3.3 Расчет технологической эффективности применения кислотных обработок нагнетательных скважин на Илькинском месторождении
Так как применение метода ГКО было выполнено на нагнетательных скважинах, расчет технологической эффективности произведем по изменению добычи по участкам реагирующих добывающих скважин. Расчет производится по характеристикам вытеснения [17,18].
Технологическая эффективность применения методов ПНП определяется в соответствии с «Методическим руководством по оценке технологической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи пластов», утвержденным Минтопэнерго РФ 15.02.1994 г. Согласно этой методике дополнительная добыча нефти за счет применения методов ПНП определяется путем вычитания количества нефти, которое могло бы быть добыто при базовом режиме разработки (то есть без применения методов ПНП), из объема фактически добытой нефти с объекта за анализируемый период.
Базовая добыча нефти определяется путем экстраполяции кривых вытеснения (если объект разрабатывается при применении заводнения и обводненность продукции более 20-30 %) или по зависимостям падения дебита нефти во времени (при естественном режиме разработки).
Кривые вытеснения и падения добычи нефти строятся на основе анализа и математической обработки фактических промысловых данных (добыча нефти. воды и жидкости) разработки объекта базовым методом за 18 месяцев, предшествующих применению метода ПНП. При этом накопленная добыча нефти, воды и жидкости считается с момента, предшествующего применению метода четыре года (то есть добыча нефти, жидкости и воды в этот момент принимается равным нулю, что означает перенос начала координат в точку по времени за 4 года до начала применения метода).
Под характеристиками вытеснения понимаются различные зависимости между величинами отборов нефти, воды и жидкости.
Как показали исследования, наиболее адекватны рассматриваемым явлениям следующие 8 интегральных зависимостей между накопленными добычей нефти, жидкости и воды:
- Борисова: Qв/Qн = В*(Qн – А)/(С- Qн );
- Давыдова: Qн =А + В*(Qв/ Qж );
- Максимова: Qн = А + В*Ln (Qв);
- Сазанова: Qн = А + В*Ln (Qж);
- Казакова: Qн = А + В* (Qж) **С;
- Назарова: Qж/ Qн = А + В* Qв;
- Пирвердяна: Qн = А + В/SORT (Qж) ;
- ТатНИПИнефть: Qн = С*(1-А*е**(В- Qж )),
где
Qж ,Qн ,Qв - соответственно накопленные добыча жидкости, нефти и воды;
А, В, С – коэффициенты, которые определяются с использованием метода наименьших квадратов или методом наискорейшего спуска.
Кривые падения добычи нефти - это зависимость среднего дебита скважин объекта применения ПНП или ОПЗ по нефти от времени. Приняты следующие зависимости:
- qн = а*ехр(-кt);
- qн = 1/(а + кt);
- qн = аt**(-b);
- qн =а + bt;
- qн = а,
где
qн - среднесуточный дебит нефти скважин объекта;
t - время;
а, b, к – коэффициенты.
Расчет ведется по каждой зависимости. Для каждой зависимости определяется критерий Тейла, который имеет следующий вид:
U = (SORT/SUM от 1 до n(Уф-Ур)**2)/n)/
(SORT(SUM от 1 до n(Уф**2)/n*( SUM от 1 до n((Ур**2)/n)),
где
n – количество точек в выборке (n = 18 для кривых вытеснения и не менее 4-х для кривых падения);
Уф и Ур – соответственно фактическое и расчетное значения параметра.
Критерий Тейла представляет собой нормированную дисперсию и изменяется в пределах от нуля до единицы и чем ближе к нулю, тем математическая модель (зависимость) более адекватна рассматриваемому явлению.
По наименьшим значениям критерия Тейла для каждого объекта выбираются три характеристики вытеснения. Подставляя в выбранные таким образом математические зависимости фактические значения накопленной добычи жидкости (или воды) или время после применения метода ПНП, определяются три значения возможной дополнительной добычи нефти, которые могли бы быть получены, если бы не был осуществлен метод ПНП или ОПЗ.
Вычитая эти расчетные значения накопленной добычи из фактически накопленной добычи на ту же дату, определяются три значения возможной дополнительной добычи нефти за счет закачки реагента.
Среднеарифметическое из этих трех значений принимается за фактически накопленную добычу нефти.
Выполним расчет технологической эффективности для наиболее эффективных методов по увеличению приемистости скважин на Илькинском месторождении. Рассчитаем эффективность применения технологии ГКО на скважине № 1852. На участке реагирующих скважин эксплуатируется 6 добывающих скважин. Выполним расчет в целом по участку скважин.
За базовый вариант расчета принимаем добычу жидкости и нефти за предыдущие 12 месяцев эксплуатации реагирующих добывающих скважин. Определим эффективность проведенной обработки в течение года после воздействия. В таблице 3.8 приведены данные по накопленной добыче нефти, жидкости и воды по реагирующим скважинам.
Таблица 3.8 – Данные по добыче нефти, жидкости и воды по скважине № 1852
|
Дата
|
Добыча за месяц, т |
Добыча накопленная, тыс.т |
||||
|
нефть |
жидкость |
вода |
нефть |
жидкость |
вода |
|
|
5 |
123,7 |
220,9 |
97,2 |
114,9 |
387,7 |
272,8 |
|
6 |
119,7 |
217,6 |
2349,8 |
115,0 |
605,3 |
490,3 |
|
7 |
120,7 |
215,6 |
2469,9 |
115,2 |
820,9 |
705,8 |
|
8 |
117,8 |
210,4 |
2603,4 |
115,3 |
1031,3 |
916,0 |
|
9 |
114,0 |
203,6 |
2346,0 |
115,4 |
1234,9 |
1119,5 |
|
10 |
117,8 |
210,4 |
4064,1 |
115,5 |
1445,2 |
1329,7 |
|
11 |
114,0 |
203,6 |
6498,0 |
115,6 |
1648,8 |
1533,2 |
|
12 |
117,8 |
210,4 |
5147,9 |
115,7 |
1859,1 |
1743,4 |
|
1 |
106,0 |
189,3 |
3048,1 |
115,9 |
2048,5 |
1932,6 |
|
2 |
91,2 |
162,9 |
2308,5 |
115,9 |
2211,3 |
2095,4 |
|
3 |
88,4 |
157,8 |
5483,6 |
116,0 |
2369,1 |
2253,1 |
|
4 |
88,4 |
157,8 |
3420,6 |
116,1 |
2526,9 |
2410,7 |
|
05.2010 г. (дата ОПЗ) |
159,6 |
266,0 |
2992,5 |
116,3 |
2792,9 |
2676,6 |
|
6 |
191,4 |
319,0 |
3196,3 |
116,5 |
3111,9 |
2995,4 |
|
7 |
179,6 |
299,3 |
2099,5 |
116,7 |
3411,1 |
3294,5 |
|
8 |
182,6 |
304,3 |
2536,6 |
116,8 |
3715,5 |
3598,6 |
|
9 |
182,4 |
304,0 |
2971,6 |
117,0 |
4019,5 |
3902,4 |
|
10 |
176,7 |
294,5 |
3003,9 |
117,2 |
4314,0 |
4196,8 |
|
11 |
171,0 |
285,0 |
680,5 |
117,4 |
4599,0 |
4481,6 |
|
12 |
191,4 |
319,0 |
1035,7 |
117,6 |
4918,0 |
4800,5 |
|
1 |
176,7 |
294,5 |
1106,3 |
117,7 |
5212,5 |
5094,8 |
|
2 |
179,6 |
299,3 |
1368,0 |
117,9 |
5511,8 |
5393,8 |
|
3 |
191,4 |
319,0 |
1413,6 |
118,1 |
5830,8 |
5712,7 |
|
4 |
171,0 |
285,0 |
1368,0 |
118,3 |
6115,8 |
5997,5 |
Для расчета технологической эффективности используем наиболее общепринятые для расчетов характеристики вытеснения: Назарова, Первердяна, Сазонова.
Расчеты выполнены с использованием программы Exсel. Результаты расчетов по скважине № 1852 приведены в таблице 3.9.
Таблица 3.9 – Результаты расчетов характеристик вытеснения по скважине № 1852
|
Дата |
Назарова |
Первердяна |
Сазонов |
Макси-мов |
Давы-дов |
Камба-ров |
|
03.2009 г. |
114,900 |
114,255 |
113,210 |
112,885 |
116,518 |
107,344 |
|
4 |
115,000 |
114,558 |
113,917 |
113,774 |
116,631 |
111,140 |
|
5 |
115,200 |
114,808 |
114,401 |
114,327 |
116,684 |
112,916 |
|
6 |
115,300 |
115,021 |
114,764 |
114,723 |
116,714 |
113,933 |
|
7 |
115,400 |
115,208 |
115,050 |
115,028 |
116,734 |
114,587 |
|
8 |
115,500 |
115,385 |
115,300 |
115,289 |
116,748 |
115,069 |
|
9 |
115,600 |
115,545 |
115,509 |
115,505 |
116,759 |
115,419 |
|
10 |
115,700 |
115,700 |
115,700 |
115,700 |
116,767 |
115,700 |
|
11 |
115,900 |
115,832 |
115,854 |
115,856 |
116,773 |
115,904 |
|
12 |
115,900 |
115,941 |
115,976 |
115,979 |
116,778 |
116,051 |
|
1 |
116,000 |
116,043 |
116,085 |
116,089 |
116,781 |
116,174 |
|
2 |
116,100 |
116,141 |
116,188 |
116,192 |
116,785 |
116,282 |
|
03.2010 г. (дата ОПЗ) |
116,434 |
116,300 |
116,347 |
116,351 |
116,789 |
116,436 |
|
4 |
116,584 |
116,481 |
116,518 |
116,522 |
116,794 |
116,586 |
|
5 |
116,697 |
116,643 |
116,664 |
116,666 |
116,797 |
116,702 |
|
6 |
116,800 |
116,800 |
116,800 |
116,800 |
116,800 |
116,800 |
|
7 |
116,884 |
116,951 |
116,925 |
116,923 |
116,802 |
116,883 |
|
8 |
116,952 |
117,091 |
117,037 |
117,033 |
116,805 |
116,953 |
|
9 |
117,012 |
117,223 |
117,139 |
117,133 |
116,806 |
117,012 |
|
10 |
117,068 |
117,366 |
117,245 |
117,237 |
116,808 |
117,069 |
|
11 |
117,117 |
117,493 |
117,338 |
117,328 |
116,809 |
117,116 |
|
12 |
117,162 |
117,619 |
117,427 |
117,414 |
116,811 |
117,159 |
|
1 |
117,201 |
117,750 |
117,516 |
117,501 |
116,812 |
117,200 |
|
02.2011 г. |
117,235 |
117,864 |
117,592 |
117,575 |
116,813 |
117,232 |
|
Коэффициенты |
||||||
|
А |
1,274 |
113,041 |
103,741 |
104,371 |
115,768 |
117,902 |
|
В |
0,008 |
0,062 |
1,589 |
1,518 |
1,065 |
-4092,99 |
|
по критерию Тейла |
0,000266 |
0,0001084 |
0,000176 |
0,00288 |
0,00459 |
0,00954 |
Как видно по данным таблицы 3.3.2 наименьшими значениями критерия Тейла характеризуются кривые вытеснения по Назарову - 0,000266, Первердяну - 0,0001084 и по Сазонову - 0,000176. Следовательно, дальнейшие расчеты выполним по данным характеристикам.
Используем характеристику вытеснения Назарова:
.
(3.3.1.)
Для определения коэффициентов А и В уравнения из данных таблиц 3.3.1 и 3.3.2 выбираем две точки М и N на произвольном расстоянии друг от друга.
В точке М: Qн.= 115,7 тыс.т; Qв.= 1743,4 тыс.т; Qж. = 1859,1 тыс.т;
В точке N: Qн.= 116,8 тыс.т; Qв.=3598,6 тыс.т; Qж. = 3715,5 тыс.т.
Согласно (3.3.1.1) для этих точек запишем два уравнения:
,
(3.3.2)
.
(3.3.3)
Из уравнения (3.3.2):
.
(3.3.4)
Выражение (3.3.4) подставляем в уравнение (3.3.3) и получаем:
.
(3.3.5)
откуда:
.
(3.3.6)
Подставляя значение коэффициента В в уравнение (3.3.4) получим:
.
Таким образом, уравнение прямой базового варианта (3.3.1) будет иметь вид:
.
(3.3.7)
Рассчитаем дополнительную добычу нефти:
т.
Дополнительная добыча по скважине № 1852 составила 490 тонн за 12 месяцев.
ОПЗ
03.2010 г.
Рисунок 3.1 – Динамика добычи нефти по характеристикам вытеснения по скважине № 1852
Таблица 3.10 – Данные по добыче нефти, жидкости и воды по скважине № 1627
|
Дата |
Добыча за месяц, т |
Добыча накопленная, тыс.т |
||||
|
нефть |
жидкость |
вода |
нефть |
жидкость |
вода |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
9 |
153,1 |
273,5 |
120,3 |
44,5 |
363,3 |
318,8 |
|
10 |
133,0 |
241,8 |
2349,8 |
44,6 |
605,1 |
560,5 |
|
11 |
135,5 |
241,9 |
2469,9 |
44,7 |
847,0 |
802,3 |
|
12 |
132,5 |
236,7 |
2603,4 |
44,9 |
1083,6 |
1038,8 |
|
1 |
139,7 |
249,4 |
2346,0 |
45,0 |
1333,0 |
1288,0 |
|
2 |
144,3 |
257,7 |
4064,1 |
45,1 |
1590,7 |
1545,6 |
|
3 |
142,5 |
254,5 |
6498,0 |
45,3 |
1845,2 |
1799,9 |
|
4 |
147,3 |
262,9 |
5147,9 |
45,4 |
2108,1 |
2062,7 |
|
5 |
147,3 |
262,9 |
3048,1 |
45,6 |
2371,1 |
2325,5 |
|
6 |
119,7 |
213,8 |
2308,5 |
45,7 |
2584,8 |
2539,1 |
|
7 |
117,8 |
210,4 |
5483,6 |
45,8 |
2795,2 |
2749,4 |
|
8 |
117,8 |
210,4 |
3420,6 |
45,9 |
3005,5 |
2959,6 |
|
09.2010 г. (дата ОПЗ) |
212,8 |
354,7 |
2992,5 |
46,1 |
3360,2 |
3314,1 |
|
10 |
235,6 |
392,7 |
3196,3 |
46,4 |
3752,9 |
3706,5 |
|
11 |
242,3 |
403,8 |
2099,5 |
46,6 |
4156,6 |
4110,0 |
|
12 |
253,3 |
422,1 |
2536,6 |
46,9 |
4578,7 |
4531,9 |
|
1 |
256,5 |
427,5 |
2971,6 |
47,1 |
5006,2 |
4959,1 |
|
2 |
241,5 |
402,5 |
3003,9 |
47,4 |
5408,7 |
5361,3 |
|
3 |
236,6 |
394,3 |
680,5 |
47,6 |
5803,0 |
5755,4 |
|
4 |
259,2 |
431,9 |
1035,7 |
47,9 |
6234,9 |
6187,0 |
|
5 |
235,6 |
392,7 |
1106,3 |
48,1 |
6627,6 |
6579,5 |
|
6 |
228,0 |
380,0 |
1368,0 |
48,3 |
7007,6 |
6959,2 |
Продолжение таблицы 3.10
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
7 |
235,6 |
392,7 |
1413,6 |
48,6 |
7400,2 |
7351,7 |
|
8 |
228,0 |
380,0 |
1368,0 |
48,8 |
7780,2 |
7731,4 |
Таблица 3.11 – Результаты расчетов характеристик вытеснения по скважине № 1627
|
Дата |
Назарова |
Первердяна |
Сазонов |
|
9 |
44,453 |
44,454 |
44,453 |
|
10 |
44,586 |
44,587 |
44,586 |
|
11 |
44,722 |
44,722 |
44,722 |
|
12 |
44,854 |
44,855 |
44,854 |
|
1 |
44,994 |
44,994 |
44,994 |
|
2 |
45,138 |
45,139 |
45,138 |
|
3 |
45,281 |
45,281 |
45,281 |
|
4 |
45,428 |
45,428 |
45,428 |
|
5 |
45,575 |
45,576 |
45,575 |
|
6 |
45,695 |
45,695 |
45,695 |
|
7 |
45,813 |
45,813 |
45,813 |
|
8 |
45,930 |
45,931 |
45,930 |
|
09.2010 г. (дата ОПЗ) |
46,417 |
46,229 |
46,297 |
|
10 |
46,596 |
46,448 |
46,503 |
|
11 |
46,745 |
46,662 |
46,694 |
|
12 |
46,874 |
46,874 |
46,874 |
|
1 |
46,983 |
47,080 |
47,041 |
|
2 |
47,071 |
47,265 |
47,185 |
|
3 |
47,145 |
47,440 |
47,316 |
|
4 |
47,215 |
47,625 |
47,450 |
|
5 |
47,272 |
47,788 |
47,564 |
|
6 |
47,320 |
47,941 |
47,668 |
|
7 |
47,365 |
48,095 |
47,770 |
|
8 |
47,405 |
48,240 |
47,863 |
|
Коэффициенты |
|||
|
А |
3,572 |
42,375 |
31,155 |
|
В |
0,021 |
0,066 |
1,865 |
|
по критерию Тейла |
0,0020826 |
0,000816878 |
0,0013827 |
Рассчитаем дополнительную добычу нефти:
т.
Дополнительная добыча по скважине № 1627 составила 594 тонны за 12 месяцев.
ОПЗ 09.2010
г.
Рисунок 3.2 – Динамика добычи нефти по характеристикам вытеснения по скважине № 1627
Таблица 3.12 – Данные по добыче нефти, жидкости и воды по скважине № 1631
|
Дата |
Добыча за месяц, т |
Добыча накопленная, тыс.т |
||||
|
нефть |
жидкость |
вода |
нефть |
жидкость |
вода |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
3 |
324,0 |
578,5 |
254,5 |
192,0 |
842,4 |
650,4 |
|
4 |
292,6 |
532,0 |
2349,8 |
192,3 |
1374,4 |
1182,1 |
|
5 |
309,2 |
552,2 |
2469,9 |
192,6 |
1926,6 |
1733,9 |
|
6 |
303,3 |
541,7 |
2603,4 |
192,9 |
2468,2 |
2275,3 |
|
7 |
290,7 |
519,1 |
2346,0 |
193,2 |
2987,3 |
2794,1 |
|
8 |
300,4 |
536,4 |
4064,1 |
193,5 |
3523,8 |
3330,2 |
|
9 |
285,0 |
508,9 |
6498,0 |
193,8 |
4032,7 |
3838,9 |
|
10 |
294,5 |
525,9 |
5147,9 |
194,1 |
4558,6 |
4364,5 |
|
11 |
294,5 |
525,9 |
3048,1 |
194,4 |
5084,5 |
4890,1 |
|
12 |
285,0 |
508,9 |
2308,5 |
194,7 |
5593,4 |
5398,7 |
|
1 |
309,2 |
552,2 |
5483,6 |
195,0 |
6145,6 |
5950,6 |
|
2 |
303,3 |
541,7 |
3420,6 |
195,3 |
6687,3 |
6492,0 |
|
03.2010 г. (дата ОПЗ) |
415,0 |
691,6 |
2992,5 |
195,7 |
7378,9 |
7183,2 |
|
4 |
471,2 |
785,3 |
3196,3 |
196,2 |
8164,2 |
7968,0 |
|
5 |
456,0 |
760,0 |
2099,5 |
196,6 |
8924,2 |
8727,6 |
|
6 |
477,1 |
795,2 |
2536,6 |
197,1 |
9719,3 |
9522,2 |
|
7 |
456,0 |
760,0 |
2971,6 |
197,6 |
10479,3 |
10281,8 |
|
8 |
480,0 |
800,1 |
3003,9 |
198,0 |
11279,4 |
11081,4 |
|
9 |
478,8 |
798,0 |
680,5 |
198,5 |
12077,4 |
11878,9 |
|
10 |
416,4 |
694,0 |
1035,7 |
198,9 |
12771,4 |
12572,5 |
|
11 |
412,3 |
687,2 |
1106,3 |
199,4 |
13458,6 |
13259,2 |
|
12 |
376,2 |
627,0 |
1368,0 |
199,7 |
14085,6 |
13885,9 |
Продолжение таблицы 3.12
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
1 |
382,9 |
638,1 |
1413,6 |
200,1 |
14723,7 |
14523,6 |
|
2 |
342,0 |
570,0 |
1368,0 |
200,5 |
15293,7 |
15093,2 |
Таблица 3.13 – Результаты расчетов характеристик вытеснения по скважине № 1631
|
Дата |
Назарова |
Первердяна |
Сазонов |
|
3 |
192,024 |
192,024 |
192,024 |
|
4 |
192,317 |
192,317 |
192,317 |
|
5 |
192,626 |
192,626 |
192,626 |
|
6 |
192,929 |
192,930 |
192,929 |
|
7 |
193,220 |
193,220 |
193,220 |
|
8 |
193,520 |
193,521 |
193,520 |
|
9 |
193,805 |
193,806 |
193,805 |
|
10 |
194,100 |
194,100 |
194,100 |
|
11 |
194,394 |
194,395 |
194,394 |
|
12 |
194,679 |
194,680 |
194,679 |
|
1 |
194,988 |
194,989 |
194,989 |
|
2 |
195,292 |
195,292 |
195,292 |
|
03.2010г. (дата ОПЗ) |
196,257 |
195,881 |
196,015 |
|
4 |
196,597 |
196,313 |
196,418 |
|
5 |
196,870 |
196,712 |
196,772 |
|
6 |
197,111 |
197,111 |
197,111 |
|
7 |
197,307 |
197,478 |
197,410 |
|
8 |
197,486 |
197,849 |
197,703 |
|
9 |
197,640 |
198,207 |
197,975 |
|
10 |
197,759 |
198,509 |
198,197 |
|
11 |
197,865 |
198,800 |
198,406 |
|
12 |
197,953 |
199,059 |
198,587 |
|
1 |
198,035 |
199,316 |
198,763 |
|
2 |
198,102 |
199,542 |
198,914 |
|
Коэффициенты |
|||
|
А |
1,634 |
187,556 |
160,591 |
|
В |
0,005 |
0,097 |
3,977 |
|
по критерию Тейла |
0,0002053 |
7,91317E-05 |
0,0001339 |
Рассчитаем дополнительную добычу нефти:
т.
Дополнительная добыча по скважине № 1631 составила 611 тонн за 12 месяцев.
ОПЗ
03.2010 г.
Рисунок 3.3 – Динамика добычи нефти по характеристикам вытеснения по скважине № 1631
Таблица 3.14 – Данные по добыче нефти, жидкости и воды по скважине № 67Исм
|
Дата |
Добыча за месяц, тонн |
Добыча накопленная, тыс.тонн |
||||
|
|
нефть |
жидкость |
вода |
нефть |
жидкость |
вода |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
6 |
253,3 |
452,3 |
199,0 |
25,0 |
505,1 |
480,1 |
|
7 |
226,1 |
411,1 |
2349,8 |
25,2 |
916,2 |
891,0 |
|
8 |
238,5 |
426,0 |
2469,9 |
25,4 |
1342,1 |
1316,7 |
|
9 |
241,5 |
431,2 |
2603,4 |
25,7 |
1773,4 |
1747,7 |
|
10 |
228,0 |
407,1 |
2346,0 |
25,9 |
2180,5 |
2154,6 |
|
11 |
235,6 |
420,7 |
4064,1 |
26,1 |
2601,2 |
2575,1 |
|
12 |
228,0 |
407,1 |
6498,0 |
26,4 |
3008,4 |
2982,0 |
|
1 |
209,1 |
373,4 |
5147,9 |
26,6 |
3381,7 |
3355,2 |
|
2 |
209,1 |
373,4 |
3048,1 |
26,8 |
3755,1 |
3728,4 |
|
3 |
216,6 |
386,8 |
2308,5 |
27,0 |
4141,9 |
4114,9 |
|
4 |
215,0 |
383,9 |
5483,6 |
27,2 |
4525,8 |
4498,6 |
|
5 |
200,3 |
357,6 |
3420,6 |
27,4 |
4883,4 |
4856,0 |
|
06.2010 г. (дата ОПЗ) |
311,2 |
518,7 |
2992,5 |
27,7 |
5402,1 |
5374,4 |
|
7 |
353,4 |
589,0 |
3196,3 |
28,1 |
5991,1 |
5963,1 |
|
8 |
342,0 |
570,0 |
2099,5 |
28,4 |
6561,1 |
6532,7 |
|
9 |
362,2 |
603,7 |
2536,6 |
28,8 |
7164,9 |
7136,1 |
|
10 |
344,9 |
574,8 |
2971,6 |
29,1 |
7739,6 |
7710,5 |
|
11 |
353,4 |
589,0 |
3003,9 |
29,5 |
8328,6 |
8299,1 |
|
12 |
327,8 |
546,3 |
680,5 |
29,8 |
8874,9 |
8845,1 |
Продолжение таблицы 3.14
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
1 |
329,8 |
549,7 |
1035,7 |
30,1 |
9424,6 |
9394,5 |
|
2 |
324,0 |
539,9 |
1106,3 |
30,4 |
9964,5 |
9934,1 |
|
3 |
256,5 |
427,5 |
1368,0 |
30,7 |
10392,0 |
10361,3 |
|
4 |
265,1 |
441,8 |
1413,6 |
31,0 |
10833,8 |
10802,8 |
|
5 |
256,5 |
427,5 |
1368,0 |
31,2 |
11261,3 |
11230,0 |
Таблица 3.15 – Результаты расчетов характеристик вытеснения по скважине № 67 Исм
|
Дата |
Назарова |
Первердяна |
Сазонов |
|
6 |
24,953 |
24,954 |
24,953 |
|
7 |
25,179 |
25,180 |
25,179 |
|
8 |
25,418 |
25,418 |
25,418 |
|
9 |
25,659 |
25,660 |
25,659 |
|
10 |
25,887 |
25,888 |
25,887 |
|
11 |
26,123 |
26,124 |
26,123 |
|
12 |
26,351 |
26,352 |
26,351 |
|
1 |
26,560 |
26,561 |
26,560 |
|
2 |
26,769 |
26,770 |
26,769 |
|
3 |
26,986 |
26,986 |
26,986 |
|
4 |
27,201 |
27,201 |
27,201 |
|
5 |
27,401 |
27,402 |
27,401 |
|
06.2010г. (дата ОПЗ) |
28,088 |
27,840 |
27,939 |
|
7 |
28,357 |
28,166 |
28,243 |
|
8 |
28,574 |
28,466 |
28,511 |
|
9 |
28,770 |
28,770 |
28,770 |
|
10 |
28,930 |
29,048 |
28,997 |
|
11 |
29,072 |
29,322 |
29,213 |
|
12 |
29,188 |
29,567 |
29,400 |
|
1 |
29,292 |
29,807 |
29,577 |
|
2 |
29,384 |
30,036 |
29,741 |
|
3 |
29,450 |
30,213 |
29,864 |
|
4 |
29,513 |
30,391 |
29,987 |
|
5 |
29,570 |
30,561 |
30,101 |
|
Коэффициенты |
|||
|
А |
19,313 |
21,709 |
2,643 |
|
В |
0,032 |
0,083 |
2,943 |
|
по критерию Тейла |
0,0062187 |
0,002419955 |
0,0041531 |
Рассчитаем дополнительную добычу нефти:
т.
Дополнительная добыча по скважине № 67 Исм составила 361 тонну за 12 месяцев.
ОПЗ
06.2010г.
Рисунок 3.4 – Динамика добычи нефти по характеристикам вытеснения по скважине № 67 Исм
Таблица 3.16 – Данные по добыче нефти, жидкости и воды по скважине № 1620
|
Дата |
Добыча за месяц, т |
Добыча накопленная, тыс.т |
||||
|
нефть |
жидкость |
вода |
нефть |
жидкость |
вода |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
7.2009 |
162,0 |
216,0 |
54,0 |
70,1 |
291,2 |
221,1 |
|
8.2009 |
146,3 |
190,0 |
2349,8 |
70,2 |
481,2 |
411,0 |
|
9.2009 |
147,3 |
188,8 |
2469,9 |
70,4 |
669,9 |
599,6 |
|
10.2009 |
147,3 |
398,0 |
2603,4 |
70,5 |
1067,9 |
997,4 |
|
11.2009 |
142,5 |
241,5 |
2346,0 |
70,6 |
1309,4 |
1238,8 |
|
12.2009 |
123,7 |
160,6 |
4064,1 |
70,8 |
1470,1 |
1399,3 |
|
1.2010 |
122,6 |
163,4 |
6498,0 |
70,9 |
1633,5 |
1562,6 |
|
2.2010 |
117,8 |
161,4 |
5147,9 |
71,0 |
1794,9 |
1723,8 |
|
3.2010 |
117,8 |
153,0 |
3048,1 |
71,1 |
1947,8 |
1876,7 |
|
4.2010 |
114,0 |
154,1 |
2308,5 |
71,2 |
2101,9 |
2030,7 |
|
5.2010 |
106,0 |
143,3 |
5483,6 |
71,3 |
2245,2 |
2173,8 |
|
6.2010 |
106,0 |
141,4 |
3420,6 |
71,5 |
2386,5 |
2315,1 |
|
07.2010г. (дата ОПЗ) |
175,6 |
258,2 |
2992,5 |
71,6 |
2644,7 |
2573,1 |
|
8.2010 |
191,4 |
285,7 |
3196,3 |
71,8 |
2930,4 |
2858,6 |
|
9.2010 |
176,7 |
271,8 |
2099,5 |
72,0 |
3202,3 |
3130,3 |
|
10.2010 |
185,5 |
289,9 |
2536,6 |
72,2 |
3492,2 |
3420,0 |
|
11.2010 |
173,9 |
285,0 |
2971,6 |
72,4 |
3777,2 |
3704,8 |
|
12.2010 |
191,4 |
281,5 |
3003,9 |
72,5 |
4058,7 |
3986,1 |
|
1.2011 |
173,9 |
294,7 |
680,5 |
72,7 |
4353,3 |
4280,6 |
|
2.2011 |
203,2 |
344,4 |
1035,7 |
72,9 |
4697,7 |
4624,8 |
|
3.2011 |
176,7 |
321,3 |
1106,3 |
73,1 |
5019,0 |
4945,9 |
|
4.2011 |
148,2 |
247,0 |
1368,0 |
73,2 |
5266,0 |
5192,8 |
Продолжение таблицы 3.16
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
5.2011 |
147,3 |
245,4 |
1413,6 |
73,4 |
5511,4 |
5438,0 |
|
6.2011 |
142,5 |
237,5 |
1368,0 |
73,5 |
5748,9 |
5675,4 |
Таблица 3.17 – Результаты расчетов характеристик вытеснения по скважине № 1620
|
Дата |
Назарова |
Первердяна |
Сазонов |
|
7 |
70,062 |
70,062 |
70,062 |
|
8 |
70,208 |
70,209 |
70,208 |
|
9 |
70,356 |
70,356 |
70,356 |
|
10 |
70,503 |
70,503 |
70,503 |
|
11 |
70,645 |
70,646 |
70,645 |
|
12 |
70,769 |
70,769 |
70,769 |
|
1 |
70,892 |
70,892 |
70,892 |
|
2 |
71,009 |
71,010 |
71,009 |
|
3 |
71,127 |
71,128 |
71,127 |
|
5 |
71,347 |
71,348 |
71,347 |
|
6 |
71,453 |
71,454 |
71,453 |
|
07.2010г. (дата ОПЗ) |
71,781 |
71,645 |
71,692 |
|
8 |
71,942 |
71,834 |
71,873 |
|
9 |
72,069 |
72,007 |
72,030 |
|
10 |
72,182 |
72,182 |
72,182 |
|
11 |
72,277 |
72,348 |
72,321 |
|
12 |
72,358 |
72,506 |
72,447 |
|
1 |
72,432 |
72,665 |
72,571 |
|
2 |
72,506 |
72,845 |
72,705 |
|
3 |
72,566 |
73,006 |
72,822 |
|
4 |
72,607 |
73,127 |
72,906 |
|
5 |
72,645 |
73,244 |
72,987 |
|
6 |
72,678 |
73,355 |
73,061 |
|
Коэффициенты |
|||
|
А |
1,795 |
68,039 |
57,804 |
|
В |
0,014 |
0,070 |
1,762 |
|
по критерию Тейла |
0,0005581 |
0,000118173 |
0,0003085 |
Рассчитаем дополнительную добычу нефти:
т.
Дополнительная добыча по скважине № 1620 составила 304 тонны за 12 месяцев.
ОПЗ
07.2010
г.
Рисунок 3.5 – Динамика добычи нефти по характеристикам вытеснения по скважине № 1620
Таблица 3.18 – Данные по добыче нефти, жидкости и воды по скважине № 1640
|
Дата |
Добыча за месяц, т |
Добыча накопленная, тыс.т |
||||
|
нефть |
жидкость |
вода |
нефть |
жидкость |
вода |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
9 |
97,2 |
109,2 |
12,0 |
108,6 |
231,5 |
122,9 |
|
10 |
93,1 |
109,5 |
2349,8 |
108,7 |
341,0 |
232,3 |
|
11 |
94,2 |
108,3 |
2469,9 |
108,8 |
449,3 |
340,6 |
|
12 |
94,2 |
124,0 |
2603,4 |
108,9 |
573,3 |
464,5 |
|
1 |
88,4 |
113,3 |
2346,0 |
109,0 |
686,6 |
577,6 |
|
2 |
91,3 |
103,7 |
4064,1 |
109,1 |
790,4 |
681,3 |
|
3 |
85,5 |
115,5 |
6498,0 |
109,1 |
905,9 |
796,8 |
|
4 |
88,4 |
101,6 |
5147,9 |
109,2 |
1007,5 |
898,2 |
|
5 |
88,4 |
106,4 |
3048,1 |
109,3 |
1113,9 |
1004,6 |
|
6 |
74,1 |
91,5 |
2308,5 |
109,4 |
1205,4 |
1096,0 |
|
7 |
64,8 |
72,8 |
5483,6 |
109,5 |
1278,2 |
1168,7 |
|
8 |
58,9 |
66,2 |
3420,6 |
109,5 |
1344,4 |
1234,8 |
|
09.2010г. (дата ОПЗ) |
106,4 |
125,2 |
2992,5 |
109,6 |
1469,5 |
1359,9 |
|
10 |
120,7 |
152,8 |
3196,3 |
109,7 |
1622,4 |
1512,6 |
|
11 |
119,7 |
159,6 |
2099,5 |
109,9 |
1782,0 |
1672,1 |
|
12 |
132,5 |
167,8 |
2536,6 |
110,0 |
1949,7 |
1839,7 |
|
1 |
114,0 |
144,3 |
2971,6 |
110,1 |
2094,0 |
1983,9 |
|
2 |
117,8 |
153,0 |
3003,9 |
110,2 |
2247,0 |
2136,8 |
|
3 |
108,3 |
144,4 |
680,5 |
110,3 |
2391,4 |
2281,1 |
|
4 |
114,9 |
155,2 |
1035,7 |
110,5 |
2546,6 |
2436,2 |
|
5 |
120,7 |
150,9 |
1106,3 |
110,6 |
2697,6 |
2587,0 |
|
6 |
114,0 |
150,0 |
1368,0 |
110,7 |
2847,6 |
2736,9 |
Продолжение таблицы 3.18
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 7 |
|||
|
7 |
117,8 |
157,1 |
1413,6 |
110,8 |
3004,6 |
2893,8 |
||
|
8 |
114,0 |
148,1 |
1368,0 |
110,9 |
3152,7 |
3041,8 |
||
Таблица 3.19 – Результаты расчетов характеристик вытеснения по скважине № 1640
|
Дата |
Назарова |
Первердяна |
Сазонов |
|
9 |
108,597 |
108,598 |
108,597 |
|
10 |
108,690 |
108,691 |
108,690 |
|
11 |
108,785 |
108,785 |
108,785 |
|
12 |
108,879 |
108,879 |
108,879 |
|
1 |
108,967 |
108,968 |
108,967 |
|
2 |
109,058 |
109,059 |
109,059 |
|
3 |
109,144 |
109,144 |
109,144 |
|
4 |
109,232 |
109,233 |
109,232 |
|
5 |
109,321 |
109,321 |
109,321 |
|
6 |
109,395 |
109,395 |
109,395 |
|
7 |
109,460 |
109,460 |
109,460 |
|
8 |
109,518 |
109,519 |
109,518 |
|
09.2010г. (дата ОПЗ) |
109,730 |
109,639 |
109,670 |
|
10 |
109,833 |
109,759 |
109,785 |
|
11 |
109,920 |
109,878 |
109,893 |
|
12 |
109,998 |
109,998 |
109,998 |
|
1 |
110,054 |
110,097 |
110,081 |
|
2 |
110,106 |
110,198 |
110,162 |
|
3 |
110,149 |
110,290 |
110,235 |
|
4 |
110,190 |
110,387 |
110,307 |
|
5 |
110,225 |
110,478 |
110,374 |
|
6 |
110,257 |
110,565 |
110,437 |
|
7 |
110,286 |
110,655 |
110,499 |
|
8 |
110,311 |
110,737 |
110,555 |
|
Коэффициенты |
|||
|
А |
1,112 |
107,275 |
101,215 |
|
В |
0,009 |
0,062 |
1,159 |
|
по критерию Тейла |
0,0001722 |
5,13377E-05 |
0,0001029 |
Рассчитаем дополнительную добычу нефти:
т.
Дополнительная добыча по скважине № 1640 составила 352 тонны за 12 месяцев.
ОПЗ
09.2010 г.
Рисунок 3.6 – Динамика добычи нефти по характеристикам вытеснения по скважине № 1640
Таблица 3.20 – Данные по добыче нефти, жидкости и воды по скважине № 1866
|
Дата |
Добыча за месяц, т |
Добыча накопленная, тыс.т |
||||
|
нефть |
жидкость |
вода |
нефть |
жидкость |
вода |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
10 |
206,2 |
274,9 |
68,7 |
29,9 |
319,0 |
289,1 |
|
11 |
186,2 |
245,0 |
2349,8 |
30,1 |
564,0 |
533,9 |
|
12 |
206,2 |
267,7 |
2469,9 |
30,3 |
831,7 |
801,4 |
|
1 |
200,3 |
256,7 |
2603,4 |
30,5 |
1088,4 |
1057,9 |
|
2 |
185,3 |
247,0 |
2346,0 |
30,7 |
1335,4 |
1304,8 |
|
3 |
185,5 |
234,9 |
4064,1 |
30,9 |
1570,3 |
1539,4 |
|
4 |
171,0 |
222,1 |
6498,0 |
31,0 |
1792,4 |
1761,3 |
|
5 |
176,7 |
220,9 |
5147,9 |
31,2 |
2013,2 |
1982,0 |
|
6 |
164,9 |
208,8 |
3048,1 |
31,4 |
2222,0 |
2190,6 |
|
7 |
165,3 |
209,2 |
2308,5 |
31,5 |
2431,2 |
2399,7 |
|
8 |
153,1 |
191,4 |
5483,6 |
31,7 |
2622,7 |
2591,0 |
|
9 |
147,3 |
191,2 |
3420,6 |
31,8 |
2813,9 |
2782,1 |
|
10.2010 г. (дата ОПЗ) |
199,5 |
259,1 |
2992,5 |
32,0 |
3073,0 |
3040,9 |
|
11 |
235,6 |
327,2 |
3196,3 |
32,3 |
3400,2 |
3367,9 |
|
12 |
228,0 |
335,3 |
2099,5 |
32,5 |
3735,5 |
3703,0 |
|
1 |
209,1 |
326,7 |
2536,6 |
32,7 |
4062,2 |
4029,5 |
|
2 |
222,3 |
326,9 |
2971,6 |
32,9 |
4389,1 |
4356,2 |
|
3 |
223,8 |
339,1 |
3003,9 |
33,2 |
4728,3 |
4695,1 |
|
4 |
213,8 |
334,0 |
680,5 |
33,4 |
5062,2 |
5028,9 |
|
5 |
212,0 |
307,3 |
1035,7 |
33,6 |
5369,5 |
5336,0 |
|
6 |
206,2 |
294,5 |
1106,3 |
33,8 |
5664,0 |
5630,2 |
Продолжение таблицы 3.20
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 6 7 |
||
|
7 |
199,5 |
311,7 |
1368,0 |
34,0 |
5975,8 |
5941,8 |
|
8 |
206,2 |
317,2 |
1413,6 |
34,2 |
6292,9 |
6258,7 |
|
9 |
199,5 |
293,4 |
1368,0 |
34,4 |
6586,3 |
6551,9 |
Таблица 3.21 – Результаты расчетов характеристик вытеснения по скважине № 1866
|
Дата |
Назарова |
Первердяна |
Сазонов |
|
10 |
29,906 |
29,907 |
29,906 |
|
11 |
30,092 |
30,093 |
30,092 |
|
12 |
30,299 |
30,299 |
30,299 |
|
1 |
30,499 |
30,499 |
30,499 |
|
2 |
30,684 |
30,685 |
30,684 |
|
3 |
30,870 |
30,870 |
30,870 |
|
4 |
31,041 |
31,041 |
31,041 |
|
5 |
31,217 |
31,218 |
31,217 |
|
6 |
31,382 |
31,383 |
31,382 |
|
7 |
31,547 |
31,548 |
31,548 |
|
8 |
31,701 |
31,701 |
31,701 |
|
9 |
31,848 |
31,848 |
31,848 |
|
10.2010г. (дата ОПЗ) |
32,230 |
32,059 |
32,123 |
|
11 |
32,422 |
32,288 |
32,339 |
|
12 |
32,585 |
32,512 |
32,541 |
|
1 |
32,720 |
32,720 |
32,720 |
|
2 |
32,836 |
32,920 |
32,886 |
|
3 |
32,939 |
33,120 |
33,045 |
|
4 |
33,028 |
33,311 |
33,191 |
|
5 |
33,101 |
33,480 |
33,317 |
|
6 |
33,163 |
33,638 |
33,432 |
|
7 |
33,223 |
33,801 |
33,546 |
|
8 |
33,277 |
33,962 |
33,657 |
|
9 |
33,323 |
34,108 |
33,755 |
|
Коэффициенты |
|||
|
А |
6,739 |
27,643 |
14,931 |
|
В |
0,029 |
0,080 |
2,141 |
|
по критерию Тейла |
0,0032633 |
0,000872596 |
0,0019349 |
Рассчитаем дополнительную добычу нефти:
т.
Дополнительная добыча по скважине № 1866 составила 506 тонн за 12 месяцев.
ОПЗ
10.2010 г.
Рисунок 3.7 – Динамика добычи нефти по характеристикам вытеснения по скважине № 1866
Таблица 3.22 – Данные по добыче нефти, жидкости и воды по скважине № 1625
|
Дата |
Добыча за месяц, т |
Добыча накопленная, тыс.т |
||||
|
нефть |
жидкость |
вода |
нефть |
жидкость |
вода |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
3 |
382,9 |
648,9 |
266,0 |
39,3 |
702,5 |
663,2 |
|
4 |
345,8 |
628,7 |
2349,8 |
39,6 |
1331,2 |
1291,6 |
|
5 |
385,8 |
665,2 |
2469,9 |
40,0 |
1996,4 |
1956,4 |
|
6 |
377,0 |
638,9 |
2603,4 |
40,4 |
2635,3 |
2594,9 |
|
7 |
356,3 |
647,7 |
2346,0 |
40,7 |
3283,0 |
3242,3 |
|
8 |
353,4 |
692,9 |
4064,1 |
41,1 |
3976,0 |
3934,9 |
|
9 |
344,9 |
663,2 |
6498,0 |
41,4 |
4639,1 |
4597,7 |
|
10 |
353,4 |
609,3 |
5147,9 |
41,8 |
5248,5 |
5206,7 |
|
11 |
353,4 |
589,0 |
3048,1 |
42,2 |
5837,5 |
5795,3 |
|
12 |
327,8 |
537,3 |
2308,5 |
42,5 |
6374,8 |
6332,3 |
|
1 |
347,5 |
534,6 |
5483,6 |
42,8 |
6909,4 |
6866,6 |
|
2 |
332,8 |
489,4 |
3420,6 |
43,2 |
7398,8 |
7355,6 |
|
03.2011г. (дата ОПЗ) |
425,6 |
686,5 |
2992,5 |
43,6 |
8085,2 |
8041,6 |
|
4 |
485,9 |
883,5 |
3196,3 |
44,1 |
8968,7 |
8924,7 |
|
5 |
464,6 |
829,6 |
2099,5 |
44,5 |
9798,3 |
9753,7 |
|
6 |
471,2 |
872,6 |
2536,6 |
45,0 |
10670,9 |
10625,9 |
|
7 |
456,0 |
930,6 |
2971,6 |
45,5 |
11601,5 |
11556,0 |
|
8 |
456,5 |
971,2 |
3003,9 |
45,9 |
12572,7 |
12526,8 |
|
9 |
433,2 |
1007,4 |
680,5 |
46,4 |
13580,1 |
13533,8 |
|
10 |
412,3 |
916,2 |
1035,7 |
46,8 |
14496,4 |
14449,6 |
|
11 |
471,2 |
981,7 |
1106,3 |
47,2 |
15478,0 |
15430,8 |
Продолжение таблицы 3.22
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
|
12 |
427,5 |
929,3 |
1368,0 |
47,7 |
16407,4 |
16359,7 |
|
|
1 |
382,9 |
870,1 |
1413,6 |
48,0 |
17277,5 |
17229,5 |
|
|
2 |
313,5 |
847,3 |
1368,0 |
48,4 |
18124,8 |
18076,4 |
|
Таблица 3.23 – Результаты расчетов характеристик вытеснения по скважине № 1625
|
Дата |
Назарова |
Первердяна |
Сазонов |
|
3 |
39,283 |
39,283 |
39,283 |
|
4 |
39,629 |
39,629 |
39,629 |
|
5 |
40,014 |
40,015 |
40,015 |
|
6 |
40,391 |
40,392 |
40,391 |
|
7 |
40,748 |
40,748 |
40,748 |
|
8 |
41,101 |
41,102 |
41,101 |
|
9 |
41,446 |
41,446 |
41,446 |
|
10 |
41,799 |
41,800 |
41,799 |
|
11 |
42,153 |
42,153 |
42,153 |
|
12 |
42,480 |
42,481 |
42,481 |
|
1 |
42,828 |
42,828 |
42,828 |
|
2 |
43,161 |
43,161 |
43,161 |
|
03.2011г. (дата ОПЗ) |
43,964 |
43,616 |
43,753 |
|
4 |
44,382 |
44,114 |
44,222 |
|
5 |
44,712 |
44,559 |
44,622 |
|
6 |
45,008 |
45,008 |
45,008 |
|
7 |
45,278 |
45,467 |
45,386 |
|
8 |
45,519 |
45,926 |
45,750 |
|
9 |
45,735 |
46,384 |
46,098 |
|
10 |
45,907 |
46,786 |
46,393 |
|
11 |
46,069 |
47,204 |
46,690 |
|
12 |
46,206 |
47,586 |
46,953 |
|
1 |
46,322 |
47,935 |
47,187 |
|
2 |
46,424 |
48,266 |
47,404 |
|
Коэффициенты |
|||
|
А |
18,412 |
34,265 |
3,065 |
|
В |
0,021 |
0,104 |
4,522 |
|
по критерию Тейла |
0,0029886 |
0,00014088 |
0,0014468 |
Рассчитаем дополнительную добычу нефти:
т.
Дополнительная добыча по скважине № 1625 составила 378 тонн за 12 месяцев.
ОПЗ
03.2011 г.
Рисунок 3.8 – Динамика добычи нефти по характеристикам вытеснения по скважине № 1625
Итого по характеристикам вытеснения дополнительная добыча применения технологии ГКО составляет 3596 тонн.
Результаты технологической эффективности по остальным методам ОПЗ представлены в таблице 3.24.
Таблица 3.24 – Результаты расчета технологической эффективности применения методов ОПЗ на Илькинском месторождения
|
Название метода |
Номер скважины |
Накопленная добыча нефти, т |
Добыча нефти по характеристикам вытеснения, т |
Доп.добыча нефти, т |
||
|
Назаров |
Первердян |
Сазонов |
||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
Стандарт. технология |
2698 |
330,2 |
257,56 |
200,89 |
156,70 |
325,15 |
|
1714 |
523,9 |
408,64 |
318,74 |
248,62 |
594,40 |
|
|
2628 |
987,7 |
770,41 |
600,92 |
468,72 |
374,35 |
|
|
3672 |
1015,6 |
792,17 |
617,89 |
481,96 |
384,93 |
|
|
1609 |
1016,23 |
792,66 |
618,27 |
482,25 |
385,17 |
|
|
Итого |
|
|
|
|
|
2064 |
|
ГКО с применением колтюбинга |
1852 |
118,3 |
117,27 |
117,88 |
117,65 |
690 |
|
1627 |
48,8 |
47,405 |
48,24 |
47,863 |
962 |
|
|
1631 |
200,5 |
198,102 |
199,542 |
198,914 |
1611 |
|
|
67 Исм |
31,2 |
29,57 |
30,56 |
30,10 |
1151 |
|
|
1620 |
73,5 |
72,68 |
73,36 |
73,06 |
512 |
|
|
1640 |
110,9 |
110,31 |
110,74 |
110,56 |
392 |
|
|
Продолжение таблицы 3.24
|
||||||
|
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
|
1866 |
34,4 |
33,32 |
34,11 |
33,76 |
676 |
|
|
1625 |
48,4 |
46,42 |
48,27 |
47,40 |
998 |
|
|
Итого |
|
|
|
|
|
3596 |
Таким образом, удельная эффективность применения ГКО составила 447,5 т/скв, по стандартной технологии - 385,6 т/скв., что доказывает приоритет применения метода ГКО с колтюбингом в качестве наиболее эффективной технологии по увеличению приемистости нагнетательных скважин Илькинского месторождения.