проведенням в цих роках ефективних методів підвищення коефіцієнту нафтовилучення.Зокрема, таких як соляно-кислотна обробка, гідро розрив пласта та імпульсно-хвильова дія.Саме завдяки цим методам вдалося збільшити видобуток відповідно на 318,3 тис.тонн – у 2006 році, на 554,6 тис.тонн – у 2007 році, що в свою чергу призвело до збільшення коефіцієнту нафтовилучення за останні два роки.
Станом на 01.01.2008 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.м газу та 2058,5 тис. м води. У продуктивні пласти закачано 10220 тис.м води, в тому числі 4552,5 тис. м 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 2003 – 2007 роки.
На родовищах НГВУ“Долинанафтогаз” використовуються наступні методи підвищення нафтовилучення пластів:
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 проводиться у 121 діючу нагнітальну свердловину.
Дренування застарілих зон – полягає в експлуатації свердловин, пробурених в слабодренованих зонах.Цей метод застосовується на Долинському, Північно- Долинському, Струтинському родовищах.До додаткової видобувної відноситься вся нафта,видобута із 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.
Впровадження технології потужного гідрозриву пластів ( ПГРП ) в нафтових і газових свердловинах із застосуванням ненютонівських рідин та високої концентрації закріплювача тріщин в пульпі.Проводиться ПГРП на Долинському, Струтинському, Спаському родовищах.
Солянокислотне оброблення при вибійної зони пласта здійснюється шляхом застосування суміші порошкоподібної азотної і соляної кислот з добавками поверхнево-активних речовин ( ПАР ).
Ефективність технології полягає в наступному:
а) азотна кислота та їх суміш з соляною кислотою розчиняє карбонати у алевролітах, аргілітах продуктивних пластів і створює водорозчинні азотно-кислі солі;
б) азотна кислота та продукти її реакції понижують в’язкість нафти, де емульгують обводнену пластову нафту;
в) суміш азотної та соляної кислот в при вибійній зоні виділяє додаткове тепло.
Проаналізуємо організаційно-технічні заходи, що були впровадженні для інтенсифікації роботи свердловин Струтинського родовища протягом останніх 5-ти років. Слід відзначити, що ці заходи проводилися кожного року, а наявна техніка і технологія сприяла їх успішному проведенню.
В таблиці 3.4. наведена інформація про ефективність організаційно-технічних заходів протягом аналізованого пераоду.
В результаті проведення інтенсифікації роботи свердловин протягом 2003-2007 років додатково було видобуто 6,420 тис.тонн нафти.
Так, в 2003 році на свердловинах №63 і №85 було проведено солянокислотне оброблення та на свердловині №63 була проведена імпульсно-хвильова дія, внаслідок чого було видобуто 2,3 тис.тонн нафти, що становить 6,8% від загального річного видобутку по родовищу вцілому.
В 2004 році солянокислотне оброблення свердловин №40 і №107, обробка міцелярними розчинами свердловини №105 та ГРП на свердловині №92 дали змогу додатково вилучити із родовища 1,075 тис.тонн нафти ( 2,9% загального видобутку за 2004 рік ).
В 2005 році збільшився дебіт свердловин №43 і №52 в результаті гідро розриву пласта. Завдяки цьому заходу було вилучено 928,4 тони нафти ( 2,6% загального видобутку з родовища за 2005 рік ).
В 2006 було проведено солянокислотне оброблення на свердловині №92, внаслідок якого додатково видобуто 318,3 тони нафти ( 0,8% від загального видобутку за 2006 рік ).
У 2007 році ГРП на свердловині №60 та імпульсно-хвильова дія дали змогу додатково вилучити із родовищ 554,6 тонн нафти ( 1,3% від загального видобутку за 2007 рік ).
Отже, підсумовуючи вище вказане можна зробити висновок, що найефективнішими серед проведених, протягом аналізованого періоду, організаційно-технічних заходів є солянокислотне оброблення та ГРП. Саме тому ефект від цих заходів, у вигляді додаткового видобутку, був найбільший: 906,4 тони нафти у 2003 році ( завдяки солянокислотному обробленню ) та 1508,7 тонн нафти у 2005 році ( завдяки ГРП ). Тому можна сказати, що дані технології є ефективні і є доцільність їх виконання і надалі.
Таблиця 3.4. - Ефективність організаційно-технічних заходів по інтенсифікації роботи свердловин Струтинського родовища протягом 2003-2007 років.
Рік | № свердловини | Дата проведення | Дебіт, т/добу | Ефект,тис.тонн нафти
2003 | ГРП
62 | 02.01.03 | 2,3 | 3,59 | 915,7
45 | 07.06.03 | 1,60 | 3,59 | 321,3
Солянокислотне оброблення
85 | 15.02.03 | 3,9 | 4,9 | 469
63 | 27.02.03 | 3,5 | 5,4 | 437,4
Імпульсно-хвильва дія
43 | 11.1.03 | 3,5 | 4,46 | 156,7
2004 | ГРП
92 | 10.8.04 | 2,41 | 2,964 | 331,6
Солянокислотне оброблення
107 | 14.1.04 | 4,9 | 6,995 | 29,3
40 | 11.3.04 | 2,8 | 3,7 | 344,6
Обробка міцелями
105 | 22.3.04 | 1 | 1,86 | 370,4
2005 | ГРП
43 | 27.6.05 | 1,98 | 3,127 | 950,7
52 | 28.2.05 | 2,15 | 3,668 | 558
2006 | Солянокислотне оброблення
92 | 27.7.06 | 1,838 | 2,964 | 318,3
2007 | ГРП
60 | 7.9.07 | 3,274 | 7,604 | 287,9
Імпульсно-хвильва дія
11 | 12.1.07 | 0,51 | 1,849 | 266,7
3.4. Кореляційно-регресійний аналіз впливу факторів на собівартість видобутку нафти зі Струтинського родовища.
Таблиця 3.5 - Матриця вихідних даних для