Эффективность технологий увеличения продуктивности скважин, страница 7

t_i – длительность эффекта по рассматриваемой скважине в год выполнения мероприятия, [сут].

Под длительностью эффекта понимают период времени после выполнения ГТМ, в течение которого скважина работает с повышенным дебитом по сравнению с дебитом до ГТМ. Средняя длительность эффекта на одну эффективную (Т_эф) и выполненную (Т_вып) обработку определяют по году, в течение которого выполнялся данный вид ГТМ, из выражений:

Т_.эф = ∑t_i/n_эф,                                                                                                  (2.9)

Т_.вып = ∑t_i/n_вып,                                                                                              (2.10)

Среднюю дополнительную добычу нефти на одну эффективную и выполненную обработку определяют на конец каждого года. Для расчёта используют выражения

∆ V_.эф = ∑∆ V_i/n_эф,                                                                                        (2.11)

∆ V_вып = ∑∆ V_i/n_вып,                                                                                      (2.12)

где ∆V_i – дополнительная добыча нефти от i-той эффективной обработки в рассматриваемом году, [тонн].

Проведём сравнительную характеристику показателей эффективности выполненных ГТМ.

По успешности выполненных работ за 1999 по 2003 гг. (см. рис.2) наиболее эффективными оказались:

·  направленные кислотные обработки(88%);

·  сульфамино-солянокислотные обработки(80%);

·  реагентно-импульсное воздействие(75%);

·  солянокислотные кислотные обработки(72,7%);

·  поинтервальное воздействие на пласт(71,4%).

Рис. 2. Успешность выполненных работ за период 1999 – 2003 гг.

К сожалению, ни одна из перечисленных технологий не достигла 100% успешности. Наименьшую успешность проявили технологии:

·  глинокислотные обработки(70%);

·  комплексное воздействие на пласт(63%);

·  кислотные обработки с дострелами(62,5%);

По величине среднего прироста дебита (см.рис.3) виды технологий можно разделить на две группы. Первая группа технологий характеризуется средним приростом дебита более 5 т/сут.:

·  поинтервальное воздействие на пласт с применением пакеров(10т/сут.);

·  кислотные обработки с дострелами(6,3т/сут.);

·  направленные кислотные обработки(6,1т/сут.);

·  солянокислотные кислотные обработки(5,6т/сут.).

Вторая группа технологий со средним приростом дебита менее 5т/сут.

·  реагентно-импульсное воздействие(3,7т/сут.);

·  сульфамино-солянокислотные обработки(2,2т/сут.);

·  глинокислотные обработки(2,1т/сут.);

·  комплексное воздействие на пласт(1,8т/сут.).

По дополнительной добыче нефти (см.рис.4) рассматриваемые технологии можно разбить на три группы, где интервалы дополнительной добычи изменяются:

- от 1516 до 2127 т.;

-от 44157 до 4694,8 т.;

-от 7029,5 до 14432,2 т.

Наиболее эффективной группой технологий по дополнительной добыче нефти оказались:

·  поинтервальное воздействие на пласт с применением пакеров(14432,2т.);

·  кислотные обработки с дострелами(9480,8т.);

·  направленные кислотные обработки(7029,5т.).

На среднем уровне находятся технологии:

·  солянокислотные кислотные обработки(4694,8т.);

·  реагентно-импульсное воздействие(1415,7т.).

Самыми низкими значениями по дополнительной добыче нефти характеризуются технологии:

·  сульфамино-солянокислотные обработки(2127т.);

·  комплексное воздействие на пласт(1616,5т.);

·  глинокислотные обработки(1516т.).

Рис. 3. Средний прирост дебета (т/сут) от применяемого вида технологий интенсификации притока

Рис. 4.  Дополнительная добыча нефти (тонн) от применяемого вида технологий

Анализируя показатель длительность эффекта (см. рис. 5), когда скважина работает после выполнения ГТМ с повышенным дебитом по сравнению с дебитом до ГТМ, можно выделить группу технологий с высокой длительностью эффекта:

·  поинтервальное воздействие на пласт с применением пакеров(908 сут.);