 т реагента 100-150 т, чистая прибыль на1 рубль вложенных затрат в среднем по технологиям 15-20руб.

Для расширения масштабов внедрения новых МУН на месторождениях Башкортостана в ближайшие годы разработана комплексная программа их применения. Важное значение для дальнейшего расширения объемов внедрения новых МУН имеет высокая обводненность и поздняя стадия эксплуатации месторождений, для которых необходимы усовершенствованные технологии извлечения нефти из трудноизвлекаемых запасов.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

[Электронный ресурс]//URL: https://drprom.ru/kursovaya/sauzbashevskoe-neftyanoe-mestorojdenie/

1. Сафонов Е.Н., Алмаев Р.Х. Методы извлечения остаточной нефти на месторождениях Башкортостана. — Уфа: РИЦ АНК «Башнефть». 1977, — 240 с.

2. Баймухаметов К.С., Викторов П.Ф., Гайнуллин К.Х., Сыртланов А.Ш. Геологическое строение и разработка нефтяных и газовых месторождений Башкортостана Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 1997. — 424 с.

3. Усовершенствованная методика прогнозирования добычи нефти на поздней стадии разработки месторождений. — М.: ВНИОЭНГ, 1992 /Нефтепромысловое дело. — № 8. — С. 11-14/Рахимкулов И.Ф., Алмиев Р.Х., Барбашова И.В., Чермакова Л.Ф.

4. Управляемое вибро-сейсмическое воздействие на нефтяные залежи на поздней стадии разработки на примере Туймазинского нефтяного месторождения. — М.: ВНИОЭНГ, 2002/Нефтепромысловое дело. — № 10. — С. 21-22/Габдрахманов НХ., Галиулин Т.С., Кирилов А.И., Малец О.Н.

5. Токорев М.А., Ахмерова Э.Р., Файзулин М.Х. Контроль и регулирование разработки нефтегазовых месторождений: Учебное пособие .-Уфа: Изд-во УГНТУ, 2001г. 61с.

6. Отчет НГДУ «Арланнефть» на тему: “Анализ эффективности методов увеличения нефтеотдачи в 2000 году.”

7.К.С.Баймухаметов.,К.Х.Гайнуллин.,А.Ш.Сыртланов.,Э.М.Тимашев. Геологическое строение и разработка Арлановского нефтяного месторождения. Уфа. РИЦ. АНК «БАШНЕФТЬ»1997г.

8.Е.Н.Сафонов.,Р.Х.Алмаев. Методы извлечения остаточной нефти на месторождениях Башкортостана. Уфа. РИЦ. АНК «БАШНЕФТЬ»1997г.

приложение

таблица 3.7.1

Сведения по обработке нагнетательных скважин НГДУ «Арланнефть» водоограничительным материалом «Силином ВН-М» в 2007-2008 г. г

№скв/№кнс

Дата воздействия

Общ.толщ. перфор. пластов, м

Приемист,мі/сут

Объем

Р-ра. м

Расход товар. прод.,

т

Уд. расход раствора на 1м толщ. перф. пласта, мі/м

Расход реагента

Руст.к началу обраб., МПа

на1м толщ.перф. пл., т/м

На скв обр., т/скв-обр.

2

5

7

8

9

10

11

12

13

2291/16

11.09.2007

9,2

189/11,2

70

9,6

7,6

1

9,6

7167/16

25.10.2007

2,4

140/11,5

45

6

18,8

2,5

6

2667/16

25.10.2007

6

308/9,6

74,3

10

12,4

1,7

10

2677/16

26.10.2007

3,6

230/10,9

45

6

12,5

1,7

6

2651/16

29.10.2007

6,6

75/9,7

45

6

6,8

0,9

6

7015/16

30.10.2007

4,8

81/9,3

74,3

10

15,5

2,1

10

2675/16

01.11.2007

6,2

200/12,0

74,3

10

12

1,6

10

508/18

08.11.2007

6

70/11,6

45

6

7,5

1

6

Итого:

481,9

63,6

2008

2291/16

22.10.2008

9,2

226/10,7

60

7,5

6,5

0,8

7,5

7167/16

23.10.2008

2,4

160/10,9

40

5

16,7

2,1

5

2667/16

29.10.2008

6

370/6,3

80

9,8

13,3

1,6

9,8

2677/16

07.10.2008

3,6

223/9,1

40

5

11,1

1,4

5

2651/16

17.10.2008

6,6

98/8,5

40

6,5

6,1

1

6,5

7015/16

31.10.2008

4,8

101/8,7

60

9,8

12,5

2

9,8

2675/16

01.10.2008

6,2

147/11,2

23

3,3

3,7

0,5

10

Таблица 3.7.3

Показателя разработки очага №508 по технологии «Закачка гелеобразующих композиций на основе водоограничительного материала «Силином ВН-М» за 2007-2008г.

Он, т/сут

Ож, мі/сут

Озак, мі/сут

%воды, мі/сут

до

май

3,0

9,4

74

69,9

июнь

4,0

12,2

71

69,4

июль

7,7

20,6

83

64,5

август

6,4

19,1

68

68,1

сентябрь

7,9

19,6

65

61,0

октябрь

7,5

20,8

78

65,9

после

ноябрь

9,1

21,2

80

58,1

декабрь

8,6

22,5

77

63,5

январь

9,5

21,8

82

57,5

февраль

10,6

31,9

83

68,7

март

8,2

22,4

77

65,4

апрель

9,0

22,6

84

61,9

Таблица 3.7.8

Результаты исследования нагнетательных скважин методом

снятия кривых падения давления ( КПД)

№ п/п

скв.

Дата обработ-ки

Дата исследования

Приемис-

тость

мі/сут.

Общая толщина вскрытого

пласта, м.

Параметры пласта до и после

Гидропро-водность мкм2 м/Мпа

сек.

Коэффициент проница-

емости,

мкмІ

Коэффициент пьезопро-водности,

мІ/сек

КОГОР

7788

21.05.

07

07-08.

02.01

24-25.

09.01

296

422

6,0

6,0

0,13

0,20

0,02

0,03

0,10

0,15

2.

353

27.06.07

08-09.

02.01

12-13.11.01

886

927

17,2

17,2

2,7

1,3

0,16

0,08

0,8

0,4

Таблица 1.2

Основные показатели использования запасов и нефтеотдача по объектам разработки НГДУ «Арланнефть» за 2007 год

Площадь

Объект раз-работки

Начальные запасы

Год ввода в разработку

Год достижения max уровня

Год. темп отбора при дост. max уровня % от извлек.

запас.

Коэф.испол.

запасов при дост.max уров

Остат. извлек. запасы на 01.01.07г, тыс.т

балансовые тыс.т

извлекаемые тыс.т

% от баланс запас.

% от извлек

запас.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Терригенные отложения

Арланская площадь

C1-u

306808

147575

1958

1970

3,8

12,7

28,6

9812

Н-Березовская

площадь

C1al

11127

6565

1960

1986

6,6

31,7

49,5

1063

Н-Березовская

площадь

C1-u

156743

59949

1959

1973

3,4

8,2

21,2

10505

Н-Березовская

площадь

D3-fm

67

7

1984

1984

6,7

0,6

5,7

5

Итого по Арланск. Местор.:

474745

214096

1958

1971

3,3

11,6

25,7

21385

Саузбашевское местор.

C1-u

66149

23407

1967

1974

2,9

3,4

9,7

12485

по терригенным отложениям

54089

237503

1958

1973

3,2

13,1

39,8

33870

Карбонатные отложения

Арланская+

Н-Березовская

C2+C2vr

50688

10763

1960

1974

1,8

2,4

11,5

7934

Арланская+

Н-Березовская

C1-t

7123

712

1960

1988

5,7

2,5

25,1

294

Итого по Арланск. Местор.:

57811

11475

1960

1974

1,7

2,2

11,1

2328

Саузбашевское месторождение

C2-2k

3443

516

1971

1975

0,3

0,04

0,3

514

Саузбашевское месторождение

C1-tur

2954

443

443

по карбонатным отложениям

64208

12434

1960

1974

1,6

2,0

10,3

8284

Всего по НГДУ

644269

262111

1958

1973

3,1

11,1

28,6

48387

В т.ч. по Арланскому местор.

532550

225571

1958

1971

3,2

10,5

24,8

28713

Терригенные отложения

Арланская площадь

953,8

138699,8

45,2

94,0

0,3

0,6

9,7

97,0

1251

586

Н-Березовская площадь

73

5574,1

50,1

84,9

0,7

1,1

6,9

91,2

Н-Березовская площадь

595

50056,1

31,9

83,5

0,4

1,0

5,7

94,2

7916

3234

Н-Березовская площадь

2,3

3,4

32,9

Итого по Арланск. Местор.:

1621.8

194332,3

40,9

90,8

0,3

0,8

7,6

96,2

9167

3820

Саузбашевское месторождение

122

11042,5

16,7

47,2

0,2

0,5

1,0

91,5

17282

6188

по терриген-ным отл.

1743,8

205374,8

38,0

86,5

0,3

0,7

5,1

96,0

26449

10008

Карбонатные отложения

Арланская+

Н-Березовская

114

3846,6

7,6

35,7

0,2

1,1

1,6

57,3

Арланская+

Н-Березовская

17,3

433,1

6,1

60,8

0,2

2,4

5,9

60,1

Итого по Арланск. Местор.

131,3

4279,7

7,4

37,3

0,2

1,1

1,8

57,8

Саузбашевское месторождение

0,4

3,4

0,1

0,7

0,01

0,1

0,1

63,9

Саузбашевское месторождение

2954

443

по карбонат-ным отл.

131,7

4283,1

6,7

34,4

0,2

1,1

1,6

57,8

2954

443

Всего по НГДУ

1875,5

209657,9

34,6

83,9

0,3

0,8

4,4

95,8

26403

10451

В т.ч. по Арланскому местор.

1753,1

198612

37,3

88,0

0,3

0,8

6,1

95,9

9167

3820

Таблица 2.3

Распределение добычи нефти за счет МУН по технологиям и группам

Технология

2006г.

2007г.

2008г.

2009г.(планир.)

Доб.нефти за счет МУН, тыс.т.

% от добычи за счет МУН

Доб.нефти за счет МУН,

тыс.т.

% от добычи за счет МУН

Доб. нефти за счетМУН, тыс.т.

% от добычи за счет МУН

Доб. нефти за счет МУН, тыс.т.

% от добычи за счет МУН

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Термические методы

Закачка мин. терм. вод

7,2

6,2

8,9

5,7

15,0

8,4

Итого по группе

7,2

6,2

8,9

5,7

15,0

8,4

Микробиологические методы

БиоПАВ+ПАА

3,6

3,3

3,9

3,3

5,7

3,7

БиоПАВ+лигнотин

0,1

0,06

4,0

2,2

БП-92

0,4

0,24

2,0

1,2

САИ

0,6

0,5

Итого по группе

4,2

3,8

3,9

3,3

6,2

4

6,0

3,4

Физико-химические методы

Виброволновое воздествие

2,0

1,8

1,1

0,9

4,8

3

3,0

1,7

Депрессионная перфорация

1,6

1,5

0,6

0,5

5,6

3,6

4,0

2,3

ДВВ

1,4

1,3

4,3

3,7

7,0

4,5

10,0

5,6

Закачка БРЕГ-1

2,0

1,8

3,5

3

0,3

0,2

Водонефтяные композиции

2,5

2,3

6,6

5,6

9,4

6

12,0

6,7

Глинистые суспензии

0,2

0,2

2,1

1,8

4,7

3

3,0

1,8

КОГОР

4,0

3,6

3,1

2,7

3,8

2,4

Силином

7,8

7

5,2

4,4

3,0

1,9

8,0

4,5

ДНПХ-9010

22,0

19,9

9,1

7,8

18,1

11,6

14,0

7,9

СНПХ-8700

1,0

0,5

СЩР

3,9

3,5

14,5

12,4

10,5

6,7

10,0

5,6

СЩВМ

25,5

23

22,8

19,5

17,3

11

25,0

14

ЩПР

9,9

9

8,4

7,2

6,7

4,3

10,0

5,7

Нефть+гель

0,3

0,3

1,9

1,6

Жидкое стекло+добавки

4,5

4

2,3

2

КФЖ

0,5

0,2

Закачка бустирана

1,0

0,5

Закачка латекса

1,0

0,5

Закачка гидрофобизатора

0,2

0,1

Итого по группе

87,6

79,2

85,3

73,1

91,2

58,5

102,7

57,6

Гидродинамические методы

Боковые стволы

9,0

8,1

13,6

11,6

23,2

14,8

8,0

4,5

Горизонтальные скважины

8,0

7,3

6,7

5,8

7,1

4,6

6,0

3,4

Бесперф. Вскрытие+УСИП

1,8

1,6

Циклическая закачка

19,4

12,4

25,0

14

Перевод скв. с др. гориз.

1,5

0,8

Заводнение с изменением фильтр, потоков

4,0

2,2

Регулирование градиента давления

10,0

5,7

Итого по группе

18,8

17

20,3

17,4

49,7

31,8

54,3

30,6

Всего

110,6

100

116,9

100

156,0

100

178,2

100

Таблица 2.4

Эффективность применения МУН

п/п

Технология

2007г.

2008г.

2009г.(планир.)

Объм внедр.

скв.

Затраты,

тыс.р.

Доп. доб.н.тыс.т.

Прибылъ тыс.р.

Объем внедр. скв.

Затраты, тыс.р.

Доп. доб.н. тыс.т

Прибылъ тыс.р.

Объем внедр. скв.

Затраты, тыс.р.

Доп. доб.н.тыс.т

Прибыль, тыс.р.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

Термические методы

1

Закачка мин. термальных вод

1264,3

7,2

1631,6

3579,0

8,9

2193,0

1600

6032,0

15,0

3626,0

Микробиологические методы

2

БиоПАВ+ПАА

1153,0

3,9

1345,2

1309,9

5,7

2821,0

3

БиоПАВ+лигн.

4

1902,0

0,1

-848,5

4

1902,0

4,0

2874,5

4

БП-92

6

1395,0

0,4

-1197

5

1924,6

2,0

934,7

5

САИ

4

134,0

-134,0

Физико-химические методы

6

Виброволновое воздействие.

8

500,0

1,1

83,0

6

1338,0

4,8

402

5

836,0

3,0

649,0

7

Депрессионная перфорация.

18

0,6

32

6568,8

5,6

-3797,2

15

3462,5

4,0

-1482,7

8

ДВВ

5

1862,0

4,3

418,0

4

2707,6

7,0

2112,8

6

3868,0

10,0

3650,2

9

Закачка БРЕГ-1

2

1126,0

3,5

1147,3

83,6

0,3

141,2

10

Водонефтяные композиции

15

1861,0

6,6

1639,0

14

2557,5

9,4

2954,6

15

3265,0

12,0

3771,8

11

Нефть+гель

561,83

1,9

1007,57

12

Глинистые суспензии

3

744,9

2,1

644,0

3

745,0

4,7

1691,6

3

1062,1

3,0

1079,7

13

КОГОР

3

1000,7

3,1

1014,0

1059,4

3,8

1410,6

14

Силином

8

1817,6

5,2

1610,4

7

1195,4

3,0

847,0

6

2600,4

8,0

2258,7

15

ДНПХ.9010

14

4308,5

9,1

2085,0

32

5280,0

18,1

2806,0

15

2685,0

14,0

2170,4

16

СНПХ-8700

6

1568,9

1,0

-1290,1

17

СЩР

12

12250,6

14,5

12065,0

10

8817,6

10,5

9606,0

9

11305,3

10,0

12093,9

18

СЩВМ

14

8

2898,9

22,8

10

2215,2

17,3

2253,4

10

25,0

19

ЩПР

8

2898,9

8,4

2625,0

8

2215,2

6,7

2253,4

8

3500,9

10,0

3363,3

20

Жидкое стекло с добавками

680,11

2,3

792,0

21

Бесперфорат. вскрытие+

УСИП

22

КФЖ

5

247,6

0,5

0,1

23

Закачка бустирана

2

360,0

1,0

135,0

24

Закачка латекса

5

475,8

1,0

19,14

25

Закачка гидрофобизатора

4

132,8

0,2

-33,8

Гидродинамические методы

26

Боковые стволы

15

52500,0

13,6

46600,0

12

42000,0

23,2

З1012,0

10

35000,0

8,0

-31040,0

27

Горизонтальные скважины

3

2850,0

6,7

1553,0

2840,0

7,1

1660,0

4

2900,0

6,0

1403,0

28

Циклическая закачка

137,83

19,4

9601,8

1040,5

25,0

11333,0

29

Перевод скважин с др.горизонтов

10

3134,2

1,5

-2391,8

30

Заводнение с изменением фильтр потоков

15

166,5

4,0

1814,3

31

Регулирование град. давления

10

416,2

10,0

4533,2

32

Всего

129

32507,2

116,9

26094,9

148

44367,6

156,0

37479,3

172

53367,2

178,2

50510,8