Способ разработки нефтяной залежи с подошвенной водой и ухудшающейся проницаемостью к кровле

 

Изобретение относится к разработке нефтяных залежей, имеюшх подошвенную воду. Цель изобретения - повышение текущей и конечной нефтеотдачи за счет повышения эффективности воздействия на нефтесодержащую часть пласта, а также сокращение объема попутно добываемой и закачиваемой воды. Для этого разработку залежи ведут рядными системами скважин. В разрезах скважин выделяют все непроницаемые прослог., строят карты распространения каждого из них, контролируют перемещение водонефтяного контакта в добывающих скважинах, создают изоляционные экраны под непроницаемыми прослоями при подходе к нему водонефтяного контакта, после чего перфорируют скважину выше созданного экрана. Операции повторяют до полной выработки запасов . Изоляционные работы проводят сначала в скважинах первого ряда и по мере подъема ВНК в скважинах второго и последующих рядов по мере приближения к центру залежи. На заключительной стадии разработки при приближении фронта нагнетания к центральному ряду проводят изоляцию одноименных выработанных прослоев , как в добывающих, так и нагнетательных скважинах. 1з.п. ф-лы, 3 ил., 2 табл, СП С

С01ОЗ СОВЕ ГСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РГСГ1УБЛИК (я)5 Е 21 В 43/20

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4856601/03 (22) 02.08,90 (46) 15.03.92. Бюл, № 10 (71) Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт (72) Ф,А.Шарифуллин, Э.Л,Лейбин и

H.Í.Егурцов (53) 622.276(088,8) (56) Проект разработки Самотлорского месторождения. Исп, ВНИИ и СибНИИНП, 1981, Рег. ¹ 80029319. (54) СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ

ЗАЛЕЖИ С ПОДОШВЕННОЙ ВОДОЙ И

УХУДШАЮЩЕЙСЯ ПРОНИЦАЕМОСТЬЮ К

КРОВЛЕ (57) Изобретение относится к разработке нефтяных залежей, имеюш х подошвенную воду, Цель изобретения — повышение текущей и конечной нефтеотдачи за счет повышения эффективности воздействия на нефтесодержащую часть пласта, а также сокращение объема попутно добываемой и заИзобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к разработке нефтяных залежей в пластах монолитного ст роения с ухудшающейся проницаемостью к кровле, имеющими подошвенную воду изначально или внедрившуюся при заводнении в процессе разработки.

Существующие технологии разработки залежей с подошвенкой водой связаны с применением различных систем заводнения (внугриконтурное, приконтурное, закачка под ВНК). с размещением добывающих!

Ж, „1719621 А 1 качиваемой воды. Для этого разработку залежи ведут рядными системами скважин, В разрезах скважин выделяют все непроницаемые просло .:, строят карты распростране ния каждого из них, контролируют перемещение водонефтяного контакта в добывающих скважинах, создают изоляционные экраны под непроницаемыми прослоями при подходе к нему водонефтяного контакта, после чего перфорируют скважину выше созданного экрана. Операции повторяют до полной выработки запасов, Изоляционные работы проводят сначала в скважинах первого ряда и по мере подъема ВНК в скважинах второго и последующих рядов по мере приближения к центру залежи. На заключительной стадии разработки при приближении фронта нагнетания к центральному ряду проводят изоляцию одноименных выработанных прослоев, как в добывающих, так и нагнетательных скважинах. 1з.п. ф-лы, 3 ил„2 табл, скважин по различным сеткам, варьирующих по плотности (га/скв) в широком диапазоне в зависимости от особенностей строения нефтенасыщенной части пластового реэервауара.

Применяются все известные площадные и линейные системы разработки. Для регулирования процесса в условиях заводнения широко применяются различные методы изоляции притоков подошвенной воды. Как правило, разработку залежей с подошвенной водой осуществляют при не1719621 полном вскрытии в добывающих скважинах нефтенасыщенной толщины пласта. Степень вскрытия зависит от конкретных геолого-промысловых условий„ строения пластового резервуара, характера заполнения его нефтью и водой, фильтрационных свойств пласта-коллектора и других факторов, Скважины эксплуатируют с нарастающей во времени обводненностью до предела рентабельности.

Такая технология приводит в большинстве случаев к непродолжительному периоду безводной эксплуатации, быстрому обводнению скважин, достижению обводненности продукции, соответствующей пределу рентабельной эксплуатации при низкой степени выработанности запасов нефти, Для разработки залежей в пластах монолитного строения также применяют известные системы разработки, В зависимости от размеров залежи реализуют системы с законтурными и/или внутриконтурным заводнением. Крупные залежи разрабатывают, применяя внутриконтурное заводнение.

Так, разработка высокопродуктивных залежей в пластах AB<-g u БВв Самотлорского месторождения осуществляется путем разрезания их на отдельные блоки в основном при рядных системах размещения добывающих скважин, Выработка запасов в отмеченных геолого-промысловых. условиях осложняется тем, что, в силу проявления гравитационного фактора, вода опережающе поступает в подошвенную часть пласта, вследствие чего изначально чисто нефтяная зона залежи преобразуется в водонефтяную. Причем в пластах, характеризующихся ухудшением проницаемости в направлении к кровле, это происходит более интенсивно.

Поверхность водонефтяного раздела при этом приобретает сложную форму; отметки внешнего контура нефтеноснасти оказываются выше отметок внутреннего контура.

Такую же форму (выпуклуа в направлении к подошве пласта) приобретает водонефтяной контакт и при разработке залежей, имеющих подошвенную .воду изначально, что зафиксировано во многих блоках разработки в пределах водонефтяных зон пласта

АВ4-ь Самотлорского месторождения.

В отмечен н ых геолого-и ром ысловых условиях закачиваемая вода обтекает запасы, локализованные в зонах ухудшенной проницаемости, и снижает эффективность фронтального воздействия. Вытеснение нефти таким образом, происходит как за счет напора закачиваемых, так и подошвенных вод.

Сложность разработки в этих условиях обусловливается быстрыми прорывами подо5

20

25 связаны общностью особенностей процес30

55 швенной воды к забоям добывающих скважин и блокированию нефти на участках между скважинами. Водонефтяной раздел хотя и приобретает сложную форму, не перемещаясь в вертикальном направлении, обусловливает, тем не менее, определенную последовательность в обводнении скважин.

В рядных системах в первую очередь обводняются скважины внешних рядов и они обычно первыми достигают предельной обводненности. Затем по мере продвижения закачиваемой воды и подъема водонефтяного контакта, указанного предела обводнения достигают скважины второго и последующих рядов. В связи с интенсивным обводнением добывающих скважин подошвенными водами проводят работы по ограничению водопритоков. Скважины для этого в известном способе разработки выбирают, руководствуясь различными кри.териями и целевой направленностью. При этом скважины, в которых проводят ремонтно-изоляционные работы (РИР), не са заводнения пласта и выработки запасов нефти. Более того, они подчас и находятся в разных частях залежи. В известном способе, таким образом, объектом регулирования являются скважины, а не разрабаты ваемая залежь.

Недостатками известного способа является то, что выбор скважин для регулирования процесса разработки не увязывается с общим характером заводнения залежи и обводнения скважин. В известном способе обеспечивается улучшение процесса лишь по отдельным зонам дренирования, находящимся иногда в различных частях залежи. управление же разработкой залежи на базе учета общей тенденции процесса ее заводнения не обеспечивается, А это приводит к неравномерному заводнению пласта, снижает эффективность воздействия и. полноту выработки запасов нефти.

Цель изобретения — повышение текущей и конечной нефтеотдачи за счет повышения. активности воздействия на нефтесодержащую часть пласта отключением в добывающих и нагнетательных скважинах выработанной его части, а также сокращение объема попутно добываемой и закачиваемой воды.

Поставленная цель достигается тем, что в способе разработки нефтяной залежи с подошвенной водой в монолитном пласте с ухудшающейся проницаемостью к кровле, включающем ее эксплуатацию рядными системами, перфорацию добывающих скважин выше водонефтяного контакта, отбор

1719621 через них продукции, закачку воды через нагнетательные скважины, проведение геофизических исследований по контролю эа перемещением водонефтяного контакта, проведение работ по изоляции водоприто- 5 ков в добывающих скважинах, перенос фронта закачки воды из одного ряда в другой проводят геофизические исследования, выделяя в разрезах скважин все прослои непроницаемых пород, строят карты рас- 10 просторанения каждого из них, контролируют перемещение водонефтяного контакта и при достижении проектной степени выработки запасов в заводненной части пласта проводят изоляционные работы сначала в 15 добываю,цих скважинах первых рядов, затем по мере подъема водонефтяного контакта в добывающих скважинах второго и последующего рядов в направлении к центру, причем изоляционные работы в добыва- 20 ющих скажинах, проводят созданием изоляционных экранов под непроницаемыми прослоями, В предлагаемом способе регулирование выработки запасов системой 25 добывающих скважин (рядами) в последовательности, определяемой характером перемещения водонефтя ного раздела, выражается в проведении работ по установке водоиэолирующих экранов и заливке за- 30 водненных толщин сначала в скважинах внешних рядов, в которых обеспечена проектная полнота выработки заводненного разреза вблизи текущего положения ВНК с привязкой экранов даже к маломощным прослоям непроницаемых пород, затем по мере выработки запасов и продвижения

ВНК вЂ” в скважинах вторых и последующих рядов по мере удаления их от линии нагнетания. 40

Такой подход позволяет обеспечить более равномерное эаводнение как по площади, так и по толщине пласта, согласующееся с общей тенденцией подъема ВНК в ходе разработки залежи и обеспечить за счет это- 45 го более полную выработку запасов нефти из залежи, снизить объем добываемой жидкости, а также сократить объем закачиваемой воды и обеспечить большую концентрацию запасов на завершающем этапе разработки в зоне центрального стягивающего ряда и большие накопленные отборы нефти по залежи или участку.

На заключительном этапе разработки при приближении фронта нагнетания, в том числе и при переносе линии нагнетания в ряды, смежные со стягивающим рядом, в . скважинах нагнетательных рядов заливают те же интервалы толщин, что и в скважинах стягивающего ряда. В оставшуюся незалитой часть пласта закачивают воду. Это позволяет обеспечить более направленное воздействие и более полное вытеснение запасов центральной части участка, На фиг. 1 показана нефтяная залежь в монолитном пласте, профильный разрез; на фиг. 1,б — положение водонефтя ного раздела на заключительном этапе разработки; на фиг. 2 — зависимость текущей обводненности от логарифма накопленного отбора жидкости; на фиг, 3 — то же, по остальным скважинам.

На фиг, 1 обозначены: 1 — кровля пласта, 2 — подошва, 3 — начальное положение водонефтяного контакта, 4 —, добывающие скважины, 5 — нагнетательные, 6 — первоначальные интервалы перфорации в добывающих и нагнетательных скважинах, 7— прослои непроницаемых пород, 8 — водоизолирующие экраны, 9 — эаводненные в процессе выработки запасов и изолированные (перекрытые) интервалы разреза, 10— повторно вскрытые перфорацией интервалы разреза, 11 — текущее положение водонефтяного раздела на момент времени t>, 12 — положение раздела нефть — вода на момент времени И.

Способ осуществля ют следующим образом.

В добывающих 4 и нагнетательных 5 скважинах проводят комплекс геофизических исследований. По материалам геофизических исследований выделяют прослои непроницаемых пород 7. Проводят корреляцию разрезов скважин. Строят карты распределения каждого непроницаемого прослоя. Осуществляют перфорацию скважин. Добывающие скважины перфорируют выше начального положения В)-(К 3. Интервалы перфорации формируют с учетом непроницаемых прослоев, при этом учитывают и характер их распространения, Производят закачку воды через нагнетательные скважины, а отбор пластовых флюидов — через добывающие. В процессе разработки залежи контролируют перемещение водонефтяного контакта известным методом, путем закачки в скважину растворов различной минерализации, В качестве дополнительной информации использук>т данные импульсного нейтрон-нейтронного каротажа неперфорированных скважин, материалы БКЗ вновь пробуренных скважин и результаты потокометрии эксплуатируемых скважин.

Выявленное по материалам исследований положение водонефтяного контакта к моменту достижения скважинами <<нешнего ряда предельной или близкой K этому значению обводненности с учетом поло.кс><ия в

1719621 разрезе непроницаемых прослоев является основанием для выбора интервала и установки водоизолирующих экранов. В скважинах, достигших указанной степени обводненности, экран 8 устанавливают под непроницаемым прослоем 7 при подходе к нему водонефтяного контакта 11. По возможности выбирают прослои с относительно большей площадью распространения, После проведения изоляционных работ перфорируют нефтенасыщенные толщины 10 выше созданного экрана 9 и осуществляют эксплуатацию скважин. По мере подъема водонефтяного контакта и достижения предельной или близкой к этому значению обводненности скважинами второго ряда в них проводят аналогичные работы, Определяют положение ВНК и производят установку экранов под непроницаемым прослоем при подходе к нему воронефтяного контакта 12, На фиг. 1,б показано положение водонефтяного раздела на заключительном этапе разработки. Закачку осуществляют в ряды скважин, смежные со стягивающим рядом. В скважинах, через которые осуществляют закачку воды, заливают те же ин. тервалы, что и в скважинах стягивающего ряда 9. Закачка воды и отбор нефти осуществляется, таким образом, из одноименных интервалов пласта, Такой подход обеспечивает направленное воздействие, а также более эффективное и полное вытеснение нефти.

Предлагаемый способ опробован при разработке пласта АВ4-g Самотлорского месторождения, Пласт АВ4-5 характеризуется монолитным строением с включением прослоев непроницаемых пород, представленных глинами и уплотненными разностями. На отдельных участках глинистые прослои практически отсутствуют, и в разрезах отмечаются лишь маломощные различной степени выдержанности прослои уплотненных разностей. Залежь изначально характеризовалась наличием подошвенной воды.

Средняя начальная нефтенасыщенная толщина пласта порядка 19 м, средняя проницаемость 800 мкм, Обьект характеризуется высокой продуктивностью. Разработка его осуществляется по блоковой системе.

Ширина олоков 4 км. Первоначально было запроектировано пятирядное размещение скважин при расстояниях между скважинами в рядах 750 м и между рядами 650 м. В дальнейшем в зонах низкой продуктивности были пробурены дополнительные ряды добывающих скважин и сокращено расстояние между скважинами в рядах.

10

Эксперимент по опробованию способа проведен на южном участке 4 блока разработки, Площадь участка 4х4 км. С четырех сторон он ограничен рядами нагнетательных скважин, представляя таким образом элемент блочно-замкнутой системы.

На участке размещено 78 добывающих скважин. Состояние разработки участка на дату начала реализации способа (1.04,88 г.) характеризуют следующие показатели: среднесуточная добыча жидкости

57,3 тыс.т; среднесуточная добыча нефти

8,0 тыс.т; обводненность продукции

86,04%; текущая нефтеотдача 38,0%; обводненность продукции скважин внешних рядов 94 — 96%.

Отработка технологии проведена предлагаемым способом, В добывающих скважинах, достигших высокой степени

20 обводненности (порядка 92% и выше), оценивала ь положение водонефтяного контакта и значения оСтаточных нефтенасыщенных толщин. С учетом положения в разрезе непроницаемых прослоев создавался

25 экран с последующей заливкой заводненной части разреза. После этого перфорировали пласт выше интервала установки экрана, и скважина вводилась в эксплуатацию.

30 За два года (II кв, 1988 — I кв. 1990 г.) работы по регулированию выработки запасов выполнены. на 23 скважинах. В том числе по 9 скважинам в 1988 году и 14 скважинам в 1989.году.

В результате проведенных работ существенно снизилась обводненность продукции и уменьшились дебиты жидкости. По фактическим промысловым материалам проведена оценка результирующего техно40 логического эффекта, учитывающая влияние каждого из отмеченных факторов; Использован метод характеристик вытеснения, а именно зависимость вида P = f (In Х Q®), где

P — обводненность продукции, %: ZQ<— накопленный отбор жидкости по группе скважин с начала их эксплуатации.

Зависимость текущей обводненности от . логарифма накопленного отбора жидкости представлена на фиг. 2, Величина обводненности изображены точками с интервалом в

1 мес. Линия I-1 в интервале до начала работ по опробованию способа проведена как наиболее вероятная средняя по фактическим значениям обводненности. Ее продолжение

55 (экстраполяция) выполнено с учетом сложившейся тенденции поведения обводненности в предположении отсутствия активного воздействия в части ограничения отбора жидкости из сильно обводненных скв,":жин. Из графика фиг. 2 можно видеть, 1719621

215,4 что с момента начала проведения указанных работ обводненность продукции этой группы скважин участка стала ниже, чем отмечено в ряде предыдущих месяцев.

Численная оценка технологической 5 эффективности проведена по трем направлениям, а именно; определение дополнительной добычи нефти, сокращение объема попутно извлекаемой воды и снижение потребности в объемах закачивае- 10 мой воды.

Величина дополнительной добычи нефти с момента начала реализации технологии определена как разность между фактической добычей нефти и возможной при 15 условии сохранения темпа отбора жидкости на начало реализации способа при значениях обводненности, вычисляемых по экстраполяционной (базовой) линии, параметры которой определены равными 20

Е=- 8518,5; а= 1,040.

Результаты расчетов и показатели (НГДУ "Самотлорнефть" объект АВ4-5) представлены в табл, 1, В соответствии с данными этой таблицы фактическая добыча нефти за два года составила 1020,7 тыс.т при отборе жидкости 12669,2 тыс,т с обводненностью 91,9%, тогда как по известному способу добыча нефти составила 805,3 тыс,т; отбор жидкости 17573,3 тыс,т; сред- 30 няя обводненность 95,4%. Таким образом, в течение двухлетнего периода регулирования выработки запасов с ограничением отбора воды по предлагаемому способу обеспечено превышение добычи нефти на

215,4 тыс.т при одновременном сокращении отбора воды на 5120 тыс.т и снижении объема закачиваемой воды примерно на 5 млн.м .

Для подтверждения эффективности 40 предлагаемой технологии приведена зависимость (фиг. 3),аналогичная ранее предложенной (фиг. 2) по î" òàëüíûì 55 скважинам этого же участка, по которым . регулирование отборов не проводилось.

Можно видеть, что это зависимость с моНоТ0ННо возрастающей обводненностью без каких-либо существенных отклонений от базовой линии II-II.

Проведенный анализ влияния регулиру- 50 емого извлечения нефти с предварительным изучением характера выработки запасов и обоснованием на этой основе мест положения водоизолирующих экранов показал, что реализация мероприятий пред- 5, лагаемой технологии создает благоприятные предпосылки для повышения нефтеотдачи. На примере рассмотренного участка прирост нефтеотдачи за счет проведенных в 1988 — 1989 г.г. мероприятий при прочих равных условиях оценивае1ся равным в 15% по отношению к варианту разработки без регулирования выработки запасов, Расчет экономической эффективности проведен исходя из учета следующих факторов: дополнительная прибыль, обусловленная дополнительной добычей нефти; экономия эксплуатационных затрат в связи с сокращением объема попутно добываемой воды; зкономия эксплуатационных затрат в связи с сокращением объема закачки.

Экономические нормативы и необходимые для расчета технологические показатели следующие:

Количество скважин, в которых установлены экраны 23

Добыча нефти за счет способа, т.т.

Уменьшение объема попутно добываемой воды, т.т, 5120,0

Уменьшение закачки воды, т.м 5000,0

Затраты на подьем жидкости, руб,/т 0,35

Затраты на закачку воды, руб./м 0,3

Себестоимость добычи 1 т известным способом, руб./т 15.557

Цена 1 т нефти, руб./т 23,0

Стоимость одной скважинооперации, тыс.руб, 50,0

Отчисления на ГРР, руб./т 3,3

В табл, 2 приведен расчет сводного хозрасчетного эффекта от внедрения предлагаемого способа разработки залежей с подош венной водой.

Расчет себестоимости добычи 1 т нефти при реализации способа

15: 557 х 18496,429 + 3310,4 — 1792,0 — 1500

18711,829

= 15,379 .

Экономический эффект от внедрения предлагаемого способа разработки, выражающийся в приросте прибыли, составит;

Эф = (П вЂ” C2) х А2 — (П вЂ” С1) х А1=

= (23 —.15,379) х 18711,929—

-(23 — 15,557) х 18496,429 =

= 4933,9 тыс.руб„ где П вЂ” цена 1 т нефти, руб.;

С1 и С2 — себестоимость 1 т нефти состветственно до и после применения предлагаемого способа, руб,/т;

1719621

12 геофизические исследования, выделяя в разрезах скважин все прослои непроницаемых пород, строят карты распространения

А1 и А2 — добыча нефти соответственно известным и предлагаемым способом, ты с.т. каждого иэ них, контролируют перемещение водонефтяного контакта и по достижении проектной степени выработки запасов

Формула изобретения

1. Способ разработки нефтяной залежи с подошвенной водой и ухудшающейся проницаемостью к кровле, включающий разработку ее рядными системами скважин, перфорацию добывающих скважин выше водонефтяного контакта, отбор через них продукции, закачку воды через нагнетательные скважины, проведение геофизических исследований по контролю за перемещением водонефтяного контакта, проведение работ по изоляции водопритоков в добывающих скважинах, перенос фронта закачки воды из одного ряда скважин в другой, отличающийся тем, что, с целью повышения текущей и конечной нефтеотдачи за счет повышения эффективности воздействия на нефтесодержащую часть пласта, а также сокращения объема попутнб добываемой и эакачиваемой воды, проводят в заводняемой части пласта проводят изоляционные работы сначала в добывающих скважинах первых рядов, затем по мере подъема водонефтяного контакта в добывающих скважинах второго и последующих рядов в направлении к центру, причем изоляционные работы в добывающих скважинах проводят созданием изоляционных экранов под непроницаемыми прослоями и

15 последующей перфорацией скважины выше созданного экрана.

2. Способ по и. 1, о тл и ч а ю щи и с я тем, что, с целью улучшения выработки центральной части залежи на заключительном этапе разработки, при приближении фронта нагнетания к центральному ряду добывающих скважин проводят изоляцию одноименных выработанных прослоев как вдобываю20

25 щих, так и в нагнетательных скважинах

Таблнва 1 г реднесуточнал добыча меФтм, тыс. т.

Среднесуточнал добыча неФти за счет аоадейстеил, тыс.т.

Обаодненност ь >

Дата

Среднесуточнал добыча кндкости> т.т

Базоаа

Всего Нзнемение Изменение обводнен- отборов мости

Лри Фаи- Фактнтмческой ческал инд кос ты и базовой абаоднен»OC t»

Фвктическал

При рас° сгной инакости и базовой обаодненмости

Базоаал но Фак" тической зз>дкосты

Расчетнал

Фактичеспо рас четной змдкос ти

24 ° 073

24,073

24,073

ã4,073

24,073

24,073

1,540

1,492

1,444

1 ° 396

1,324

i,3ОО

1,615

1,521

1, 301

1,242

1,118

1,027

1,868

1,791

1,453

I,5S5

1,491

1,401

0,328

0,299

0,009

0,189

0,167

О>101

93 ° 6

92,7

93,3

92,6

92 ° 4

94,5

93,6

93,8

9Ь,0

9Ь,2

94,3

92 ° 5

04.1988

05.1988

Об. 1988

07.1988

08 ° 1988

09.1988

0,253

0,270

0>1520.343 . O,373

0,374

25 ° 242

24,541

21,688

21,425

19,625

18,690

93,6

93,8

94,0

94,2

94,5

94,5

0,075

0>029

-0 ° 143

-О, 154

«0,206

-0,273

-0,222

-0,097

"0,162

-0,310

-О,гбб

-.o.34S

-o,3o6

-0,372

-0.371

-0.363

-0,455

-o ° 43i

-0,24I

-o,in

-0,211

-O,173

-0,172

-0>134

BCE ГО оа период

17573>3 12669 2 4 94 9 91>9 805 3

638,6 1020,7 215,4 382,1 -166,7

10.1988

11.1988

12 ° 1988

01.1989

02.1989

03.1989

04.1989

05.1989

06. 1989

07.1989

08.1989

09.1989

10. 1589

i1.1989

12,1989

01.1990

02 ° 199 )

03 ° 1990

24,073

24,073 г4,073

24,073

24,073

24.on гЬ,on

24,073

24,073

24,073

24,073

24,073

24.073

24,073

24,073 г4,on

24,073

24,073

19,508

21,328

20,413

16,903

17 611

15,327

16,038

14,409

14,217

12>239

11,017

11,256

15>104

16,502

15,391

16,142

15,549

16 ° 318

94,7

94 ° 9

95,0

95,2

95 ° 3

95,5

95,6

95,7

95.8

96,0

96,1

96,2

96,3

96,4

96,5

96,6

96,7

96,8

94,6

94,7

94,9

95,0

95,1

95,2

95,3

95,4

95,5

95,1

95,6

95,7

95,7

95,8

95,9

96,0

96,0

96,1

92 ° 8

92,6

91 ° 7

91 ° 5

90,7

90,4

92,2

89 ° 8

90>3

91,6

90,7

91,8

91 4

91,7

91,9

92,1

91 ° 9

92,5

1,275

1,227

1>203

1 ° 155

I,131

1,083

1 ° 059

1 ° 035

1,011 л ° 963

0,939

0,915 о,890

0,866

0,842

0,818

0,794

0,770

1,053

1,130

I 041

0,845

o,S63

0>735

0,753

0,663

0,640

0,600

0,484

0,484

0,649

0,693

0,631

0,645

0,622

0,636

1,404

1,578

1,694

1,436

1,637

1,471

1,2500

1,469

l,379

1,028

1,024

0,923

1,299

),369

1,246

l,275

1,259

i,223

0,129

О, 351

0 ° 491

0,281

0,506

o,3S8

0,191

0,434

О,368

0;065

0,885

o,oos

0,409

0,5о3

О ° 404

0>457

0,465

o,Ь53

0,351

0,448

0,653

0,591

0,774

0,736

0,497

o,So6

0,739

0,428

0,540

0,439

0,650

0,676

0,615

0,630

0,637

0,587

1719621

После внедрения

До внедрения

Показатели

6,73

290476,98

293787,38

3310,4

710,8

3,3>215,4

1449,6

6,73"215

1500,0

0,3х5000

Добыча нефти в т.ч. дополнительная добыча за счет внедрения технологии, тыс.т.

Себестоимость добычи 1 т нефти, руб/т

Условно-переменная часть затрат в себестоимости добычи нефти, руб/т

Эксплуатационные расходы, тыс.руб., всего

В т. ч. дополнительные эксплуатационные затраты, тыс.руб., всего

Отчисление на ГРР, тыс.руб.

Связанные с подготовкой и добычей дополнительно добытой нефти, тыс.руб.

Стоимость обработок скважин

Экономия в эксплуатационных затратах в связи с сокращением объема добычи воды

Экономия в эксплуатационных затратах в связи с сокращением объема закачки

18496,429

15,557

Таблица 2

18711,829

15,379

1150,0

50к23

1792,0

0,35к5120

1719621

Ю,б

Фаг2

@

Ю,7