Мероприятия по интенсификации добычи нефти на Мишкинском нефтяном месторождении (стр. 5 из 18)

Таблица 8

Сравнение проектных и фактических показателей разработки

Показатели разработки	Ед.изм.	1999	2000	2001	2002	2003
Добыча нефти, всего	тыс.т	1377	1374	1351	1331	1298
Добыча нефти, всего	тыс.т	981	967	915	878	941
Накопленная добыча нефти	тыс.т	24769	26143	27494	28825	30123
Накопленная добыча нефти	тыс.т	21840	22807	23721	24599	25540
Коэффициент нефтеизвлечения	%	12	13	14	14	15
Коэффициент нефтеизвлечения	%	11	11	12	12	13
Добыча жидкости, всего	тыс.т	5948	6205	6562	6847	7067
Добыча жидкости, всего	тыс.т	3633	3844	4385	4672	5173
Накопленная добыча жидкости	тыс.т	63176	69381	75943	82790	89857
Накопленная добыча жидкости	тыс.т	48252	52096	56481	61153	66326
Закачка рабочего агента	тыс.м³	5788	5965	6327	6619	6840
Закачка рабочего агента	тыс.м³	2518	2780	2958	3204	3316
Накопленная закачка	тыс.м³	65600	71565	77892	84511	91351
Накопленная закачка	тыс.м³	47325	50105	53063	56266	59583
Фонд добывающих скважин на конец года	шт.	1246	1322	1398	1445	1445
Фонд добывающих скважин на конец года	шт.	928	932	946	930	938
Фонд нагнетательных скважин на конец года	шт.	282	282	282	282	282
Фонд нагнетательных скважин на конец года	шт.	225	225	225	225	225
Действ. фонд добывающих скважин на конец года	шт.	1236	1311	1386	1433	1433
Действ. фонд добывающих скважин на конец года	шт.	889	902	902	863	771
Действ. фонд нагн. скважин на конец года	шт.	273	273	273	273	273
Действ. фонд нагн. скважин на конец года	шт.	203	214	212	216	210
Среднесуточный дебит одной добывающей скважины	т/сут	3,3	3,1	2,9	2,7	2,6
по нефти	т/сут	3,3	3,2	3,0	2,9	3,5
по жидкости	т/сут	14,4	14,0	14,0	14,0	14,2
по жидкости	т/сут	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.

2.4. Выбор и обоснование применения предлагаемых технических решений

2.4.1.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: