Мероприятия по интенсификации добычи нефти на Мишкинском нефтяном месторождении (стр. 8 из 18)

· 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 предварительной обработкой РАСПО. При подборе скважин обращалось внимание на те скважины, где в последнее время произошло снижение забойного давления и притока жидкости в скважину. Таких скважин по Мишкинскому месторождению набралось 19. С целью минимализации рисков по проекту (неполучение запланированного эффекта) 9 скважин были исключены из списка по причине высокой кратности обработок. В результате получился список из 10 скважин кандидатов на проведение комплексных обработок РАСПО+ПСКО. Перечень скважин отображен в табл. 14.

Таблица 14

Скважины кандидаты для проведения комплексных ПСКО

Месторожде-ние	№ скв.	Рпл, атм	Нд, м	Рзаб, атм	Q нефти, т/сут	Q жидкос-ти, м3/сут	Обвод-ненность, %	Нефтена-сыщенная толщина, м
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Мишкинское	562	137	958	48	12,5	43,4	71	11
Мишкинское	504	117	1028	40	19,2	30,0	36	11,4
Мишкинское	510	123	1184	30	20,2	80,0	75	9
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Мишкинское	514	117	900	54	13,7	29,0	53	12,1
Мишкинское	524	131	911	60	26,3	96,0	73	14,2
Мишкинское	533	124	1134	31	13,9	75,0	82	10
Мишкинское	2075	113	856	35	14,3	69,9	80	10,4
Мишкинское	347	132	988	56	12,7	18,0	30	1,8
Мишкинское	1505	118	1146	32	25,3	35,0	28	7,6
Мишкинское	1509	118	994	41	19,3	27,0	29	10,4

2.6. Расчет технических показателей проекта

Согласно стандарта «Порядок подбора кандидатов на проведение, расчета эффекта и оценки эффективности ГТМ», оценка эффекта от ОПЗ включает в себя три параметра:

· планируемый дебит жидкости после ОПЗ,

· планируемый дебит нефти после ОПЗ,

· планируемый прирост дебита нефти после ОПЗ.

Добыча жидкости

Планируемый дебит жидкости после ОПЗ вычисляется по формуле:

(1)

где

- планируемый дебит жидкости после ОПЗ, м³/сут;

- фактический дебит жидкости до ОПЗ, м³/сут;

- депрессия на фактическое забойное давление после проведения ИДН, атм;

- депрессия на фактическое забойное давление до проведения ОПЗ, атм.

Добыча нефти

Планируемый дебит нефти после ОПЗ вычисляется по формуле:

(2)

где

- планируемый дебит нефти после ОПЗ, т/сут;

- планируемый дебит жидкости после ОПЗ, м³/сут;

- планируемое значение обводненности после ОПЗ, %;

- плотность нефти в поверхностных условиях, г/см³.

Планируемый прирост дебита нефти после ОПЗ рассчитывается по формуле:

(3)

где

- планируемый прирост дебита нефти после ОПЗ, т/сут;

- планируемый дебит нефти после ОПЗ, т/сут;

- фактический текущий дебит нефти, т/сут.

Планируемые приросты дебита жидкости, нефти после проведения комплексных обработок представлены в табл. 15.

Таблица 15

Планируемые параметры работы скважин после проведения РАСПО+ПСКО

Месторождение	№ скв.	Параметры до ОПЗ			Планируемые параметры после РАСПО+ПСКО
		Q жидкости, м3/сут	Q нефти, т/сут	Обводненность, %	Q жидкости, м3/сут	Q нефти, т/сут	Прирост Q нефти, т/сут	Прирост Q нефти, %
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Мишкинское	562	43,4	12,5	71	59,5	17,2	4,6	37
Таблица 15 (продолжение)
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Мишкинское	504	30,0	19,2	36	41,2	26,4	7,2	37
Мишкинское	510	80,0	20,2	75	106,1	26,8	6,6	33
Мишкинское	514	29,0	13,7	53	39,2	18,6	4,8	35
Мишкинское	524	96,0	26,3	73	128,7	35,2	8,9	34
Мишкинское	533	75,0	13,9	82	99,5	18,4	4,5	33
Мишкинское	2075	69,9	14,3	80	91,5	18,7	4,4	31
Мишкинское	347	18,0	12,7	30	24,2	17,1	4,4	35
Мишкинское	1505	35,0	25,3	28	45,9	33,1	7,8	31
Мишкинское	1509	27,0	19,3	29	37,3	26,6	7,3	38

В целом по проекту по 10 скважинам планируется прирост дебита в количестве 60,7 т/сут.

Коэффициент нефтеотдачи

Рассчитаем коэффициент нефтеотдачи по проекту, при условии его реализации в июле 2007 г. Ожидаемая продолжительность эффекта от проведения РАСПО+ПСКО 1,5 года.

Все скважины кандидаты из списка проекта относятся к верейскому объекту разработки. Начальные балансовые запасы нефти по верейскому объекту разработки составляют 63,6 млн. тонн. Плановая накопленная добыча на 2007 г. составляет 10,296 млн. тонн. Результаты расчета отражены в табл. 16.

Таблица 16

Сравнение КИН при реализации проекта

2007 г.	2008 г.
Плановая накопленная добыча нефти, млн. тонн	10,296	10,624
КИН	0,1619	0,1670
Плановая накопленная добыча нефти при реализации проекта ПСКО по 10 скважинам, млн. тонн	10,359	10,814
КИН, при реализации проекта ПСКО	0,1629	0,1700
Плановая накопленная добыча нефти при реализации проекта РАСПО+ПСКО по 10 скважинам, млн. тонн	10,406	10,956
КИН, при реализации проекта РАСПО+ПСКО	0,1636	0,1723

Реализация проекта РАПО + ПСКО на 10 скважинах Мишкинского месторождения позволит увеличить КИН по верейскому объекту разработки в 2007 г. на 0,0017, а в 2008 г. на 0,0053. При реализации проекта обычного ПСКО увеличение текущего КИН составит 0,001 и 0,003 соответственно.

2.7. Сравнение технологических показателей проектируемого варианта с базовым вариантом

Сравним показатели проведения комплексных обработок РАСПО+ПСКО с показателями, которые мы могли бы получить в том случае, если бы проводились ПСКО по обычной технологии. Результаты сравнения отражены в табл. 17, 18.

Таблица 17

Сравнение проектных показателей с базовым вариантом по скважинам

Месторождение	№ скв.	Параметры после РАСПО+ПСКО (проект)				Параметры после ПСКО (базовый вариант)
		Q жидкости, м3/сут	Q нефти, т/сут	Прирост Q нефти, т/сут	Прирост Q нефти, %	Q жидкости, м3/сут	Q нефти, т/сут	Прирост Q нефти, т/сут	Прирост Q нефти, %
Мишкинское	562	59,5	17,2	4,6	37	52,6	15,2	2,7	21,2
Мишкинское	504	41,2	26,4	7,2	37	36,4	23,3	4,1	21,2
Мишкинское	510	106,1	26,8	6,6	33	94,9	24,0	3,8	18,6
Мишкинское	514	39,2	18,6	4,8	35	34,8	16,5	2,8	20,1
Мишкинское	524	128,7	35,2	8,9	34	114,7	31,4	5,1	19,5
Мишкинское	533	99,5	18,4	4,5	33	89,0	16,5	2,6	18,7
Мишкинское	2075	91,5	18,7	4,4	31	82,2	16,8	2,5	17,6
Мишкинское	347	24,2	17,1	4,4	35	21,6	15,2	2,5	19,8
Мишкинское	1505	45,9	33,1	7,8	31	41,2	29,8	4,5	17,7
Мишкинское	1509	37,3	26,6	7,3	38	32,9	23,4	4,2	21,8

Таблица 18