68 | 65,7
7. Фонд свердловин на кінець року.
-видобувних
-нагнітальних |
55
14 |
52
16 |
52
13 |
51
16 |
50
12 |
51
16 |
49
11 |
51
15 |
46
10 |
49
16
8. Середній дебіт одніє свердловини
-нафти, т/д
-рідини, т/д |
1,8
5,7 |
1,8
6,2 |
2
5,9 |
2,1
6,4 |
2
5,8 |
2
6,8 |
1,9
5,7 |
2,8
8 |
1,9
5,9 |
2,32
6,76
Що стосується видобутку нафтового газу, з рисунка 3.4. видно, що протягом аналізованого періоду спостерігається перевиконання плану по видобутку на 106,89% - у 2001 році, 95,08% - у2002 році, 75,41% - у 2003 роі, 158% - у 2004 році та 95,24% - 2005 році.
Щодо динаміки коефіцієнту нафтовилучення, який відображає ступінь відбору нафти від початкових балансових запасів, з рисунка 3.5. можна побачити, що протягом 2001-2003 років спостерігається перевищення його проектних рівнів над фактичними. Досягнуте нафтовилучення на рівні 0,1655 долей одиниці. Низьке нафтовилучення пов’язане з тим, що через економічну неокупність нових свердловин Підборівська ділянка Струтинського родовища не розбурена, а також у зв’язку з низькою продуктивністю ( малим дебітом) свердловин, таких як №7,№98,№24,№37 тощо. І лише за останні два роки спостерігається перевищення фактичних рівнів коефіцієнту нафтовилучення над проектними. Це пояснюється проведенням у цих роках ефективних методів підвищення коефіцієнта нафтовилучення. Зокрема, таких як кислотна обробка, гідророзрив пласта та імпульсно-хвильова дія. Саме завдяки цим методам вдалося збільшити видобуток відповідно на 318,3 тони – у 2004 році і 554,6 тони – у 2005 році що в свою чергу привело до збільшення коефіцієнта нафтовилучення за останні два роки.
Станом на 01.01.2006 року зі Струтинського родовища було видобуто 3376,9 тис. тонн нафти ( при запланованому значенні 3359,2 тис. тонн), що становить 1,19% ( план 0,4%) від початкових видобувних запасів. А також 1109,4 млн. м3 газу та 2058,5 тис. м3 води. У продуктивні пласти закачано 10220 тис. м3 води, в тому числі 4552,5 тис.м3 водних розчинів ПАР.
Враховуючи деякі розбіжності між проектними і фактичними показниками розробки родовища, необхідно прискорити закінчення уточненого підрахунку запасів нафти і після затвердження ДКЗ скласти новий проектний документ.
3.3. Аналіз ефективності методів підвищення нафтовилучення на Струтинському родовищі за 2001 – 2005 роки.
На родовищах НГВУ “Долинанафтогаз” використовуються наступні методи підвищення нафтовилучення пластів:
1. Підтримання пластового тиску нагнітанням води з забезпеченням в пластових умовах компенсації відбору флюїду. Застосовується на основних об’єктах видобутку нафти НГВУ, а саме менілітовому, вигодському, бистрицькому та манявському покладах Долинського родовища, еоценовому та Болехівській ділянці менілітового покладів Північно-Долинського родовища, менілітовому та вигодському покладах Струтинського родовища та менілітовому покладі Спаської складки Спаського родовища. Нагнітання води у вищезгадані поклади проводится у 121 діючу нагнітальну свердловину.
2. Дренування застійних зон – полягає в експлуатації свердловин, пробурених в слабодренованих зонах. Цей метод застосовується на Долинському, Північно-Долинському та Струтинському родовищах. До додатково видобутої відноситься вся нафта, видобута їз свердловин, які дренують застійні зони.
Просування облямівки ПАР закачкою води, об’єм якої становить 30% від загального об'єму пор в менілітовому і вигодському покладі
Струтинського родовища.
4. Впровадження технології потужнього гідророзриву пластів( ПГРП) в нафтових і газових свердловинах із застосуванням ненютонівських рідин та високої концентрації закріплювача тріщин в пульпі. Провидиться ПГРП на Долинському, Струтинському, Спаському родовищах.
5. Солянокислотне оброблення привибійної зони пласта здійснюється шляхом застосування суміші порошкоподібної азотної і соляної кислот з добавками поверхнево-активних речовин ( ПАР).
Ефективність технології полягає в наступному :
- азотна кислота та її суміш з соляною кислотою розчиняє карбонати у алевролітах, аргілітах продуктивних пластів і створює водорозчинні азотно-кислі солі;
- азотна кислота та продукти її реакції понижують в’язкість нафти, деемульгують обводнену пластову нафту;
- суміш азотної та соляної кислот в привибійній зоні виділяє додаткове тепло.
Проаналізуємо організаційно-технічні заходи, що були впроваджені для інтенсифікації роботи свердловин Струтинського родовища протягом останніх 5 – ти років. Слід відзначити, що ці заходи проводились кожного року, а наявна техніка і технологія сприяла їх успішному проведенню.
В таблиці 3.4. наведена інформація про ефективність організаційно-технічних заходів протягом аналізованого періоду.
В результаті проведення інтенсифікації роботи свердловин протягом 2001 –2005 років додатково було видобуто 6,420 тис. тонн нафти.
Так, в 2001 році на свердловинах № 85 і № 63 було проведено солянокислотне оброблення та на свердловині № 63 була проведена імпульсно-хвильова дія внаслідок чого додатково було видобуто 2,3 тис. тонн нафти, що становить 6,8 % від загального річного видобутку по родовищу вцілому.
У 2002 році солянокислотне оброблення свердловин № 107 та № 40, обробка міцелярними розчинами свердловини № 105 та ГРП на свердловині №92 дали змогу додатково вилучити з родовища 1,075 тис. тонн нафти (2,9% загального видобутку за 2002 рік).
В 2003 році збільшився дебіт свердловин № 43 та №52 в результаті гідророзриву пласта. Завдяки цьому заходу додатково було вилучено 928,4 тони нафти ( 2,6% загального видобутку з родовища за 2003 рік).
Таблиця 3.4. – Ефективність організаційно-технічних заходів по інтенсифікації роботи свердловин Струтинського родовища протягом 2001 – 2005 років.
Рік | № свердловин | Дата проведення заходу | Дебіт,тонн на добу | Ефект, тонн нафти
До | Після
2001 |
ГРП
62
45 | 02.01
07.06 | 2,3
1,6 | 3,59
3,59 | 915,7
321,3
Солянокислотне оброблення
85
63 | 15.02
27.02 | 3,9
3,5 | 4,9
5,4 | 469
437,4
Імпульсно-хвильова дія
43 | 11.01 | 3,5 | 4,46 | 156,7
2002 | ГРП
92 | 10.08 | 2,41 | 2,964 | 331,6
Солянокислотне оброблення
107 | 14.01 | 4,9 | 6,995 | 29,3
40 | 11.03 | 2,8 | 3,7 | 344,6
Обробка міцелярами
105 | 22.03 | 1,0 | 1,86 | 370,4
2003 | ГРП
43 | 27.06 | 1,98 | 3,127 | 950,7
52 | 28.02.