5 Выводы и рекомендации

Для обработки ПЗП в скважине №23 Южно-Шапкинского месторождения соляной кислотой в разделе 3.2 проведен расчет основных показателей процесса при использовании 15%-го кислотного раствора НС1. Состав кислотного раствора был выбран на основании рекомендаций, сделанных при лабораторных исследованиях по изучению взаимодействия кислотных растворов различного состава с породами пласта.

Объем кислотного раствора (35 м³) был выбран с расчетом 1 м³ раствора на 1 м толщины пласта. Для приготовления такого объема 15%-го раствора HCI потребуется:

• 15,565 м³ воды;

• 0,070 м³ уротропина технического;

• 1,313 м³ уксусной кислоты;

• 18,024 м³ товарной соляной кислоты;

• 229 кг хлористого бария и 0,028 м³ интенсификатора Марвелана-К (О).

Общая продолжительность нагнетания и продавки в пласт раствора агрегатом Азинмаш-ЗОА на П-й скорости при диаметре плунжера насоса 120 мм с расходом 3,6 * 10^-3 mVc составит 3,2 часа. После проведения СКО рекомендуется:

• провести гидродинамические исследование скважины (ГДИ) с целью определения состояния призабойной зоны;

• произвести лабораторный анализ на остаточную кислотность извлеченного из пласта отработанного раствора кислоты.

По результатам ГДИ и лабораторного анализа можно сделать соответствующие выводы об эффективности произведенного воздействия на ПЗП и о времени реагирования кислотного раствора в пласте.

6 Технико-экономическое обоснование кислотного

ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ ПЛАСТА

Экономический эффект от применения солянокислотного воздействия на ПЗП за счет увеличения текущей добычи нефти и газа можно определить по следующей методике.

Определяем количество дополнительно добытой нефти после СКО за фактическое время работы скважины на повышенном дебите по формуле

∆Q=Q_ф-Q_т-Q_п,

где Q_ф - величина фактически добытой нефти из скважины за рассматриваемый период, определенная по замерам, в т;

Q_т - теоретически возможная величина добычи нефти из скважины за тот же период без проведения СКО в т;

Q_п - потери нефти за время простоя скважины при производстве СКО, т.

В затраты, связанные с добычей дополнительной нефти, следует включать только те расходы, которые непосредственно вызываются добычей дополнительного количества нефти.

Себестоимость дополнительно полученных за счет СКО нефти и газа определяется из соотношения

где 3₁ - затраты на производство СКО в руб.;

3₂ - затраты на добычу дополнительных нефти и газа за счет применения СКО за анализируемый период, руб.

Для оценки экономической эффективности применения СКО полученная себестоимость дополнительно добытых нефти и газа сравнивается с себестоимостью нефти и газа, добытых за тот же период, но без производства СКО. Последняя, условно определяется по формуле:

,

где 3 - общие эксплуатационные затраты на добычу нефти и газа за анализируемый период в руб.;

Q - общая добыча нефти и газа за тот же период, т.

Размер экономии, фактически полученной за счет применения СКО в нефтяных скважинах, определяется по формуле:

.