Анализ эффективности и рекомендуемые мероприятия по совершенствованию системы ППД Миннибаевской площади Ромашкинского месторождения НГДУ "Альметьевнефть"

Рисунок 7.2.1 - Технологическая схема обвязки наземного оборудования композиции ЩПК

Наземное оборудование размещают по следующей схеме: водовод - узел дозирования компонентов (автоцистерны с растворами натра едкого и полимерами, дозировочные насосы, воронка со струйным насосом, промежуточная емкость) - насосные агрегаты - скважина. Производят опрессовку технологической линии при давлении, в 1,5 раза превышающем допустимое давление закачки. Определяют плотность закачиваемой воды на водоводе. Определяют текущую приемистость скважины.

По результатам корректировку текущего исполнения работ осуществляют согласно рекомендациям представителя института "ТатНИПИнефть". Щелочно-полимерную композицию (ЩПК) готовят в промежуточной емкости путем одновременного дозирования растворов щелочи и полимера дозировочными насосами в минерализованную воду через струйный насос. Раствор натра едкого технического (гидроксида натрия) доставляется на скважину с плотностью (1,08±0,01) г/см3. Раствор полиакриламида в пресной воде доставляется на скважину с массовой долей от 0,3 % до 0,5 %. Полимеры в технологическом процессе могут использоваться в виде порошков. Приготовление композиции производится непрерывно в промежуточной емкости путем подачи минерализованной воды с водовода на вход струйного насоса с одновременной подачей дозировочными насосами растворов натра едкого и полиакриамида.

Соотношение компонентов в ЩПК должно быть в следующих пределах: массовая доля, %:

В случае применения полиакриламида:

-массовая доля гидроксида натрия....................................................0,5-5,0;

-массовая доля полиакриламида...................................................0,01 - 0,1;

-минерализованная вода...............................................................остальное.

В случае применения натрий-карбоксиметилцеллюлозы:

-массовая доля гидроксида натрия...................................................0,5-5,0;

-массовая доля КМЦ........................................................................0,1 - 1,0.

В случае применения полиэтиленоксида:

-массовая доля гидроксида натрия....................................................0,5-5,0;

-массовая доля ПОЭ....................................................................0,001 - 0,1.

Закачка ведется в виде оторочек при уменьшающихся концентрациях обоих компонентов или одного из них, указанных в плане работ индивидуально для каждой скважины с постепенным медленным ростом давления (от 1% до 30%) от оторочки к оторочке. Уменьшение в каждой последующей оторочке массовой доли полимера может составлять от 1% до 0,001% и гидроксида натрия от 5% до 0,5%.

Процесс закачки композиции начинается с максимальных концентраций компонентов с последующим их изменением в зависимости от роста давления закачки. Приготовленная композиция в виде суспензии насосом установки закачивается по колонне НКТ в нагнетательную скважину и продавливается в пласт. Концентрация компонентов композиции рассчитывается и регулируется по времени дозирования компонентов и величине текущего объема закачиваемой композиции, определяемой по показанию прибора оперативного контроля или по производительности насосного агрегата [7].

2.8 Критерий и выбор участка для проведения рекомендуемых мероприятий на Миннибаевской площади

Объект разработки - обводненные терригенные или карбонатные коллектора порового или трещиновато - порового типа, имеющие проницаемостную неоднородность в разрезе или строении продуктивного пласта.

Для реализации технологического процесса выбранный участок должен отвечать следующим требованиям:

- система разработки - внутриконтурное заводнение;

- нагнетательная скважина должна быть расположена в нефтяной зоне пласта;

- приемистость нагнетательной скважины должна быть не менее 150 мі/сут (0,75 % от допустимого давления закачки);

- наличие сточной (пластовой) воды хлоркальцевого типа с минерализацией - не менее 15 г/л плотностью 1,04 г/см3;

- соотношение нагнетательных и добывающих скважин на участке воздействия - не менее 1:3;

- средний дебит продукции скважин участка воздействия - не менее 40 т/сут;

- средняя обводненность добываемой продукции - не более 95 %;

- вязкость нефти от 3 до 100 мПа?с.

Скважина, предназначенная для реализации технологического процесса, должна иметь герметичную эксплуатационную колонну, исправную устьевую арматуру, зумпф, позволяющий проводить комплекс промысловых геофизических исследований (ПГИ), отсутствие заколонных перетоков.

Непосредственно перед началом работ (не позднее, чем за сутки) скважина должна быть подключена под закачку воды с целью выхода на установившийся режим работы, что позволит получить объективные данные по приемистости скважины до воздействия технологии [7]. С учетом критериев подбора скважин для проведения технологии закачки ЩПК на нагнетательных скважинах Миннибаевской площади, произведем выбор скважин-кандидатов (таблица 2.7.1)

Таблица 2.7.1 - Характеристика скважин кандидатов для проведения технологии закачки ЩПК

№ скв.	Тип коллектора	Герметичность экспл. колоны	Исправность арматуры	Система разработки	Дебит жидкости, т/сут	Обвод., %
**899	алевролит	герметична	исправна	Внутриконтурное заводнение	42	80
**784	заглин. песч., алевролит	герметична	исправна	Внутриконтурное заводнение	56	58
**462	алевролит, песчаник	герметична	исправна	Внутриконтурное заводнение	47	65
**36А	заглин. песч.	герметична	исправна	Внутриконтурное заводнение	61	90
**356	заглин. песч., алевролит	герметична	исправна	Внутриконтурное заводнение	49	80
**127	алевролит, песчаник	герметична	исправна	Внутриконтурное заводнение	51	58
**90	заглин. песч., алевролит	герметична	исправна	Внутриконтурное заводнение	57	65
**72	алевролит	герметична	исправна	Внутриконтурное заводнение	45	90
**415	заглин. песч.	герметична	исправна	Внутриконтурное заводнение	50	74
**312	заглин. песч., алевролит	герметична	исправна	Внутриконтурное заводнение	64	62

Путем анализа выделены скважины, приведенные в таблице 2.7.1. Данные скважины по своим параметрам работы соответствуют поставленным критериям. Поэтому в этих скважинах возможно проведение технологии закачки ЩПК.

2.9 Выводы и рекомендации по повышению эффективности системы ППД Миннибаевской площади

Основным объектом разработки Миннибаевской площади являются запасы нефти кыновского и пашийского горизонтов. Нефть по содержанию в её составе парафина, асфальтенов и серы относится к сернистой и парафиновой, что создаёт трудности при её извлечении на поверхность.

Основной фонд нагнетательных скважин Миннибаевской площади работает с приемистостью менее 40 м3/сут, давлением нагнетания 80-140 атм, оборудованы пакерами М1-Х, арматурой АН 65-21.

Завершающая стадия разработки Миннибаевской площади, сложность геологического строения продуктивных пластов обуславливают приоритетность применение тех методов воздействия на пласт, которые направлены, главным образом, на восстановление фильтрационных характеристик призабойной зоны, регулирование структуры фильтрационных потоков и увеличение охвата пластов заводнением.

На Миннибаевской площади Ромашкинсокого месторождения за период с 2009 по 2011 гг. были проведены следующие мероприятия по совершенствованию заводнения:

- потокоотклоняющие (СПС, КПС, ЩПК, ПГ- УВС, ПГК);

- увеличивающие приемистость ( ГИВ, ГКК, КХДВ - СНПХ - 9030, ГК МЛ, ГК НЛ);

Основной объем работ потокоотклоняющих методов приходится на технологии ЩПК и КПС. Максимальная продолжительность эффекта составляет 662 сут - это после проведения ЩПК. Наибольший удельный эффект потокоотклоняющих методов был получен после проведения технологии закачки ПГ-УВС - 2695 т/скв и КПС - 1664 т/скв. Наибольшими затратами обладает технология ПГ-УВС - 1504 тыс.руб/скв, наименьшими ЩПК - 304 тыс.руб/скв. Наименьшими удельными затратами обладает технология закачки ЩПК - 187 руб/т и КПС - 198 руб/т.

Объем работ по повышению приемистости скважин приходится на технологии ГК НЛ и КХДВ-СНПХ-9030. Максимальная продолжительность эффекта 621 сут после проведения ГКК. Наибольший удельный эффект технологий восстановления приемистости был получен после проведения технологий с использованием глинокислоты: ГК НЛ - 3100 т/скв и ГКК - 2680 т/скв. Наибольшими затратами обладает технология ГКК - 564 тыс.руб/скв, наименьшими ГИВ - 68 тыс.руб/скв. Наименьшими удельными затратами обладают технологии закачки ГК НЛ - 123 руб/т и ГКК - 210 руб/т.

Технология закачки потокоотклоняющего метода ЩПК и метод увеличения приемистости скважин технология закачки ГК НЛ являются технологиями которые обеспечивают максимальную эффективность обработок, снижают себестоимость добычи нефти, повышают рентабельность и увеличивают инвестиционные ресурсы нефтедобывающей компании.

Технология закачки ЩПК предназначена для повышения нефтеотдачи пластов, осуществляемого комплексным воздействием на продуктивные пласты путем одновременного повышения охвата пластов заводнением и нефтевытеснения. Концентрированные растворы щелочей обладают высокой способностью подавления набухаемости глин терригенных песчаников и разрушения тяжелых компонентов нефти, различных окисных пленок. Это приводит к гидрофилизации породы, что улучшает процесс их закачивания через нагнетательные скважины, практически не уменьшая (а увеличивая) при этом приемистость.

Таким образом, основной рекомендацией является дальнейшее применение технологии закачки ЩПК на Миннибаевской площади и на других площадях разрабатываемых в НГДУ «Альметьевнефть».

3. расчетный раздел

3.1 Расчет технологического процесса проведения рекомендуемого мероприятия по повышению эффективности ППД Миннибаевской площади

По результатам промыслово-геофизических и гидродинамических исследований проведем расчет технологического процесса проведения закачки ЩПК в рекомендуемых скважинах: №**899, №**784, №**462, №**36А, №**356, №**127, №**90, №**72, №**415, №**312. Исходные данные скважин для расчета параметров технологического процесса проведения закачки ЩПК представлены в таблице 3.1.1.

Таблица 3.1.1 - Исходные данные скважин для расчета параметров технологического процесса проведения закачки ЩПК

№ скв.	Толщина пластов, м	Внутр. диаметр НКТ,м	Глубина спуска НКТ, м	Глубина скв., м	Пластовое давление, МПа	Коэф-т прием., м3/(сут*МПа)
**899	3,5	0,062	1698	1740	20,5	74
**784	3	0,062	1705	1738	18,6	54
**462	5	0,062	1716	1767	19,7	76
**36А	4	0,062	1705	1817	21,4	85
**356	3	0,062	1739	1785	22,3	89
**127	3,5	0,062	1766,2	1803	18,8	66
**90	4,5	0,062	1802	1831	18,3	61
**72	3	0,062	1689,7	1736	19,8	78
**415	4	0,062	1774	1843	21,7	82
**312	5,5	0,062	1815	1889	20,9	72

Объем ЩПК для закачки в скважину определим из формулы

(3.1.1)

где

VЩПК - объем ЩПК, м3;

h - толщина пласта, м.

Объем продавочной жидкости определим из формулы

(3.1.2)

где

Vпрод.ж - объем продавочной жидкости, м3;

dв.нкт - внутренний диаметр НКТ, м

lнкт - глубина спуска НКТ, м

Необходимое давление на выкиде насоса определим по формуле

(3.1.3)

где

Рвн - давление на выкиде насоса, МПа;

Рж - гидростатическое давление столба продавочной жидкости, МПа;

Рзаб - максимальное забойное давление при продавке раствора, МПа;

Ртр - потери давления на трение, МПа;

Максимальное забойное давление при продавке раствора определяется по формуле

(3.1.4)

где

q - расход жидкости, л/с;

К - коэффициент приемистости скважины, м3/(сут·МПа).

Гидростатическое давление столба продавочной жидкости

(3.1.5)

где

с - плотность продавочной жидкости, кг/м3;

L - глубина скважины, м.

Потери давления на трение определим по формуле

(3.1.6)

где

л - коэффициент гидравлического сопротивления;

х - скорость движения жидкости по трубам, м/с.

Скорость движения жидкости по трубам определим по формуле

(3.1.7)

Коэффициент гидравлического сопротивления для ламинарного режима

(3.1.8)

Коэффициент гидравлического сопротивления для турбулентного режима

(3.1.9)

где

Rе -числа Рейнольдса.

(3.1.10)

Продолжительность нагнетания и продавки в пласт раствора

(3.1.11)

Проведем расчет технологических параметров процесса закачки ЩПК в скважину №**899.

Объем ЩПК для закачки в скважину №**899 определим по формуле (3.1.1)

По формуле (3.1.2) определяем объем продавочной жидкости

Закачивание шелочно-полимерной композиции осуществляют в отдельные нагнетательные скважины с помощью передвижного агрегата ЦА-320М (ТУ 26-02-30-75) или АН-700 непосредственно на устье нагнетательной скважины. Определим необходимое давление на выкиде насоса по формуле (3.1.3) при закачке в скважину жидкости с расходом 4,76 с учетом формул (3.1.4)-(3.1.9).

По формуле (3.1.5) определим гидростатическое давление столба продавочной жидкости

Максимальное забойное давление при продавке раствора определяется (3.1.4)

Скорость движения жидкости по трубам определим по формуле (3.1.7)

Число Рейнольдса при турбулентном режиме определим по формуле (3.1.10)

По формуле (3.1.9) определим коэффициент гидравлического сопротивления для турбулентного режима

Потери давления на трение определим по формуле (3.1.6)

Необходимое давление на выкиде насоса определим по формуле (3.1.3)

По формуле (3.1.10) определим продолжительность нагнетания и продавки в пласт раствора

Аналогично рассчитаем для других скважин. Результаты расчета приведены в таблице 3.1.3.

Таблица 3.1.3 - Результаты расчета технологического процесса закачки ЩПК в скважины

№ скв.	VЩПК, м3	Vпрод.ж, м3	Рпл, МПа	Рзаб, МПа	Рж, МПа	Рт, МПа	Рвн, МПа	t, ч
**899	7	6,12	20,5	26,05	15,36	0,75	11,44	0,76
**784	6	6,1	18,6	26,22	15,34	0,93	11,80	0,7
**462	10	6,17	19,7	25,1	15,60	0,76	10,26	0,94
**36А	8	6,3	21,4	26,24	16,04	0,97	11,17	0,8
*356	6	6,24	22,3	26,9	15,75	0,77	11,92	0,71
**127	7	6,3	18,8	25,03	15,92	0,96	10,07	0,8
*90	9	6,43	18,3	25,04	16,16	0,79	9,67	0,90
**72	6	6,1	19,8	25,07	15,33	0,93	10,67	0,7
*415	8	6,35	21,7	26,71	16,27	0,80	11,24	0,83
**312	11	6,5	20,9	26,61	16,68	1,01	10,94	1,0

Наибольшее давление на выкиде было получено в скважине №**356 - 11,92 МПа, продолжительность нагнетания и продавки в пласт раствора наибольшее в скважине №**312 - 1ч [13].

3.2 Расчёт технологической эффективности мероприятий по совершенствованию системы ППД Миннибаевской площади

Расчёт технологической эффективности применения технологии закачки ЩПК Миннибаевской площади произведем по характеристикам вытеснения. Под характеристиками вытеснения понимают зависимости накопленной добычи нефти по объектам от накопленной добычи жидкости или воды при различных модификациях координат в зависимостях.

Применительно к решению рассматриваемых далее задач под характеристиками вытеснения понимают зависимости накопленной добычи нефти по объектам от накопленной добычи жидкости или воды при различных модификациях координат в зависимостях.

Достоинствами метода прогноза, основанного на использовании характеристик вытеснения нефти водой, являются:

-простота применения данного метода прогноза;

-извлекаемые запасы нефти определяются по характеристикам вытеснения непосредственно, без предварительного значения балансовых запасов и проектного коэффициента извлечения нефти, определение которых в отдельных случаях затруднительно.

Суть методики заключается в следующем.

Широко распространенным методом решения данной задачи является метод наименьших квадратов. Рассмотрим конкретный случай. Дана система уравнений:

(3.2.1)

Система двух линейных уравнений с двумя неизвестными a, b. Далее из второго равенства, выражая коэффициент b, и подставляя в первое равенство, находим коэффициент а. Фактические значения функции определяют подстановкой в левую часть уравнений фактического значения накопленной добычи продукции (Qн, Qв, Qж).

Коэффициенты, входящие в уравнения характеристик вытеснения, определяются по методу наименьших квадратов.

(3.2.2)

(3.2.3)

Наиболее простым, точным и легко реализуемым для выбора вида характеристики вытеснения по малой выборке промысловых данных, является способ, основанный на критерии Тейла.

(3.2.4)

где

п - количество точек в выборке;

Qф - фактическое значение параметра;

Qp- расчетное значение параметра.

Успешность использования характеристик вытеснения при определения технологического эффекта от МУН и ОПЗ обуславливаются в первую очередь тем, что подбираются такие системы координат, в которых данные более или менее хорошо ложатся на прямую линию.

Поясним методику на примере использования характеристик вытеснения Сазонова, Максимова, Камбарова, Давыдова, и Пирвердяна.

Метод Сазонова:

Qн= А + В lnQж (3.2.5)

Метод Максимова:

Qн= А + В lnQв (3.2.6)

Метод Камбарова:

Qн= А + В 1/Qж (3.2.7)

Метод Давыдова:

Qн=А+В Qв/Qж (3.2.8)

Пирвердяна:

(3.2.9)

Формулы (3.2.5), (3.2.6), (3.2.7), (3.2.8) и (3.2.9) используются для расчета прогнозных показателей добычи нефти по базовому варианту на период, начиная с даты применения нового метода.

Здесь Qн , Qж , Qв- соответственно накопленная добыча нефти, жидкости и воды.

Коэффициенты этих уравнений вычисляются методом наименьших квадратов.

Метод наименьших квадратов.

xi иYi - табличные данные (промысловые данные) ;

y = А + Вx (3.2.10)

(3.2.10) - уравнение прямой, аппроксимирующей промысловые данные перед применением новой технологии.

В методе Сазонова:y = Qн, x = lnQж

Обозначим через y1 , y2 , y3 . . . . . .значения, вычисляемые по формуле (3.2.10);

Y1 ,Y2 ,Y3 ,Y4. . . . . .- промысловые данные; х 1 , х 2 , х 3 . . . . . .- табличные данные.

Находим разность:

y1- Y1 = А + Вx1 - Y1

y2- Y2 = А + Вx2 - Y2 (3.7)

y3- Y3 = А + Вx3 - Y3

…………….

yn- Yn = А + Вxn- Yn

где n - количество точек, использованных для построения линии тренда. Запишем выражение для суммы квадратов отклонений:

Z = (y1- Y1)2+(y2- Y2)2 + (yn- Yn )2; (3.2.11)

Чтобы прямая (3.2.11) «хорошо» аппроксимировала промысловые данные, полученные до внедрения мероприятия, отклонение (3.2.11) должно быть минимальным.

Функция Z(A, B) имеет min, когда производные ее по А и В равны нулю.

Поэтому продифференцируем функцию (3.2.11) по неизвестным коэффициентам А и В и приравниваем их к нулю:

dZ/dA = 2(y 1- Y 1) * d(A + B x1)/ dA + 2 (y 2- Y 2) * d(A + B x2)/ dA + …

…+ 2 (yn- Y n) * d(A + B xn)/ dA = 2 (A + B x1 - Y 1) + 2(A + B x2 - Y 2) + …

....+2 (A + B xn - Y n) = 0

2 * n A - 2 У Yi + 2 BУ xi = 0

n A - У Yi + BУ xi = 0

dZ/dB = 2(y 1- Y 1) * x1 + 2 (y 2- Y 2) * x2 + …

... + 2 (y n- Y n) * xn = 2 (A + B x1 - Y 1) x1 + 2 (A + B x2 - Y 2) x2 + ...

...+ 2 (A + B xn - Y n)xn = 2АУ xi + 2BУ xi2 - 2У xi = 0

Для определения неизвестных коэффициентов А и В получили два уравнения:

n A - У Yi + BУ xi = 0

AУ xi+ ВУxi2 - BУxiYi = 0 (3.2.12)

Решая систему уравнений (3.2.12), находим А и В [14].

Рассмотрим методику расчета дополнительной добычи нефти от внедрения технологии ЩПК. Для расчета выбран следующий участок Миннибаевской площади:

-нагнетательная скважина: №**0699;

-реагирующие добывающие скважины: №**98, №**989, №**990, №**494, №**534.

В таблице 3.2.1 представлена динамика добычи нефти и жидкости по участку №**0699 Миннибаевской площади.

Таблица 3.2.1 - Динамика добычи нефти и жидкости по участку №**0699 Миннибаевской площади

Дата	Добыча за месяц, тыс.т	Добыча накопленная, тыс. т
	нефть	вода	нефть	жидкость	воды
мар.08	0,603	0,618	43,650	67,835	24,185
апр.08	0,575	0,606	44,225	69,016	24,791
май.08	0,620	0,726	44,845	70,362	25,517
июн.08	0,683	0,834	45,528	71,879	26,351
июл.08	0,616	0,883	46,144	73,378	27,234
авг.08	0,600	0,779	46,744	74,757	28,013
сен.08	0,566	0,740	47,310	76,063	28,753
окт.08	0,623	0,591	47,933	77,277	29,344
ноя.08	0,507	0,606	48,440	78,390	29,950
дек.08	0,690	0,532	49,130	79,612	30,482
янв.09	0,586	0,535	49,716	80,733	31,017
фев.09	0,498	0,530	50,214	81,761	31,547
мар.09	1,338	0,528	51,552	83,627	32,075
апр.09	0,662	0,602	52,214	85,279	33,065
май.09	0,714	0,584	52,928	86,734	33,806
июн.09	0,596	0,578	53,524	88,104	34,580
июл.09	0,719	0,512	54,243	89,497	35,254
авг.09	1,012	0,497	55,255	91,208	35,953
сен.09	0,732	0,491	55,987	92,597	36,610
окт.09	0,655	0,453	56,642	93,905	37,263
ноя.09	0,776	0,499	57,418	95,380	37,962
дек.09	0,725	0,427	58,143	96,632	38,489
янв.10	0,499	0,442	58,642	97,773	39,131
фев.10	0,817	0,465	59,459	99,255	39,796

Расчет по методу Сазонова.

Порядок работы:

1. По промысловым данным строим график (рисунок 3.2.1) изменения Qн в зависимости от lnQж (ряд 1) начиная с 03.2008 г. по 02.2010 г. (не менее 12 месяцев до внедрения и 12 месяцев после внедрения новой технологии). В данном примере с 03.2009 г. по 02.2010 г. - это период работы скважины после внедрения технологии ЩПК.

2. По графику находим близкий к прямолинейному участок. В данном случае это период с 03.2008 г. по 02.2009 г. По данным этого периода создаем ряд 2.

3. По ряду 2 строим линию тренда.

В таблице 3.2.2 представлены данные для построения графиков по методу Сазонова.

Таблица 3.2.2 - Характеристика вытеснения Сазонова

п/п	lnQж	Qн	lnQж*Qн	(lnQж)2	Qр	Qф	Qф-Qр	(Qф-Qр)2
1	4,21	43,65	184,07	17,78	43,52	43,65	0,120	0,014
2	4,23	44,22	187,26	17,92	44,12	44,22	0,096	0,009
3	4,25	44,84	190,75	18,09	44,79	44,84	0,046	0,002
4	4,27	45,52	194,63	18,27	45,53	45,52	-0,010	0,0001
5	4,29	46,14	198,21	18,45	46,25	46,14	-0,111	0,012
6	4,31	46,74	201,66	18,61	46,90	46,74	-0,157	0,024
7	4,33	47,31	204,92	18,76	47,50	47,31	-0,192	0,037
8	4,34	47,93	208,38	18,89	48,05	47,93	-0,119	0,014
9	4,36	48,44	211,28	19,02	48,54	48,44	-0,108	0,0118
10	4,37	49,13	215,05	19,15	49,08	49,13	0,044	0,001
11	4,39	49,71	218,31	19,28	49,57	49,71	0,144	0,020
12	4,40	50,21	221,13	19,39	50,01	50,21	0,203	0,041
13	4,42	51,55	228,18	19,59	50,79	51,55	0,758	0,575
14	4,44	52,21	232,13	19,76	51,47	52,21	0,741	0,549
15	4,46	52,92	236,20	19,91	52,05	52,92	0,868	0,753
16	4,47	53,52	239,70	20,05	52,60	53,52	0,920	0,846
17	4,49	54,24	243,77	20,19	53,14	54,24	1,094	1,198
18	4,51	55,25	249,37	20,36	53,80	55,25	1,449	2,100
19	4,52	55,98	253,52	20,50	54,33	55,98	1,656	2,744
20	4,54	56,64	257,28	20,63	54,81	56,64	1,824	3,329
21	4,55	57,41	261,70	20,77	55,35	57,41	2,059	4,242
22	4,57	58,14	265,76	20,89	55,81	58,14	2,332	5,438
23	4,58	58,64	268,73	21,00	56,21	58,64	2,423	5,874
24	4,59	59,45	273,37	21,13	56,74	59,45	2,718	7,390
Сумма	106,0	1229,8	5445,47	468,51	1211,08	1229,88	18,80	1,468

Рисунок 3.2.1 - Расчет дополнительной добычи нефти от внедрения технологии ЩПК на участке №**0699 Миннибаевской площади по методу Сазонова.

Уравнение прямой принимает вид:

y = 34,711х - 102,85 (3.2.13)

По уравнению (3.2.13) получаем накопленную добычу нефти на 02.2009 г. по базовому варианту, т.е. накопленную добычу нефти, если бы не была применена новая технология:

Qн= 34,711 * 4,61 - 102,85 = 51,16 тыс.т

Дополнительная добыча нефти составляет:

ДQн1 = 51,16 - 5,44 = 45,72 тыс.т

Расчет по методу Максимова.

В методе Максимова строим график (рисунок 3.2.2) изменения Qн в зависимости от LnQв (таблица 3.2.3) (ряд 1) начиная с 03.2008 г. по 02.2010 г.

По графику находим близкий к прямолинейному участок. В данном случае это период с 03.2008г. по 02.2009 г .По данным этого периода создаем ряд 2. По ряду 2 строим линию тренда.

Таблица 3.2.3 - Характеристика вытеснения Максимова

п/п	lnQв	Qн	lnQв*Qн	(lnQв)2	Qр	Qф	Qф-Qр	(Qф-Qр)2
1	3,18	43,65	139,05	10,14	43,47	43,65	0,178	0,031
2	3,21	44,22	141,98	10,30	44,06	44,22	0,157	0,024
3	3,23	44,84	145,26	10,49	44,76	44,84	0,083	0,007
4	3,27	45,52	148,94	10,70	45,53	45,52	-0,006	4,054
5	3,30	46,14	152,48	10,91	46,32	46,14	-0,182	0,033
6	3,33	46,74	155,78	11,10	47,00	46,74	-0,261	0,068
7	3,35	47,31	158,90	11,28	47,63	47,31	-0,321	0,103
8	3,37	47,93	161,96	11,41	48,12	47,93	-0,188	0,035
9	3,39	48,44	164,67	11,55	48,61	48,44	-0,172	0,029
10	3,41	49,13	167,88	11,67	49,03	49,13	0,093	0,008
11	3,43	49,71	170,75	11,79	49,45	49,71	0,261	0,068
12	3,45	50,21	173,31	11,91	49,86	50,21	0,352	0,124
13	3,48	51,55	179,40	12,11	50,55	51,55	1,001	1,003
14	3,50	52,21	182,91	12,27	51,10	52,21	1,108	1,228
15	3,52	52,92	186,64	12,43	51,66	52,92	1,264	1,598
16	3,54	53,52	189,90	12,58	52,18	53,52	1,342	1,802
17	3,56	54,24	193,55	12,73	52,67	54,24	1,572	2,472
18	3,58	55,25	198,18	12,86	53,11	55,25	2,138	4,575
19	3,60	55,98	201,87	13,00	53,57	55,98	2,415	5,833
20	3,62	56,64	205,23	13,12	53,99	56,64	2,647	7,009
21	3,63	57,41	208,95	13,24	54,37	57,41	3,042	9,254
22	3,65	58,14	212,54	13,36	54,76	58,14	3,374	11,385
23	3,67	58,64	215,33	13,48	55,16	58,64	3,477	12,092
24	3,68	59,45	219,18	13,58	55,50	59,45	3,951	15,614
Сумма	83,07	1229,88	4274,75	288,13	1202,55	1229,88	27,33	3,100

Уравнение прямой принимает вид:

y =24,045х - 33,129 (3.2.14)

По уравнению (3.2.14) получаем накопленную добычу нефти на 02.2009 г. по базовому варианту, т.е. накопленную добычу нефти, если бы не была применена новая технология:

Qн= 24,045 3,72 - 33,129 = 56,33 тыс.т

Дополнительная добыча нефти составляет:

ДQн2 = 56,33 - 5,44 = 50,89 тыс.т

Рисунок 3.2.2 - Расчет дополнительной добычи нефти от внедрения технологии ЩПК на участке №**0699 Миннибаевской площади по методу Максимова

Расчет по методу Камбарова.

В методе Камбарова строим график (рисунок 3.2.3) изменения Qн в зависимости от 1/Qж (таблица 3.2.4) (ряд 1) начиная с 03.2008 г. по 02.2010 г.

Таблица 3.2.4 - Характеристика вытеснения Камбарова Qн= А + В 1/Qж

п/п	1/Qж	Qн	1/Qж* Qн	1/Qж2	Qр	Qф	Qф-Qр	(Qф-Qр)2
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1	0,0147	43,65	0,6434	0,00021	43,44	43,65	0,209	0,0439
2	0,0144	44,22	0,6407	0,00020	44,09	44,22	0,134	0,0179
3	0,0142	44,84	0,6373	0,00020	44,80	44,84	0,039	0,0015
4	0,0139	45,52	0,6333	0,00019	45,57	45,52	-0,0512	0,0026
5	0,0136	46,14	0,6288	0,00018	46,31	46,14	-0,168	0,0282
6	0,0133	46,74	0,6252	0,00017	46,96	46,74	-0,216	0,0468
7	0,0131	47,31	0,6219	0,00017	47,55	47,31	-0,242	0,0589
8	0,0129	47,93	0,6202	0,00016	48,08	47,93	-0,152	0,0232
9	0,0127	48,44	0,6179	0,00016	48,55	48,44	-0,119	0,0142
10	0,0125	49,13	0,6171	0,00015	49,06	49,13	0,065	0,0043
11	0,0123	49,71	0,6158	0,00015	49,51	49,71	0,201	0,0407
12	0,0122	50,21	0,6141	0,00014	49,91	50,21	0,298	0,0888
13	0,0119	51,55	0,6164	0,00014	50,61	51,55	0,932	0,8692
14	0,0117	52,21	0,6122	0,00013	51,21	52,21	0,996	0,9938
15	0,0115	52,92	0,6102	0,00013	51,72	52,92	1,203	1,4486
16	0,0113	53,52	0,6075	0,00012	52,18	53,52	1,337	1,7881
17	0,0111	54,24	0,6060	0,00012	52,64	54,24	1,600	2,5619
18	0,0109	55,25	0,6058	0,00012	53,18	55,25	2,072	4,2933
19	0,0107	55,98	0,6046	0,00011	53,60	55,98	2,379	5,6638
20	0,0106	56,64	0,6031	0,00011	53,99	56,64	2,646	7,0062
21	0,0104	57,41	0,6019	0,00010	54,41	57,41	2,998	8,9892
22	0,0103	58,14	0,6016	0,00010	54,77	58,14	3,372	11,3763
23	0,0102	58,64	0,5997	0,00010	55,08	58,64	3,560	12,6766
24	0,0100	59,45	0,5990	0,00010	55,47	59,45	3,983	15,8688
Сум.	0,2916	1229,8	14,7851	0,00359	1202,8	1229,8	27,08	3,0795

По графику находим близкий к прямолинейному участок. В данном случае это период с 03.2008 г. по 02.2009 г. По данным этого периода создаем ряд 2. По ряду 2 строим линию тренда.

Уравнение прямой принимает вид:

y = -2579х + 81,459 (3.2.15)



Рисунок 3.2.3 - Расчет дополнительной добычи нефти от внедрения технологии ЩПК на участке №**0699 Миннибаевской площади по методу Камбарова.

По уравнению (3.2.15) получаем накопленную добычу нефти на 02.2009 г. по базовому варианту, т.е. накопленную добычу нефти, если бы не была применена новая технология:

Qн= -25790,0097 +81,459 = 56,44 тыс.т

Дополнительная добыча нефти составляет:

ДQн3 = 56,44 - 5,44 = 51 тыс.т

Расчет по методу Давыдова.

В методе Давыдова строим график (рисунок 3.2.4) изменения Qн в зависимости от Qв/Qж (таблица 3.2.5) (ряд 1) начиная с 03.2008 г. по 02.2010 г.

Таблица 3.2.5 - Характеристика вытеснения Давыдова

п/п	Qв/Qж	Qн	Qв/Qж*Qн	(Qв/Qж)2	Qр	Qф	Qф-Qр	(Qф-Qр)2
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1	0,356	43,65	15,56	0,127	43,42	43,65	0,225	0,050
2	0,359	44,22	15,88	0,129	43,98	44,22	0,242	0,058
3	0,362	44,84	16,26	0,131	44,70	44,84	0,144	0,020
4	0,366	45,52	16,69	0,134	45,52	45,52	0,0041	1,681
5	0,371	46,14	17,12	0,137	46,47	46,14	-0,326	0,106
6	0,374	46,74	17,51	0,140	47,21	46,74	-0,471	0,222
7	0,378	47,31	17,88	0,142	47,90	47,31	-0,592	0,350
8	0,379	47,93	18,20	0,144	48,25	47,93	-0,325	0,106
9	0,382	48,44	18,50	0,145	48,74	48,44	-0,306	0,093
10	0,382	49,13	18,81	0,146	48,91	49,13	0,213	0,045
11	0,384	49,71	19,10	0,147	49,18	49,71	0,526	0,277
12	0,385	50,21	19,37	0,148	49,53	50,21	0,680	0,462
13	0,383	51,55	19,77	0,147	49,05	51,55	2,496	6,232
14	0,387	52,21	20,24	0,150	49,92	52,21	2,287	5,233
15	0,389	52,92	20,62	0,151	50,35	52,92	2,576	6,639
16	0,392	53,52	21,0	0,154	50,91	53,52	2,604	6,785
17	0,393	54,24	21,36	0,155	51,21	54,24	3,027	9,166
18	0,394	55,25	21,78	0,155	51,27	55,25	3,982	15,859
19	0,395	55,98	22,13	0,156	51,51	55,98	4,468	19,963
20	0,396	56,64	22,47	0,157	51,82	56,64	4,821	23,247
21	0,398	57,41	22,85	0,158	52,06	57,41	5,349	28,613
22	0,398	58,14	23,15	0,158	52,13	58,14	6,012	36,147
23	0,400	58,64	23,46	0,160	52,53	58,64	6,111	37,350
24	0,400	59,45	23,83	0,160	52,68	59,45	6,777	45,936
Сумма	9,214	1229,8	473,65	3,542	1179,3	1229,8	50,52	10,123

По графику находим близкий к прямолинейному участок. В данном случае это период с 03.2008 г. по 02.2009 г. По данным этого периода создаем ряд 2. По ряду 2 строим линию тренда.



Рисунок 3.2.4 - Расчет дополнительной добычи нефти от внедрения технологии ЩПК на участке №**0699 Миннибаевской площади по методу Давыдова

Уравнение прямой принимает вид:

y = 208,4х - 30,876 (3.2.16)

По уравнению (3.2.16) получаем накопленную добычу нефти на 02.2009 г. по базовому варианту, т.е. накопленную добычу нефти, если бы не была применена новая технология:

Qн= 208,4 Ч 0,406 - 30,876 = 53,73 тыс.т

Дополнительная добыча нефти составляет:

ДQн4 = 53,73 - 5,44 = 48,29 тыс.т

Расчет по методу Пирвердяна.

В методе Пирвердяна строим график (рисунок 3.2.5) изменения Qн в зависимости от 1/ (таблица 3.2.6) (ряд 1) начиная с 03.2008 г. по 02.2010 г.

Таблица 3.2.6 - Характеристика вытеснения Пирвердяна

п/п	1/	Qн	1/* Qн	1/	Qр	Qф	Qф-Qр	(Qф-Qр)2
1	0,121	43,65	5,299	0,0147	43,48	43,65	0,165	0,0272
2	0,120	44,22	5,323	0,0144	44,10	44,22	0,115	0,0133
3	0,119	44,84	5,346	0,0142	44,80	44,84	0,043	0,0018
4	0,117	45,52	5,370	0,0139	45,55	45,52	-0,031	0,0009
5	0,116	46,14	5,386	0,0136	46,28	46,14	-0,140	0,0196
6	0,115	46,74	5,406	0,0133	46,93	46,74	-0,187	0,0351
7	0,114	47,31	5,424	0,0131	47,52	47,31	-0,218	0,0477
8	0,113	47,93	5,452	0,0129	48,06	47,93	-0,136	0,0187
9	0,112	48,44	5,471	0,0127	48,55	48,44	-0,115	0,0132
10	0,112	49,13	5,506	0,0125	49,07	49,13	0,054	0,0029
11	0,111	49,71	5,533	0,0123	49,54	49,71	0,172	0,0297
12	0,110	50,21	5,553	0,0122	49,96	50,21	0,250	0,0626
13	0,109	51,55	5,637	0,0119	50,70	51,55	0,845	0,7149
14	0,108	52,21	5,654	0,0117	51,34	52,21	0,870	0,7576
15	0,107	52,92	5,683	0,0115	51,88	52,92	1,038	1,0781
16	0,106	53,52	5,702	0,0113	52,39	53,52	1,132	1,2828
17	0,105	54,24	5,733	0,0111	52,88	54,24	1,353	1,8315
18	0,104	55,25	5,785	0,0109	53,48	55,25	1,768	3,1292
19	0,103	55,98	5,818	0,0107	53,95	55,98	2,029	4,1170
20	0,103	56,64	5,845	0,0106	54,39	56,64	2,249	5,0591
21	0,102	57,41	5,879	0,0104	54,87	57,41	2,545	6,4806
22	0,101	58,14	5,914	0,0103	55,27	58,14	2,872	8,2502
23	0,101	58,64	5,930	0,0102	55,62	58,64	3,014	9,0898
24	0,100	59,45	5,968	0,0100	56,08	59,45	3,378	11,412
Сум.	2,641	1229,8	134,6	0,291	1206,81	1229,8	23,070	2,2282

По графику находим близкий к прямолинейному участок. В данном случае это период с 03.2008 г. по 02.2009 г. По данным этого периода создаем ряд 2. По ряду 2 строим линию тренда.



Рисунок 3.2.5 - Расчет дополнительной добычи нефти от внедрения технологии ЩПК на участке №**0699 Миннибаевской площади по методу Пирвердяна.

Уравнение прямой принимает вид:

y = -598,65х + 116,17 (3.2.17)

По уравнению (3.2.17) получаем накопленную добычу нефти на 02.2009 г. по базовому варианту, т.е. накопленную добычу нефти, если бы не была применена новая технология:

Qн= -598,65 0,098 + 116,17 = 57,50 тыс.т

Дополнительная добыча нефти составляет:

ДQн5 = 57,50 - 5,44 = 52,06 тыс.т

За истинное значение принимаем среднее значение:

ДQн = (ДQн1 + ДQн2+ ДQн3+ ДQн4+ ДQн5)/5; (3.2.18)

ДQн= (45,72 + 50,89 + 51,0 + 48,29 + 52,06)/5 = 49,59 тыс.т

Результаты расчетов базовых кривых и коэффициентов А, В и критерий Тейла предствлены в таблице 3.3.7

Таблица 3.2.7 - Рассчитанные базовые кривые

Дата	Сазонова	Максимова	Камбарова	Давыдова	Пирвердяна
мар.08	43,52	43,47	43,44	43,42	43,48
апр.08	44,12	44,06	44,09	43,98	44,10
май.08	44,79	44,76	44,80	44,70	44,80
июн.08	45,53	45,53	45,57	45,52	45,55
июл.08	46,25	46,32	46,31	46,47	46,28
авг.08	46,90	47,0	46,96	47,21	46,93
сен.08	47,50	47,63	47,55	47,90	47,52
окт.08	48,05	48,12	48,08	48,25	48,06
ноя.08	48,54	48,61	48,55	48,74	48,55
дек.08	49,08	49,03	49,06	48,91	49,07
янв.09	49,57	49,45	49,51	49,18	49,54
фев.09	50,01	49,86	49,91	49,53	49,96
мар.09	50,79	50,55	50,61	49,05	50,70
апр.09	51,47	51,10	51,21	49,92	51,34
май.09	52,05	51,66	51,72	50,35	51,88
июн.09	52,60	52,18	52,18	50,91	52,39
июл.09	53,14	52,67	52,64	51,21	52,88
авг.09	53,80	53,11	53,18	51,27	53,48
сен.09	54,33	53,57	53,60	51,51	53,95
окт.09	54,81	53,99	53,99	51,82	54,39
ноя.09	55,35	54,37	54,41	52,06	54,87
дек.09	55,81	54,76	54,77	52,13	55,27
янв.10	56,21	55,16	55,08	52,53	55,62
фев.10	56,74	55,50	55,47	52,68	56,08
Коэффициенты
А	102,85	33,129	-81,459	30,876	-116,17
В	24,711	24,045	-2579	208,4	-598,65
Коэф. по критерию Тейла	0,000465039	0,000680912	0,000678494	0,00125604	0,000575088

По наименьшим значениям критерия Тейла для каждого объекта выбираются три характеристики вытеснения. Подставляя в выбранные таким образом математические зависимости фактические значения накопленной добычи жидкости (или воды) или время после применения метода ПНП, определяются три значения возможной дополнительной добычи нефти, которые могли бы быть получены, если бы не было осуществлен метод ПНП или ОПЗ. Вычитая эти расчетные значения накопленной добычи из фактически накопленной добычи на ту же дату, определяются три значения возможной дополнительной добычи нефти за счет технологии закачки ЩПК. Среднеарифметическое из этих трех значений принимается за фактически накопленную добычу нефти. Таким образом, наименьшие значения критерия Тейла были получены по характеристикам вытеснения Сазонова, Комбарова и Пирвердяна (рисунок 3.2.6).

Рисунок 3.2.6 - График расчета дополнительной добычи нефти за счет проведения технологии ЩПК на участке №**0699

Результаты расчета дополнительной добычи нефти за счет проведения технологии закачки ЩПК на участке нагнетательной скважины №**0699 представлен в таблице 3.2.8.

Таблица 3.2.8 - Результаты подсчета дополнительной добычи нефти за счет проведения технологии закачки ЩПК на участке нагнетательной скважины №**0699

Дата	Формула Сазонова	Формула Назарова	Формула Максимова	Среднее значение доп добыча нефти
	накопл доб нефть, тыс т баз.	доп добыча нефти, тыс.т	накопл доб нефть, тыс т баз.	доп добыча нефти, тыс.т	накопл доб нефть, тыс т баз.	доп добыча нефти, тыс.т
		за месяц	накопл		за месяц	накопл		за месяц	накопл	за месяц	накопл
апр.09	51,47	0,741	0,741	51,21	0,996	0,996	51,34	0,870	0,870	0,869	0,869
май.09	52,05	0,126	0,868	51,72	0,206	1,203	51,88	0,167	1,038	0,167	1,036
июн.09	52,60	0,793	0,920	52,18	1,130	1,337	52,39	0,964	1,132	0,962	1,130
июл.09	53,14	0,301	1,094	52,64	0,470	1,600	52,88	0,388	1,353	0,386	1,349
авг.09	53,80	1,148	1,449	53,18	1,601	2,072	53,48	1,380	1,768	1,376	1,763
сен.09	54,33	0,508	1,656	53,60	0,777	2,379	53,95	0,648	2,029	0,645	2,021
окт.09	54,81	1,316	1,824	53,99	1,869	2,646	54,39	1,600	2,249	1,595	2,240
ноя.09	55,35	0,743	2,059	54,41	1,129	2,998	54,87	0,945	2,545	0,939	2,534
дек.09	55,81	1,588	2,332	54,77	2,243	3,372	55,27	1,927	2,872	1,919	2,859
янв.10	56,21	0,835	2,423	55,08	1,316	3,560	55,62	1,087	3,014	1,079	2,999
фев.10	56,74	1,883	2,718	55,47	2,666	3,983	56,08	2,290	3,378	2,280	3,360

По данным таблицы 3.2.8, видно, что за год после проведения закачки ЩПК на участке №**0699 дополнительная добыча составила 3,360 тыс.т

Аналогично рассчитывается дополнительная добыча нефти по остальным участкам потокоотклоняющих методов. Результаты расчетов представлены в таблице 3.2.9 - 3.2.23.

Таблица 3.2.9 - Результаты подсчета дополнительной добычи нефти за счет проведения технологии закачки ЩПК на участке нагнетательной скважины №**321

Дата	Формула Сазонова	Формула Назарова	Формула Максимова	Среднее значение доп добыча нефти
	накопл доб нефть, тыс т баз.	доп добыча нефти, тыс.т	накопл доб нефть, тыс т баз.	доп добыча нефти, тыс.т	накопл доб нефть, тыс т баз.	доп добыча нефти, тыс.т
		за месяц	накопл		за месяц	накопл		за месяц	накопл	за месяц	накопл
июн.09	72,03	0,736	0,736	71,76	1,003	1,003	71,89	0,873	0,873	0,390	0,390
июл.09	72,69	0,128	0,864	72,33	0,221	1,224	72,51	0,169	1,042	0,128	0,518
авг.09	73,28	0,848	0,976	72,86	1,174	1,395	73,09	0,993	1,162	0,345	0,473
сен.09	73,96	0,209	1,057	73,45	0,393	1,567	73,68	0,342	1,335	0,217	0,562
окт.09	74,62	1,064	1,273	74,01	1,484	1,877	74,28	1,27	1,612	0,494	0,711
ноя.09	75,02	0,563	1,627	74,34	0,824	2,308	74,63	0,751	2,021	0,729	1,223
дек.09	75,57	1,208	1,771	74,68	1,841	2,665	75,10	1,487	2,238	0,804	1,533
янв.10	76,09	0,782	1,99	75,16	1,078	2,919	75,56	1,032	2,519	0,937	1,742
фев.10	76,53	1,561	2,343	75,49	2,304	3,382	76,03	1,811	2,843	1,123	2,061
мар.10	77,0	1,147	2,708	75,87	1,548	3,852	76,48	1,509	3,32	1,317	2,441
апр.10	77,85	1,609	2,756	76,58	2,483	4,031	77,14	1,963	3,472	1,216	2,533

Таблица 3.2.10 - Результаты подсчета дополнительной добычи нефти за счет проведения технологии закачки ЩПК на участке нагнетательной скважины №**8Д

Дата	Формула Сазонова	Формула Назарова	Формула Максимова	Среднее значение доп добыча нефти
	накопл доб нефть, тыс т баз.	доп добыча нефти, тыс.т	накопл доб нефть, тыс т баз.	доп добыча нефти, тыс.т	накопл доб нефть, тыс т баз.	доп добыча нефти, тыс.т
		за месяц	накопл		за месяц	накопл		за месяц	накопл	за месяц	накопл
авг.09	46,03	0,854	0,854	45,78	1,111	1,111	45,90	0,989	0,989	0,420	0,420
сен.09	46,81	0,092	0,946	46,46	0,187	1,298	46,63	0,141	1,13	0,122	0,542
окт.09	47,51	1,065	1,157	47,09	1,396	1,583	47,33	1,194	1,335	0,327	0,449
ноя.09	48,36	0,226	1,291	47,84	0,415	1,811	48,10	0,364	1,558	0,24	0,567
дек.09	49,29	1,056	1,282	48,64	1,519	1,934	48,90	1,312	1,676	0,472	0,712
янв.10	49,72	0,64	1,696	48,99	0,904	2,423	49,29	0,815	2,127	0,767	1,24
фев.10	50,34	1,22	1,86	49,47	1,827	2,731	49,85	1,533	2,348	0,760	1,528
мар.10	50,91	0,901	2,121	50,05	1,154	2,981	50,45	1,047	2,58	0,966	1,726
апр.10	51,50	1,498	2,399	50,43	2,317	3,471	50,95	1,907	2,954	1,108	2,074
май.10	52,90	0,326	1,824	50,91	1,501	3,818	51,42	1,402	3,309	1,051	2,159
июн.10	52,84	2,284	2,61	51,54	2,409	3,91	52,19	1,85	3,252	1,485	2,536

Таблица 3.2.11 - Результаты подсчета дополнительной добычи нефти за счет проведения технологии закачки ЩПК на участке нагнетательной скважины №**13

Дата	Формула Сазонова	Формула Назарова	Формула Максимова	Среднее значение доп добыча нефти
	накопл доб нефть, тыс т баз.	доп добыча нефти, тыс.т	накопл доб нефть, тыс т баз.	доп добыча нефти, тыс.т	накопл доб нефть, тыс т баз.	доп добыча нефти, тыс.т
		за месяц	накопл		за месяц	накопл		за месяц	накопл	за месяц	накопл
мар.10	47,84	0,687	0,687	47,59	0,937	0,937	47,71	0,815	0,815	0,360	0,360
апр.10	48,43	0,115	0,802	48,04	0,258	1,195	48,29	0,129	0,944	0,148	0,508
май.10	48,98	0,901	1,016	48,55	1,189	1,447	48,76	1,109	1,238	0,323	0,471
июн.10	49,68	0,224	1,125	49,17	0,447	1,636	49,43	0,262	1,371	0,244	0,568
июл.10	50,45	0,984	1,208	49,78	1,436	1,883	50,04	1,363	1,625	0,471	0,716
авг.10	50,83	0,663	1,647	50,11	0,925	2,361	50,39	0,723	2,086	0,748	1,219
сен.10	52,37	0,225	0,888	50,52	1,811	2,736	50,89	1,639	2,362	0,464	1,212
окт.10	51,98	1,776	2,001	51,06	1,112	2,923	51,47	0,874	2,513	1,286	1,751
ноя.10	52,45	0,445	2,221	51,38	2,181	3,293	51,87	1,927	2,801	0,798	2,084
дек.10	52,83	2,122	2,567	51,72	1,487	3,668	52,18	1,281	3,208	1,628	2,426
янв.11	53,52	0,503	2,625	52,22	2,439	3,926	52,85	2,016	3,297	0,904	2,532

Таблица 3.2.12 - Результаты подсчета дополнительной добычи нефти за счет проведения технологии закачки ЩПК на участке нагнетательной скважины №**774

Дата	Формула Сазонова	Формула Назарова	Формула Максимова	Среднее значение доп добыча нефти
	накопл доб нефть, тыс т баз.	доп добыча нефти, тыс.т	накопл доб нефть, тыс т баз.	доп добыча нефти, тыс.т	накопл доб нефть, тыс т баз.	доп добыча нефти, тыс.т
		за месяц	накопл		за месяц	накопл		за месяц	накопл	за месяц	накопл
мар.10	60,51	0,545	0,545	60,25	0,805	0,805	60,37	0,681	0,681	0,322	0,322
апр.10	60,98	0,123	0,668	60,62	0,22	1,025	60,77	0,193	0,874	0,140	0,463
май.10	61,37	0,776	0,899	60,97	1,077	1,297	61,22	0,857	1,05	0,316	0,457
июн.10	61,98	0,297	1,073	61,4	0,536	1,613	61,72	0,471	1,328	0,242	0,559
июл.10	62,67	0,78	1,077	62,04	1,165	1,701	62,32	0,953	1,424	0,463	0,705
авг.10	62,87	0,67	1,45	62,15	1	2,165	62,45	0,918	1,871	0,789	1,252
сен.10	63,21	1,029	1,699	62,35	1,563	2,563	62,74	1,254	2,172	0,765	1,554
окт.10	63,67	0,846	1,875	62,75	1,232	2,795	63,18	1,103	2,357	0,946	1,711
ноя.10	63,99	1,384	2,23	62,97	2,023	3,255	63,45	1,672	2,775	1,124	2,070
дек.10	64,39	1,167	2,551	63,21	1,706	3,729	63,76	1,51	3,182	1,316	2,44
янв.11	65,06	1,385	2,552	63,74	2,167	3,873	64,37	1,731	3,241	1,228	2,544

Таблица 3.2.13 - Результаты подсчета дополнительной добычи нефти за счет проведения технологии закачки ЩПК на участке нагнетательной скважины №**512

Дата	Формула Сазонова	Формула Назарова	Формула Максимова	Среднее значение доп добыча нефти
	накопл доб нефть, тыс т баз.	доп добыча нефти, тыс.т	накопл доб нефть, тыс т баз.	доп добыча нефти, тыс.т	накопл доб нефть, тыс т баз.	доп добыча нефти, тыс.т
		за месяц	накопл		за месяц	накопл		за месяц	накопл	за месяц	накопл
июл.10	38,46	0,349	0,349	38,19	0,625	0,625	38,31	0,502	0,502	0,264	0,264
авг.10	38,72	0,125	0,474	38,35	0,225	0,85	38,55	0,151	0,653	0,137	0,402
сен.10	38,94	0,598	0,723	38,54	0,901	1,126	38,70	0,813	0,964	0,332	0,469
окт.10	39,37	0,207	0,805	38,86	0,417	1,318	39,10	0,27	1,083	0,224	0,556
ноя.10	39,82	0,627	0,834	39,17	1,064	1,481	39,44	0,94	1,21	0,476	0,701
дек.10	39,79	0,653	1,28	39,08	0,928	1,992	39,38	0,751	1,691	0,761	1,237
янв.11	39,98	0,822	1,475	39,10	1,433	2,361	39,49	1,22	1,971	0,785	1,546
фев.11	40,20	0,776	1,598	39,32	1,036	2,469	39,71	0,861	2,081	0,928	1,714
мар.11	40,26	1,131	1,907	39,26	1,87	2,906	39,76	1,545	2,406	1,107	2,036
апр.11	40,28	1,161	2,292	39,14	1,566	3,436	39,67	1,366	2,911	1,359	2,466
май.11	40,70	1,14	2,301	39,42	2,016	3,582	40,06	1,575	2,941	1,154	2,513

Таблица 3.2.14 - Результаты подсчета дополнительной добычи нефти за счет проведения технологии закачки ЩПК на участке нагнетательной скважины №**57Д

Дата	Формула Сазонова	Формула Назарова	Формула Максимова	Среднее значение доп добыча нефти
	накопл доб нефть, тыс т баз.	доп добыча нефти, тыс.т	накопл доб нефть, тыс т баз.	доп добыча нефти, тыс.т	накопл доб нефть, тыс т баз.	доп добыча нефти, тыс.т
		за месяц	накопл		за месяц	накопл		за месяц	накопл	за месяц	накопл
мар.11	54,31	0,549	0,549	54,07	0,782	0,782	54,20	0,658	0,658	0,307	0,307
апр.11	54,77	0,112	0,661	54,38	0,267	1,049	54,59	0,185	0,843	-0,03	0,275
май.11	55,16	0,775	0,887	54,79	0,984	1,251	54,96	0,895	1,08	0,491	0,459
июн.11	55,75	0,182	0,957	55,20	0,524	1,508	55,48	0,341	1,236	0,075	0,566
июл.11	56,33	0,922	1,104	55,67	1,244	1,768	55,93	1,169	1,51	0,660	0,735
авг.11	56,56	0,721	1,643	55,85	1,116	2,36	56,16	0,876	2,045	0,584	1,245
сен.11	57,13	1,051	1,772	56,28	1,508	2,624	56,68	1,346	2,222	0,922	1,507
окт.11	57,63	0,879	1,93	56,76	1,294	2,802	57,17	1,044	2,39	0,797	1,72
ноя.11	58,03	1,287	2,166	56,99	1,912	3,206	57,50	1,657	2,701	1,255	2,053
дек.11	58,32	1,17	2,457	57,26	1,605	3,517	57,77	1,35	3,007	1,156	2,411
янв.12	58,90	1,32	2,49	57,61	2,181	3,786	58,23	1,813	3,163	1,376	2,532

Таблица 3.2.15 - Результаты подсчета дополнительной добычи нефти за счет проведения технологии закачки ЩПК на участке нагнетательной скважины №**415

Дата	Формула Сазонова	Формула Назарова	Формула Максимова	Среднее значение доп добыча нефти
	накопл доб нефть, тыс т баз.	доп добыча нефти, тыс.т	накопл доб нефть, тыс т баз.	доп добыча нефти, тыс.т	накопл доб нефть, тыс т баз.	доп добыча нефти, тыс.т
		за месяц	накопл		за месяц	накопл		за месяц	накопл	за месяц	накопл
апр.10	74,79	0,861	0,861	74,55	1,101	1,101	74,65	1,002	1,002	0,425	0,425
май.10	75,61	0,081	0,942	75,24	0,21	1,311	75,52	0,029	1,031	-0,22	0,199
июн.10	76,30	1,078	1,159	75,90	1,35	1,56	76,12	1,309	1,338	0,666	0,440
июл.10	77,14	0,197	1,275	76,65	0,416	1,766	76,92	0,184	1,493	-0,10	0,560
авг.10	78,04	1,181	1,378	77,38	1,619	2,035	77,64	1,588	1,772	0,831	0,725
сен.10	78,52	0,936	2,117	77,87	1,148	2,767	78,18	0,876	2,464	0,393	1,224
окт.10	79,56	1,124	2,06	78,69	1,791	2,939	79,12	1,625	2,501	1,121	1,515
ноя.10	80,39	1,125	2,249	79,48	1,368	3,159	79,88	1,133	2,758	0,590	1,712
дек.10	81,09	1,38	2,505	80,09	2,135	3,503	80,56	1,897	3,03	1,466	2,056
янв.11	81,74	1,364	2,744	80,51	1,841	3,976	81,13	1,456	3,353	1,000	2,466
фев.11	82,59	1,435	2,799	81,33	2,212	4,053	81,90	2,033	3,489	1,541	2,542

Таблица 3.2.16 - Результаты подсчета дополнительной добычи нефти за счет проведения технологии закачки СПС на участке нагнетательной скважины №**449

Дата	Формула Сазонова	Формула Назарова	Формула Максимова	Среднее значение доп добыча нефти
	накопл доб нефть, тыс т баз.	доп добыча нефти, тыс.т	накопл доб нефть, тыс т баз.	доп добыча нефти, тыс.т	накопл доб нефть, тыс т баз.	доп добыча нефти, тыс.т
		за месяц	накопл		за месяц	накопл		за месяц	накопл	за месяц	накопл
фев.10	82,55	0,608	0,608	82,29	0,865	0,865	82,41	0,744	0,744	0,345	0,345
мар.10	82,57	0,612	1,22	82,67	0,262	1,127	82,88	0,165	0,909	0,100	0,445
апр.10	83,53	0,345	0,957	83,10	1,119	1,381	83,36	0,953	1,118	0,362	0,463
май.10	84,16	0,703	1,048	83,6	0,45	1,569	83,92	0,336	1,289	0,217	0,58
июн.10	84,84	0,512	1,215	84,18	1,424	1,874	84,46	1,266	1,602	0,492	0,709
июл.10	85,20	1,118	1,63	84,52	0,886	2,31	84,84	0,723	1,989	0,711	1,203
авг.10	85,76	0,583	1,701	84,88	1,689	2,575	85,29	1,447	2,17	0,809	1,520
сен.10	86,20	1,391	1,974	85,27	1,214	2,903	85,71	1,023	2,47	0,923	1,733
окт.10	86,61	0,856	2,247	85,59	2,057	3,271	86,09	1,745	2,768	1,154	2,078
ноя.10	87,02	1,584	2,44	85,81	1,587	3,644	86,37	1,338	3,083	1,303	2,457
дек.10	87,56	0,949	2,533	86,30	2,203	3,79	86,92	1,836	3,174	1,225	2,528

Таблица 3.2.17 - Результаты подсчета дополнительной добычи нефти за счет проведения технологии закачки СПС на участке нагнетательной скважины №**644

Дата	Формула Сазонова	Формула Назарова	Формула Максимова	Среднее значение доп добыча нефти
	накопл доб нефть, тыс т баз.	доп добыча нефти, тыс.т	накопл доб нефть, тыс т баз.	доп добыча нефти, тыс.т	накопл доб нефть, тыс т баз.	доп добыча нефти, тыс.т
		за месяц	накопл		за месяц	накопл		за месяц	накопл	за месяц	накопл
мар.10	73,53	0,416	0,416	73,25	0,698	0,698	73,39	0,56	0,56	0,286	0,286
апр.10	73,88	0,099	0,515	73,51	0,182	0,88	73,69	0,139	0,699	-0,03	0,256
май.10	74,14	0,668	0,767	73,78	0,948	1,13	73,95	0,816	0,955	0,465	0,434
июн.10	74,60	0,226	0,894	74,08	0,471	1,419	74,35	0,335	1,151	0,100	0,565
июл.10	75,14	0,854	1,08	74,47	1,279	1,75	74,76	1,127	1,462	0,604	0,704
авг.10	75,37	0,683	1,537	74,63	0,998	2,277	74,96	0,815	1,942	0,631	1,235
сен.10	75,83	0,99	1,673	74,92	1,584	2,582	75,36	1,327	2,142	0,906	1,537
окт.10	76,24	0,881	1,871	75,33	1,204	2,788	75,78	1,012	2,339	0,812	1,718
ноя.10	76,54	1,258	2,139	75,51	1,97	3,174	76,04	1,63	2,642	1,272	2,084
дек.10	76,83	1,085	2,343	75,64	1,564	3,534	76,20	1,344	2,974	1,189	2,461
янв.11	77,30	1,275	2,36	75,99	2,114	3,678	76,62	1,696	3,04	1,343	2,533

Таблица 3.2.18 - Результаты подсчета дополнительной добычи нефти за счет проведения технологии закачки КПС на участке нагнетательной скважины №**03А

Дата	Формула Сазонова	Формула Назарова	Формула Максимова	Среднее значение доп добыча нефти
	накопл доб нефть, тыс т баз.	доп добыча нефти, тыс.т	накопл доб нефть, тыс т баз.	доп добыча нефти, тыс.т	накопл доб нефть, тыс т баз.	доп добыча нефти, тыс.т
		за месяц	накопл		за месяц	накопл		за месяц	накопл	за месяц	накопл
апр.09	54,34	0,407	0,407	54,08	0,669	0,669	54,21	0,54	0,54	0,276	0,276
май.09	54,68	0,091	0,498	54,32	0,189	0,858	54,48	0,159	0,699	-0,02	0,254
июн.09	54,90	0,679	0,77	54,57	0,907	1,096	54,71	0,802	0,961	0,477	0,454
июл.09	55,36	0,155	0,834	54,80	0,487	1,394	55,12	0,274	1,076	0,097	0,574
авг.09	55,80	0,895	1,05	55,19	1,174	1,661	55,44	1,137	1,411	0,623	0,721
сен.09	55,99	0,676	1,571	55,29	1,103	2,277	55,61	0,814	1,951	0,595	1,219
окт.09	56,50	1,038	1,714	55,57	1,536	2,639	55,97	1,425	2,239	0,955	1,550
ноя.09	56,95	0,802	1,84	56,06	1,186	2,722	56,49	0,867	2,292	0,753	1,708
дек.09	57,22	1,254	2,056	56,20	1,895	3,081	56,74	1,675	2,542	1,312	2,065
янв.10	57,42	1,034	2,288	56,22	1,6	3,495	56,86	1,18	2,855	1,136	2,448
фев.10	57,83	1,362	2,396	56,55	2,085	3,685	57,14	1,913	3,093	1,401	2,538

Таблица 3.2.19 - Результаты подсчета дополнительной добычи нефти за счет проведения технологии закачки КПС на участке нагнетательной скважины №**0212

Дата	Формула Сазонова	Формула Назарова	Формула Максимова	Среднее значение доп добыча нефти
	накопл доб нефть, тыс т баз.	доп добыча нефти, тыс.т	накопл доб нефть, тыс т баз.	доп добыча нефти, тыс.т	накопл доб нефть, тыс т баз.	доп добыча нефти, тыс.т
		за месяц	накопл		за месяц	накопл		за месяц	накопл	за месяц	накопл
май.10	25,77	0,294	0,294	25,51	0,55	0,55	25,64	0,417	0,417	0,232	0,232
июн.10	25,98	0,14	0,434	25,59	0,267	0,817	25,79	0,206	0,623	0,042	0,274
июл.10	26,12	0,565	0,705	25,76	0,805	1,072	25,91	0,71	0,916	0,437	0,479
авг.10	26,52	0,126	0,691	25,95	0,456	1,261	26,26	0,248	0,958	0,145	0,583
сен.10	26,83	0,772	0,898	26,19	1,085	1,541	26,49	0,989	1,237	0,567	0,713
окт.10	26,88	0,608	1,38	26,20	0,976	2,061	26,45	0,819	1,808	0,648	1,215
ноя.10	27,21	0,925	1,533	26,29	1,476	2,452	26,69	1,232	2,051	0,885	1,533
дек.10	27,49	0,691	1,616	26,62	1,007	2,483	27,02	0,859	2,091	0,811	1,696
янв.11	27,53	1,346	2,037	26,54	2,023	3,03	27,03	1,678	2,537	1,260	2,071
фев.11	27,72	0,927	2,273	26,52	1,443	3,466	27,15	1,159	2,837	1,177	2,437
мар.11	28,10	1,439	2,366	26,81	2,214	3,657	27,44	1,867	3,026	1,367	2,544

Таблица 3.2.20 - Результаты подсчета дополнительной добычи нефти за счет проведения технологии закачки ПГ-УВС на участке нагнетательной скважины №**0129

Дата	Формула Сазонова	Формула Назарова	Формула Максимова	Среднее значение доп добыча нефти
	накопл доб нефть, тыс т баз.	доп добыча нефти, тыс.т	накопл доб нефть, тыс т баз.	доп добыча нефти, тыс.т	накопл доб нефть, тыс т баз.	доп добыча нефти, тыс.т
		за месяц	накопл		за месяц	накопл		за месяц	накопл	за месяц	накопл
окт.09	23,45	0,084	0,084	22,20	1,337	1,337	22,31	1,221	1,221	0,172	0,172
ноя.09	23,46	1,109	1,193	23,11	0,21	1,547	23,29	0,149	1,37	0,076	0,249
дек.09	24,38	0,347	1,456	23,97	1,657	1,867	24,16	1,528	1,677	0,408	0,484
янв.10	25,51	1,294	1,641	25,01	0,481	2,138	25,29	0,335	1,863	0,158	0,566
фев.10	26,79	0,35	1,644	26,15	1,804	2,285	26,42	1,679	2,014	0,542	0,701
мар.10	27,56	1,686	2,036	26,87	0,925	2,729	27,17	0,751	2,43	0,690	1,233
апр.10	28,52	0,52	2,206	27,63	2,178	3,103	28,07	1,904	2,655	0,833	1,523
май.10	29,48	1,953	2,473	28,54	1,235	3,413	28,97	1,084	2,988	0,899	1,732
июн.10	30,43	0,763	2,716	29,38	2,526	3,761	29,87	2,19	3,274	1,162	2,061
июл.10	31,33	2,196	2,959	30,09	1,672	4,198	30,69	1,402	3,592	1,277	2,44
авг.10	32,46	0,791	2,987	31,13	2,646	4,318	31,71	2,335	3,737	1,627	2,904

Таблица 3.2.21 - Результаты подсчета дополнительной добычи нефти за счет проведения технологии закачки ПГ-УВС на участке нагнетательной скважины №**2721

Дата	Формула Сазонова	Формула Назарова	Формула Максимова	Среднее значение доп добыча нефти
	накопл доб нефть, тыс т баз.	доп добыча нефти, тыс.т	накопл доб нефть, тыс т баз.	доп добыча нефти, тыс.т	накопл доб нефть, тыс т баз.	доп добыча нефти, тыс.т
		за месяц	накопл		за месяц	накопл		за месяц	накопл	за месяц	накопл
апр.09	21,65	0,363	0,363	21,41	0,607	0,607	21,52	0,502	0,502	0,258	0,258
май.09	21,97	0,105	0,468	21,58	0,251	0,858	21,77	0,167	0,669	-0,01	0,244
июн.09	22,16	0,544	0,649	21,80	0,758	1,009	21,97	0,678	0,845	0,475	0,460
июл.09	22,49	0,244	0,788	21,97	0,556	1,314	22,26	0,337	1,015	0,097	0,572
авг.09	22,91	0,639	0,883	22,26	0,975	1,531	22,54	0,919	1,256	0,611	0,708
сен.09	22,93	0,658	1,297	22,22	1,031	2,006	22,55	0,76	1,679	0,617	1,228
окт.09	23,17	0,796	1,454	22,30	1,293	2,324	22,66	1,201	1,961	0,897	1,515
ноя.09	23,37	0,946	1,742	22,44	1,382	2,675	22,88	1,033	2,234	0,833	1,731
дек.09	23,54	1,246	2,192	22,56	1,786	3,168	23,06	1,633	2,666	1,223	2,056
янв.10	23,86	1,209	2,455	22,68	1,851	3,637	23,27	1,408	3,041	1,238	2,461
фев.10	24,39	1,259	2,468	23,18	1,834	3,685	23,73	1,724	3,132	1,49	2,728

Таблица 3.2.22 - Результаты подсчета дополнительной добычи нефти за счет проведения технологии закачки ПГК на участке нагнетательной скважины №**648

Дата	Формула Сазонова	Формула Назарова	Формула Максимова	Среднее значение доп добыча нефти
	накопл доб нефть, тыс т баз.	доп добыча нефти, тыс.т	накопл доб нефть, тыс т баз.	доп добыча нефти, тыс.т	накопл доб нефть, тыс т баз.	доп добыча нефти, тыс.т
		за месяц	накопл		за месяц	накопл		за месяц	накопл	за месяц	накопл
окт.10	16,24	0,475	0,475	15,98	0,73	0,73	16,10	0,618	0,618	0,299	0,299
ноя.10	16,63	0,15	0,625	16,29	0,234	0,964	16,45	0,19	0,808	-0,03	0,260
дек.10	17,00	0,699	0,849	16,59	1,026	1,26	16,76	0,895	1,085	0,511	0,471
янв.11	17,53	0,319	1,018	17,04	0,489	1,515	17,27	0,382	1,277	0,054	0,566
фев.11	18,17	0,628	0,947	18,06	0,565	1,054	17,82	0,908	1,29	0,667	0,722
мар.11	18,28	0,833	1,461	17,52	1,652	2,217	17,89	0,943	1,851	0,549	1,217
апр.11	18,67	0,912	1,745	17,77	0,99	2,642	18,20	1,277	2,22	0,975	1,524
май.11	19,17	0,88	1,792	18,21	1,758	2,748	18,63	1,052	2,329	0,769	1,744
июн.11	19,42	1,135	2,015	18,43	1,248	3,006	18,87	1,513	2,565	1,289	2,058
июл.11	19,58	1,299	2,434	18,38	2,388	3,636	18,98	1,52	3,033	1,164	2,453
авг.11	20,05	1,186	2,485	18,86	1,287	3,675	19,48	1,544	3,064	1,559	2,723

Таблица 3.2.23 - Результаты подсчета дополнительной добычи нефти за счет проведения технологии закачки ПГК на участке нагнетательной скважины №**5

Дата	Формула Сазонова	Формула Назарова	Формула Максимова	Среднее значение доп добыча нефти
	накопл доб нефть, тыс т баз.	доп добыча нефти, тыс.т	накопл доб нефть, тыс т баз.	доп добыча нефти, тыс.т	накопл доб нефть, тыс т баз.	доп добыча нефти, тыс.т
		за месяц	накопл		за месяц	накопл		за месяц	накопл	за месяц	накопл
окт.10	32,57	0,603	0,603	32,33	0,845	0,845	32,43	0,745	0,745	0,339	0,339
ноя.10	33,11	0,11	0,713	32,73	0,25	1,095	32,91	0,175	0,92	-0,08	0,253
дек.10	33,58	0,877	0,987	33,18	1,137	1,387	33,34	1,05	1,225	0,545	0,459
янв.11	34,27	0,146	1,023	33,76	0,391	1,528	34,02	0,222	1,272	0,004	0,549
фев.11	34,95	0,829	0,975	34,26	1,272	1,663	34,55	1,151	1,373	0,701	0,705
мар.11	35,03	0,741	1,57	34,36	0,966	2,238	34,67	0,78	1,931	0,534	1,235
апр.11	35,54	0,908	1,649	34,62	1,607	2,573	35,09	1,325	2,105	0,984	1,518
май.11	35,94	0,963	1,871	34,98	1,216	2,823	35,41	1,072	2,397	0,765	1,749
июн.11	36,27	1,23	2,193	35,26	1,988	3,204	35,71	1,68	2,752	1,293	2,059
июл.11	36,61	1,21	2,44	35,37	1,684	3,672	36,00	1,366	3,046	1,176	2,469
авг.11	37,19	1,277	2,487	35,85	2,137	3,821	36,50	1,811	3,177	1,566	2,742

Рассчитаем дополнительную добычу нефти по участкам методов увеличения приемистости скважин. Результаты расчетов представлены в таблице 3.2.24 - 3.2.33.