Интенсификация добычи высоковязких нефтей из порово-трещинных коллекторов с использованием эффектов нелинейной волновой механики тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Саетгараев Рустем Халитович

• Саетгараев Рустем Халитович
• кандидат наук
• 2015

Оглавление диссертации кандидат наук Саетгараев Рустем Халитович

ВВЕДЕНИЕ

1 ПРОБЛЕМЫ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ ИЗ ПОРОВО-ТРЕЩИННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ И ПУТИ ИХ РЕШЕНИЯ

1.1 Интенсификация добычи высоковязкой нефти с применением электронагрева и подачи химического реагента в заданную точку скважины

1.2 Интенсификация добычи высоковязкой нефти с применением импульсного воздействия

1.3 Извлечение высоковязких нефтей при эксплуатации высокообводнённых участков нефтяных месторождений

2 ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ВЫРАБОТКИ ОСТАТОЧНЫХ ЗАПАСОВ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ.... 63 3. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ДИНАМИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ ВЫРАБОТКИ ОСТАТОЧНЫХ ЗАПАСОВ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ

3.1 Физические основы динамического воздействия на пласт

3.2 Волновые технологии

3.3 Эффекты односторонне направленных движений включений, взвешенных в колеблющейся жидкости

3.4 Эффект ускорения течения жидкости в капиллярах и пористых средах

4 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ МАЛОДЕБИТНЫХ СКВАЖИН

5 ОБОСНОВАНИЕ И ПРОМЫСЛОВАЯ АПРОБАЦИЯ ТЕХНОЛОГИЙ ХИМИЧЕСКОЙ ОБРАБОТКИ ТРЕЩЕННО-ПОРОВЫХ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ СОВМЕСТНО С ВОЛНОВЫМ ВОЗДЕЙСТВИЕМ В

ПРОЦЕССЕ ЕЁ ПРОВЕДЕНИЯ

5.1 Выбор объекта испытаний

5.2 Выбор диспиргатора-ингибитора КХ-100 НР-1 совместно с реагентом АСПОР-1 для обработок призабойной зоны продуктивных пластов, содержащих высоковязкую нефть

5.3 Техника и технология совмещения химической обработки карбонатных коллекторов с наложением на процесс волнового поля с управляемыми амплитудно-частотными характеристиками

5.3.1 Разработка волнового генератора управляемых характеристик

5.3.2 Совмещенная технология волновой и химической обработки карбонатных

коллекторов

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЕ 1. ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ (СТАНДАРТНЫЙ КАРОТАЖ, МИКРОЗОНДИРОВАНИЕ, РАДИОАКТИВНЫЙ, ИНДУКЦИОННЫЙ, И БОКОВОЙ КАРОТАЖ) И ДИНАМИКА РАБОТЫ И ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ВЫБРАННОЙ СКВАЖИНЫ.

ПРИЛОЖЕНИЕ 2. ВЫБОР ХИМИЧЕСКИХ РЕАГЕНТОВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ, СОДЕРЖАЩИХ ВЫСОКОВЯЗКУЮ НЕФТЬ.

ПРИЛОЖЕНИЕ 3. МЕТОДИКА ПРОВЕДЕНИЯ ИСПЫТАНИЙ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Интенсификация добычи высоковязких нефтей из порово-трещинных коллекторов с использованием эффектов нелинейной волновой механики»

ВВЕДЕНИЕ

Практически на всех нефтяных месторождениях России ведётся их разработка в условиях, когда обводненность скважин достигает 90%. В этой связи необходимо особое внимание уделить извлечению достаточно больших остаточных запасов, поиску технологий, направленных на их извлечение воздействием не только на призабойную зону, но и на пласт в целом.

Актуальность этой проблемы такова, что, как правило, воздействие на продуктивный пласт производится в нагнетательных и добывающих скважинах, что предопределяет возникновение в неоднородном продуктивном пласте «застойных» зон, не вовлеченных в процесс фильтрации.

Кроме этого, большая доля запасов представлена высоковязкими, так называемыми битуминозными нефтями. Существующие технологии решают проблему извлечения таких нефтей путём снижения их вязкости за счёт повышения температуры и добавления различного рода разжижителей. Открываются широкие возможности применению волновых технологий подачи в пласт волновой энергии для воздействия на залежи высоковязких нефтей волновыми полями расчётных режимно-технологических параметров.

Наиболее проблемными являются месторождения, нефтяные пласты которых представлены известняками с порово-трещинной структурой коллектора, работающая часть которого составляет 20-40%.

Существующие технологии интенсификации текущей нефтедобычи из карбонатных коллекторов заключаются в увеличении фильтрационно-емкостных характеристик скелета породы за счёт растворения карбонатов и уменьшения вязкости добываемого флюида. Следует отметить, что при воздействии на скелет соляной кислоты резко увеличивается вязкость нефти. Волновые технологии способны решить и эту проблему.

На регулирование скорости химических реакций и увеличение глубины проникновения кислотного раствора и нацелено настоящее исследование за

счет наложения волнового поля в технологиях кислотных обработок карбонатных коллекторов.

Фундаментальные эффекты трансформирования колебаний и волн в односторонне направленные перемещения, открытые академиком РАН Ганиевым Р.Ф. и его учениками, такие как: односторонне-направленные перемещения жидких и твердых частиц; ускорение течения жидкости в капиллярах и пористых средах; резонансы в зонах перфорации скважин; нелинейное резонансное взаимодействие волн - позволили по-новому подойти к разработке технологий совмещения кислотных и волновых обработок призабойной и приствольной зон добывающих скважин.

Степень разработанности темы до настоящего момента недостаточная с точки зрения применения теории нелинейной волновой механики многофазных сред и её эффектов для воздействия на реологические характеристики высоковязкой нефти в сторону их снижения в волновом поле. Разрабатывается новый подход к совмещению волнового воздействия и обработки различными агентами для увеличения эффективности обработки карбонатных коллекторов.

Обоснованию таких технологий и экспериментальному их подтверждению и посвящена настоящая диссертационная работа.

Цель работы: сохранение темпов добычи высоковязких нефтей из карбонатных коллекторов на поздней стадии их разработки.

Основные задачи исследований:

1. Аналитический обзор проблем извлечения высоковязких нефтей из порово-трещенных коллекторов, теоретическое обоснование технологических особенностей выработки остаточных запасов на поздней стадии разработки.

2. Использование динамических процессов для повышения выработки остаточных запасов высоковязкой нефти.

3. Исследование и разработка комплексной волновой технологии физико-химического воздействия на продуктивные пласты, содержащие карбонатные коллектора.

4. Промысловая апробация технологии совмещения химической обработки с управляемым волновым воздействием в процессе восстановления и интенсификации притока.

Научная новизна.

1. Теоретическое обоснована возможность увеличения текущей нефтедобычи и конечной нефтеотдачи карбонатных коллекторов при применении волновых технологий в процессах добычи высоковязких нефтей.

2. Научно обоснованы режимы волнового воздействия на призабойную зону в процессе химической обработки продуктивного пласта.

3. На основании теории генерации волнового поля в вихревых генераторах расcчитаны режимы их работы (АЧХ) для определенных условий (глубина скважины, вязкость прокачиваемой жидкости, а также соотношения диаметров обсадной колонны и насосно-компрессорных труб) и возможность управления АЧХ на различных этапах технологии. (Патент на полезную модель № 114999 от 20.04.2012 «Устройство для очистки продуктивного пласта»).

Теоретическая и практическая значимость работы

1. Комплексная волновая технология физико-химического воздействия, прошедшая широкую промысловую апробацию, позволяет сохранить темпы добычи высоковязких нефтей из карбонатных коллекторов.

2. Синтезирован новый реагент АСПОР-1 с добавкой уникального диспергатора-ингибитора КХ-100 НР-1 позволяющий синергетически повысить эффект воздействия как на карбонатный коллектор, так и на снижение вязкости добываемой нефти.

3. Промысловый эксперимент совмещения химической обработки с управляемым волновым воздействием показал широкие возможности новой технологии и рекомендуется для промышленного внедрения.

Методология и методы исследований

Обобщение исходного геофизического и геологического материала при выборе объекта исследования, анализ технологических свойств химических реагентов для обработки продуктивных пластов, содержащих высоковязкую

нефть, гидродинамические исследования, геофизические методы исследования, численное моделирование, статистический анализ и обобщение на основе планирования и обработки результатов наблюдения.

Положения, выносимые на защиту

1. Теоретически обоснованы технологические особенности выработки остаточных запасов высоковязких нефтей из порово-трещинных коллекторов на поздней стадии их разработки;

2. Экспресс-метод определения гидродинамических характеристик призабойной зоны малодебитных скважин (Патент № 2559247);

3. Рецептура для обработки призабойной зоны продуктивных пластов реагентом «АСПОР-1» с добавкой до 15% уникального диспергатора-ингибитора АСПО «КХ-100 НР-1», которая предложена для реализации технологии химической обработки продуктивного пласта совместно с его волновой обработкой;

4. Технология совмещения химической обработки с управляемым волновым воздействием в процессе восстановления и интенсификации притока.

Степень достоверности и апробация результатов работы

Достоверность результатов работы подтверждена геофизическими и гидродинамическими исследованиями скважин подвергнутых волновой обработке.

Результаты диссертационной работы и основные положения докладывались в рамках конференции «Эксплуатация осложненного фонда», г. Казань, 2013 г., конференциях «Сокращение удельных затрат на добычу нефти», г. Москва, 2014-2015 гг., конференции «Добыча нефти. Энергоэффективность.» г. Москва, 2014 г. на ежегодных научных семинарах НЦ НВМТ РАН, 2013-2015 гг.

1 ПРОБЛЕМЫ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ ИЗ ПОРОВО-ТРЕЩИННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ И ПУТИ ИХ РЕШЕНИЯ

В качестве постановки проблемы отметим, что практически все залежи нефти в карбонатных коллекторах, характеризуются низкой продуктивностью, при этом выработка остаточных запасов происходит крайне неэффективно.

Естественно, что эффективность обработок карбонатного коллектора химическими реагентами-растворителями в большей мере зависит от глубины проникновения реагента в поры и трещины пласта и от степени охвата продуктивного пласта этим воздействием вследствие его неоднородности.

Если учесть, что при обработке карбонатных коллекторов растворами соляной кислоты резко увеличивается вязкость нефти, то необходимо вводить добавки, замедляющие скорость реакции и различного рода разжижители.

Как уже говорилось выше, основным направлением решения проблемы являются изменение вязкости кислотного раствора при наложении на процессы химической обработки карбонатных коллекторов различных физических полей и в частности волнового воздействия, что является дополнительным стимулирующим фактором для повышения эффективности технологий увеличения нефтедобычи.

В результате комплексного влияния технологических факторов и волнового воздействия при соляно-кислотных обработках карбонатных коллекторов происходит: повышение эффективности взаимодействия растворителей с поверхностью скелета породы и очистка ПЗП от асфальтосмолистопарафиновых отложений (АСПО), а также более быстрое и глубокое проникновение реагентов в поры и трещины. При этом повышается эффективность всего технологического процесса.

1.1 Интенсификация добычи высоковязкой нефти с применением электронагрева и подачи химического реагента в заданную точку скважины

Нами разработан способ интенсификации добычи высоковязкой нефти, позволяющий решать часть проблем (Патент RU 2563509 С2). Способ добычи высоковязкой нефти обеспечивается применением электронагрева и подачи химического реагента в заданную точку скважины.

Техническим результатом является увеличение дебита скважины по добыче высоковязкой нефти за счет снижения кинематической вязкости добываемой нефти, увеличение межремонтного интервала насосного оборудования за счет снижения тяжести режима работы, снижение энергопотребления при добыче высоковязкой нефти, сокращение времени подготовки скважины к этапу добычи нефти.

Поставленная задача решается способом добычи высоковязкой нефти с применением электронагрева и подачи химического реагента в заданную точку скважины, включающим в себя этапы, на которых:

- спускают в призабойную зону скважины на колонне насосно-компрессорных труб средство подачи химического реагента в заданную точку скважины, средство нагрева продукции скважины, а также средство добычи нефти;

- подают первую дозу химического реагента в призабойную зону скважины при помощи средства подачи химического реагента в заданную точку скважины в течение 10-40 часов, причем в качестве химического реагента используют деэмульгатор, а первая доза химического реагента находится в диапазоне от 1 до 10 кг/сут;

- осуществляют в течение 10-40 часов электронагрев продукции скважины с помощью средства нагрева продукции скважины для прогрева призабойной зоны до температуры в диапазоне 50-60°С, при этом подаваемую

дозу химического реагента снижают до второй дозы, причем вторая доза химического реагента составляет 0,04-0,06 кг/сут;

- осуществляют добычу нефти при помощи средства добычи нефти, при этом управляют подачей химического реагента и электронагревом продукции скважины с помощью средства управления, так чтобы поддерживать подачу второй дозы химического реагента, а температуру нефти - в предварительно заданном диапазоне температур, составляющем 30-60°С.

На первом этапе спуска в призабойную зону скважины на колонне насосно-компрессорных труб средства подачи химического реагента в заданную точку скважины, средства нагрева продукции скважины, а также средства добычи нефти, в качестве средства подачи химического реагента в заданную точку скважины могут использовать капиллярную трубку (трубки). В качестве средства подачи химического реагента в заданную точку скважины также могут быть использованы и другие устройства (см., например, патент RU 47944).

В качестве средства нагрева продукции скважины могут использовать электронагревательный кабель. В качестве средства нагрева продукции скважины могут использоваться и другие скважинные электронагреватели (см., например, патенты RU 2006571, RU 2249096 и т.д.).

В соответствии с еще одним вариантом осуществления изобретения в качестве средства добычи высоковязкой нефти могут использовать винтовой насос. Также в качестве средства добычи нефти могут использоваться штанговые и другие виды насосов (см., например, патенты RU 2451212, RU 2211374 и т.д.).

В качестве химического реагента для подачи в призабойную зону скважины могут использовать деэмульгаторы, такие как СНПХ-4114 (ТУ 2458311-05765670-2005), СНПХ-4315 (ТУ 2458-253-05765670-2008), РЕАПОН ИК-1 (ТУ 2458-010-129660), РЕКОД-118 (ТУ-2458-004-486808) и другие деэмульгаторы с аналогичными характеристиками. Подача первой дозы химического реагента в призабойную зону скважины осуществляется в течение

10-40 часов, предпочтительно, в течение 24 часов. Подача первой дозы химического реагента применяется для предварительного воздействия на высоковязкую нефть в пласте с целью снижения ее кинематической вязкости.

Электронагрев продукции скважины с помощью средства нагрева продукции скважины осуществляют в течение 10-40 часов, предпочтительно, в течение 24 часов. Комбинированное воздействие электронагрева продукции скважины и подачи химического реагента в заданную точку скважины позволяет снизить потребление электроэнергии, затрачиваемой на тепловую обработку скважины.

В соответствии с нашим вариантом, подачу химического реагента и/или тепловой мощности производят циклически. При этом средство нагрева продукции скважины для поддержания температуры добываемой нефти в указанном диапазоне функционирует следующим образом:

- осуществляется нагрев призабойной зоны скважины до 60°С и отключение;

- при снижении температуры добываемой нефти до 30°С осуществляется включение средства нагрева продукции скважины и нагрев призабойной зоны скважины до 60°С.

Контроль температуры добываемой нефти осуществляется с помощью датчиков температуры. В процессе добычи нефти также могут контролироваться и другие параметры, характеризующие режим работы применяемого оборудования, например, напряжение и сила тока, потребляемого средством добычи нефти, напряжение и сила тока потребляемого средством нагрева продукции скважины, температура средства нагрева продукции скважины и т.д.

В процессе добычи с целью контроля кинематической вязкости добываемой нефти периодически производится отбор проб добываемой нефти на устье скважины.

Поддержание температуры добываемой нефти в указанном диапазоне температур в совокупности с подачей химического реагента в призабойную

зону скважины позволяет снизить кинематическую вязкость добываемой нефти до требуемой величины, что приводит к увеличению дебита скважины по добыче высоковязкой нефти, увеличению межремонтного интервала насосного оборудования за счет снижения тяжести режима работы, снижению энергопотребления при добыче высоковязкой нефти.

Параметры воздействия на призабойную зону скважины могут изменяться в зависимости от параметров скважины, режима эксплуатации скважины, химического состава нефти и т.д.

Приведём пример осуществления способа добычи высоковязкой нефти с применением электронагрева и подачи химического реагента в заданную точку скважины.

Он содержит следующие этапы:

- спускают в призабойную зону скважины на колонне насосно-компрессорных труб средство подачи химического реагента в заданную точку скважины, средство нагрева продукции скважины, а также средство добычи нефти;

- подают первую дозу химического реагента в призабойную зону скважины при помощи средства подачи химического реагента в заданную точку скважины в течение 10-40 часов, причем в качестве химического реагента используют деэмульгатор, а первая доза химического реагента находится в диапазоне от 1 до 10 кг/сут;

- осуществляют в течение 10-40 часов электронагрев продукции скважины с помощью средства нагрева продукции скважины для прогрева призабойной зоны до температуры в диапазоне 50-60°С, при этом подаваемую дозу химического реагента снижают до второй дозы, причем вторая доза химического реагента составляет 0,04-0,06 кг/сут;

- осуществляют добычу нефти при помощи средства добычи нефти, при этом управляют подачей химического реагента и электронагревом продукции скважины с помощью средства управления, так чтобы поддерживать подачу

второй дозы химического реагента, а температуру нефти - в предварительно заданном диапазоне температур, составляющем 30-60°С.

Для реализации этого способа нами разработано устройство (Рисунок 1.1) добычи высоковязкой нефти (Патент RU 134575 и1).

Устройство предназначено для теплового воздействия на пласт высоковязкой нефти. Техническим результатом является снижение кинематической вязкости добываемой нефти. Устройство включает греющий элемент, насосно-компрессорные трубы (НКТ), с установленным в них насосом для подъема нефти. Содержит по меньшей мере одну капиллярную трубку для доставки химического реагента в заданную точку скважины, дозатор для дозирования химического реагента, штанги, устьевую арматуру, верхний привод, греющий элемент, содержащий греющий кабель, размещенный в заданной точке скважины, станцию управления, выполненную с возможностью одновременного управления подачей химического реагента и нагревом греющего элемента.

Известно устройство для тепловой обработки скважин и газогидроразрыва пласта (патент RU 110127, МПК Е21В 43/24, Е21В 43/26, опубл. 10.11.2011), включающее спускаемый в скважину на кабеле, проволоке или гибкой трубе через обсадную трубу и колонну насосно-компрессорных труб генератор тепла скважинный с гидрореагирующим составом, не способным к горению за счет внутренних ресурсов и обладающим свойством вступать в гетерогенную химическую реакцию, по меньшей мере, с водой скважинной жидкости с выделением тепла и газофазных продуктов.

Известно устройство нагрева нефтедобывающей скважины с штанговым глубинным насосом (патент RU 2280153, МПК Е21В 43/24, Е21В 37/00, Е21В 36/04, опубл. 20.07.2006), содержащее гибкий изолированный нагревательный кабель, источник питания, к которому через станцию управления нагревом кабеля подсоединен этот кабель, который помещен в колонну полых насосных штанг глубинного штангового насоса с наружным диаметром 12-74 мм,

совершающих возвратно-поступательные движения внутри колонны насосно-компрессорных труб.

Известно устройство теплового воздействия на нефтяной пласт (патент RU 2379495, МПК Е21В 43/24, Е21В 36/04, опубл. 20.01.2010), включающее скважинный электронагреватель с токопроводом, размещенные на колонне насосно-компрессорных труб - НКТ, колонна НКТ выше скважинного электронагревателя, но ниже динамического уровня продукции в скважине снабжена пакером, герметично разделяющим межколонные пространства скважины, при этом ниже пакера в колонне НКТ выполнены радиальные отверстия, а выше пакера в колонне НКТ установлен вставной штанговый глубинный насос, причем колонна НКТ снизу заглушена, что увеличивает площадь теплопередачи на участке колонны НКТ от заглушки до радиальных отверстий.

Известно устройство теплового воздействия на пласт с тяжелыми нефтями (патент RU 2378504, МПК Е21В 43/24, опубл. 10.01.2010), ближайшее по технической сущности и принятое за прототип, включающее скважинный электронагреватель с токопроводом, размещенные на колонне насосно-компрессорных труб - НКТ, колонна НКТ выше скважинного электродвигателя, но ниже динамического уровня продукции в скважине, снабжена пакером, герметично разделяющим межколонное пространство скважины, при этом ниже пакера и выше электронагревателя в колонне НКТ выполнены входные каналы, а выше входных каналов в колоне НКТ установлен вставной глубинный насос, причем колонна снизу заглушена, при этом колонна НКТ снаружи выше пакера снабжена соединенными с токопроводом дополнительными электронагревателями, которые установлены на расстоянии, достаточном для поддержания продукции скважины в нагретом и текучем состоянии.

Задачей, на решение которой направлена полезная модель, является увеличение дебета скважины по добыче высоковязкой нефти за счет снижения кинематической вязкости добываемой нефти, увеличения межремонтного

интервала насосного оборудования за счет снижения тяжести режима работы, снижение энергопотребления при добыче высоковязкой нефти.

Технический результат достигается тем, что в устройстве теплового воздействия на пласт высоковязкой нефти, включающем греющий элемент, насосно-компрессорные трубы (НКТ), с установленным в них насосом, новым является то, что устройство содержит по меньшей мере одну капиллярную трубку для доставки химического реагента в заданную точку скважины, дозатор для дозирования химического реагента, штанги, устьевую арматуру, верхний привод, греющий элемент, содержащий греющий кабель, размещенный в заданной точке скважины, станцию управления, выполненную с возможностью одновременного управления подачей химического реагента и нагревом греющего элемента.

Устройство содержит противоотворотный анкер, установленный в НКТ.

Греющий кабель представляет собой нефтестойкий кабель, жилы которого на конце соединены по схеме «звезда».

В качестве греющего кабеля служит трехжильный кабель 3*16 или 3*10.

В качестве насоса для добычи нефти служит установка винтового штангового насоса (УВШН).

Дополнительно установлены датчики напряжения и тока, протекающего в греющем кабеле, а также датчики температуры продукции скважины.

Греющий кабель, капиллярная трубка крепятся к боковой поверхности

НКТ.

В качестве химического реагента для подачи в призабойную зону скважины используют деэмульгатор Реапон.

Диаметр НКТ составляет 73 мм, штанги - 22 мм.

На рисунке 1.1 представлена общая схема устройства.

Устройство состоит из следующих элементов: противоотворотный анкер 1, винтовой насос 2 для добычи высоковязкой нефти, по меньшей мере одна капиллярная трубка 3 для доставки химического реагента в заданную точку скважины, греющий кабель 4, насосно-компрессорные штанги 5, НКТ 6,

устьевая арматура 7, верхний привод 8, дозатор 9, станция управления 10 устройством добычи высоковязкой нефти, кабели 11.

Греющий кабель 4 представляет собой нефтестойкий кабель (например, трехжильный кабель 3*16 или 3*10), жилы которого на конце соединены по схеме «звезда», предназначенный для нагрева продукции скважины.

В качестве винтового насоса 2 для добычи нефти может быть использована, например, установка винтового штангового насоса (УВШН) фирмы Weatherford.

Дополнительно в станции управления 10 установлены датчики напряжения и тока, протекающего в греющем кабеле 4, а также датчики температуры продукции скважины.

При этом греющий кабель 4, капиллярная трубка 3 крепятся к боковой поверхности насосно-компрессорных труб (НКТ).

Станция управления 10 выполнена с возможностью одновременного управления подачей химического реагента и нагревом греющего кабеля 4 так, чтобы поддерживать температуру и кинематическую вязкость добываемой нефти в предварительно определенных диапазонах.

В качестве химического реагента для подачи в призабойную зону скважины используют деэмульгатор Реапон.

Предварительно определенный диапазон температуры при добыче нефти составляет 30-60°С, а диапазон поддерживаемой кинематической вязкости добываемой нефти составляет от 180 сСт и ниже.

Устройство работает следующим образом.

Спускают в скважину на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) 6 средство подачи химического реагента в заданную точку скважины (капиллярная трубка 3), средство нагрева продукции скважины (греющий кабель 4), а также средство добычи высоковязкой нефти (винтовой насос 2). Устанавливают устройство в скважине с помощью противоотворотного анкера 1. Вращающий момент от верхнего привода 8, установленного на устьевую

арматуру 7, подается к винтовому насосу 2 при помощи насосно-компрессороных штанг 5.

Подают ударную дозу химического реагента в призабойную зону скважины в течение предварительно определенного времени при помощи капиллярной трубки 3 и винтового насоса 2 для подачи химического реагента (в качестве химического реагента может использоваться деэмульгатор Реапон).

Включают электронагрев продукции скважины при помощи греющего кабеля 4 и прогревают призабойную зону до предварительно определенной температуры, при этом скорость подачи химического реагента снижают до нормальной.

Включают винтовой насос 2 для добычи высоковязкой нефти и осуществляют добычу нефти.

При этом управляют подачей химического реагента через капиллярную трубку 3 и дозатор 9, а электронагревом продукции скважины - с помощью станции управления 10, соединенной с устройством кабелями 11 так, чтобы поддерживать температуру и кинематическую вязкость добываемой нефти в предварительно определенных диапазонах.

Ударную дозу химического реагента в призабойную зону скважины подают в течение 1 суток.

Ударная доза химического реагента составляет 1 -10 кг/сут.

Нормальная доза химического реагента составляет 0,04-0,06 кг/сут.

Температура, до которой прогревают призабойную зону скважины, находится в диапазоне 50-60°С.

На этапе осуществления добычи нефти поддерживают температуру добываемой нефти в предварительно определенном диапазоне температур, составляющем 30-60°С, и кинематическую вязкость добываемой нефти в диапазоне от 180 сСт и ниже.

Устройство апробировано в реальных условиях. Устройство установлено в скважину диаметром 139,7 мм /23,9 мм над Турнейским ярусом (1874-1878 м) и Бобриковским горизонтом (1582-1593 м). При этом

противоотворотный анкер был установлен на глубину 1214 м, винтовой насос -на глубину 1200 м. Диаметр НКТ 73 мм, штанги 22 мм.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Саетгараев Рустем Халитович, 2015 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Abrams A., Mud.Design to Minimize impairement due to Particle Invasion // J.P.T., 1977, V. 29, P. 5869592.

2. Ammerer Wormann H., Hashemi Rezo, Jewell James E.Completion fluids Drilling. - 1983, V. - Vol, 44. №8.

3. Avram С., Vpina N. Mirsu О.— Revue des materiaux de construction № 666, 51, 1971.

4. Baron M. A.— Compt. Rend. Acad. Sci., 1968, 266, 49.

5. Baron A., Sierra R.— Rev. groupem. avansem. mentho des spectrogr., 1962, 4, 412.

6. Boros M., Balazs G.— Proc. 9-th Conf. Silicate Ind. Budapest, 1968,

201.

7. Bowman G.R. Cement liners successfully though gas, thief zones // World Oil.- 1983.-Vol.196, № 1. -P.l 13-119.

8. Bradford B.B. Attention to primary cementing practices leads to better jobs // Oil Gas J. - 1985. - Vol.83, № 42. - P. 59-63.

9. Brunauer S., С о р е 1 a n d L. E., Bragg R. Н.— J. Phys. Chem., 1956, 60, 112.

10. Buhler R., Kuzell H.— Zement—Kalk—Gips, 1971, 24, 83.

11. Bundnikow P. P., Spynowa L. G., Nikonjer I. I.— Silikattech-nik, 1969,

20, 42.

12. Chatterji S., Jeffery J. W.— J. Am. Ceram. Soc., 1963, 46, 268.

13. Chatzis I., Morrow N.R. Correlation of capillary number relationship for sandstones // SPEJ. 1984. October. P. 555-562.

14. Churaev N.V., Derfagin B.V. // J. Jf Colloid and Interface Science, 1985, V. 103, № 2, P. 542-553.

15. Corley W.T., Patton John T. Clear fluids; they are not always non -damaging/World oil. - 1984, XI, - Vol. 199 №6. - P.66-69

16. de Jing J. G. M., Stein H. M., Steve1s J. M.— J. Appl. Chem., 1967, 17,

246.

17. Demis A.W., Ralph C, Norman, Robert W.Ir. Annular gas migration can be controlled//Oil and Gas. -1983.-Vol. 31,№4.-P. 146-151.

18. Dohnalik M., Heski E.— Cement—Wapno — Gips, 1969, 24, 143.

19. Dosch W., Zer. Strassen H.—Zement—Kalk—Gips, 1965, 18, 233.

20. Dutz Н.— Berichte der Deutchem Keramishen gesellshafh, 1969, 46,

21. French G. M., Warder J. F.— J. Appl. Chem., 1959, 9, 561.

22. Fujii K., Kondo W., Watanabe T.— Zement—Kalk—Gips, 1970, 23,

23. Garvin T. si Slage K.A. Scale-model displacement studies to predict flow behavior during cementing // J. of Petr. Tech. - 1971. - № 6. - P. 1081-1088.

24. Gibson W. Some advantages and uses of reverse circulation. — Drilling, XI, 1955, p. 152—155.

25. Gille F., Czernin W.— Zement und Beton, 1959, 16, 2.

26. Greenberg S. A.— J. Phys. Chem., 1957, 61, 3.

27. Grutzeck M. W., Roy D. M.— Nature, 1969, 223, 492.

28. Gupta A., Civan F. Temperature sensivity of formation damage in petroleum reservoirs //Symposium on formation damage control, Lafayette, Louisiana, 7-10 February, 1994.20

29. Gupta P., Catterii S., Jeffery J. W.—Cem. Technol., 1970, I, 59.

30. Haulf R.C., Crook RJ. Laboratory investigation of lightweight, low-viscosity cementing spacer fluids // J. of Petr. Tech. - 1982. - Vol.34, № 8. - P. 18281834.

31. Henning O., Strobe U.— 4 Internationale Baustoff und Silikatta-gung, Tagung sbericht, I, Weimar, 1970, 354.

32. Howard G.C. and Clark J.B. Factors to be considered in obtaining Proper cementing of casing// Oil Gas J. - 1948. - Vol.47, № 28.-P. 257-272.

33. israeloehvili T.N., Parahley R.M. // Nature, 1983, V. 306, №. 5940, P. 249-250.

34. israeloehvili T.N., Parahley R.M. // Nature, 1983, V. 306, №. 5940, P. 249-250.

35. Jong J. F., Stein H. N., Steve1s J. M.— J. Appl. Chem., 1968, 18, 770.

36. Joung F..— J. Amer. Ceram. Soc., 1970, 53, 65.

37. Joung J. F.— J. Amer. Ceram. Soc., 1969, 52, 44.

38. Joung J. F.—Cem. and Comer Res., 1971, 1, 113.

39. Kalousek G. L., Roy R.— J. Am. Ceram. Soc., 1957, 40, 236.

40. Kantro D. L., Brunauer S., Wiese C. H.—J. Phys. Chem., 1962, 66,

1804.

41. Kawada W.— Zement—Kalk—Gips, 1967, 20, 348.

42. Kawada W., Hemoto A.— Zement—Kalk—Gips, 1967, 20, 65.

43. Kondo R., Diamon M.—J. Am. Ceramic. Soc. 1969, 9, 502.

44. Kruglicky N. N., Grankovskiy I. G., Wagner G. R.— 4 Internationale Baustoff und Silikattagund, 4. Weimar, 1970, 33.

45. L. Maciuca. Probleme cimentului de sonde si al cimentarie sondelor in riqiuner Ticleni Petrol si gase vol.11, 1960.

46. Lavanant F.— Revue de Mater et Const., 1965, 595, 195.

47. Lehman Н., Dutz Н.— Tonind. Z., 1959, 83, 219.

48. Matthews S.M., Copeland J.C. Controlling annular gas flow in deep wells. // Drilling. - 1987. - Vol. 48, N 2. - P. 28 - 29. Борьба с перетоками газа в за-трубном пространстве глубоких скважин // Техника и технология бурения скважин: ЭИ. Зарубежный опыт. 1988. - № 7.

49. Mclean R.H., Manry C.W., Whitaker W.W. Displacement mechanics in primary cementing//J. ofPetr. Tech.- 1967. -Vol. 19, № 2. - P. 251-260.

50. Mecurdy Е. G., Егпо В. P. Canadian J. of Chem., 1971, 49, 833.

51. Milliamson R. W.— J. Crystal Growth, 1968, 3—4, 787.

52. Moеnke H.— Silikattechnik, 1962, 12, 246.

53. Mtehed^w - Petrossian O. P., Mank W. W., Brechunez A. G., Uscherow-Marshak O. W.—Silikattechik, 1963, 20, 270.

54. Odler J., Skапу J.—J. Amer. Ceram. Soc., 1971, 54, 362.

55. Ostensen R.W. The effect of stress-dependent permeability on gas production and well testing // SPEFE. 1986. June. 227-35; Trans., AIME 284.

56. Potter A.R., Louthan H.J. The application of low water - loss cement in squeeze cementing. Oil in Canada, Vol. II, No 12, 1959.

57. Potter A.R., Ripley H.J. Low water loss sements for successful cememting. Ca-nadian Oil and Gas Indus. Vol. 14, No 4, 1, 1961.

58. Rike I.L., Rike E. Squeeze Cementing: State of the Art // J. of Petr. Tech. -1982.-Vol.34, № 1.-P. 37-45.

59. Ross W.W. Low rate displacement solves tough cementing jobs // Petroleum Engineer. - 1965. - Vol.37, № 12. - P. 74-80.

60. Roy K, KarnekarJ., Datte S.— Indian concrete Institute journal, 1956,

30, 2.

61. Sabins F.L., Browning P.L. Cement concessibility evaluated // Drill Bit.

- 1982. - Vol. 31, N 2. - P. 67, 69.

62. Sabins F.L.,Tinsley S.M., Sutton D.L. Transition time of cement slurries between the fluid and set status // Society of Petroleum Engineers J. - 1982, XII. -Vol.22, N 6. - P. 875-882.

63. Schulze K., Engelhardt J. Sledovani reologie pfi cementaci velmi hlubokych vrtu // Zemniplyn a nafta. - 1975. - № 2, XX. - P. 159-166.

64. Schwiete Н. Е. LudwigU., Juger P.— Zement — Kalk —Gips, 1964, 17,

229.

65. Smith R.C. Checklist aids successful primary cementing // Oil and Gas J.

- 1982, 1/XI. Vol. 80, N 44. - P 72, 74, 75.

66. Smith R.C. Checklist aids successful primary cementing // Oil Gas J. -1982. - Vol.80, № 44. - P. 71-72.

67. Smith В. К., J. S wee t t F.—J. Colloid Interface Sci., 1971,11.

68. Stein H., Stevels J. M.— J. Appl. Chem., 1965, 69, 2489.

69. Stein H., Stevels J. M., de Jing J. D. M.—Zement— Kalk—Gips, 1967, 20, 347.

70. Stude D. L. Petroleum Engineer, Sept., 1966, 64.

71. Sersa1e R.— Ric. Sci., 1907, 27, 777.

72. Schwiete Н. Е., Iwai J. Zement—Kalk—Gips, 1964, 10, 1379.

73. TeldmanR. F., KamachandranV. S.— J. Amer. Ceram. Soc., 1966, 49,

268.

74. Tenoutasse N., De Donder A.— Silikat. 1970, 35, 301.

75. Tsumura S.— Zement—Kalk — Gips, 1966, 11, 511.

76. Werner Koerth. Silikattechnik, 1969, 20, 58.

77. Wu Y.S., Pruess K., Witherspoon P.A. Integral solutions for transient fluid flow through a porous medium with pressure-dependent permeability // Intern. J. Rock Mech. Min. Sci. 2000. Vol. 37. P. 51-61.

78. Zaitsev M.V., Mikhailov N.N. Effect of residual oil saturation on the flow through a porous medium in the neighborhood of an injection well // J. Fluid Dyn. 2006. July. P. 568-573.

79. A.c. № 1439215. СССР. Устройство для кольматации стенок скважин. Опубл. 23.11.88.

80. А.с. № 1481378. СССР. Способ снижения проницаемости пластов. Опубл. 23.05.89.

81. А.с. № 1506079. СССР. Устройство для кольматации стенок скважин. Опубл. 07.09.89.

82. А.с. № 1536918. СССР. Устройство для кольматации и очистки стенок скважины. Опубл. 07.07.87.

83. А.с. № 1594264.СССР. Устройство для кольматации и очистки стенок скважины. Опубл. 23.09.90.

84. А.с. № 1598510. СССР. Способ формирования кольматационного слоя в стенке скважины. Опубл. 20.11.87.

85. А.с. № 1601325.СССР. Способ снижения проницаемости пластов. Опубл. 23.10.90.

86. А.с. № 819306. СССР. Способ снижения проницаемости пластов. Опубл. 10.04.81.

87. Абдулмазитов Р.Г., Саттаров Р.З., Насыбуллин А.В. (ТатНИПИнефть) Оценка влияния техногенного воздействия на коллекторские свойства пласта Раздел: Архив журнала / 2008 / Январь / Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений

88. Абрамович Г.Н. Теория турбулентных струй. Москва. 1984.

89. Агзамов Ф.А. Исследование путей повышения эффективности вибровоздействия при креплении скважин. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Уфа, 1974

90. Аглиулин А.Х. Разработка струйной кольматации проницаемых карбонатных пород. Дис. на соиск. уч. ст. канд. техн. наук. Уфа, 1990.

91. Айлер Р. Химия кремнезема: Пер. с англ. - М.: Мир, 1982. Ч. 1. -

416 с.

92. Алекперов В.Т., Никишин В.А. (ВНИИБТ) Кольматация проницаемых пластов в процессе бурения и ее последствия Раздел: Архив журнала / 1972 / Август / Бурение скважин

93. Амиян В.А. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов. - М.: Недра, 1980.-343 с. Наука, 1997.- 339с

94. Амиян В.А., Амиян А.В. Повышение производительности скважины. Москва.1986,160 с.

95. Амиян В.А., Амиян А.В., Васильева Н.П. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов. Москва. 1980. 380 с.

96. Ананьев С.А., Яхшибеков Ф.Р., Быков В.В., Горгоц В.Д. Применение технологии химической кольматации при бурении скважин на месторождениях Республики Саха (Якутия) Раздел: Архив журнала / 2013 / Январь / Бурение скважин

97. Андресон Б.А., Гилязов P.M., Гибадуллин Н.З., Кондрашев О.Ф. Физико-химические основы применения безглинистых полисахаридных растворов для заканчивания скважин. Монография, 2004. 250 с.

98. Антипов В.С. (ОАО «НК «Мегионнефтеотдача»), Дума В.М. (АО «НГК «Славнефть») Применение физико-химических методов повышения нефтеотдачи на месторождениях ОАО «НГК «Славнефть» Раздел: Архив журнала / 1999 / Август / Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений

99. Артамонов В.Ю. Разработка физико-химических методов кольматации коллекторов для повышения качества их вскрытия. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Тюмень. 2001 г.

100. Афридонов И.Ф., Асфандьяров Р.Т., Овцин И.О. Применение комплексной технологии заканчивания скважин в АНК «Башнефть» // РНТС. Сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1998.- № 8.- С.9-11.

101. Ахметов А.А., Шарипов А.М., Жуковский К.А. Разработка средств и методов борьбы с выносом песка в западносибирском регионе //Тез.докл.сем.-диск. по пробл. перв. и втор. вскр. пл. при строит. и экспл. верт., накл. и гор. скв./УГНТУ.-Уфа, 1996. -С. 71-73.

102. Аширов К.Б. К вопросу о времени формирования нефтяных и газовых залежей Среднего Поволжья. - Геология нефти и газа, 1960, № 6, с. 2024.

103. Ашрафьян М. О. Повышение качества разобщения пластов в глубоких скважинах. М.: Недра, 1982. 152 с.

104. Ашрафьян М.О. Технология разобщения пластов в осложненных условиях. -М.: Недра, 1989. - 228 с.

105. Бабалян Г.Н. Физико-химические процессы в добыче нефти. М: Недра, 1974. 200 с.

106. Баженов Ю. М. Технология бетона. - М.: Изд-во АСВ. 2003. - 500 с

107. Байбаков Н.К., Гарушев А.Р. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1977. 238 с.

108. Бан А., Богомолова А.Ф., Ма.ксимов В.А;, Николаевский В.К, Оганджанянц В.Г., Рыжик В.М Влияние свойств горных пород на движение в них жидкости.- М.; Гостоптехиздат, 1962, 276 стр.

109. Баранов В.С. Водоотдача глинистых растворов, применяемых в бурении // Азерб. нефт. хоз-во, 1957, №6, С.24-26.

110. Баренблат Г.И. и др. Движение жидкостей и газов в природных пластах. -М.:-Недра.-1984.-211с.

111. Баренблат Г.И., Мирзаджанзаде А.Х. Неравновесные эффекты при фильтрации вязкоупругих жидкостей /Изв.АН СССР, МЖГ, - 1973, - № 5, С. 7683.

112. Баренблатт Г.И., Желтов Ю.П., Кочина И.Н. Основы теории фильтрации однородных жидкостей в трещиноватых породах. 1960, ПММ 24(5), 1286-1303.

113. Батраков В. Г. Модифицированные бетоны. - М.: Технопроект, 1998. - 768 с.

114. Белов В.П. Классификация и экспериментальная оценка кольматирующих свойств промывочных жидкостей и реагентов, применяемых при бурении скважин.- Совершенствование процессов бурения скважин и нефтеотдачи : Сб. научн.тр. - Куйбышев: 1984, с. 8-24.

115. Берзин Р.Г., Аккуратова Л.Л., Кемирова И.К. Глубинное строение и геодинамика Южного Урала. Тверь: Изд-во ГЕРС, 2001. с.215-222.

116. Бигалиев Е.А. Влияние физико-химических свойств буровых суспензий на загрязнение призабойной зоны пласта // Тр. Атырауского УНиГ. -Т. 2. - г. Атырау, 2001.

117. Бондаренко В.В. Исследование процесса кольматации при вскрытии газовых залежей горизонтальными скважинами. - В спец. сб.: Геология,

бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений / ОАО Газпром. - М., 2007. - № 3.

ПРИЛОЖЕНИЕ 1. ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ (СТАНДАРТНЫЙ КАРОТАЖ, МИКРОЗОНДИРОВАНИЕ, РАДИОАКТИВНЫЙ, ИНДУКЦИОННЫЙ, И БОКОВОЙ КАРОТАЖ) И ДИНАМИКА РАБОТЫ И ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

ВЫБРАННОЙ СКВАЖИНЫ.

Дата Фактический режим Р Р Типоразмер Отчетные данные

мес.год Ожил. Онеф. Обв. Плотн. воды пласт. ¡аб насоса Жид-ть Нефть Траб Тпрост Тнак ОжИД. Онеф.

мЗ/с\т т/сут % г/смЗ атм атм мЗ мес т/мес ч/мес ч/мес ч/мес мЗ сут т/сут

07.2005 7 5,93 5 1,16 73 60 175-ТНМТ 173 146 592 152 0 7 5.9

08.2005 6,5 5,62 3 1,16 73 60 175-ТНМТ 201 174 744 0 0 6,5 5.6

09.2005 6 5,08 5 1,16 73 56 175-ТНМТ 174 147 693 27 0 6 5.1

10.2005 5 4.24 5 1,16 73 56 175-ТНМТ 155 131 744 0 0 5 4,2

11.2005 5,4 4.58 5 1.16 73 37 175-ТНМТ 162 137 720 0 0 5.4 4.6

12.2005 5.4 4.58 5 1.16 73 36 175-ТНМТ 157 133 697 47 0 5.4 4.6

01.2006 5.4 4.58 5 1,16 73 36 175-ТНМТ 167 142 743 1 0 5.4 4.6

02.2006 5,4 4.58 5 1.16 73 36 175-ТНМТ 64 55 287 385 0 5.4 4.6

03.2006 04.2006 5.4 4.58 5 1,16 107 33 175-ТНМТ 223 193 744 0 0 7,2 6.2

7.2 6,23 3 1.16 107 33 175-ТНМТ 216 187 715 5 0 7,3 6,3

05.2006 4 3.46 3 1,16 107 33 175-ТНМТ 124 107 743 1 0 4 3,5

06.2006 4 3,46 3 1,16 107 37 175-ТНМТ 152 131 695 25 0 5,2 4.5

07.2006 5.2 4,5 3 1.16 107 37 175-ТНМТ 159 137 732 12 0 5,2 4.5

08.2006 5,2 4.5 3 1.16 107 25 175-ТНМТ 161 139 738 6 0 5,2 4.5

09.2006 5,2 4.5 3 1,16 107 25 175-ТНМТ 156 135 720 0 0 5,2 4,5

10.2006 4,5 3.89 3 1.16 107 28 175-ТНМТ 161 139 744 0 0 5,2 4,5

11.2006 5,2 4.5 3 1,16 107 29 175-ТНМТ 117 101 539 181 0 5.2 4.5

12.2006 5,2 4.5 3 1,16 107 29 175-ТНМТ 158 137 733 11 0 5.2 4.5

01.2007 5,2 4.5 3 1,16 107 35 175-ТНМТ 157 135 722 22 0 5.2 4.5

02.2007 5,2 4.5 3 1,16 77 28 175-ТНМТ 145 126 672 0 0 5.2 4.5

03.2007 5,2 4,5 3 1,16 77 28 175-ТНМТ 156 135 720 24 0 5.2 4.5

04.2007 5,2 4,5 3 1,16 77 28 175-ТНМТ 156 135 720 0 0 5.2 4.5

05.2007 5,2 4,5 3 1,16 77 28 175-ТНМТ 161 139 744 0 0 5,2 4,5

06.2007 5,2 4,5 3 1.16 77 28 175-ТНМТ 155 134 716 4 0 5.2 4.5

07.2007 5,2 4,5 3 1,16 77 27 175-ТНМТ 157 136 724 20 0 5,2 4.5

08.2007 5,2 4,5 3 1,16 77 27 175-ТНМТ 161 140 744 0 0 5,2 4.5

09.2007 5,2 4,5 3 1.16 77 27 175-ТНМТ 78 68 361 359 0 5,2 4,5

10.2007 5,2 4,5 3 1,16 72 55 175-ТНМТ 108 94 744 0 0 3,5 3

11.2007 5,2 4,5 3 1,16 72 55 175-ТНМТ 44 39 714 6 0 1,5 1.3

12.2007 5,2 4,5 3 1,159 72 55 175-ТНМТ 31 27 492 252 0 1,5 1,3

01.2008 5,2 4.5 з 1,159 72 55 150-КНАМ 84 72 384 360 0 5,2 4,5

02.2008 7 6.06 3 1,16 79 63 150-КНАМ 193 166 693 3 0 7 6.1

03.2008 7 5.99 4 1.16 79 52 150-КНАМ 217 186 744 0 0 7 6

04.2008 7 5.99 4 1,16 79 50 150-КНАМ 210 180 720 0 0 7 6

05.2008 7 5.99 4 1,16 79 52 150-КНАМ 147 126 504 240 0 7 6

06.2008 7 5,74 8 1,16 58 49 150-КНАМ 209 172 716 4 0 7 5.7

07.2008 7 5,74 8 1,16 58 49 150-КНАМ 215 177 740 4 0 7 5.7

08.2008 6,8 5,58 8 1.16 58 49 150-КНАМ 210 173 744 0 0 6.8 5.6

09.2008 6.8 5,58 8 1.16 58 45 150-ЯНАМ 203 167 720 0 ~0| 6,8 5.6

10.2008 6.6 5,42 8 1,16 58 45 150-КНАМ 210 172 744 0 0 6.8 5.6

11.2008 6,6 5,53 6 1.16 58 45 150-КНАМ 203 170 720 0 0 6.8 5.7

12.2008 6.6 5,59 5 1,16 53 45 150-КНАМ 211 178 744 0 0 6.8 5.8

01.2009 6.4 5,42 5 1,16 53 45 150-КНАМ 198 168 744 0 0 6.4 5.4

02.2009 6.4 5,42 5 1,16 53 42 150-КНАМ 179 152 672 0 0 6.4 5.4

03.2009 6.4 5,42 5 1,16 53 44 150-КНАМ 198 168 744 0 0 6,4 5.4

04.2009 6.4 5,42 5 1,16 53 48 150-ЯНАМ 2 1 2 718 0 6,4 5.4

05.2009 6.2 5,25 5 1,16 53 39 150-КНАМ 89 76 347 397 0| 6Л 5,3

06.2009 6.2 5.25 5 1.16 53 39 150-ЯНАМ 186 141 720 0 0 6.2 4.7

07.2009 6.5 5.51 5 1,16 53 39 150-КНАМ 176 134 744 0 0 5,7 4.3

08.09.2015 12:29 КИС 'АРМИТС'

Дата Фактический режим Р Р Типоразмер Отчетные данные

мес.год Ожид. Онеф. Обв. Плоти, воды пласт. заб. насоса Жид-ть 11ефть Траб Тпрост Тнак Ожид. Онеф.

мЗ/сут т/сут % г/смЗ атм атм мЗ мес т мес ч/мес ч мес ч мес мЗ'суг т/сут

08.2009 6.5 5,51 5 1.16 53 38 150-ЯНАМ 164 119 744 0 0 5,3 3,8

09.2009 6.7 5.68 5 1,16 53 41 150-ЯНАМ ИЗ 96 494 226 0 5.5 4,7

10.2009 6,7 5,62 6 1.16 47 40 150-ЯНАМ 180 151 744 0 0 5,8 4.9

11.2009 6,5 5,45 6 1.16 47 40 150-ЯНАМ 195 163 718 2 0 6,5 5.5

12.2009 6,6 5,53 6 1,16 47 40 150-ЯНАМ 154 117 739 5 0 5 3.8

01.2010 6.5 5.45 6 1,16 47 41 150-ЯНАМ 201 169 744 0 0 6.5 5.5

02.2010 6,7 5.68 5 1,16 47 40 150-ЯНАМ 181 152 668 4 0 6.5 5.5

03.2010 6.7 5.68 5 1,16 47 40 150-ЯНАМ 207 176 744 0 0 6,7 5.7

04.2010 6,7 5.68 5 1,16 47 38 150-ЯНАМ 219 185 720 0 0 7,3 6.2

05.2010 6,7 5.68 5 1,16 47 38 150-ЯНАМ 117 99 420 324 0 6.7 5.7

06.2010 6,7 5.68 5 1,16 71 26 150-ЯНАМ 177 150 634 86 0 6,7 5.7

07.2010 6,7 5,68 5 1,16 71 26 150-ЯНАМ 207 176 744 0 0 6,7 5,7

08.2010 6,5 5.51 5 1.16 71 29 150-ЯНАМ 201 171 744 0 0 6.5 5.5

09.2010 6.5 5,51 5 1.16 71 29 150-ЯНАМ 194 164 717 3 0 6.5 5.5

10.2010 6,5 5,51 5 1.16 71 22 150-ЯНАМ 2 1 2 742 0 6,5 5.5

11.2010 6.5 5,51 5 1.16 71 22 150-ЯНАМ 2 1 2 718 0 6,5 5,5

12.2010 6,5 5,51 5 1.16 41 28 150-ЯНАМ 2 1 2 742 0 6.5 5,5

01.2011 6,5 5,51 5 1.16 41 26 150-ЯНАМ 2 1 2 742 0 6,5 5,5

02.2011 6.5 5,51 5 1.16 41 26 150-ЯНАМ 2 1 2 670 0 6,5 5.5

03.2011 6,5 5.39 7 1,16 71 30 150-ЯНАМ 2 1 2 742 0 6,5 5.4

04.2011 6 4,98 7 1,16 71 30 150-ЯНАМ 2 1 2 718 0 6 5

05.2011 6 4.98 7 1,16 71 30 150-ЯНАМ 42 35 167 577 0 6 5

06.2011 6.6 5,48 7 1,16 50 34 150-ЯНАМ 29 24 104 616 0 6.6 5,5

07.2011 6.6 5,48 7 1,16 50 34 150-ЯНАМ 2 1 2 742 0 6.6 5.5

08.2011 6,6 5,48 7 1,16 50 34 150-ЯНАМ 2 1 2 742 0 6.6 5,5

09.2011 6,4 5,31 7 1,16 50 29 150-ЯНАМ 2 1 2 718 0 6.4 5.3

10.2011 6,4 5,31 7 1,16 50 29 150-ЯНАМ 2 1 2 742 0 6.4 5.3

11.2011 6.4 5,31 7 1,16 34 25 150-ЯНАМ 2 1 2 718 0 6.4 5.3

12.2011 6.4 5.31 7 1,16 34 25 150-ЯНАМ 2 1 2 742 0 6,4 5.3

01.2012 6 4.98 7 1.16 50 27 150-ЯНАМ 186 154 744 0 0 6 5

02.2012 5 4.06 9 1.16 50 27 150-ЯНАМ 104 85 502 194 0 5 4.1

03.2012 5 4,06 9 1,16 50 28 150-ЯНАМ 155 126 744 0 0 5 4.1

04.2012 4.7 3,86 8 1,16 42 28 150-ЯНАМ 140 115 718 2 0 4.7 3.9

05.2012 5 4,1 8 1.16 42 29 150-ЯНАМ 154 127 742 2 0 5 4.1

06.2012 5 4.1 8 1,16 42 33 150-ЯНАМ 150 123 719 10 5 4.1

07.2012 5 4.1 8 1.16 42 32 150-ЯНАМ 99 81 477 267 0 5 4.1

08.2012 5 4,19 6 1,16 53 31 150-ЯНАМ 120 101 723 21 0 4 3.4

09.2012 5 4.19 6 1,16 53 31 150-ЯНАМ 113 93 715 5 0 3.8 3.1

10.2012 5.2 4,36 6 1,16 53 31 150-ЯНАМ 109 89 744 0 0 3,5 2.9

11.2012 3.6 3.02 6 1,16 53 31 150-ЯНАМ 2 1 1 719 0 3.2 2.6

12.2012 6 5,03 6 1.16 49 33 25/20-150ЯНМ 164 137 656 88 0 6 5

01.2013 6 5.08 5 1,16 49 45 25/20-150ЯНМ 40 34 159 585 0 6 5,1

02.2013 6 5.08 5 1,16 49 45 25-150-ЯНАМ 134 113 536 136 0 6 5.1

03.2013 6.4 5,42 5 1,16 47 38 25-150-ЯНАМ 159 135 597 147 0 6.4 5.4

04.2013 6.4 5,42 5 1,16 47 26 25-150-ЯНАМ 191 161 715 5 0 6.4 5.4

05.2013 6.4 5,42 5 1,16 47 29 25-150-ЯНАМ 198 168 744 0 0 6.4 5,4

06.2013 6.4 5,42 5 1,16 47 29 25-150-ЯНАМ 192 163 720 0 0 6.4 5.4

07.2013 6.4 5,42 5 1,16 47 29 25-150-ЯНАМ 99 84 372 372 0 6.4 5,4

08.2013 6,4 5,42 5 1.16 52 29 25-150-ЯНАМ 198 168 744 0 0 6.4 5,4

08.09.2015 12:29 КИС 'АРМИТС

Дата мес.год Фактический режим Р пласт. Р чаб. Типоразмер Отчетные данные

Ожид. Онеф. Обв. Плоти, воды насоса Жид-ть Нефть Траб Тпрост Тнак Ожид. Онеф.

мЗ/сут т/с\т % г/смЗ атм атм мЗ мес т'мес ч мес ч/мес ч'мес мЗ сут т/сут

09.2013 6.4 5,42 5 1,16 52 35 25-150-КНАМ 192 163 720 0 0 6.4 5.4

10.2013 6.4 5,42 5 1,16 52 35 25-150-КНАМ 198 168 744 0 0 6.4 5.4

11.2013 6 4,92 8 1,16 52 35 25-150-КНАМ 179 147 718 2 0 6 4.9

12.2013 5.4 4,48 7 1,16 52 27 25-150-КНАМ 168 139 744 0 0 5,4 4,5

01.2014 5.4 4,48 7 1.16 52 27 25-150-КНАМ 104 87 465 279 0 5,4 4.5

02.2014 6 4.98 7 1.16 52 27 25-150-КНАМ 146 122 586 86 0 6 5

03.2014 6 4,98 7 1,16 52 27 25-150-КНАМ 186 154 743 10 6 5

04.2014 6 4,92 8 1,16 47 41 25-150-ЯНАМ 180 148 720 0 0 6 4.9

05.2014 6 4,5 16 1,16 47 41 25-150-КНАМ 186 139 744 0 0 6 4,5

06.2014 6 4,34 19 1,16 47 41 25-150-КНАМ 180 130 720 0 0 6 4,3

07.2014 6 4,44 17 1.16 47 41 25-150-КНАМ 186 137 742 2 0 6 4.4

08.2014 6 4,01 25 1.16 53 38 25-150-КНАМ 75 50 301 443 0 6 4

09.2014 6 4,01 25 1,16 53 38 25-150-КНАМ 135 90 540 180 0 6 4

10.2014 6.2 4,15 25 1,16 53 38 25-150-КНАМ 115 77 446 298 0 6Д 4.15

11.2014 6,2 4,15 25 1,16 53 38 25-150-КНАМ 2 1 2 718 0 6.2 4,15

12.2014 6 4,28 20 1.16 53 38 25-150-КНАМ 155 ПО 741 3 0 5 3.57

01.2015 6 4,23 21 1.16 52 37 25-150-КНАМ 186 131 742 2 0 6 4,23

02.2015 6 4,23 21 1.16 41 37 25-150-КНАМ 168 118 672 0 0 6 4.22

03.2015 6 4,12 23 1,16 41 25-150-КНАМ 122 84 490 254 0 6 4,12

04.2015 6 4,01 25 1,16 41 37 25-150-КНАМ 60 40 241 479 0 6 4,01

05.2015 6,5 4,64 20 1,16 41 35 25-150-КНАМ 198 141 730 14 0 6.5 4.64

06.2015 6,5 4,64 20 1.16 41 35 25-150-КНАМ 195 139 720 0 0 6.5 4.64

07.2015 6.5 5,22 10 1.16 41 35 25-150-КНАМ 201 161 742 2 0 6,51 5,21

09.2015 6.5 5,218 10 0 41 36 25-150-КНАМ 0 0 0 0 0 0 0

08.09.2015 12:29 КИС 'АРМИТС'

ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ по скв.4924 ЦДНГ-5 НГДУ ЯН (01/01/2005-01/09/2015)

Гор Дата Вид Т Уро- Р Рзаб Р Ожид. Режим

иссле- иссл. пр. вень Затр Рпл. прием расч. Ож.факт % Пл.воды Примечание

дования м атм атм атм мЗ сут чЗ/сут обв. г/смЗ

480 23.06.2005 Н дин 300 0 72,9 59.2 9,3 7 5 1.16 Тех.группа

480 23.06.2005 Нет 300 0 72.9 0 0 5.4 5 1.16 Тех.группа

480 18.07.2005 Н дин 619 11,1 59.7 45,9 9.3 7 5 1.16 Тех.группа

480 23.07.2005 Н дин 700 0 43.1 29.3 9,3 5 1.16 Тех.группа

480 09.08.2005 Н дин 931 14.6 40.6 27,1 9,3 6,5 3 1,16

480 05.09.2005 Н дин 969 14.2 37.3 23.8 9,3 6,5 3 1.16 Тех.группа

480 09.09.2005 Н дин 558 3,1 55.7 42,2 9.3 6.5 3 1.16 Тех.группа

480 12.10.2005 Н дин 992 14.2 35.8 22 9.3 6 5 1.16 Тех.группа

480 17.10.2005 Н дин 986 15,2 37.2 23.5 9.3 6 5 1.16

480 02.12.2005 Н дин 977 12.9 35.6 21.9 9,3 5.4 5 1,16

480 26.12.2005 Н дин 960 14,4 38.4 24.7 9,3 5.4 5 1.16

480 08.01.2006 Н дин 962 12.1 36 22,2 9.3 5,4 5 1.16

480 13.02.2006 Н дин 985 8.4 32.7 0 0 4.9 5 1.16 КВУ/КВД(Кпрод= 0.063)

480 14.02.2006 Н дин 985 8.4 32,7 0 0 4.9 5 1.16 КВУ КВД(Кпрод= 0.063)

480 27.02.2006 Нет 310.58 204 14.3 107.2 0 0 4.9 5 1.16 КВУ/КВД(Кпрод= 0.063)

480 21.04.2006 Н дин 974 13.8 36.8 22.8 9,3 5.4 5 1.16

480 28.06.2006 Н дин 1005 4,7 25.1 11,3 7,3 4 3 1.16

480 22.09.2006 Н дин 996 6.4 27.5 13,7 8 5.2 з 1.16

480 25.10.2006 Н дин 1005 4.6 25 11,2 7,3 4.5 3 1.16

480 01.11.2006 Н дин 1004 8.5 29 15,2 8.4 4,5 3 1.16

480 04.12.2006 Нет 401 12,1 76,5 0 0 5.2 3 1.16

480 25.12.2006 Н дин 994 13.6 34.8 21 9,3 5,2 3 1.16

480 08.02.2007 Н дин 1011 6.6 26.5 12.7 7,7 5.2 3 1.16

480 19.02.2007 Н дин 996 7,2 28.3 14.5 8.2 5.2 3 1.16

480 22.03.2007 Н дин 1011 5,5 25.4 11,6 7,4 5,2 3 1.16

480 12.04.2007 Н дин 1002 7 27.6 13.8 8 5.2 3 1.16

480 06.06.2007 Н дин 994 6,6 27,8 26.6 14 8,1 5,2 3 1.16

480 02.07.2007 Н дин 994 5,4 12.8 7.8 5.2 3 1.16

480 21.09.2007 Нет 239 379 5.3 71.5 0 0 5.2 3 1,16

480 03.10.2007 Нет 244 6 83,5 0 0 5.2 3 1.16

480 04.10.2007 Н дин 237 5,6 83,7 69.9 9.3 5,2 3 1.16

480 05.10.2007 Н дин 556 2,5 55,3 41.5 9,3 5.2 3 1.16

480 19.12.2007 Н дин 985 9 30.9 17.1 8.8 5.2 3 1.16

480 15.01.2008 Нет 97.51 229 0.6 79.3 0 0 5.2 3 1,16 Tex.rpvnna

480 15.01.2008 Н дин 232 0.8 79.3 65.5 9,3 5,2 3 1.16

480 15.01.2008 Н дин 232 0.8 79.3 66,4 6.9 5.2 3 1.16 Тех.группа

480 16.01.2008 Н дин 304 3 75,4 61,6 9,3 5.2 3 1.16

480 17.01.2008 Н дин 344 3.8 72.9 59.1 9,3 5.2 3 1.16

480 21.01.2008 Н дин 445 9,5 70.5 56,7 9.3 5,2 3 1.16

480 23.01.2008 Н дин 445 9,5 70.4 57.5 6.9 5.2 3 1.16 Tex.rpvnna

480 06.02.2008 Н ст 770 17.7 55.6 0 0 5.2 3 1.16 Тех.группа

480 07.02.2008 Н дин 776 32 69.5 56.6 6.9 5,2 3 1.16 Тех.группа

480 12.02.2008 Н дин 438 0 61,5 48.6 6.9 5,2 3 1.16

480 13.02.2008 Н дин 502 4,6 61.1 48.2 6.9 5,2 3 1,16

480 15.02.2008 Н дин 641 15.7 62.6 49.7 6.9 5.2 3 1,16

480 06.03.2008 Н дин 604 4.3 53.7 40.8 9,3 7 3 1.16

480 11.03.2008 Н дин 627 3.7 51.5 38.6 9.3 7 3 1.16 Тех.группа

480 11.03.2008 Н дин 627 3,7 51,5 38.6 9,3 7 3 1.16 Tex.rpvnna

480 11.03.2008 Н дин 627 3,7 51.5 38.6 9,3 7 3 1.16

480 27.03.2008 Н дин 736 11,7 52 39,1 9.3 7 3 1.16

08.09.2015 12:29 КИС'АРМИТС'

ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ по скв.4924 ИДНГ-5 НГДУ ЯН (01/01/2005-01/09/21115)

Гор Дата Вид Т Уро- Р Рзаб/ Р С?жид. Режим

иссле- иссл. пр. вень Затр Рпл. прием расч. Ож.факт % Пл. воды Примечание

дования м атм атм атм мЗ/сут мЗ/сут обв. г/смЗ

480 14.04.2008 Н дин 816 15,2 49.9 36.9 9.3 7 4 1.16

480 27.04.2008 Н дин 736 11,7 52.1 39.1 9.3 7 4 1,16

480 12.05.2008 Н дин 948 24.2 49 0 0 7.9 4 1.16 КВУ КВД(Кпрод- 0.787)

480 20.05.2008 Нет 190.12 543 3,9 57.6 0 0 7.9 4 1.16 КВУ КВД(Кпрод= 0.787)

480 25.06.2008 Н дин 745 0 39.8 26.8 9.3 7 4 1.16

480 02.07.2008 Н дин 702 6,2 49.3 36 9,3 7 8 1.16

480 05.09.2008 Н дин 782 7 44.5 31,1 9.3 6.8 8 1.16

480 03.10.2008 Н дин 886 16,9 46.8 33.4 9.3 6.8 8 1.16

480 14.10.2008 Н дин 946 19,4 44,7 31.4 9.3 6.8 8 1.16

480 27.10.2008 Нет 211 606 3.3 53 0 0 6.8 8 1.16

480 29.12.2008 Н дин 925 16.8 43.6 30,4 9.3 6.6 6 1.16

480 26.01.2009 Н дин 768 3,8 42 28.9 9.3 6.6 5 1.16

480 07.02.2009 Н дин 916,5 6,3 33,6 20,5 9.3 6.4 5 1.16 Тех.группа

480 11.02.2009 Н дин 947 19.3 44,3 31.2 9.3 6.4 5 1.16

480 07.04.2009 Н дин 808 13,1 48.4 35,3 9.3 6.4 5 1.16

480 29.04.2009 Н дин 816 4,1 38.8 25,7 9.3 6.4 5 1.16 Тех.группа

480 24.05.2009 Н ст 266.4 627,3 5,4 53,4 0 0 6.4 5 1.16 Микон

480 30.07.2009 Н дин 825.9 4 38 24,9 9.3 6.2 5 1.16 Тех.группа

480 13.09.2009 Нет 226.01 645.6 0,1 46.8 0 0 6.5 5 1.16

480 15.09.2009 Н дин 709.2 4.3 46.7 33.6 9.3 6.5 5 1.16 Тех.группа

480 16.09.2009 Н дин 759.9 20.1 58.8 45.7 9,3 6.5 5 1.16 Микон

480 16.09.2009 Н дин 742.5 0.5 40.5 27.4 9,3 6.5 5 1.16 Тех.группа

480 09.10.2009 Н дин 869,7 8.9 39,7 26.6 9.3 6.7 5 1.16 Микон

480 11.01.2010 Н дин 871.5 9.4 40,1 27 9.3 6.6 6 1.16 Тех.группа

480 11.02.2010 Н дин 886,5 8.1 37,7 24.6 10.8 6.7 5 1,16 Тех.группа

480 18.05.2010 Н дин 1005 5,4 25.9 0 0 6.7 5 1,16 КВУ КВД(Кпрод= 0.310)

480 04.06.2010 Нет 406.31 725 3,6 71 0 0 6.7 5 1,16 КВУ КВД(Кпрод= 0.310)

480 12.07.2010 Н дин 978 6,8 29.4 16,3 10 6.7 5 1.16 Микон

480 27.09.2010 Н дин 987 0,1 22 8.9 7,6 6,5 5 1.16

480 27.10.2010 Нет 265.03 809,4 5,6 40.8 0 0 6,5 5 1.16 Микон

480 30.11.2010 Н дин 993 4,8 26.3 13.2 9.2 6.5 5 1,16 Тех.группа

480 03.12.2010 Н дин 996.9 6.9 28.1 15 9.7 6.5 5 1,16 Тех.группа

480 15.12.2010 Н дин 994.8 4.2 25.5 12,5 9 6.5 5 1,16 Микон

480 19.01.2011 Н дин 985.2 0.1 22.2 9.1 7,7 6.5 5 1.16 Тех.группа

480 24.01.2011 Н дин 987 8.3 30.2 17,1 10,2 6.5 5 1.16 Тех.группа

480 17.05.2011 Нет 288.35 650 3,6 50.2 0 0 6 7 1.16 Микон

480 23.05.2011 Н дин 952,2 9,4 34,2 20.9 10.8 6 7 1,16 Тех.группа

480 28.07.2011 Н дин 1015,5 4.8 24.7 11.4 8.6 6.6 7 1.16 Тех.группа

480 22.08.2011 Н дин 1018,5 7.2 26.9 13,6 9.3 6.6 7 1,16 Тех.группа

480 25.08.2011 Н дин 1006,2 8,4 29 15.8 9.9 6.6 7 1.16 Тех.группа

480 04.10.2011 Нет 169,02 879,9 3,4 33.6 0 0 6.4 7 1.16 Микон

480 14.10.2011 Н дин 984.3 4.7 27 13.8 9.4 6.4 7 1.16 Микон

480 26.10.2011 Н дин 1005 3,9 24.6 11.4 8.6 6.4 7 1.16 Тех.группа

480 29.12.2011 Н дин 994,2 5.2 26.8 13.5 9.4 6.4 7 1.16 Микон

480 20.01.2012 Н дин 1007.4 5.2 25,7 12,5 9.1 6.4 7 1.16 Тех.группа

480 25.01.2012 Н дин 956.7 3.9 28.3 15.1 9.8 6.4 7 1.16 Микон

480 22.02.2012 Нет 189.54 850,2 9.6 42 0 0 6 7 1,16 Микон

480 27.04.2012 Н дин 972.3 9.4 32,8 19,4 10.7 5 9 1,16 Тех.группа

480 30.04.2012 Н дин 966.6 9.3 33 19.7 10.8 4,7 8 1.16 Тех.группа

480 02.05.2012 Н дин 972.9 9.9 33,2 19.8 10.8 4.7 8 1.16 Тех.группа

08.09.2015 12:29 КИС'АРМИТС'

ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ по скв.4924 ЦДНГ-5 НГДУ ЯН «11/01/2005-01/09/2015)

Гор Дата Вид Т Уро- Р Рзаб Р Ожид. Режим

иссле- иссл. пр. вень Затр Рил. прием расч. Ож.факт % Пл. воды Примечание

дования м атм атм атм мЗ сут мЗ/сут обв. г/смЗ

480 02.05.2012 Н дин 966.6 9,3 33 19,7 10.8 4.7 8 1,16 Тех.группа

480 08.05.2012 Н дин 964,5 9.2 33.1 19.8 10.8 4.7 8 1,16 Тех.группа

480 11.05.2012 Н дин 953,7 4.3 29 15.7 10 4,7 8 1.16 Тех.группа

480 12.05.2012 Н дин 964,5 9,3 33,2 19.9 10.8 4.7 8 1.16 Тех.группа

480 02.07.2012 Н дин 958.2 3.8 28,2 14.9 5.6 5 8 1.16 Тех.группа

480 12.07.2012 Н дин 903 3,4 32 18.7 6 5 8 1.16 Микон

480 21.07.2012 Н дин 907.9 2,4 30.6 0 0 5 8 1.16 КВУ КВД(Кпрод= 0.292)

480 01.08.2012 Нет 264,2 695,4 2,1 49.1 0 0 5 8 1.16 КВУ КВД(Кпрод= 0.292)

480 05.10.2012 Н дин 957,3 9,9 34,2 21 6.1 5 6 1,16 Микон

480 10.10.2012 Н дин 963 9.4 33,3 20.1 6,1 5 6 1,16 Микон

480 19.12.2012 Н дин 696.9 3,7 46.8 38,1 6,1 3.6 6 1,16 Тех.группа

480 20.12.2012 Н дин 714 4,6 46.5 37.8 6,1 3.6 6 1.16 Тех.группа

480 21.12.2012 Н дин 738.3 5.8 46 37.3 6.1 3.6 6 1.16 Тех.группа

480 25.12.2012 Н дин 794,1 9 45.2 36,6 6,1 3.6 6 1.16 Тех.группа

480 27.12.2012 Н дин 799.2 9,3 45.2 36.5 8.5 6 6 1.16 Тех.группа

480 05.03.2013 Н дин 896.7 9 37.6 29.4 8.5 6 5 1.16 Микон

480 12.03.2013 Нет 143,31 785.7 9.9 46.7 0 0 6 5 1,16 Микон

480 01.04.2013 Н дин 1049,1 9,2 26,1 17.9 8.3 6.4 5 1.16 Тех.группа

480 24.04.2013 Н дин 1040,7 8.8 26.4 18.1 8.3 6.4 5 1.16 Тех.группа

480 08.05.2013 Н дин 1015.2 9,5 29 20.8 8,5 6.4 5 1.16 Микон

480 16.07.2013 Нет 407.05 609.3 3,2 52,2 0 0 6.4 5 1.16 Микон