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.
• Имя файла: Polnyi_774_SDN.docx
• Тип: Курсовой проект; #874393
• страница: 7 из 11

2.4 Анализ технологической эффективности применения БГС по участкам скважин

Анализировать технологическую эффективность применения БГС следует по следующим критериям: объем применения технологии БГС на залежи №8 в период с 2010 по 2015 годы; прирост коэффициента продуктивности на скважинах с БГС; удельная технологическая эффективность, выражаемая в добычи нефти в тоннах на одну скважину; удельные затраты на прирост добычи, то есть сколько приходится тысяч рублей, чтобы добыть одну тонну.

За четыре года в период с 2012 по 2015 года на залежи №8 технология БГС применялась на пяти скважинах. Даты введения скважин в разработку представлены в таблице 2.4.1.

Таблица 2.4.1 – Скважины с БГС на залежи №8 Ромашкиского месторождения

Номер скважины	Дата ввода в разработку
16531	26.10.2014
13537	23.12.2012
27218	17.11.2015
27403	10.08.2015
27328	12.05.2012

Но для более подробного анализа возьмем только два участка, которые были введены в разработку в 2015 году, а именно участки 27218V и 27403V.

Таблица 2.4.2 – Реагирующие скважины на участках с БГС

НС	Реагирующие скважины
27218V	27218
	16321
	27394
	27423
27403V	27403
	27488
	27491

Далее рассчитаем коэффициент продуктивности для скважин с БГС по следующей формуле:
(2.4.1)

Таблица 2.4.3 – Коэффициент продуктивности для скважины 27218

Дата	Дебит нефти, т/сут	Депрессия на пласт, МПа	Коэффициент продуктивности, т/(сут*МПа)
май.15	3,25	1,9	1,7
июнь.15	2,37	1,9	1,2
июль.15	3,25	1,9	1,7
авг.15	2,4	1,9	1,2
сент.15	2,4	1,9	1,2
окт.15	2,4	1,9	1,2
нояб.15	2,4	1,9	1,2
дек.15	3,7	2,4	1,6
янв.16	3,4	2,4	1,4
февр.16	3,4	1,5	2,3
март.16	4,2	2,2	1,9
апр.16	4,5	2,1	2,1
май.16	4,5	2,3	1,9
июнь.16	3,6	2	1,8

Рисунок 2.4.1 – Прирост коэффициента продуктивности на скважине 27218

На скважине 27218 после проводки бокового горизонтального ствола в ноябре 2015 года исходя из рисунка 2.4.1 коэффициент продуктивности постепенно стал повышаться и достиг своего максимального значения в феврале 2016 года и стал равным K_прод = 2,3, после чего стал понижаться и в июне 2016 года остановился на значении K_прод = 1,8.

Таблица 2.4.4 – Коэффициент продуктивности для скважины 27403

Дата	Дебит нефти, т/сут	Депрессия на пласт, МПа	Коэффициент продуктивности, т/(сут*МПа)
янв.15	4,2	1,8	2,34
февр.15	4,2	2,2	1,92
март.15	4,2	2,1	2,01
апр.15	4,2	2,3	1,83
май.15	4,2	2,5	1,69
июнь.15	4,2	2,9	1,46
июль.15	4,2	2,7	1,56
авг.15	5,6	1,3	4,28
сент.15	5,2	1,3	4,00
окт.15	4,9	1,1	4,44
нояб.15	5,0	1,5	3,34
дек.15	6,5	2,9	2,24
янв.16	8,3	2,9	2,87

Рисунок 2.4.2 – Прирост коэффициента продуктивности на скважине 27403
На скважине 27403 после проводки бокового горизонтального ствола в июле 2015 года исходя из рисунка 2.4.2 коэффициент продуктивности постепенно стал повышаться и достиг своего максимального значения в октябре 2015 года и стал равным K_прод = 4,44, после чего стал понижаться и в январе 2016 года остановился на значении K_прод = 2,87.

Далее для того, чтобы рассмотреть удельную технологическую эффективность и удельные затраты на прирост добычи необходимо проанализировать затраты на проводку БГС на участке и его дополнительную добычу от всей добычи на участке.

Таблица 2.4.5 - Затраты на проводку БГС на залежи №8 Ромашкинского месторождения

НС	Реагирующие скважины	Общая накопленная добыча нефти, тонн	Дополнительная добыча за год от скважины с БГС, тонн	Затраты на проводку БГС, тыс. руб	Удельные затраты на прирост добычи, тыс.руб/тонн
27218V	27218	15337,7	1582	4961,7	3,14
	16321
	27394
	27423
27403V	27403	11684,8	2581	5995,6	2,32
	27488
	27491

Исходя из таблицы 2.4.5 можно рассчитать удельную технологическую эффективность скважина, которая в среднем равна 2081,5 тонна на одну скважину за один год. Также стоит отметить, что строительство бокового горизонтального ствола обходиться дешевле, чем строительство новой вертикальной скважины. Экономический эффект пока не так заметен, так как рассматривался лишь год после внедрения БГС и удельные затраты на прирост добычи нефти составили в среднем 2730 рублей на тонну нефти.

Анализ технологической эффективности технологии строительства бокового горизонтального ствола показал, что коэффициент продуктивности после проводки БГС возрастал на примере скважины 27218 со значения в 1,25 до 2,3, а на скважине 27403 со значения 1,56 до 4,44. Удельная технологическая эффективность составила в среднем 2081,5 тонны на скважину, удельные затраты на прирост добычи составили 2,73 тысяч рублей на тонну нефти.