Согласно стандарта «Порядок подбора кандидатов на проведение, расчета эффекта и оценки эффективности ГТМ», оценка эффекта от ОПЗ включает в себя три параметра:
· планируемый дебит жидкости после ОПЗ,
· планируемый дебит нефти после ОПЗ,
· планируемый прирост дебита нефти после ОПЗ.
Добыча жидкости
Планируемый дебит жидкости после ОПЗ вычисляется по формуле:
(1)
где 
- планируемый дебит жидкости после ОПЗ, м3/сут;
- фактический дебит жидкости до ОПЗ, м3/сут;
- депрессия на фактическое забойное давление после проведения ИДН, атм;
- депрессия на фактическое забойное давление до проведения ОПЗ, атм.
Добыча нефти
Планируемый дебит нефти после ОПЗ вычисляется по формуле:
(2)
где 
- планируемый дебит нефти после ОПЗ, т/сут;
- планируемый дебит жидкости после ОПЗ, м3/сут;
- планируемое значение обводненности после ОПЗ, %;
- плотность нефти в поверхностных условиях, г/см3.
Планируемый прирост дебита нефти после ОПЗ рассчитывается по формуле:
(3)
где 
- планируемый прирост дебита нефти после ОПЗ, т/сут;
- планируемый дебит нефти после ОПЗ, т/сут;
- фактический текущий дебит нефти, т/сут.
Планируемые приросты дебита жидкости, нефти после проведения комплексных обработок представлены в табл. 15.
Таблица 15
Планируемые параметры работы скважин после проведения РАСПО+ПСКО
| Месторождение | № скв. | Параметры до ОПЗ | Планируемые параметры после РАСПО+ПСКО | |||||
| Q жидкости, м3/сут | Q нефти, т/сут | Обводненность, % | Q жидкости, м3/сут | Q нефти, т/сут | Прирост Q нефти, т/сут | Прирост Q нефти, % | ||
| Мишкинское | 43,4 | 12,5 | 59,5 | 17,2 | 4,6 | |||
| Таблица 15 (продолжение) | ||||||||
| Мишкинское | 30,0 | 19,2 | 41,2 | 26,4 | 7,2 | |||
| Мишкинское | 80,0 | 20,2 | 106,1 | 26,8 | 6,6 | |||
| Мишкинское | 29,0 | 13,7 | 39,2 | 18,6 | 4,8 | |||
| Мишкинское | 96,0 | 26,3 | 128,7 | 35,2 | 8,9 | |||
| Мишкинское | 75,0 | 13,9 | 99,5 | 18,4 | 4,5 | |||
| Мишкинское | 69,9 | 14,3 | 91,5 | 18,7 | 4,4 | |||
| Мишкинское | 18,0 | 12,7 | 24,2 | 17,1 | 4,4 | |||
| Мишкинское | 35,0 | 25,3 | 45,9 | 33,1 | 7,8 | |||
| Мишкинское | 27,0 | 19,3 | 37,3 | 26,6 | 7,3 |
В целом по проекту по 10 скважинам планируется прирост дебита в количестве 60,7 т/сут.
Коэффициент нефтеотдачи
Рассчитаем коэффициент нефтеотдачи по проекту, при условии его реализации в июле 2007 г. Ожидаемая продолжительность эффекта от проведения РАСПО+ПСКО 1,5 года.
Все скважины кандидаты из списка проекта относятся к верейскому объекту разработки. Начальные балансовые запасы нефти по верейскому объекту разработки составляют 63,6 млн. тонн. Плановая накопленная добыча на 2007 г. составляет 10,296 млн. тонн. Результаты расчета отражены в табл. 16.
Таблица 16
Сравнение КИН при реализации проекта
| 2007 г. | 2008 г. | |
| Плановая накопленная добыча нефти, млн. тонн | 10,296 | 10,624 |
| КИН | 0,1619 | 0,1670 |
| Плановая накопленная добыча нефти при реализации проекта ПСКО по 10 скважинам, млн. тонн | 10,359 | 10,814 |
| КИН, при реализации проекта ПСКО | 0,1629 | 0,1700 |
| Плановая накопленная добыча нефти при реализации проекта РАСПО+ПСКО по 10 скважинам, млн. тонн | 10,406 | 10,956 |
| КИН, при реализации проекта РАСПО+ПСКО | 0,1636 | 0,1723 |
Реализация проекта РАПО + ПСКО на 10 скважинах Мишкинского месторождения позволит увеличить КИН по верейскому объекту разработки в 2007 г. на 0,0017, а в 2008 г. на 0,0053. При реализации проекта обычного ПСКО увеличение текущего КИН составит 0,001 и 0,003 соответственно.
2.7. Сравнение технологических показателей проектируемого варианта с базовым вариантом
Сравним показатели проведения комплексных обработок РАСПО+ПСКО с показателями, которые мы могли бы получить в том случае, если бы проводились ПСКО по обычной технологии. Результаты сравнения отражены в табл. 17, 18.
Таблица 17
Сравнение проектных показателей с базовым вариантом по скважинам
| Месторождение | № скв. | Параметры после РАСПО+ПСКО (проект) | Параметры после ПСКО (базовый вариант) | ||||||
| Q жидкости, м3/сут | Q нефти, т/сут | Прирост Q нефти, т/сут | Прирост Q нефти, % | Q жидкости, м3/сут | Q нефти, т/сут | Прирост Q нефти, т/сут | Прирост Q нефти, % | ||
| Мишкинское | 59,5 | 17,2 | 4,6 | 52,6 | 15,2 | 2,7 | 21,2 | ||
| Мишкинское | 41,2 | 26,4 | 7,2 | 36,4 | 23,3 | 4,1 | 21,2 | ||
| Мишкинское | 106,1 | 26,8 | 6,6 | 94,9 | 24,0 | 3,8 | 18,6 | ||
| Мишкинское | 39,2 | 18,6 | 4,8 | 34,8 | 16,5 | 2,8 | 20,1 | ||
| Мишкинское | 128,7 | 35,2 | 8,9 | 114,7 | 31,4 | 5,1 | 19,5 | ||
| Мишкинское | 99,5 | 18,4 | 4,5 | 89,0 | 16,5 | 2,6 | 18,7 | ||
| Мишкинское | 91,5 | 18,7 | 4,4 | 82,2 | 16,8 | 2,5 | 17,6 | ||
| Мишкинское | 24,2 | 17,1 | 4,4 | 21,6 | 15,2 | 2,5 | 19,8 | ||
| Мишкинское | 45,9 | 33,1 | 7,8 | 41,2 | 29,8 | 4,5 | 17,7 | ||
| Мишкинское | 37,3 | 26,6 | 7,3 | 32,9 | 23,4 | 4,2 | 21,8 |
Таблица 18
Сравнение проектных показателей с базовым вариантом в целом
| Количество обработок | Средний Q нефти до ОПЗ, т/сут | Средний Q нефти после ОПЗ, т/сут | Средний прирост Q нефти, т/сут. | Общий прирост Q нефти по проекту, т/сут | Средний прирост Q нефти, %. | |
| РАСПО+ПСКО (предлагаемый проект) | 23,8 | 29,9 | 6,1 | 60,7 | ||
| ПСКО (базовый вариант) | 23,8 | 27,3 | 3,5 | 34,7 |
Как видно из табл. 18, планируемый прирост Q нефти от обработок РАСПО+ПСКО на 2,6 т/сут. больше по сравнению с обычными ПСКО. В целом прирост Q нефти по предлагаемому проекту РАСПО+ПСКО на 26 т/сут. больше по сравнению с ПСКО по обычной технологии.