СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Российский патент 2014 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки освоенных и действующих нефтяных месторождений и ограничения водопритока в добывающих скважинах.

Известен способ предотвращения замерзания устья водонагнетательных скважин в режиме циклического заводнения (патент RU №2160824, МПК E21B 36/00, опубл. 20.12.2000 г., бюл. №22). Способ основан на использовании тепла Земли для предотвращения замерзания устья нагнетательных скважин. В режиме циклического заводнения при плановой закачке воды происходит дополнительное накопление энергии. Для этого частично преобразуют механическую энергию потока закачиваемой воды в электрическую. Впоследствии накопленную электрическую энергию используют для принудительной циркуляции воды в устьевом оборудовании.

Недостатком известного способа является необходимость обустройства устья всех нагнетательных скважин сложным оборудованием с последующим слежением за его исправностью. Это является технически сложной задачей, требующей больших финансовых затрат.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому способу является способ циклического заводнения, включающий закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины с использованием в качестве вытесняющего агента пластовой или сточной воды с повышенной минерализацией (Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения / Р.Х. Муслимов, A.M. Шавалиев, Р.Б. Хисамов, И.Г. Юсупов. - М.: ВНИИОЭНГ, 1995. - Т.2. - С.47-48).

Недостатком способа является то, что не на всех участках имеется вода с необходимой минерализацией, не замерзающая при низких температурах. Кроме того, при перемешивании вод с различным солевым составом происходит солеотложение как на подземном оборудовании, так и в продуктивных пластах, что приводит к падению добычи нефти и увеличению межремонтного периода скважинного оборудования, связанного с удалением отложившихся нерастворимых солей. К вышеперечисленным недостаткам способа можно добавить и то, что в нем не предусмотрено уменьшение обводненности продукции.

Техническими задачами предложения являются повышение добычи нефти при одновременном уменьшении отбора попутной воды за счет увеличения охвата заводнением и вытеснения нефти из низкопроницаемых слоев и зон продуктивного пласта.

Техническая задача решается способом разработки нефтяного месторождения, включающим циклическую закачку вытесняющего агента через систему нагнетательных скважин и отбор нефти через систему добывающих скважин.

Новым является то, что проводят ежегодную статистическую обработку эксплуатационных характеристик участка нагнетательных и добывающих скважин по двум эксплуатационным параметрам: объему закачиваемой воды и обводненности добываемой продукции, определяют их коэффициент флуктуации (φ) по формуле:

где

x_i - ежемесячный дебит по жидкости, т/мес, или обводненность добываемой продукции, % за каждый месяц;

- эмпирическое среднее статистически обрабатываемых параметров;

s - стандартное отклонение статистически обрабатываемых параметров;

n - объем выборки, взятый за последние четыре года работы скважины с ежемесячными значениями упомянутых параметров, при φ<10 проводят оптимизацию режима циклической закачки вытесняющего агента с его закачкой в зимний период, для чего предупреждают замерзание устья нагнетательных скважин в этот период, повышают температуру вытесняющего агента до 10-20°C от первоначальной на пункте поступления теплой воды и проводят водоизоляционные работы в добывающих скважинах до достижения обводненности добываемой продукции не более 60-70%, а при φ>10 продолжают принятый циклический режим закачки вытесняющего агента.

На фиг.1 представлено изменение нормированных показателей по объему закачиваемой воды q_зак и обводненности добываемой продукции В.

На фиг.2 представлена динамика роста коэффициента φ (q_зак и В) для 4-летнего периода после предполагаемого внедрения способа.

На фиг.3 представлена динамика увеличения ежегодного накопленного прироста добычи нефти для 4-летнего периода после предполагаемого внедрения способа, т/год.

На фиг.4 показано размещение добывающих и нагнетательных скважин на участке нефтяного месторождения при циклическом заводнении, где Δ - нагнетательные скважины; ο - добывающие скважины; □ - источник закачиваемой теплой воды.

На фиг.5 представлен прогноз изменения нормированных показателей по объему закачиваемой воды q_зак и обводненности добываемой продукции В.

При разработке нефтяных месторождений методом циклического закачивания вытесняющего агента (воды) добывающие скважины обводняются, а устья нагнетательных скважин в зимний период замерзают. Для устранения этих проблем на участке месторождения с циклической закачкой проводят статистическую обработку эксплуатационных характеристик участка, представленных в таблице 1.

Таблица 1 Эксплуатационные характеристики Эксплуатационные характеристики Обозначение Среднесуточный дебит нефти за месяц, т/сут q_н Среднесуточный дебит жидкости за месяц, м³/сут q_ж Обводненность продукции, % B Среднесуточный дебит жидкости в пластовых условиях за месяц, м³/сут q_жпл Среднесуточный объем закачиваемой воды за месяц, м³/сут q_зак Обеспечение отбора жидкости закачкой, м³/сут q_зак/q_жпл

Все используемые переменные при вычислениях коэффициента флуктуации φ и формулы представлены в таблице 2.

На графиках фигуры 1 приведено изменение нормированных показателей от объема закачиваемой воды q_зак и обводненности добываемой продукции В за период с 2008 по 2011 г. Как видно из графиков, им свойственны существенные отклонения показателей во времени. Данный факт подтверждается значениями величин коэффициента флуктуации φ для всех эксплуатационных характеристик, они приведены в таблице 3.

Таблица 3 Коэффициент флуктуации по основным эксплуатационным характеристикам на примере 4-летней разработки Коэффициент флуктуации φ q_н q_ж B q_жпл q_зак q_зак/q_жпл 7,90 4,53 1,57 5,03 1,69 1,95

Низкие значения коэффициента флуктуации (φ<10) для q_зак и В говорят о том, что на данные параметры необходимо обратить внимание, поскольку данный факт констатирует наличие перебоев в системе циклической закачки в зимний период эксплуатации и об увеличении обводненности добываемой продукции скважин.

Коэффициент флуктуации определяется отношением эмпирического среднего к стандартному отклонению. Для интерпретации величины коэффициента флуктуации рассмотрим разработку месторождения, состоящего их трех участков, которым соответствуют три числовых множества переменных по добыче нефти (см. таблицу 4).

Таблица 4 Распределение значений переменных по добыче нефти Период времени Добыча нефти, т Участок №1 Участок №2 Участок №3 Январь 0 0 600 Февраль 0 100 525 Март 0 200 575 Апрель 0 300 650 Май 0 400 550 Июнь 0 500 500 Июль 1100 600 600 Август 1100 700 550 Сентябрь 1100 800 550 Октябрь 1100 900 525 Ноябрь 1100 1000 525 Декабрь 1100 1100 450 Эмпирическое среднее 550 550 550 Стандартное отклонение 574 361 52 Коэффициент флуктуации 1,0 1,5 10,5

Из таблицы 4 следует, что все три множества имеют эмпирическое среднее, равное 550, а стандартные отклонения соответственно равны 574, 361 и 52. Самое большое значение стандартного отклонения первого множества говорит о сильных расхождениях значений внутри множества с их средним значением. Стандартное отклонение последнего множества - самое маленькое по причине того, что значения в множестве сгруппированы вокруг среднего значения, а коэффициент флуктуации, наоборот, увеличивается, что свидетельствует о стабильности процесса, в данном случае для добычи нефти. На практике значения коэффициента флуктуации, соответствующие стабильной работе, следует принимать от 10 и более, поскольку в этом случае изменчивость процесса будет минимальной.

Если коэффициент флуктуации φ<10, это свидетельствует о том, что в системе поддержания пластового давления (ППД) существуют недоработки (фиг.2), поэтому на этом участке необходимо провести оптимизацию режима разработки месторождения - стабилизацию закачки вытесняющего агента в зимний период путем предупреждения замерзания устья нагнетательных скважин и снижения обводненности добываемой продукции скважин. Для предупреждения замерзания устья нагнетательных скважин температуру вытесняющего агента (воды) повышают до 10-20°C от первоначальной на пункте поступления теплой воды. Для подогрева вытесняющего агента применяют природный нефтяной газ (ПНГ), при сжигании которого выделяется тепло. Можно также использовать «бросовое» тепло, которое возникает при подготовке нефти. При глубоком обезвоживании и обессоливании поток добываемой продукции нагревают до 60-80°C и выше. Основная часть оборотного «бросового» тепла эффективно повторно используется, однако товарная нефть на выходе имеет достаточно высокую температуру - до 45°C. Для сдачи этой нефти в систему магистрального транспорта нефть охлаждают до 30°C, утилизируемое при этом тепло можно использовать для нагрева попутной воды, предназначенной для закачки в скважины с целью поддержания пластового давления.

Для оптимизации режима разработки нефтяного месторождения проводят также водоизоляционные работы (ВИР) в добывающих скважинах с высокой обводненностью (более 70%) добываемой продукции до достижения обводненности не более 70%. В добывающем фонде скважин, обводненность которых превышает обводненность за предыдущий рассматриваемый период на 15-20% от средних значений, необходимо проводить 6-7 водоизоляционных работ ежегодно, а за весь период - порядка 25-30 ВИР. Данные группы мероприятий дадут усредненный ежегодный прирост добычи нефти в пределах 200 т нефти на каждую добывающую скважину участка, что в среднем каждый год по участку будет приносить дополнительные 10 тыс. т нефти (фиг.3). Водоизоляционные работы на обводненных скважинах производят по стандартным технологиям, принятым при ремонте скважин. Выбор реагента для водоизоляционных работ зависит от вида коллектора: для терригенного коллектора с пресными водами выбирают кремнийорганический продукт 119-296И, для терригенного коллектора с высокоминерализованными водами используют реагент Витам, а для карбонатного коллектора с водами любой минерализации подходит дисперсная система, состоящая из набухающего порошка эластомера В 50Э в 0,3%-ном растворе полиакриламида DP9-8177.

После повышения температуры закачиваемой воды с применением теплоты сгорания ПНГ или «бросового» тепла в водоводах и после проведения водоизоляционных работ в отдельных добывающих скважинах с высокой обводненностью добываемой продукции коэффициент флуктуации φ для двух эксплуатационных характеристик q_зак и В начнет расти. Аналогичным образом проводят оптимизацию на других участках нефтяного месторождения, где поддерживается циклическая закачка.

Прогнозируемая динамика изменения коэффициента φ в течение 4 лет после применения предлагаемого способа приведена на фигуре 2. Как видно из фигуры 2, рост коэффициента флуктуации по истечении 4 лет достигает значений 10 и более, которые являются оптимальными величинами для наилучшего функционирования системы разработки месторождения.

Для оценки возможности предупреждения замерзания устьевого оборудования нагнетательных скважин рассмотрим участок, разбуренный по сетке плотностью 16 га/скв. с 12 нагнетательными и 50 добывающими скважинами. Расстояние нагнетательных скважин от добывающих выбрано с учетом рационального вытеснения нефти водой из менее нефтенасыщенных и частично заводненных пластов к более нефтенасыщенным. Расположение нагнетательных и добывающих скважин и их расстояние от пункта поступления теплой воды приведены на фиг.4 и в таблицах 5-5г. С учетом того что 7 из 12 нагнетательных скважин малодебитные (до 50 м³/сут), ежегодно в зимний период происходит их полная остановка. Остальные 5 нагнетательных скважин также подвергаются опасности промерзания устья скважин из-за охлаждения водовода. Решением данной проблемы является повышение температуры вытесняющего агента в водоводах, например, с 5 до 10-20°C за счет теплоты сгорания ПНГ или использования «бросового» тепла. Это позволит повысить текущие отборы нефти при одновременном уменьшении отбираемой попутной воды за счет увеличения охвата заводнением и вытеснения нефти из низкопроницаемых зон пласта благодаря проведению полноценной эксплуатации системы циклической закачки в период повышенной опасности промерзания устья скважин (в зимние месяцы).

Таблица 5 Распределение температур в наземных водоводах нагнетательных скважин при температуре воды 5°C Номер нагнетательной скважины Расход скважины, м³/сут Расстояние от пункта поступления теплой воды до скважины, м Расстояние начала оледенения от устья скважины, м, при температуре окружающей среды, °C Расстояние замерзания воды от устья скважины, м, при температуре окружающей среды, °C -10 -20 -30 -10 -20 -30 12577 100 2200 266 146 101 3600 2850 2250 11954 47 1600 125 69 48 730* 470* 256* 9017 48 2000 128 70 51 886* 631* 395* 8009 49 1600 130 71 50 769* 526* 319* 10728 50 800 133 73 51 1161 987 760* 13138 77 1200 205 113 78 1567 1380 1191* 9521 105 1200 279 154 106 2287 1665 1305 11474 37 400 98 54 37 311* 202* 59* 12909 43 800 114 63 44 1021 812 570* 11240 54 2000 144 79 55 1600* 1050* 600* 10095 45 1200 120 66 46 1389 1213 1067* 12577 84 1600 223 123 85 2200 1687 1254* * Скважина замерзает

Таблица 5а Распределение температур в наземных водоводах нагнетательных скважин при температуре воды 10°С Номер нагнетательной скважины Расход скважины, м³/сут Расстояние от пункта поступления теплой воды до скважины, м Расстояние начала оледенения от устья скважины, м, при температуре окружающей среды, °C Расстояние замерзания воды от устья скважины, м, при температуре окружающей среды, °C -10 -20 -30 -10 -20 -30 12577 100 2200 455 266 189 9531 6295 4508 11954 47 1600 214 125 89 5880 4558 3277 9017 48 2000 218 128 91 6006 5021 4019 8009 49 1600 223 130 93 6132 4085 3262 10728 50 800 228 133 94 3636 2225 1778 13138 77 1200 350 205 145 5223 4846 2548 9521 105 1200 478 279 198 5889 5073 4418 11474 37 400 168 98 70 1630 1330 1057 12909 43 800 196 114 81 3381 2107 1619 11240 54 2000 246 144 102 6156 5399 4172 10095 45 1200 205 120 84 4630 3833 2894 12577 84 1600 382 223 159 8910 3688 1935

Таблица 5б Распределение температур в наземных водоводах нагнетательных скважин при температуре воды 15°C Номер нагнетательной скважины Расход скважины, м³/сут Расстояние от пункта поступления теплой воды до скважины, м Расстояние начала оледенения от устья скважины, м, при температуре окружающей среды, °C Расстояние замерзания воды от устья скважины, м, при температуре окружающей среды, °C -10 -20 -30 -10 -20 -30 12577 100 2200 601 367 266 9912 6996 4885 11954 47 1600 283 173 125 6186 4740 3408 9017 48 2000 289 176 128 6246 5272 4180 8009 49 1600 295 180 130 6377 4248 3392 10728 50 800 301 184 133 3771 2314 1867 13138 77 1200 463 283 205 5432 4040 2650 9521 105 1200 631 386 279 5525 5276 4595 11474 37 400 223 136 98 1695 1383 1099 12909 43 800 259 158 114 3516 2191 1684 11240 54 2000 325 198 144 6402 5615 4339 10095 45 1200 271 162 120 4815 3986 3010 12577 84 1600 505 308 223 7238 5558 3980

Таблица 5в Распределение температур в наземных водоводах нагнетательных скважин при температуре воды 20°C Номер нагнетательной скважины Расход скважины, м³/сут Расстояние от пункта поступления теплой воды до скважины, м Расстояние начала оледенения от устья скважины, м, при температуре окружающей среды, °C Расстояние замерзания воды от устья скважины, м, при температуре окружающей среды, °C -10 -20 -30 -10 -20 -30 12577 100 2200 721 455 335 10308 7245 5080 11954 47 1600 339 214 158 6433 4930 3544 9017 48 2000 346 218 161 6496 5483 4347 8009 49 1600 353 223 164 6632 4418 3528 10728 50 800 360 227 168 3923 2406 1942 13138 77 1200 555 350 258 5649 4202 2756 9521 105 1200 757 478 352 5746 5487 4779 11474 37 400 267 168 124 1763 1438 1143 12909 43 800 310 196 144 3657 2279 1751 11240 54 2000 389 246 181 6658 5840 4513 10095 45 1200 324 205 151 5008 4145 3130 12577 84 1600 606 382 282 7527 5780 4139

Таблица 5г Распределение температур в наземных водоводах нагнетательных скважин при температуре 25°C Номер нагнетательной скважины Расход скважины, м³/сут Расстояние от пункта поступления теплой воды до скважины, м Расстояние начала оледенения от устья скважины, м, при температуре окружающей среды, °C Расстояние замерзания воды от устья скважины, м, при температуре окружающей среды, °C -10 -20 -30 -10 -20 -30 12577 100 2200 822 532 398 10720 7535 5283 11954 47 1600 386 250 187 6690 5127 3686 9017 48 2000 395 255 191 6756 5702 4521 8009 49 1600 403 261 195 6897 4595 3669 10728 50 800 411 266 199 3980 2502 2020 13138 77 1200 633 410 306 5875 4370 2866 9521 105 1200 863 559 418 5976 5706 4970 11474 37 400 304 197 147 1833 1490 1189 12909 43 800 354 229 171 3803 2370 1821 11240 54 2000 444 287 215 6924 6074 4693 10095 45 1200 370 239 179 5208 4310 3255 12577 84 1600 691 447 334 7828 6011 4304

Расчеты границ начала оледенения и замерзания производят согласно программному обеспечению «Эстен» (свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ №2011660109 от 09.11.2012 г.). При расчетах принята следующая группа исходных данных: наружный диаметр водовода - 114 мм, фактические протяженности водоводов для скважин приведены в таблицах 5-5г.

Рассмотрим крайние значения внешних факторов, соответствующие максимально негативным погодным условиям, в частности сильному ветру на морозе, при этом коэффициент теплоотдачи водовода принимается равным 7,7 ккал/(час·м²·°C). Начальная температура воды составляла 5°C, температура воздуха снижалась от минус 10 до минус 30°C. В таблицах 5-5г приведены координаты начала оледенения и полного замерзания воды в водоводах при температуре 5-25°C.

Из расчетов согласно программному обеспечению «Эстен», проведенных на основании данных по координатам начала оледенения, полного промерзания и протяженности водоводов от пункта поступления теплой воды до нагнетательных скважин, видно, что при повышении температуры закачиваемой воды до 10°C (таблица 5а), 15°C (таблица 5б) и 20°C (таблица 5в) соответственно ни один водовод и ни одна скважина не замерзнут. При этом было выявлено, что температура вытесняющего агента 5°C не позволит защитить нагнетательные скважины от замерзания (таблица 5). Повышение температуры вытесняющего агента выше 20°C (до 25°C, таблица 5г) является нецелесообразным, так как расходуется большее количество энергии на ее подогрев, тем более что излишний подогрев на конечный результат не влияет, поэтому оптимальной является температура вытесняющего агента в пределах 10-20°C (таблицы 5а-5в).

Путем расчета согласно программному обеспечению «Эстен» из таблиц 5а, 5б и 5в определили, что температуру вытесняющего агента для каждой нагнетательной скважины в зимний период необходимо повышать до 10-20°C с учетом температуры окружающей среды. Далее проводят водоизоляционные работы на добывающих скважинах с обводненностью выше 70%.

Как видно из фигуры 3, за счет повышения температуры закачиваемой воды в водоводе и проведения водоизоляционных работ нефтедобывающее предприятие ежегодно дополнительно будет получать около 10-11 тыс. т нефти, при перерасчете на четыре года (планируемый нами период) прирост достигнет существенной величины, а именно около 43 тыс. т нефти.

Пример практического применения. Месторождение поделено на участки согласно сетке. Рассмотрим один из участков с циклической закачкой вытесняющего агента с первоначальной температурой 5°C. Провели статистическую обработку эксплуатационных параметров участка нагнетательных и добывающих скважин. Их анализ показал, что среднесуточная закачка вытесняющего агента (воды) за 4-летний период составляет 305,4 т/сут, а стандартное отклонение - 180,3, коэффициент флуктуации φ для q_зак составил 305,4/180,3=1,69. Ниже приведен полный расчет φ для q_зак:

*φ^до - коэффициент флуктуации до проведения мероприятий.

Цифры в числителе - объемы суточной закачки воды в м³/сут; 305,4167 - эмпирическое среднее; 180,28038 - стандартное отклонение.

Коэффициент флуктуации по обводненности добываемой продукции (и $${\varphi }_B^{до}$$ ) рассчитывается аналогично. По значениям среднесуточных показателей по обводненности продукции и стандартному отклонению коэффициент флуктуации φ для В составил 1,57:

.

Исходя из вышеприведенных данных следует, что система ППД работает нестабильно, так как $${\varphi }_{qж}^{до}$$ и $${\varphi }_B^{до}<10$$ , поэтому провели оптимизацию процесса: повысили температуру вытесняющего агента от первоначальной 5°C до 10°C, а для снижения обводненности добываемой продукции провели водоизоляционные работы на 6 скважинах с обводненностью от 70 до 95%. Водоизоляционные работы на обводненных скважинах проводили по стандартным технологиям, принятым при ремонте скважин. Через год после проведенных работ по оптимизации процесса коэффициент флуктуации φ_зак увеличился от 1,69 до 2,23, φ_В от 1,57 до 4,85 (фиг.2) и через 4 года достиг величины 10,15 для q_зак 10,13 для В соответственно, что говорит о минимальной изменчивости процесса, то есть о стабильной работе скважин. При φ>10 продолжают поддерживать круглогодичную циклическую закачку вытесняющего агента.

Внедрение технологии применения теплоты сгорания ПНГ или использования «бросового» тепла для повышения температуры в водоводах, а также проведение водоизоляционных работ в добывающих скважинах позволит повысить коэффициент флуктуации φ для двух эксплуатационных характеристик: q_зак и B. Изменения на графиках при прошествии нескольких лет уменьшатся (изначально нами был выбран период в 4 года с целью сохранения актуальности и схожести фильтрационно-емкостных характеристик пласта).

Рассмотрим графики фигуры 5, на которых аналогично показаны прогнозируемые нормированные показатели по q_зак и В при использовании предлагаемого способа в течение четырех лет. Для наглядности оси на фигуре 5 имеют такой же масштаб, как и на фигуре 1. Повышение коэффициента φ вызвало снижение амплитуды колебания графиков на фигуре 5, что свидетельствует о стабилизации технологического процесса в результате более ровной и стабильной работы системы циклического заводнения и контроля обводненности добываемой продукции скважин.

Таким образом, предложенный способ разработки нефтяного месторождения позволяет повысить текущие отборы нефти при одновременном уменьшении отбираемой закачиваемой воды за счет увеличения охвата заводнением и вытеснения нефти из низкопроницаемых слоев и зон продуктивного пласта. При этом также достигается экономия материальных средств за счет уменьшения отбора воды и прироста добычи нефти.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к разработке освоенных и действующих нефтяных месторождений, обеспечивает повышение текущих отборов нефти при одновременном уменьшении отбираемой воды, используемой при заводнении. Сущность изобретения: способ включает циклический режим закачки вытесняющего агента через систему нагнетательных скважин и отбор нефти через систему добывающих скважин. Согласно изобретению проводят ежегодную статистическую обработку эксплуатационных характеристик участка нагнетательных и добывающих скважин по двум эксплуатационным параметрам - объему закачиваемой воды и обводненности добываемой продукции. Определяют коэффициент флуктуации по аналитическому выражению, учитывающему ежемесячный дебит по жидкости или обводненность добываемой продукции, эмпирическое среднее статистически обрабатываемых параметров, стандартное отклонение статистически обрабатываемых параметров, объем выборки, взятый за последние четыре года работы скважины с ежемесячными значениями упомянутых параметров. При коэффициенте флуктуации меньше 10 проводят оптимизацию режима циклической закачки вытесняющего агента с его закачкой в зимний период. Для этого предупреждают замерзание устья нагнетательных скважин в этот период, повышают температуру вытесняющего агента до 10-20°C от первоначальной на пункте поступления теплой воды и проводят водоизоляционные работы в добывающих скважинах до достижения обводненности добываемой продукции не более 60-70%. При коэффициенте флуктуации больше 10 продолжают принятый циклический режим закачки вытесняющего агента. 5 ил., 9 табл., 1 пр.

Способ разработки нефтяного месторождения, включающий циклический режим закачки вытесняющего агента через систему нагнетательных скважин и отбор нефти через систему добывающих скважин, отличающийся тем, что проводят ежегодную статистическую обработку эксплуатационных характеристик участка нагнетательных и добывающих скважин по двум эксплуатационным параметрам: объему закачиваемой воды и обводненности добываемой продукции, определяют их коэффициент флуктуации (φ) по формуле:

где
x_i - ежемесячный дебит по жидкости, т/мес, или обводненность добываемой продукции, % за каждый месяц;
- эмпирическое среднее статистически обрабатываемых параметров;
s - стандартное отклонение статистически обрабатываемых параметров;
n - объем выборки, взятый за последние четыре года работы скважины с ежемесячными значениями упомянутых параметров, при φ<10 проводят оптимизацию режима циклической закачки вытесняющего агента с его закачкой в зимний период, для чего предупреждают замерзание устья нагнетательных скважин в этот период, повышают температуру вытесняющего агента до 10-20°C от первоначальной на пункте поступления теплой воды и проводят водоизоляционные работы в добывающих скважинах до достижения обводненности добываемой продукции не более 60-70%, а при φ>10 продолжают принятый циклический режим закачки вытесняющего агента.