что такое гтм в нефтяной промышленности
Термин «ГТМ»
ГТМ – это геолого-технические мероприятия. Геолого-технические мероприятия включают в себя работы, которые проводятся на скважинах для регулирования разработки месторождения, а также поддержания плановых уровней добычи нефти. Благодаря геолого-техническим мероприятиям можно добиться выполнения проектных значений установленных для каждого конкретного месторождения. От всех других мероприятий, ГТМ отличаются тем, что по итогам их получают увеличение объема добываемой нефти. Нефтедобывающие компании сами определяют, какие работы относятся к ГТМ, а какие к другим ремонтам. Так, все работы, проводимые в скважинах можно подразделить на капитальный её ремонт и текущий. Геолого-технические мероприятия – это капитальный ремонт скважины, но иногда и текущие мероприятия могут быть отнесены к ГТМ.
Геолого-технические мероприятия проводят на всех этапах по разработке месторождений. Самые интенсивные из них осуществляются на более поздних этапах. Особенно актуально стоит вопрос по проведению ГТМ на старых месторождениях. На каждом месторождении индивидуально подбираются геолого-технические мероприятия. Они планируются каждый год, а в течение года могут корректироваться и меняться.
К геолого-техническим мероприятиям можно отнести следующие направления:
— ГРП – гидроразрыв пласта;
— ОПЗ – обработка призабойной зоны;
— ПВЛГ – перевод на вышележащий горизонт;
— ОРЭ – одновременно-раздельная эксплуатация;
— бурение боковой скважины;
— РИР – ремонтные изоляционные работы.
Кроме того, к геолого-техническим мероприятиям могут быть отнесены и другие работы – реперфорация, вывод из консервации или бездействия и другие мероприятия.
Все проводимые геолого-технические мероприятия обязательно оцениваются путем замера изменения дебита нефти, продолжительности полученного эффекта и и дополнительно полученной нефти. Также оценивается и экономический эффект, полученный в ходе ГТМ. Ведь каждый из таких мероприятий представляет из себя инвестиционный проект. Так, для экономической оценки эффективности геолого-технических мероприятий смотрят индекс доходности, срок окупаемости вложений, дисконтированный полученный доход, внутренняя норма возврата вложений и также дисконтированный поток наличности.
Компании, в новостях которых есть ГТМ: 
Газпромнефть-Хантос, Томскнефть, 
Белкамнефть, ГАЗПРОМ НЕФТЬ
Что такое гтм в нефтяной промышленности
Смотреть что такое «ГТМ» в других словарях:
ГТМ — геолого технологические мероприятия геол., техн. ГТМ геолого технические и технологические мероприятия геол., техн. ГТМ геолого технические мероприятия геол., техн. Словарь: С. Фадеев. Словарь сокращений совр … Словарь сокращений и аббревиатур
МБЛ — Московская Баскетбольная Лига Вид спорта Баскетбол Основание 2006 Руководитель Хайрулин, Рафик Сиярович … Википедия
Московская баскетбольная лига — Вид спорта Баскетбол Основание 2006 Страна Россия Количество команд 22 Руководитель Андрей Юртаев Действующий победитель БК Московский (сезон 2011 12) Сайт mbl.su Московская Баскетбольная Лига основана в 2006 году на основании турнира… … Википедия
Тампонирование — скважин (a. well plugging, well grouting, well cementation; н. Abdichtung der Bohrungen, Zementierung der Bohrungen; ф. bouchage des puits, tamponnage de sondages; и. tamponamiento de perforaciones, tamponamiento de agujeros) нагнетание в … Геологическая энциклопедия
Лесколовское сельское поселение — Сельское поселение России (АЕ 3 го уровня) … Википедия
Скин-фактор — гидродинамический параметр, характеризующий дополнительное фильтрационное сопротивление течению флюидов в околоскважинной зоне пласта, приводящее к снижению добычи (дебита) по сравнению с совершенной (идеальной) скважиной. Причинами скин фактора… … Википедия
Ишимбайнефть — Нефтегазодобывающее управление «Ишимбайнефть» ООО «Башнефть Добыча» ОАО «Акционерная нефтяная компания „Башнефть“» … Википедия
Лауреаты Государственной премии СССР в области литературы, искусства и архитектуры — Список лауреатов Сталинской премии см. в статье Сталинская премия. Лауреаты Государственной премии СССР Список полный. Содержание 1 1967 2 1968 3 1969 4 1970 … Википедия
Самойлова, Софья Васильевна — В Википедии есть статьи о других людях с такой фамилией, см. Самойлова. Софья Васильевна Самойлова … Википедия
Муллайтиву — Город Муллайтиву Mullaitivu முல்லைத்தீவு මුලතිව් Страна Шри ЛанкаШри Ланка … Википедия
Виды ГТМ, применяемых на нагнетательных скважинах
2.Интенсивный дренаж скважины для очистки призабойной зоны. Дренаж осуществляется различными методами.
а) Поршневанием при максимально возможной глубине спуска поршня, при этом необходимо устанавливать пакер, изолирующий кольцевое пространство. В последнем случае удается получить большие депрессии на пласт (до 12 МПа).
б) Компрессорным способом. Жидкость из скважины отбирается с помощью передвижного компрессора при условии, что последний позволяет продавить жидкость до башмака НКТ. Трубы в этом случае должны быть спущены до верхних дыр фильтра. Сверление в НКТ пускового отверстия для снижения необходимого давления компрессора в данном случае нежелательно, так как при последующем нагнетании воды через это отверстие давление будет передаваться в затрубное пространство. Использование пускового отверстия возможно только лишь в период интенсивного дренирования. Дренирование производится до стабилизации КВЧ при постоянном контроле за его содержанием.
в) Насосным способом (ПЦЭН) до стабилизации КВЧ.
4. Гидравлический разрыв пласта (ГРП). Скважины III группы обычно удается освоить только после ГРП и ряда последующих операций (дренаж, промывка). Однако в горизонтах, представленных чередованием глин и песчаников, ГРП не эффективен, так как трещины образуются в одном наиболее проницаемом прослое. Лучшие результаты получаются при поинтервальном ГРП, т. е. гидроразрыве каждого прослоя. При этом необходимо применение двух пакеров, спускаемых на НКТ II устанавливаемых выше и ниже намечаемого для обработки интервала.
6. Нагнетание в скважину воды в течение нескольких часов под высоким давлением, превышающим нормальное давление нагнетания, в тех случаях, если коллектор имеет некоторую естественную трещиноватость. Для этого к скважине подключают три-четыре насосных агрегата и создают дополнительное давление, при котором естественные трещины в пласте расширяются и поглотительная способность скважины резко возрастает. Такая операция представляет собой упрощенный вариант ГРП» после которого в пласте происходит необратимый процесс раскрытия трещин, через которые глубоко в пласт прогоняются взвесь и глинистые осадки.
Критериями выбора методов воздействия на ПЗП являются поставленные перед воздействием цели, достигаемые за счет существующих технологий воздействия эффект, состояние ПЗП, геолого-физические особенности пласта в т.ч. литологические и минералогические, физико-химический состав и с-ва пластовых флюидов, техническое состояние и особенности конструкции скважины, динамика технологических показателей скважины. Главной целью воздействия на ПЗП нагнетательных является повышение продуктивности по нефти для добывающей и приемистости по воде для нагнетательной скважины, что может достигаться за счет очистки ПЗП, улучшения её фильтрационной характеристики по отношению к естественному состоянию пласта, выравнивание профиля приемистости в нагнетательных, изоляция обводненных интервалов в добывающих, а также вовлечение неработающих интервалов. В зависимости от принципиальных технологий и направленности эффекта методы воздействия делятся на следующие группы:
Химические методы – направлены на растворение компонентов, снижающих проницаемость ПЗП и увеличения проницаемости существующих каналов фильтрации. Для терригенных коллекторов используются ГКО. СКО используются для воздействия на карбонатные коллектора. СКО и ГКО могут применяться при освоении скважин после бурения и для очистки ПЗП нагнетательных скважин от кольматирующих материалов (окислов железа, КВЧ) Обработки растворителями применяются для удаления отложений АСПО в ПЗП.
Виброобработка-производят в скважинах с загрязненной ПЗП; в коллекторах, сложенных низкопроницаемыми породами, содержащими глинистые минералы; в литологически неоднородных коллекторах с воздействием на низкопроницаемые пропластки; перед химической обработкой; перед ГРП или другими методами воздействия на ПЗП.. При заглинизированности породы коллектора более, чем на 9% высока вероятность получения отрицательного эффекта.
Физико-химические методы воздействия как правило направлены на изоляцию водопритоков в добывающи скважинах, выравнивание профиля притока, выравнивание профиля приемистости в нагнетательных скважинах. Для добывающих скважин может применяться обработка ПЗП гидрофобизаторами, закачка пен, закачка гелеобразующих составов, вязкоупругих систем, суспенцзий закупуривающего материала и т.д. Для нагнетательных закачка суспензий гашеной извести, полимерных суспензий, ВУС, ГОС, силиката натрия.
Выбор конкретного метода определяется характером неоднородности разреза, проницаемостями пропластков, термобарическими условиями скважин и др.факторами.
Что такое гтм в нефтяной промышленности
НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
СКВАЖИНЫ НЕФТЯНЫЕ И ГАЗОВЫЕ
Геолого-технологические исследования. Общие требования
Oil and gas wells. Geological-technological logging. General requirements
Дата введения 2017-03-01
1 РАЗРАБОТАН Научно-исследовательским и проектным институтом нефти и газа Российской академии естественных наук, некоммерческой организацией «Союз поддержки и развития отечественных сервисных компаний нефтегазового комплекса» и Обществом с ограниченной ответственностью «Газпром георесурс»
2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 431 «Геологическое изучение, использование и охрана недр»
4 Настоящий стандарт разработан с целью реализации Закона Российской Федерации «О недрах» в части геологического изучения, рационального использования и охраны недр, безопасного ведения работ, связанных с использованием недр
1 Область применения
Настоящий стандарт устанавливает требования к геолого-технологическим исследованиям (ГТИ) нефтяных и газовых скважин: службе ГТИ, подготовке скважин, аппаратуре и оборудованию с целью обеспечения безопасности при проведении ГТИ.
2 Нормативные ссылки
В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:
ГОСТ 8.009-84 Государственная система обеспечения единства измерений. Нормируемые метрологические характеристики средств измерений
ГОСТ 8.417-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Единицы величин
ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
ГОСТ Р 8.674-2009 Государственная система обеспечения единства измерений. Общие требования к средствам измерений и техническим системам и устройствам с измерительными функциями
ГОСТ Р 8.678-2009 Государственная система обеспечения единства измерений. Формы оценки соответствия технических систем и устройств с измерительными функциями установленным требованиям
3 Термины и определения
В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:
3.1 технические системы и устройства с измерительными функциями; ТСУИФ: Технические системы и устройства, которые наряду с их основными функциями выполняют измерительные функции.
3.2 постоянная времени: Показатель, характеризующий инерционность динамической системы при изменении регистрируемого сигнала по экспоненциальному закону.
3.3 время запаздывания: Время от момента изменения измеряемого параметра до момента получения результата измерения с заданной погрешностью.
3.4 время отставания: Время прохождения исследуемого объекта (бурового раствора, шлама, газа) от забоя до устья скважины.
3.5 шлам: Горная порода, измельченная в процессе бурения и вынесенная на поверхность промывочной жидкостью.
3.6 проба шлама: Часть шлама, отобранная в количестве, необходимом для исследования.
3.7 фракция шлама: Совокупность отдельных частиц шлама определенного гранулометрического состава.
3.8 литологический тип (литотип) породы: Тип породы, идентифицируемый по набору литологических признаков.
3.9 шламограмма: Дискретная диаграмма, показывающая изменение процентного содержания литотипов в пробе шлама в зависимости от глубины.
3.10 LAS-формат: Формат представления данных Log ASCII Standard.
3.11 информационный канал технической системы с измерительными функциями: Конструктивно или функционально выделяемая часть технической системы, выполняющая законченную функцию от восприятия физической величины до получения результата ее измерений, выражаемого числом или соответствующим кодом.
1 В информационный канал обычно включают первичный преобразователь физической величины, аналогоцифровой преобразователь (для датчика с аналоговым выходным сигналом), линию связи, программные средства обработки информации, устройство отображения и регистрации информации.
2 Один информационный канал может включать в себя несколько первичных преобразователей и алгоритм совместной обработки получаемой с них информации.
3.12 датчики (первичные преобразователи) технологических параметров: Технические устройства, осуществляющие преобразование физической величины в информационный сигнал.
3.13 технологические параметры, измеряемые прямыми методами: Технологические параметры ГТИ, которые могут быть непосредственно измерены соответствующим технологическим датчиком.
3.14 технологические параметры, измеряемые косвенными методами: Технологические параметры, для которых регистрацию проводят путем измерения физических величин, связанных с ними некоторой функциональной зависимостью.
3.15 расчетные технологические параметры: Технологические параметры, вычисляемые по фиксированному алгоритму на основании одного или нескольких зарегистрированных параметров.
3.16 измерение параметров бурового раствора на входе в скважину: Измерение параметров бурового раствора, закачиваемого в скважину, осуществляемое:
— в емкости, из которой раствор забирается буровым насосом, путем установки измерителя в потоке непосредственно перед всасывающей трубой;
— путем отбора части раствора из всасывающей трубы специальным насосом, измерения параметров в измерительном блоке и сброса раствора в емкость перед всасывающей трубой;
— непосредственно во всасывающей трубе БУ или манифольде путем установки специального оборудования.
3.17 измерение параметров бурового раствора на выходе из скважины: Измерение параметров бурового раствора, выходящего из скважины, осуществляемое как можно ближе к устью, по возможности до контакта с атмосферой, например:
— в приемном бачке вибросита путем установки в него измерителей соответствующих размеров;
— путем отбора пробы бурового раствора до вибросита специальным насосом, измерения параметров в измерительном блоке и сброса раствора в бачок вибросита;
— путем отбора части раствора из разъемного устья специальным насосом, измерения параметров в измерительном блоке и сброса раствора обратно в разъемное устье или бачок вибросита.
4 Обозначения и сокращения
4.1 В настоящем стандарте применены следующие обозначения:
Что такое гтм в нефтяной промышленности
Нефтяное месторождение расположено на территории Сургутского и Нижневартовского районов Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 100 км к юго-западу от г. Мегион и 80 км к юго-востоку от г. Сургут. Ближайшие месторождения, находящиеся в промышленном освоении: Киняминское, Южно-Покамасовское, Кетовское.
Месторождение находится в зоне развитой инфраструктуры на площади двух лицензионных участков.
Месторождение открыто в 1981 году, введено в разработку в 1987 году на основании «Проекта пробной эксплуатации месторождения».
На 1.01.2016 г. промышленная нефтеносность месторождения установлена в терригенных отложениях васюганской свиты (пласты ЮВ12 и ЮВ11) и ачимовской толщи (пласт Ач-БВ8). Пласты содержат восемь залежей нефти.
За период, прошедший после утверждения запасов ГКЗ в 2009 г. и оперативных пересчетов 2011 г. и 2015 г., на месторождении пробурено более 40 эксплуатационных скважин, а также дополнительные стволы к ним и к ранее пробуренным скважинам, данные по которым позволили уточнить геологическое строение и начальные геологические запасы продуктивных пластов месторождения.
«Технологической схемой разработки Ново-Покурского месторождения» (протокол №4791 ЦКР Роснедр по УВС от 22.12.2009 г.) для обеспечения проектных уровней добычи нефти в 2009-2015 гг. предусматривалось проведение комплекса геолого-технических мероприятий, таких как 1:
— бурение горизонтальных скважин (ГС) – 8 скв.;
— бурение боковых стволов (БС и БГС) – 8 скв.-опер.;
— гидроразрыв пласта (ГРП) – 82 скв.-опер.;
— физико-химические методы на добывающих скважинах (ОПЗ) – 42 скв.-опер.;
— потокоотклоняющие технологии, ВПП – 8 скв.-опер.;
— перфорационные методы (дострелы, перестрелы, переводы с других объектов) – 32 скв.-опер.;
— ремонтно-изоляционные работы (РИР) – 24 скв.-опер.;
— оптимизация режимов работы добывающих скважин – 13 скв.-опер..
Основной объем дополнительной добычи (64,8%) планировалось получить за счет бурения горизонтальных скважин (109,0 тыс.т) и проведения ГРП (152,8 тыс.т). По другим мероприятиям суммарная дополнительная добыча ожидалась на уровне 142,5 тыс.т. Прогноз дополнительной добычи от ГТМ был выполнен без учета переходящего эффекта от мероприятий.
По факту все мероприятия проведены в большем количестве: ГРП – на 14 скв.-опер., БС и БГС – на 27 скв.-опер., ГС – на 19 скв., ОПЗ – на 114 скв.-опер., перфорационные методы – на 10 скв.-опер., РИР – на 5 скв.-опер., оптимизации – на 60 скв.-опер., ВПП – на 2 скв.-опер.
За счет проведения ГРП планировалось получить 152,8 тыс.т нефти (1,9 тыс.т./скв.-опер.). Фактически от мероприятий, проведенных в 2009-2015 гг. (без учета переходящего эффекта), получено 129,4 тыс.т (1,3 тыс.т/скв.-опер.). С учетом переходящего эффекта дополнительная добыча составила 350,7 тыс.т (3,7 тыс.т/скв.-опер.).
За счет бурения горизонтальных скважин планировалось получить 109,0 тыс.т нефти (13,6 тыс.т/скв.). В связи с кратным превышением объемов горизонтального бурения фактически получено 273,7 тыс.т. Прогнозная удельная эффективность ГС практически достигнута – 10,1 тыс.т/скв. (с учетом переходящего эффекта). Основной объем буровых работ выполнен в 2015 г.
За счет бурения боковых стволов (БС) планировалось получить 29,8 тыс.т нефти. Средняя удельная эффективность одного мероприятия прогнозировалась на уровне 3,7 тыс.т/скв.-опер. По факту боковые стволы пробурены, в основном, с горизонтальным профилем. Дополнительная добыча нефти (с учетом переходящего эффекта) составила 429,9 тыс.т (12,3 тыс.т/скв.-опер.), что выше запланированной.
Прогнозная дополнительная добыча нефти за счет таких мероприятий как ОПЗ и оптимизации должна была составить 52,6 тыс.т, по факту получено 175,8 тыс.т (с учетом переходящего эффекта – 412,8 тыс.т). Фактическая удельная эффективность по данным мероприятиям (1,5 и 2,5 тыс.т/скв.-опер., соответственно) несколько выше прогнозной (0,9 и 1,1 тыс.т/скв.-опер.).
Удельная эффективность от перфорационных работ и РИР составила по факту 0,5 и 0,4 тыс.т/скв.-опер., с учетом переходящего эффекта – 2,1 и 0,9 тыс.т/скв.-опер., соответственно. Прогнозные значения удельной эффективности – 0,9 и 1,0 тыс.т/скв.-опер. За счет этих мероприятий планировалось дополнительно добыть 51,1 тыс.т, фактическая добыча составила – 34,2 тыс.т, с учетом переходящего эффекта – 101,3 тыс.т.
При запланированных восьми мероприятиях ВПП было проведено десять скважино-операций. Фактическая дополнительная добыча, как и фактический технологический эффект (6,6 тыс. т, 0,7 тыс.т/скв.-опер.), несколько ниже прогнозных показателей (9,0 тыс.т и 1,1 тыс.т/скв.-опер.).
В целом, фактическая дополнительная добыча нефти по мероприятиям 2009-2015 гг. выше прогнозной на 229,5 тыс.т, что, в основном, связано с большим количеством проведенных ГТМ и МУН. С учетом переходящего эффекта фактическая дополнительная добыча нефти составляет 1574,8 тыс.т. Удельная технологическая эффективность одного ГТМ – 1,4 тыс.т (при прогнозном значении – 1,9 тыс.т). С учетом переходящего эффекта эффективность одной скв.-операции составляет 3,4 тыс.т.
На добывающем фонде скважин месторождения за период 2006-2015 гг. проведено 600 ГТМ, таких как: ГРП, ОПЗ, бурение вторых стволов и горизонтальных скважин, перфорационные методы, РИР, оптимизация режимов работы скважин.
Суммарная дополнительная добыча нефти от проведения ГТМ – 3727,9 тыс.т (42% от добычи нефти в целом по месторождению за рассмотренный период). Средний удельный технологический эффект – 6,9 тыс. т на одну успешно проведенную скв.-операцию. Средняя продолжительность технологического эффекта составляет 617 суток (20 месяцев).
Динамика проведения мероприятий достаточно равномерная (в среднем 60 мероприятий в год). Наибольший объем ГТМ приходится на 2008 г. (83 мероприятия).
Динамика проведения ГТМ по годам представлена на рисунке 1. Распределение дополнительной добычи нефти, полученной от проведения мероприятий, представлено на рисунке 2.
Основная часть дополнительной добыча нефти за период 2006-2015 гг. обеспечена за счет ввода горизонтальных скважин и ГРП. За счет проведения гидроразрыва пласта получено 1329,1 тыс.т, что составляет 35,7% от всей добычи нефти от ГТМ (рисунок 6.1.2). На мероприятия по бурению горизонтальных скважин приходится 1319,7тыс.т или 35,4%. Также высокими показателями характеризуются мероприятия по бурению боковых стволов (429,9 тыс.т или 11,5% от добычи за счет ГТМ), оптимизации (329,3 тыс.т. или 8,8%) и ОПЗ (206,2 тыс.т или 5,5%). На долю перфорационных методов и РИР в сумме приходится только 114,0 тыс.т (3,1%).
Максимальный удельный технологический эффект приходится на горизонтальные скважины (31,4 тыс.т/скв.-опер.). Вторым по эффективности мероприятием является бурение боковых стволов – 12,3 тыс.т/скв.-опер. Высокой эффективностью характеризуются мероприятия по гидроразрыву пласта – 6,8 тыс.т/скв.-опер. ОПЗ, перфорационные методы и оптимизация характеризуются схожими показателями – 2,0, 2,5 и 3,1 тыс.т/скв.-опер. Наименьший показатель эффективности получен при проведении РИР – 1,2 тыс.т/скв.-опер.
Распределение удельной дополнительной добычи от проведенных ГТМ приведено на рисунке 3.
К мероприятиям, проводимым на нагнетательном фонде, можно отнести ввод нагнетательной скважины из бурения, перевод добывающих скважин под закачку, ОПЗ, ВПП, РИР, перфорационные работы (таблица 1).
Таблица 1 – Результаты проведения ГТМ на нагнетательном фонде (2006-2015 гг.) (Ново-Покурский Л.У.)
Доп. добыча нефти по реагирующим доб. скв., тыс. т
Удельн. технол. эффект, доп. доб. (тыс. т) на 1 скв.
Ср. прод. эф. (сут.)
на 1 доб. скв.
ОПЗ. В период 2006-2015 г. на месторождении было проведено 55 мероприятий ОПЗ (четыре – на объекте ЮВ11, 48 – на объекте ЮВ12, три – на скважинах, работающих одновременно на двух объектах). Дополнительная добыча по скважинам, эксплуатирующих одновременно оба объекта, отнесена на счет ЮВ12. В скважине №599 обработка призабойной зоны в 2015 году проведена совместно с ремонтно-изоляционными работами. Эффект от каждого мероприятия в отдельности в данном случае оценивался как половина от суммарного эффекта.
Успешность проведения ОПЗ на нагнетательном фонде составила 73% (40 из 55 скв.-опер.). Средний прирост приемистости в результате проведения ОПЗ составил 25,8 м3/сут – для объекта ЮВ11, и 30,4 м3/сут – для объекта ЮВ12. Дополнительная добыча нефти, полученная в соседних добывающих скважинах в результате проведения мероприятия, составила: по объекту ЮВ11 – 1,2 тыс. т, по объекту ЮВ12 – 29,4 тыс. т. Для объектов ЮВ11 и ЮВ12 средний технологический эффект равен, соответственно, 0,4 и 0,8 тыс. т/скв.-опер., средняя продолжительность эффекта – 116 и 232 суток.
РИР. В двух скважинах объекта ЮВ12 (№№599 и 1212) были проведены ремонтно-изоляционные работы. Дополнительная добыча нефти была получена от проведения мероприятия в скважине №1212 и составила 0,13 т/сут (скважины №№316 и 1213). Средняя продолжительность эффекта по реагирующим скважинам – 85 суток. Приемистость в результате проведения мероприятия увеличилась с 44,2 до 100,4 м3/сут.
Перфорационные работы были проведены в пяти скважинах №№ 594, 599, 708, 760, 932. В скважине №599, как было сказано ранее, совместно с перфорационными работами была проведена ОПЗ. Дополнительная добыча нефти в соседних добывающих скважинах получена в результате проведения трех мероприятий (60%) и составила 2,4 тыс. т. При этом удельный технологический эффект равен 0,8 тыс. т/скв.-опер., средняя продолжительность эффекта на одну добывающую скважину – 157 суток (пять месяцев).
Выравнивание профиля приемистости (ВПП)
Мероприятия по выравниванию профиля приемистости (ВПП) проведены в общей сложности за рассматриваемый период десять раз на девяти скважинах (2012, 2014 гг.), при этом семь мероприятий можно считать успешными (скв. №№206, 271, 297, 676, 678, 1325 (2 скв.-опер.)). Данные мероприятия позволили сформировать более равномерный фронт вытеснения, что в большинстве случаев привело к увеличению дебитов жидкости в окружающих добывающих скважинах, имеющих гидродинамическую связь с нагнетательной. Средняя продолжительность эффекта по положительно отреагировавшим добывающим скважинам составила 117 суток. В результате проведенных ГТМ на соседних добывающих скважинах дополнительная добыча нефти составила 6,6 тыс.т, что в среднем на одну скважино-операцию – 0,9 тыс.т.
Таким образом, анализ проведенных ГТМ и МУН показал:
– мероприятия на месторождении проводятся на основании проектных решений 2009 года. В большем объеме проведены ГРП (на 14 скв.-опер.), ОПЗ (на 114 скв.-опер.), перфорационные методы (на десять скв.-опер.), РИР (на пять скв.-опер.), оптимизации (на 60 скв.-опер.), ВПП (на 2 скв.-опер.). В большем количестве пробурены горизонтальные скважины (на 19 скв.) и боковые стволы (на 27 скв.-опер.). По всем видам мероприятий фактическая дополнительная добыча нефти превышает проектный показатель, за исключением ВПП. Эффективность БГС и ГРП выше, чем планировалось (проект – 3,7 и 1,9 тыс.т/скв.-опер., факт – 12,3 и 3,7 тыс.т/скв.-опер).
– максимальный объем ГТМ за период 2006-2015 гг. приходится на объект ЮВ12 (505 скв.-опер.). Основная часть дополнительной добычи нефти обеспечена горизонтальными скважинами (1319,4 тыс.т);
– вторым и третьим по эффективности мероприятиями являются ГРП и бурение вторых стволов. За рассмотренный период проведено 210 скв.-опер. ГРП и 35 скв.-опер. по бурению БС и БГС с успешностью 93% и 100%, соответственно. Дополнительная добыча нефти составила 1329,1 и 429,9 тыс. т, средний удельный технологический эффект на одну скважино- операцию – 6,3 и 12,3 тыс. т.;
– удельная эффективность таких мероприятий как оптимизация режимов работы скважин, перфорационные работы, ОПЗ оценивается на уровне 2,0-3,1 тыс.т/скв.-опер., успешность проведения – 80-89%. За счет данных видов ГТМ получено 657,5 тыс. т.
– ремонтно-изоляционные работы и ВПП характеризуются невысокой удельной технологической эффективностью – 1,2 и 0,9 тыс.т/скв.-опер., прирост добычи нефти за счет мероприятий составил 69,2 тыс.т.