Формирование программы повышения инновационного потенциала коммерческой организации

В 2011 г. было использовано 13 различных технологий ПНП, результаты от внедрения которых представлены в таблице 2.4.

Таблица 2.4.

Результаты использования ЗАО “Нефтесервис” технологий ПНП

за 2011 год.

Наибольший удельный вес (57,7%)  в общем дополнительном объеме нефти занимают физические методы, по которым фактический объем добычи в размере 719,55 тыс. тонн превысил плановый на 290,25 тыс. тонн.

По группе химических методов дополнительная добыча на 2011 г. составила 297,7 тыс.тонн, что составило 23,9% в общем дополнительном объеме.

По группе методов ОПЗ дополнительная добыча снизилась по сравнению с планом на 0,08 тыс. тонн или 10,8% от общей добычи по методам ПНП.

По гидродинамическим методам дополнительная добыча нефти составила 94,6 тыс.т., при плане 65,0 тыс.т. Удельный вес составил 7,6 % в общей дополнительной добыче нефти от внедрения методов ПНП.

Средний прирост дебита по технологическим методам составил 2,2 т/сут.

С целью оптимизации системы ППД в 2011 г. были разработаны программы:

по повышению эффективности эксплуатации подземного оборудования систем ППД;

по оптимизации объемов закачиваемой воды в системы ППД на месторождениях ЗАО     «УНГ»;

по обеспечению полного охвата замерами нагнетательного фонда скважин ЗАО «УНГ».

В результате выполнения этих программ текущая компенсация составила 121,9%, что на 19,7% ниже, чем в 2010г., а также по всем месторождениям снизилось пластовое давление.

В 2011 г. было введено 27 новых скважин со средним дебитом одной скважины 13,5т/сут. Добыча нефти по этим скважинам составила 70,8 тыс.т. За счет оптимизации режима работы скважин добыто нефти за 2011 г. 297,3 тыс.т. За счет интенсификации добыча нефти за 2011 г. составила 252,6 тыс.т. 

Анализ результатов внедрения и опытно-промышленные испытания различных методов ПНП и интенсификации добычи нефти для условий Шаимского района показывает следующее:

основным компонентом применяемых технологий является жидкое стекло, что ограничивает возможность использования других технологий;

низкая техническая оснащенность используемых технологий по программе ПНП.

Прогнозная оценка перспектив нефтедобычи ЗАО «Нефтесервис» до 2011 года свидетельствует о том, что в целом ШНГР (Шаимский нефтегазоносный район) находится на этапе снижающейся  добычи. Добыча нефти с 4528,0 тыс.т. в 2011 г. снижается до 4130,4 тыс.т в 2011 г. и 3549,8 тыс.т. в 2013 г. Дебит скважин по нефти в этот период снижается с 7,5 т/сут. в 2005 г. до 4,1 т/сут.в 2013 г. Обводненость добываемой продукции возрастает с 85,2 % до 90,4% соответственно. Снижение добычи нефти происходит за счет естественного обводнения продукции и вывода из эксплуатации полностью обводненых скважин. Ввод в эксплуатацию новых скважин, проведение мероприятий, направленных на улучшение состояния разработки, замедляют темпы снижения добычи.

Основным фактором, определяющим дальнейшие перспективы нефтедобычи и развитие ШНГР в целом является выход с геологоразведочными работами на участки нераспределенного фонда и удаленные перспективные территории. В тоже время результаты работы по ПНП в 2011 г. показывают, что для достижения установленной на 2016-2020 гг. добычи нефти необходимо усилить работы по созданию, поиску и внедрению более эффективных технологий воздействия на пласты.

Большинство эксплуатируемых месторождений Шаимского района вступило в заключительную стадию разработки, и перспективы стабилизации добычи нефти связаны в первую очередь с приростом извлекаемых запасов нефти за счет совершенствования применяемых и внедрения новых технологий.

ЗАО в 2011 году использовало метод воздействия на призабойную зону- соляно- и нефтекислотные обработки, успешность которых при около 50 обработок в год составляет 10,8 % (Таблица 2.4).

Однако высокая скорость взаимодействия соляной кислоты с карбонатной породой не всегда позволяет:

увеличить глубину обработки призабойной зоны скважин;

очистить поверхность пористой среды от пленки нефти или её отложений;

исключить образование в пористой среде высоковязких эмульсий, снижающих проницаемость призабойной зоны;

обеспечить эффективность при многократных обработках, когда эффективность каждой последующей обработки ниже предыдущей.

Для проведения успешной обработки призабойной зоны требуется реагент комплексного воздействия, обладающий невысокой вязкостью, низкой скоростью взаимодействия с карбонатной породой пласта и при этом не вызывающий значительной коррозии металла, а так же способствующий диспергированию или отмыву нефтяной пленки АСПО с поверхности породы.

Для повышения эффективности выработки запасов нефти в малопродуктивных карбонатных коллекторах был разработан состав СНПХ (ДН)-9010, который в настоящее время успешно применяется в ЗАО «Нефтесервис» для интенсификации добычи нефти. В него входят кислота, ингибитор растворения карбонатной породы (отход производства целлюлозно – бумажной промышленности), растворитель – гомогенизатор и ПАВ. Использование этого реагента требует применения специального оборудования и особой подготовки рабочего персонала, связанной с обслуживанием и применением новой техники.

Для  состава состав СНПХ (ДН)-9010 характерны:

более низкая (в 10 – 100 раз) по сравнению с ингибированной соляной кислотой скорость взаимодействия с карбонатными породами;

предотвращение образования вязких эмульсий на границе с нефтью

разрушение и удаление пленки АСПО;

низкая коррозийная активность (в 1.5 – 2 раза ниже, чем ингибированной соляной кислоты).

В таблице 3.1 приведены показатели применения составов СНПХ (ДН)-9010 на объектах ЗАО «Нефтесервис».

Таблица 3.1.

Применения составов СНПХ (ДН)-9010 на объектах

ЗАО «Нефтесервис».

Как видно из таблицы, успешность их применения выше, чем традиционных солянокислотных обработок, и составляет около 80 %. Сравнение результатов обработки одних и тех же скважин соляной кислотой и реагентом СНПХ (ДН)-9010 показало, что эффективность солянокислотных обработок на поздней стадии разработки крайне низка, средний прирост дебита составляет около 2т/сут., в то время как обработка реагентом обеспечивает прирост до 2,6 т/сут. Начальные дебиты нефти по необработанным скважинам низкие и изменяются то 0,9 до 2,1 т /сут. В результате обработок дебиты увеличиваются до 3,8 т/сут. Низкая эффективность по некоторым скважинам связана, в первую очередь, с их низкими добывными возможностями, обусловленными как геологическими причинами (высокая степень неоднородности, низкие фильтрационноемкостные свойства продуктивного пласта в районе обработанных скважин), так и механическим загрязнением продуктивного пласта в процессе вскрытия и эксплуатации. Дебиты до обработки таких скважин составляют 0,1-0,7 т/сут при обводненности 24-44%.

По обработкам 2010-2011 года технологическая эффективность на одну скважино-обработку обводненых скважин составляет в среднем 50 тонн дополнительно добытой нефти.

При совершенствовании организации производства на предприятии «Нефтесервис» необходимо произвести расчет ожидаемой эффективности от проводимого мероприятия по внедрению нового реагента для обработки призабойной зоны скважины.

3.2 Прогноз результатов реализации вариантов программы.

ЗАО необходимо использование реагента на 17 скважинах, которые характеризуются самой низкой добычей нефти (от 700 до 713 тонн в год). Предприятие ожидает 850 тонн дополнительно добытой нефти, ориентируясь на показатели применения нового реагента ЗАО «Нефтесервис».

Применение СНПХ (ДН)-9010 полностью исключает необходимость использования соляно–нефтекислотной обработки, которая эксперементальным образом использовалась на 17 малодебитных скважин в 2011 году.

В то же время применение нового реагента потребует дополнительных затрат и времени на покупку специального оборудования, обучения работников бригад для работы с новым оборудованием. Затраты отражены в таблице 3.2:

Таблица 3.2.

Затраты на добычу нефти  в ЗАО «Нефтесервис».