Курсовая работа по СДН. Мониторинг эффективности применения бгс скважин в условиях залежи 8 Ромашкинского месторождения нгду альметьевнефть

Название	Мониторинг эффективности применения бгс скважин в условиях залежи 8 Ромашкинского месторождения нгду альметьевнефть
Анкор	Курсовая работа по СДН
Дата	06.01.2023
Размер	347.31 Kb.
Формат файла
Имя файла	Polnyi_774_SDN.docx
Тип	Курсовой проект #874393
страница	2 из 11

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

СОДЕРЖАНИЕ

1 АНАЛИЗ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЙ ЛИТЕРАТУРЫ ПО ПРИМЕНЕНИЮ БГС ПРИ РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 8

2 ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 23

2.1 Анализ текущего состояния разработки промыслового объекта с учетом его геологических особенностей 23

2.2 Анализ показателей эксплуатации скважин с БГС на промысловом объекте 32

2.4 Анализ технологической эффективности применения БГС по участкам скважин 48

2.5 Подбор скважин-кандидатов для использования БГС на промысловом объекте по геолого-физическим факторам 53

3 РАСЧЕТНЫЙ РАЗДЕЛ 57

3.1 Ассоциативный и многофакторный анализ влияния факторов на эффективность применения БГС на промысловом объекте 57

3.2 Расчет технологической эффективности применения БГС по методам характеристик вытеснения 66

Выводы по результатам применения БГС на промысловом объекте 73

Список литературы 75

ВВЕДЕНИЕ

1 АНАЛИЗ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЙ ЛИТЕРАТУРЫ ПО ПРИМЕНЕНИЮ БГС ПРИ РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Поздняя стадия разработки большинства крупных и средних месторождений и жесткие рыночные условия обусловливают необходимость принятия мер для обеспечения высокой эффективности капитальных вложений в строительство и эксплуатацию скважин с целью поддержания уровня добычи и снижения затрат на бурение и обустройства месторождений. Поэтому в настоящее время так важно иметь технологии, позволяющие решать данные задачи в полной мере.

Известно [1], что важнейшими задачами разработки нефтяных месторождений в условиях падающей добычи являются: снижение обводненности продукции скважин; увеличение срока службы промыслового оборудования; уменьшение простаивающего фонда скважин.

Одной из технологий повышения эффективности разработки, описанной Г.А. Дунамаляновым в [2], является разработка нефтяных месторождений скважинами с горизонтальным окончанием с зенитным углом более 85 градусов и горизонтальным участком профиля большой протяженности в продуктивном пласте, который и позволяет повысить его нефтегазоотдачу.

Еще одной из перспективных технологий, опыт которой описан Р.И. Шафигуллиным в [3], является строительство многоствольных (МСС) и многозабойных скважин (МЗС) путем проводки боковых горизонтальных стволов на возвратные объекты из низкодебитного фонда скважин без потери основанного ствола, что позволяет значительно снизить производственные затраты при извлечении остаточных запасов из краевых зон, ловушек и линз разрабатываемых месторождений, продлить срок службы и повысить рентабельность скважин. Указанные технологии не являются новыми, однако в России применяются сравнительно недавно.

Ведущими разработками в области проводки и бурения дополнительных стволов располагают зарубежные компании, такие как Schlumberger, Drilling Servise, Smith и др. Их оборудование характеризуется высоким качеством, эффективностью, долговечностью и имеет большую точность измерения. Однако, как утверждается А.Д. Филимоновой в [1], по сравнению с отечественным оборудованием, их стоимость значительно выше.

Еще в СССР в 1953 году на Карташёвском месторождении была построена скважина 66/45 с 10 наклонными и горизонтальными ответвлениями от основного ствола. При глубине скважины по вертикале - 600 м, а общая длина её ствола составила 1993 м, из которых 1760 м пройдено непосредственно в продуктивном пласте. Скважина 66/45 после освоения эксплуатировалась с дебитом, равным дебиту нескольких десятком соседних вертикальных скважин. Однако, как утверждает А.С. Повалихин в [4], несмотря на выдающиеся результаты, технология многозабойного бурения с проводкой боковых стволов не была востребована нефтегазодобывающими предприятиями, так как в этот период началось широкомасштабное освоение месторождений Западной Сибири.

Проводка боковых стволов, Г.Ю. Гондуровым в [5] и С.К. Сохошко в [6], отмечалась как, одна из наиболее эффективных технологий, позволяющей добиться повышения добычи нефти на старых месторождениях и увеличить коэффициент извлечения нефти из пластов, вернуть в эксплуатацию нефтяные скважины, которые не могли быть возвращены в действующий фонд другими методами. Путем проводки боковых стволов в разработку вовлекаются ранее не задействованные участки пласта, а также трудноизвлекаемые запасы нефти, добыча которых ранее не представлялась возможной. Эффективность технологии основана на том, что вскрытие продуктивного пласта горизонтальным стволом приводит к увеличению контактной площади взаимодействия пласта со стволом скважины, снижению фильтрационных сопротивлений в призабойной зоне пласта, что в итоге приводит к значительному росту дебита скважины и коэффициента нефтеотдачи.

И.В. Миронов в работе [7] выделяет следующие основные преимущества бурения стволов с горизонтальным окончанием:

увеличивается область дренирования и поверхность вскрытия продуктивных пластов, за счет этого снижается фильтрационное сопротивление в призабойных зонах, что способствует повышению производительности скважин и нефтеотдачи;
повышается степень извлечения углеводородов из недр за счет интенсификации перетоков углеводородов из низкопродуктивных зон по площади и продуктивному разрезу;
повышается степень извлечения жидких углеводородов за счет повышения эффективности процессов активного воздействия на пластовые флюиды;
горизонтальное окончание скважин располагают в пласте выше подошвенной̆ воды, что позволяет продлить период безводной эксплуатации.

В настоящее время в мире более 60 % скважин бурится с горизонтальным окончанием. Опыт эксплуатации таких скважин, как утверждает И.С. Каримов в статье [8], подтвердил, что их применение позволяет значительно улучшить текущие технологические показатели разработки низкопроницаемых коллекторов, а в ряде случаев перевести забалансовые запасы нефти в балансовые: в частности, темпы отбора нефти для систем скважин с горизонтальным окончанием по сравнению с системами вертикальных скважин повышаются в 3...5 раз, сокращаются сроки разработки.

Актуальным для горизонтальных технологий остается вопрос оптимального проведения горизонтальных стволов скважины по продуктивному пласту. М.Я. Аглиуллиным в [9] этот вопрос рассматриваются в двух направлениях:

по выбору наиболее продуктивного участка залежи и направления бурения горизонтального ствола
по обеспечению точного попадания горизонтального ствола в искомый продуктивный пласт и ведение его на оптимальном расстоянии от кровли, подошвы и водонефтяного контакта.

Для решения первой задачи сегодня почти во всех нефтяных и геофизических компаниях строят оптимальную геологическую (в случае нового месторождения) или гидродинамическую (в случае разрабатываемой залежи) модели, которые интегрируют информацию из всех имеющихся источников (скважины, сейсморазведка, данные разработки и т.д.) и представляют её в удобном для анализа виде. В линейке программных продуктов компании Roxar, представленных Д.Н. Болотниковым в [10], проектирование траекторий скважин осуществляется в модуле Wellplan программного комплекса геологического моделирования RMS. Процесс проектирования скважин в ПК RMS можно разделить на три этапа:

создание и редактирование целевых объектов (ЦО)
создание траектории скважины
оценка возможности технической реализации полученной траектории.

Точная же навигация предполагает определение момента и координат входа в продуктивный пласт и проведение горизонтального ствола скважины на оптимальном расстоянии от его кровли, ВНК и подошвы. Для решения второй задачи был разработан программно-методический комплекс GorizNavig, описанный М.Я. Аглиуллиной в [11]. Результаты применения данного программно-методического обеспечения говорят нам, что это позволяет строго контролировать положение ствола скважины в геологическом разрезе наряду с другими средствами контроля и принимать правильные решения управления процессом бурения.

Альтернативными инструментами геонавигации, помимо GorizNavig, по мнению Е.А. Изюмовой в [12] также являются Real Time Geosteering, позволяющем проводить оперативный мониторинг бурения скважины в режиме реального времени. Геонавигации наклонно-направленных скважин с горизонтальным окончанием реализована в пакете Geolog Geosteer.

Данные программные пакеты геонавигации позволяют до начала бурения:

моделировать геологический разрез вдоль проектируемой траектории с возможностью создания нескольких сценариев;
рассчитывать прогнозные кривые ГИС.

В процессе бурения:

прогнозировать положение границ пластов до пересечения их стволом скважины;
интерактивно уточнять геологическую модель, траекторию ствола и положение целевых объектов – на основе сравнения прогнозных (рассчитанных еще до бурения) и реальных (поступающих со скважины) кривых;
превентивно пересчитывать прогнозные кривые.

Выбор скважины для забуривания второго ствола определяется Р.В. Вайсбком в [13] состоянием эксплуатации скважины (обводненность продукции, дебиты по жидкости), остаточными запасами, технологической эффективностью применяемых методов воздействия, текущей нефтенасыщенностью пласта и его строением. При выборе варианта расстановки скважин с ответвляющими стволами необходимо исходить из того, чтобы при эксплуатации второго ствола скважины добыча нефти достигла не менее 10-12 тыс. тонн до обводненности продукции 95%.

Р.В. Вайсбеком для выбора скважин со вторыми стволами предложены в качестве основных критериев следующие:

текущая нефтенасыщенность на дату бурения не менее 46,2%;
текущие балансовые запасы нефти на неконтактных участках не менее 65 тыс. тонн, на контактных участках — не менее 98 тыс. тонн;
нефтенасыщенная, контактная с газом, толщина пласта не менее 7 м;
нефтенасыщенная, контактная с водой, толщина пласта не менее 6 м [13].

Выбор наиболее оптимальной технологии проводки БС, как отмечено С.Е. Чернышевым в статье [14], позволит максимально оптимизировать процесс бурения, а также сократить время, необходимое для проведения работ, что в свою очередь позволяет снизить затраты на реконструкцию скважины. Правильный выбор проводки бокового ствола способствует получению максимального дебита, из-за чего сокращается срок окупаемости ресурсов, затраченных на внедрение БС, и достигается максимальная прибыль в процессе эксплуатации.

Т.В. Токаревой в работе [15] описана методика геолого-промыслового обоснования перспективных участков для внедрения бокового ствола на скважинах Туймазинского месторождения. Для этого сначала оценивается степень неоднородности на участках. Далее, в результате оценки энергетического состояния пласта, выделяются зоны с максимальными остаточными запасами. В заключении, осуществляется прогнозирование потенциальных дебитов из проектных боковых стволов.

Но наряду с успешным использованием ГС и БГС, как утверждал И.С. Каримов в [8], необходимо отметить, что потенциальные возможности горизонтальных технологий ограничены, что связано с рядом трудностей, в частности:

нестабильность параметров коллектора по напластованию и по площади;
высокие темпы падения дебита нефти во времени, обусловленными снижением пластового давления;
обводнение добываемой продукции в результате наличия трещиноватости коллекторов месторождений.

В связи с этим С.Е. Чернышевым в [14] предложены технические решения для совершенствования технологии строительства боковых стволов:

строительство дополнительных стволов большого диаметра;
выбор оптимального профиля бокового ствола с учетом горно-геологических условий;
разработка и применение специальных устройств эффективно центрирующих хвостовиков в боковом стволе при цементировании;
применение щадящих методов вторичного вскрытия с использованием специальных перфорационных сред;
применение специальных тампонажных составов.

Быстрой и безаварийной проводке скважин могут препятствовать осложнения в виде обвалов стенок скважины, поглощения промывочной жидкости, газонефтеводопроявлений, которые приводят к существенным затратам времени и средств на их ликвидацию. Поэтому Ю.Р. Сараев в [16] считает важным прогнозирование и предупреждение возможных осложнений актуально при бурении всех без исключения категорий скважин и боковых стволов.

Описание примера осложнений при проводке боковых горизонтальных стволов (БГС) на месторождениях Западной Сибири приведено А.И. Доброчасовым в [17]. В результате взаимодействия фильтрата бурового раствора глинисто-аргиллитовые породы, слагающие кровли продуктивных пластов и пробуренные под большим зенитным углом, расклиниваются и осыпаются, что привело к дестабилизации ствола скважины и другим осложнениям, на ликвидацию которых было затрачено значительное количество производительного времени и расхода материалов. Подобные осложнения не позволят довести скважину до проектной глубины. Также в [14] отмечена проблема разбуривания пачек глин над кровлей продуктивного пласта при больших зенитных углах боковыми горизонтальными стволами – характерное явление при реконструкции скважин в Западной Сибири.

Одним из основных условий эффективности бурения боковых горизонтальных стволов (БГС), как отмечено О.А. Лупшеевой в [18], является применение методов вскрытия продуктивных пластов, обеспечивающих сохранение естественного состояния коллектора и, следовательно, потенциальных добывающих возможностей скважин.

Исходя из [18], в процессе вскрытия продуктивных пластов бурением происходит снижение их естественной проницаемости в результате взаимодействия с буровыми растворами. Степень воздействия факторов, влияющих на ухудшение естественных коллекторских свойств пласта, различна и зависит от физико-химических свойств бурового раствора, пластового флюида, перепада давления в системе скважина – пласт, коллекторских свойств продуктивного пласта, его литологической характеристики и времени воздействия раствора.

Серьезным вопросом является поглощение бурового раствора, так как на изоляцию зон поглощения сегодня тратится большое количество материалов и времени в большинстве случаев без положительного эффекта. Именно над этими вопросом задумались сотрудники ТатНИПИнефть в работе [19] и создали специальные перекрыватели, благодаря которым зоны с высоким поглощением бурового раствора изолировались. Экономический эффект на 1 скважину составил порядка 392 тыс. рублей.

Чаще всего, как отмечено Н.И. Фатхутдиновым в [20], обводнение продукции на старом фонде опережает выработку запасов нефти при существующей плотности сетки скважин, поэтому в таких случаях наиболее эффективным методом увеличения нефтеотдачи (МУН) является уплотнение существующей сетки скважин путем проводки боковых (БС) и боковых горизонтальных стволов (БГС), при значительно меньших затратах, чем бурение новой скважины.

Бурение горизонтальных стволов значительно эффективнее, чем увеличение вертикальных скважин, поэтому актуальным остается вопрос об определение оптимальной длины горизонтального участка ствола скважины. Значительная неоднородность коллекторов не позволяет получить однозначную зависимость продуктивности ГС от длины ствола. В некоторых случаях, скважины с малой длиной ствола и даже вертикальные могут иметь продуктивность выше, чем ГС с большой длиной ствола. Поэтому наиболее распространённый способ определения длины ГС – это численное гидродинамическое моделирование и последующий технико-экономический анализ полученных результатов. Все зависимости предоставлены в [21] Л.Э. Кашаповым, но стоит заметить, что все исследования проводились на территории Пермского края, и оптимальная длина для того региона установилась на уровне 250 метров, и полученные зависимости могут не работать на ГС свыше 250 метров.

Более 20 лет на месторождениях ПАО "Татнефть" бурятся и эксплуатируются скважины с горизонтальным окончанием (СГО): горизонтальные (ГС) и многозабойные (МЗГС) скважины, проводится проводка боковых горизонтальных стволов (БГС) [8].

Объем бездействующих и нерентабельных скважин в ПАО «Татнефть» составляет более 14,0 % от фонда добывающих скважин, как проанализировано Р.Р. Вафиным в [22], а потенциальная добыча нефти по ним может составлять более миллиона тонн в год. Восстановление бездействующего фонда скважин бурением бокового ствола обходится дешевле в среднем на 40 %, чем бурение новых скважин.

Использование нерентабельных, простаивающих и аварийных скважин бурением боковых и боковых горизонтальных стволов, как замечено Р.Р. Вафиным в [22], позволяет:

восстановить бездействующие, нерентабельные, аварийные скважины
вскрыть и подключить к разработке оставшиеся целики, тупиковые зоны,

пропущенные нефтяные пласты и другие

повысить нефтеотдачу пластов за счет увеличения площади дренирования
сократить затраты времени и материальных средств на проведение работ по обустройству и подключению скважин к системе сбора и ППД

Но для обоснованного принятия решения о проведении операций по восстановлению скважин необходимо комплексно рассматривать геолого-техническую и гидродинамическую информацию по скважине – кандидату, а также результаты экономической оценки работ. Кроме того, важным условием обеспечения эффективности процесса Оганова И.А. в работе [23] выделяет учет современных технико-технологических рекомендаций по оценке влияния длины горизонтального участка, толщины пласта и других факторов на продуктивность скважины и стоимость строительства бокового ствола.

Особо следует остановиться на результатах бурения боковых горизонтальных стволов на старых скважинах НГДУ «Лениногорскнефть». На залежи №15 в скважинах 6309Б и 16919 была успешно осуществлена вырезка «окна» и проводка по песчанику С1bb. Первоначальный дебит скважин составлял 1,5 т/сут и 0,6 т/сут жидкости соответственно, и при обводненности – 86 % и 96,1 %. После освоения горизонтальных участков дебиты составили: 6309Б – 11 т/сут при обводненности 6 %, 16919 – 12 т/сут при обводненности 16% [22].

Также работы по глубокому внедрению в пласт боковых ответвлений начаты НГДУ «Альметьевнефть» в декабре 1996 года и на Березовской площади, для выработки остаточных запасов нефти или восстановления работоспособности после аварий врезки, были проведены на 13 скважинах. В результате дополнительная добыча нефти составила 96,2 тыс. тонн, или около 7,4 тыс.тонн нефти на 1 скважину. После чего были приостановлены на некоторое время [20].

Активные работы НГДУ «Альметьевнефть», представленных Н.Ф. Гумаровым в [24], по вовлечению в полноценную разработку отдельных целостных участков с применением горизонтальных технологий возобновлены в 2006 году. Разбуривание участка залежи №8 горизонтальными стволами в 2008-2009 гг. – наиболее успешный проект по своим текущим показателям. Изначально скважины на залежи №8 были пробурены на девонские отложения, после выработки данных запасов, скважины перебросили на вышележащий горизонт, а именно бобриковский. Именно на него и была рассчитана проводка боковых горизонтальных стволов. Было пробурено 8 горизонтальных стволов, средний дебит на которых после проводки составляет более 25 т/сут.

Также работы по проводке боковых стволов, исходя из работы [25] Т.К. Апасова, проводились и на Самотлорском месторождении компанией ПАО «НК Роснефть». Ставка на Самотлорском месторождении по ЗБС делались на пласты и объекты с ухудшенными коллекторскими свойствами и высокообводненные, в которых остались еще значительные запасы. В целом по состоянию на 01.01.2014 год накопленная добыча за период 2009-2013 года составляет 12830 тыс. тонн, что в пересчете на одну скважино-операцию составляет 11,3 тыс. тонны. Это показывает, что проводка бокового ствола является одним из эффективных мероприятий интенсификации добычи нефти на сегодняшний день.

За десятилетие использования в ПАО «НК Роснефть» метода проводки боковых стволов, как отмечено И.П. Заикиным в [26], произошло существенное совершенствование технико-технологических решений – от не ориентируемой проводки до строительства горизонтальных боковых стволов, с учетом результатов гидродинамического моделирования месторождений, в сложных горно-геологических условиях на глубинах до 3200 м и длине горизонтальных участков до 400 м в продуктивных горизонтах толщиной до 1,0 м.

Еще одним примером может служить Верхнеколик-Еганское многопластовое месторождение. Одним из основных способов разработки низкопродуктивных и тонкослоистых пластов месторождения, большинство которых имеют контактную структуру запасов, является технология проводки и эксплуатации скважин с боковыми стволами (БС) с горизонтальным окончанием. На Верхнеколик-Еганском месторождении уже пробурено 36 скважин с боковыми стволами с горизонтальным окончанием. И за только 2014 год на Верхнеколик-Еганском месторождении пробурено дополнительно 10 скважин с боковыми стволами с горизонтальным окончанием. Отработали скважины более 15 месяцев, накопленная добыча нефти на скважину составляет 15 тыс. т, эффект продолжается [27].

Опытом поделилась и компания ОАО «Сургутнефтегаз» в лице С.В. Левковича в [28], в результате проведенных операций по строительству горизонтальных ответвлений в 10 скважинах на четырех месторождениях получен значительный прирост дебитов нефти. Максимальный дебит (110,8 т/ сут.) получен в результате строительства БГС на скважине № 3725 пласта ЮС1 Федоровского месторождения. Максимальный объем и самый продолжительный период стабильной работы получен по скважине № 3477 пласта БС18-22 Быстринского месторождения – 23,98 тыс.т. В результате строительства горизонтальных ответвлений из основного горизонтального ствола можно сделать следующий вывод. Бурение колтюбинговой установкой разветвленных боковых стволов приводит к увеличению дебитов и добычи нефти как в слоисто-неоднородных, так и в однородных пластах. В однородных коллекторах за счет увеличения зоны дренирования, а в слоисто- неоднородных за счет подключения в работу ранее не вскрытых пропластков, а также более полного охвата уже разрабатываемых пропластков.

Еще один северный опыт описан А.Р. Кашаповым в [29] на неназванном месторождении, расположенным на территории Сургутского и Нижевартовского районов. За счет бурения горизонтальных скважин на данном месторождении планировалось получить 109,0 тыс.т нефти (13,6 тыс.т/скв.). В связи с кратным превышением объемов горизонтального бурения фактически получено 273,7 тыс.т. Прогнозная удельная эффективность ГС практически достигнута – 10,1 тыс.т/скв. (с учетом переходящего эффекта). Основной объем буровых работ выполнен в 2015 г. За счет бурения боковых стволов (БС) планировалось получить 29,8 тыс.т нефти. Средняя удельная эффективность одного мероприятия прогнозировалась на уровне 3,7 тыс.т/скв.-опер. По факту боковые стволы пробурены, в основном, с горизонтальным профилем. Дополнительная добыча нефти (с учетом переходящего эффекта) составила 429,9 тыс.т (12,3 тыс.т/скв.-опер.), что выше запланированной. Тем самым доказав свою рентабельность и актуальность.

Высокую эффективность применения скважин с боковыми стволами показал и С.Л. Орловский в [30] на примере Русскинского месторождения. Месторождении применяются как БГС, так и БС. По состоянию на 01.01.2012 в эксплуатации находятся 16 БГС и 62 БС. Накопленная добыча на один БГС составляет 19,8 тыс. тонн при среднем отработанном времени в 6,2 года, на один БС – 8,3 тыс. тонн при отработке в 2,4 года. В 2011 году БГС работали со средним дебитом в 861 т/сут при обводненности 47,1%, БС – с дебитом 10 тыс. тонн при обводненности в 59,8%. Можно сказать, что обе эти технологии имеют примерно одинаковую технологическую эффективность.

Показательным бурением бокового горизонтального ствола (БГС), представленным О.С. Беловской в [31], является бурение на пашийские пласты Д1 «а», «б1», «б2». Оно носит опытный характер и в отличие от бурения новой скважины в боковом стволе кыновские аргиллиты остаются в открытом состоянии без обсаживания колонной до достижения проектного забоя. Еще одно отличие – это бурение продуктивной зоны на утяжеленном до плотности 1400 кг/м3 буровом растворе, который применяется для сохранения в устойчивом состоянии стенок скважины в интервале кыновских аргиллитов.

Анализ бурения скважин 12858а БГС, 1841 БГС в [31] показал, что горизонтальное окончание бокового ствола в продуктивных пластах Д1 «а», «б1», «б2» осуществимо без обсаживания кыновских аргиллитов. Дебит нефти основного эксплуатационного объекта пласта скважина 1841 до отключения был менее 0,1 т/сут, обводненность – 99,5 %. После первичной перфорации пласта «б1» в стволе БГС дебит нефти составил 10,57 т/сут, обводненность – 6,6 %. Дебит нефти основного эксплуатационного объекта пласта скважина 12858а до отключения был 2,15 т/сут, обводненность – 77,3 %. После первичной перфорации пласта «а» в стволе БГС дебит нефти составил 1,38 т/сут, обводненность – 53,12 %. С начала эксплуатации скважина 1841 основным стволом добыто 397582,14 т нефти, в стволе БГС с начала 2016 г. добыто 627,86 т. Основным стволом скважина 12858а с начала эксплуатации добыто 39687,96 т нефти, в стволе БГС с начала 2016 г. добыто 140,04 т.

М.Р. Дулкарнаев в работе [32] проанализировал причины расхождения фактических и расчетных показателей после бурения БГС на Ватьеганском месторождении. На данном месторождении из анализа видно, что по двум скважинам получен дебит нефти больше прогнозного, но по трем меньше прогнозного, а две скважины вообще работают с обводненностью близкой к 100%. Если все же отбросить полностью обводненные скважины, то отклонение фактического дебита лежит в интервале от -58% до +62%. Средняя же эффективность по дебиту нефти составила 66%. М.Р. Дулкарнаев выделил следующие причины неэффективности БГС:

непопадание в целевой пропласток;
попадание в техногенно-измененную зону вблизи с раннее действовавшей нагнетательной скважины;
после ликвидации прихвата инструмента, произведена повторная проводка БС, при этом пришлось отклонить траекторию ствола, в зону с более низким содержанием остаточных запасов.

В работе [33] М.И. Забаева рассмотрена эффективность нефтеизвлечения скважин с боковыми стволами. На Западно-Солкинском месторождении в результате проводки БС дебит нефти на скважинах с БС составил 54,6 тонны в сутки, а жидкости – 160 тонн, в то время как дебит вертикальных стволов этих скважин составлял по нефти - 2,3, по жидкости - 62,6 тонны в сутки. В результате эксплуатации скважин с боковыми стволами дебит нефти вырос в 24 раза, что свидетельствует о высокой эффективности проведённых мероприятий.

В статье [34] Д.И. Ганиевым оценивается эффективность проводки БС на Акташской и Ново-Елховской площади. На Акташской площади увеличение добычи нефти в результате эксплуатации БС в скважине составил 49700 тонн нефти, а на Ново-Елховской площади дополнительная добыча нефти равна 61000 тонн. Для Акташской и Ново-Елховской площади проводка боковых стволов является технологически и экономически выгодным мероприятием, которое позволяет увеличить доход от добычи нефти.

Д.С. Подкорытов в статье [35] анализировал технологическую эффективность мероприятий по внедрению БС на скважинах Лянтарского месторождения. Автором отмечено, что бурение боковых стволов является основным методом разработки «старых» месторождения и данная технология обладает высокими показателями эффективности. За счёт увеличения нефтеотдачи, каждым боковым стволом было дополнительно добыто 14 тысяч тонн нефти. Также автором выделено, что внедрение новой системы телеметрии при проводке БС позволило достичь высокой технологической эффективности и увеличить дебит по скважинам в среднем до 21 т/сут.

После проведенного ретроспективного анализа можно говорить об эффективности внедрения бокового горизонтального ствола на старых месторождениях. Благодаря этой технологии месторождения получают вторую жизнь для добычи нефти. Данная технология увеличивает площадь дренирования скважины и боковую поверхность ствола скважины, что влечет за собой повышение накопленной добычи нефти. Поэтому главной задачей для данного курсового проекта является мониторинг эффективности применения технологии проводки бокового горизонтального ствола в условиях залежи №8 Ромашкинского месторождения. Данные для мониторинга будут получены благодаря ассоциативному и многофакторному анализу влияния различных факторов на эффективность применения БГС. Помимо мониторинга эффективности также будет произведен подбор скважин-кандидатов для использования БГС и расчет технологической эффективности по характеристикам вытеснения.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11