Согласно данным бухгалтерского учета УПНП и РС трудозатраты на проведение изоляционных работ в этой скважине составили 11911058 тыс. рублей. Однако, в эту сумму вошли и трудозатраты на производство работ по интенсификации притока в августе – сентябре 1999г. Работы непосредственно по изоляции проведены в период с 28.06 по 17.07.1999г. Общие затраты за период июнь-июль составили 5928520710 рублей.
По второй технологической схеме работы выполнены в 12 скважинах (скв.149 Березинского, скв.31 Ю-Александровского, скв.140, 149 Ю-Сосновского, скв.191, 199 Ю- Осташковичского, скв.256 (дважды), скв.54 (дважды, скв.62 Осташковичского, скв.26 Дубровского месторождений).
Успешность составила 75% (9 из 12 скважино-операций успешные). Дополнительная добыча на одну скважино-операцию варьирует от 0 (скв.54, 256 Осташковичского месторождения) до 12787 тонн (скв.199 Ю-Осташковичского месторождения). Накопленная добыча составила 37330 тонн, прогнозная – 69259 тонн нефти. Объем рентабельной добычи 5076 тонн нефти. Средняя дополнительная добыча на одну скважину-операцию составила 3111 тонн, прогнозная – 5772 тонны нефти. Затраты на производство работ по этой схеме составили 62502 млн. рублей. По 7 скважинам эффект продолжается. Окупаемость затрат на 01.01.2000г.. составила 735,5%, прогнозная окупаемость составит 1364,5%. Прибыль от реализации дополнительно добытой нефти составила 397156 млн. рублей.
Неэффективными являются обработки в скв.256 (04.99г.), скв.54 (07.99г.) и скв.62 (09.99г.) Осташковичского месторождения.
В скв.256 Осташковичского месторождения работы выполнялись по плану УПНП и РС. При мощности интервала перфорации 9м в пласт закачано 0,8м3 цементного раствора. В тоже время, повторный ремонт (06.99г.) при расходе цементного раствора 0,6м3 на 11м мощности интервала перфорации позволил дополнительно добыть 7488 тонны нефти. Эффект продолжается. Неэффективность первого ремонта обусловлена обводнением вскрытого интервала перфорации.
В скв.54 Осташковичского месторождения при 13м мощности интервала перфорации в пласт закачано 1,8м3 цементного раствора под давлением 120 / 160ат. Интервал вскрыт ГПП. Отсутствие эффекта обусловлено обводненностью вскрытого интервала.
В скв.62 Осташковичского месторождения работы проведены по плану УПНП и РС и рекомендациям отдела разработки (перевод на вышележащий интервал). К причинам неэффективности следует отнести следующее:
- максимальное давление закачки глинистого раствора – 80ат, цементного раствора – 100ат. (согласно плана работ). Давление опрессовки эксплуатационной колонны – 150ат. Ввиду такого ограничения максимального давления в скважину закачаны незначительные объемы тампонажных материалов: глинистого раствора - 4м3, цементного раствора - 0,3-0,4м3;
- после СКВ, когда приемистость скважины была незначительная (при Нст.=180м в скважину закачали 1,5м3 воды при Р=100ат и при получении уровня на устье, за 20 мин. давление упало до 60ат.), проведена СКО в объеме 3м318%НСl при Р=0ат, что привело к разъеданию кислотой цементной корки и сообщению с обводненным интервалом.
Скважина отработала одной водой. После этого проведен повторный ремонт в том же интервале, который позволил эксплуатировать скважину с дебитами по жидкости 60-100м3/сут. и обводненностью 80-85%. Скважина выходит на режим
В отчетном году проведены 9 скважино-операций. Изоляционные работы по отсечению обводнившихся интервалов проводились на задонских залежах Ю-Сосновского (скв.44, 125, 135), Осташковичского (скв.103, 211), Ю-Осташковичского (скв.185), Дубровского (скв.15), Березинского (скв.122) месторождений и семилукской залежи Малодушинского (скв.63) месторождения (Табл. ).
Таюлица .
Эффективность изоляционных работ (отсечение обводненных интервалов) 1999г.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.