ВКР_Последняя_версия_. Последние десятилетия развития нефтяной промышленности России характеризуются ухудшением структуры запасов нефти
 Скачать 2.36 Mb.
|
 Рис. 5 Таблица 19 Сравнение проектных и фактических показателей разработки месторождения в целом  2.2.1. Сравнение утвержденных и фактических показателей разработки Превышение фактических уровней добычи нефти по сравнению с прогнозными в 2016-2017 гг находятся в пределах допустимых отклонений. По проекту добыча нефти предусматривалась в размере 19,6 и 18,1 тыс.т, по факту составила 23,6 и 22,3 тыс.т, что на 20 % выше проектной величины (таблица 20). Причиной этого является более высокий дебит нефти по сравнению с проектным за последние два года (факт – 1,3 и 1,1 т/сут, проект – 1,0 и 0,9 т/сут.), а в 2015 г. фактическая добыча нефти отставала от проектной и составила соответственно 22,4 и 23,1 тыс.т. Добыча жидкости по прогнозам в 2016-2017 гг. предусматривалась на уровне 120-130 тыс.т. Фактическая добыча жидкости в 2016 г. составила 239 тыс.т, в 2017 г. – 275 тыс.т. Дебит жидкости по проекту в 2016 г. составлял 6,0 т/сут, фактический дебит жидкости составил 13,1 т/сут - превышение более, чем в два раза. В 2017 г. дебит жидкости не изменился - 13,0 т/сут, при проектном так же в два раза ниже – 6,4 т/сут. Обводненность продукции по прогнозу в 2016 и 2017 году была предусмотрена на уровне 83,4 % и 85,7% соответственно. Фактическая обводненность продукции за 2016 год составляла 90,1 %, в 2010 г. – 91,9 %. Превышение фактической обводненности на 6,2% (абс.) вызвано более интенсивным отбором жидкости. Состояние фонда добывающих скважин в 2016 г. и в 2017 г. более удовлетворительное по сравнению с проектным. Количество действующих добывающих скважин значительно превысило проектный фонд – 76 и 75 вместо запланированных 57 скважин. Действующий фонд нагнетательных скважин по факту составил 30 вместо 26 проектных. Начальное пластовое давление по Ошворцевскому и Дмитриевскому поднятиям составляет 12,7 МПа, пластовая температура 250С. По состоянию на 01.01.2017 г. среднее пластовое давление составило по Ошворцевскому поднятию 12,4 МПа, в зоне отбора -12,26 МПа, по Дмитриевскому поднятию 11,3 МПа, в зоне отбора -10,67 МПа что говорит о незначительном падении пластового давления и эффективности системы воздействия на пласт. Таблица 20 Сравнение проектных и фактических показателей разработки (верейский горизонт)  По турнейскому объекту в 2015 г. фактический годовой отбор нефти находится на уровне проектного (таблица 21). По проекту уровень добычи нефти составлял 5,2 тыс.т, по факту – 5,8 тыс.т. В 2016 и 2017 гг. фактический отбор нефти уже существенно выше запроектированного - 7,9 тыс.т. по факту, против 4,4 тыс.т. по проекту в 2016 г и 7,6 тыс.т. по факту против 4,8 тыс.т. по проекту в 2017 г. Действующий фонд добывающих скважин соответствует проектному - две скважины. Добыча жидкости по проекту в 2016 и 2017 гг. была предусмотрена на уровне – 204 и 148 тыс.т. По факту добыча жидкости составила в 2016 г. – 328 тыс.т., в 2017 г. – 321 тыс.т. Более высокие отборы по жидкости привели к более высоким уровням отбора нефти. Обводненность по проекту в 2016 г. предусматривалась 97,9 %, в 2017 г. – 97,6 %. Фактически снижение обводненности не произошло и этот показатель остается постоянным 97,6 % в течение трех лет (2015 - 2017 гг.). Дебиты жидкости по проекту в 2016 и 2017 гг. были запланированы на уровне 294 т/сут. и 142т/сут., по факту составили 463,6 т/сут. и 451,2 т/сут. соответственно. Столь низкие значения запроектированных параметров по дебиту жидкости в 2016-2017 гг. были вызваны тем опасением, что дальнейшее увеличение отборов жидкости уже не дадут эффекта в дополнительной добычи нефти, однако как показал промысловый эксперимент, дальнейшее увеличение отборов жидкости позволяет получать дополнительную добычу нефти, при практически одной обводнённости. Начальное пластовое давление составляет 16,5 МПа, пластовая температура – 330С. По текущему состоянию среднее пластовое давление составило в целом по пласту 15,56 МПа, в зоне отбора - 14,7 МПа, что говорит о незначительном падении пластового давления. Учитывая, что накопленная компенсация составляет 70%, а падение пластового давления составило 5% законтурная область оценивается как активная. Таблица 21 Сравнение проектных и фактических показателей разработки (турнейский ярус)  2.2.2. Технико-эксплуатационная характеристика фонда скважин Объект характеризуется значительной площадью ЧНЗ (более 90%). Реализуемая система разработки – обращённая семиточечная с расстоянием между скважинами 300 м оценивается как эффективная. В зоне разбуривания отбор от НИЗ составляет 89%, при обводнённости продукции 92% (рис.6). Характеристика отбор от НИЗ – обводнённость по верейскому объекту  Рис. 6 Источником обводнения скважин является поступление закачиваемой воды от нагнетательных скважин. Учитывая, что закачка ведётся с начала разработки и рост обводнения скважин начался практически сразу после ввода системы ППД (доля безводной добычи за всю историю разработки составляет менее 3 %) это свидетельствует о том, что источник поступления воды в добывающих скважинах - закачиваемая вода. Темп роста обводнения в первой – второй стадии разработки 6-8% в год. Анализ данных по плотности закачиваемой и добываемой воды из скважин говорит о прямой связи нагнетательных и добывающих скважин. Плотность закачиваемой воды ежегодно росла в связи с большим объёмом поступления подтоварной воды. Первоначально для закачки использовалась более опреснённая вода с плотностью 1,1 г/см3. В процессе разработки всё больше использовалась подтоварная вода, поэтому плотность закачиваемой воды увеличивалась к 2017 г. составила 1,172 г/см3. По результатам исследования плотность добываемой воды в 2014-2016 гг. составляет 1,142-1,47. Высокая выработка по разбуренной части подтверждается данными работы скважины № 2151, которая была переведена с турнейского объекта в 2001 году. В скважине перфорирована вся эффективная толщина верейского объекта. Входная обводнённость скважины составила 89 %, дебит нефти 2,0-2,3 т/сут. Высокая обводнённость свидетельствует, что работающий разрез заводнён. Текущий дебит нефти скважины составил 0,1 т/сут., обводнённость - 99%, накопленная добыча нефти – 1,8 тыс.т., что в 6 раз меньше накопленной добычи нефти основного фонда. Незначительный отбор на уплотняющую скважину свидетельствует о высокой степени промывки межскважинных зон. В целом по объекту отобрано 67% от НИЗ, текущая нефтеотдача составляет 0,202. Для обеспечения достижения утвержденной величины КИН (0,300) необходимо совершенствование существующей системы разработки которое сводятся к: Разбуриванию и вовлечению в разработку краевых, периферийных зон; Реализация потокоотклоняющих технологий с целью эффективной довыработки оставшихся запасов нефти в разбуренной части месторождения. Внедрение данных технологий позволит обеспечить достижение утверждённых значений коэффициентов нефтеизвлечения. 2.2.3. Анализ состояния фонда скважин Рассмотрим структуру фонда скважин и показатели их эксплуатации на Верейском объекте. По состоянию на 01.01.2017 года объект разрабатывается 75 добывающими скважинами и 30 нагнетательными. Верейский эксплуатационный объект содержит основные запасы нефти, начальные геологические запасы составляют 7474 тыс.т, начальные извлекаемые – 2243 тыс.т. Объект введен в разработку в 1992 г. По состоянию на 01.01.2017 года верейский горизонт разрабатывается 75 скважинами. Динамика технологических показателей по Верейскому объекту представлена в таблице 22. За 20 лет эксплуатации из залежи отобрано 1539,2 тыс.т нефти и 5282,6 тыс.т жидкости, текущий КИН – 0,206. Накопленная закачка составляет 5160 тыс.м3. Среднегодовая обводненность продукции составляет 91,9%. За 2009-2011 гг. наблюдается снижение годовой добычи нефти и жидкости на 15-20%. Таблица 22 Характеристика основных показателей разработки по отбору нефти и жидкости (верейский горизонт)
Текущий период разработки характеризуется разнонаправленной динамикой. В 2015 г. добыча жидкости составила 135 тыс.т, а в 2016-2017 г., за счет восстановления фонда добывающих скважин увеличилась практически до прежнего уровня – 239-275 тыс.т. Дебиты нефти снижается, но проведенные работы по СКО призабойной зоны пласта и оптимизации (смена насоса) в 2015-2016 гг. позволили увеличить среднегодовой дебит нефти до 1,3 т/сут, а в 2017 г за счет роста обводненности опять снизились до 1,1 т/сут. Дебит жидкости в 2016-2017 гг увеличился до 13 т/сут. по сравнению с 2015 г. (8,7т/сут.). Это максимальный показатель за весь период эксплуатации месторождения. Фонд добывающих скважин в 2015 году составлял 50 ед., в 2016 г. за счёт мероприятий по выводу скважин из неработающего фонда удалось увеличить действующий фонд до 76 скважин. В 2017 году одна бездействующая скважина была переведена в пьезометрический фонд. Динамика обводнения связана с реализацией системы ППД, что позволяет сделать вывод, что обводнение залежи преимущественно происходит за счёт закачки воды. Начальная обводненность продукции составляла 0% (1992г.). За 25 лет эксплуатации обводнённость продукции скважин увеличилась до 82,5%, а с 2005 г. обводненность продукции на уровне 90 %. По состоянию на 31.12.2016 г. - 18 скважин работают с обводненностью 98% и выше, в 2017 году общее количество таких скважин не изменилось, но в целом по фонду динамика обводненности в 2016-17 гг. получилась разнонаправленная: по 44 скважинам было достигнуто снижение в среднем на 3%, а по 32 скважинам обводненность возросла на 4%. Реализация системы ППД началось с 1993 г., всего закачено 5160 тыс.м3 воды, средняя приёмистость скважины 27 м3/сут. Таблица 23 Характеристика основных показателей разработки по закачке (верейский горизонт в целом)
Структура фонда скважин и показатели их эксплуатации на Турнейском объекте следующие. Всего в добычи нефти перебывало 11 скважин, под закачкой 5 (в том числе 2 скважины в отработке на нефть). По состоянию на 01.01.2017 года залежь разрабатывается двумя добывающими скважинами и тремя нагнетательными. Динамика технологических показателей по турнейскому объекту представлена в таблице 24. Период разработки можно условно можно разделить на 3 части. Первый период с 1981 г. по 1991 г., второй период - с 1992 г. по 2003 г., третий – с 2005 г. до настоящего времени. Первый период характеризовался работой одной скважиной № 297, накопленная добыча нефти которой к 1991г. составила 142 тыс.т. Скважина расположена в куполе залежи, введена в разработку с дебитом безводной нефти – 82 т/сут. Вода в продукции появилась на второй год эксплуатации. К 1991г. обводнённость составила 78%, ВНФ – 1,8. В 1991г. пластовое давление упало по сравнению с первоначальным на 22%, что свидетельствовало об ограниченном влиянии законтурной области и необходимости ввода системы ППД, реализация которой была начата в 1993 г. Таблица 24 Характеристика основных показателей разработки по отбору нефти и жидкости (турнейский горизонт)
После 1991 г. скважины вводились в эксплуатацию с высокой обводнённостью 30-60%. В 2003 году средняя обводненность продукции скважин составила уже 96%, при отборе от НИЗ – 70%. Низкий отбор от НИЗ при разбуренности объекта с плотностью 8 га/скв. свидетельствовало о неудовлетворительном состоянии разработки. С 2005 г. когда среднегодовая обводненность скважин превысила 96%, ведётся форсированный отбор жидкости, что позволило значительно увеличить отборы нефти (в 2-3 раза) по сравнению с 2003г. В 2017 г. дебит нефти составил 10,7 т/сут, дебит жидкости – 451,2 т/сут. Высокая обводненность добываемой продукции обусловлена геологическим строением пласта и его коллекторскими свойствами. Нефтяная залежь подстилается подошвенной водой, кроме того пласт представлен карбонатным коллектором, который вероятно имеет трещиноватую составляющую (керн на трещиноватость не изучался). Первоначально обводнение залежи происходило за счет подъема подошвенных вод, в последующем за счёт закачки воды. В 2016 г. годовой отбор нефти составил 7,93 тыс.т., жидкости – 463,6 тыс.т. В 2017 г. годовые уровни снизились незначительно: 7,58 тыс.т. нефти и жидкости – 451тыс.т. Накопленная добыча нефти по состоянию на 31.01.2017 г. составляет 363 тыс.т., отбор от НИЗ – 87,5%, текущий КИН – 0,278, обводнённость продукции – 97,6%. В конце 2010 г. дебит нефти снизился до 2,4 т/сут, обводнённость продукции составила 96,2%, дебит жидкости 66 т/сут. Дальнейшая эксплуатация связана с увеличением дебита по жидкости, что в свою очередь привело к увеличению дебита по нефти. Практически на всём протяжении форсированного отбора фиксируется прямая связь между дебитом жидкости и дебитом нефти (за исключением ноября 2015 г., где рост дебита по жидкости сопровождался снижением дебита по нефти). До конца 2015 г. обводнённость продукции была менее 92,6%, и лишь с 2016 г. колебалась на уровне 96% и выше. Анализируя динамику дебитов нефти и жидкости видно, что в большинстве случаях изменения дебитов жидкости приводят к изменению дебитов нефти с одинаковым знаком. Дополнительная добыча нефти по скважине 2107 составила 26 тыс.т. Фактически с 2004 г. вся добыча нефти (62 тыс.т) получена за счёт форсированного отбора. Разработку турнейской залежи рекомендуется продолжить на режимах форсированного отбора. На верейском объекте основным видом ГТМ – вывод скважин из неработающего фонда, который сопровождается проведением на скважинах РИР, дострелов, СКО. За 2007-2017 г. по объекту проведено 40 операций. Дополнительная добыча нефти составила 12,5 тыс.т. Дополнительная добыча нефти на операцию составляет изменяется от 0,1 до 0,4 тыс.т. в среднем - 0,3тыс.т. По нагнетательному фонду скважин было проведено 6 ГТМ по объекту верейского горизонта: состоящих в проведении СКО, ВВП содовым раствором, операции по вводу из бездействия прошлых лет. Дополнительная добыча нефти составила 6,1 тыс.т, эффективность от операции – 0,1 тыс.т. По турнейскому объекту с 2004 г. проводится форсированный отбор в двух скважинах, за счёт которого дополнительно добыто 62 тыс.т. Эффективность от мероприятия составляет 31 тыс.т на операцию, эффект продолжается. 2.2.4. Анализ выработки запасов нефти По состоянию на 01.01.2017 г. из залежей Ошворцевско-Дмитриевского месторождения было добыто 1902 тыс.т нефти и 8882 тыс.т жидкости. При обводненности продукции 95,0 %, отобрано 71,6 % НИЗ. Текущее значение КИН – 0,217 при утвержденном и поставленном на Государственный баланс РФ значении 0,303. Остаточные извлекаемые запасы нефти – 794 тыс.т. из которых 743 тыс.т. приходятся на верейский объект. Как видно из представленной таблицы 25, отбор НИЗ по верейскому объекту составляет 67,4%, обеспеченность запасами 34 года. Невысокий отбор от НИЗ свидетельствует о наличии неразбуренных участках, запасы которых не вовлечены в разработку. Из залежи Ошворцевского купола верейского горизонта по состоянию на 01.01.2017 года отобрано 411,9 тыс.т нефти отбор от НИЗ - 77%, текущий КИН составил 0,232. Из залежи Дмитриевского купола верейского горизонта отобрано 1124,3 тыс.т, отбор от НИЗ - 64%, текущий КИН составил 0,193. Причиной низкой выработки запасов является наличие неразбуренных зон, запасы которых не вовлечены в разработку. Неразбуренные зоны имеются как на Ошворцевском, так и на Дмитриевском поднятиях. Таблица 25 Основные показатели, характеризующие выработку запасов
Так как при реализуемой схеме размещения скважин 300х300 плотность сетки должна составлять 9 га/скв., фактически же она составляет 13 и 17 га по Ошворцевскому поднятию и Дмитриевскому поднятиям соответственно. Дмитриевское поднятие характеризуется более низкой выработкой так как оно характеризуется наличием запасов категории С1, выработка которой составляет всего 10% (данная площадь практически не разбурена). Неразбуренные зоны характеризуются незначительными эффективными нефтенасыщенными толщинами (менее 4м) и низкой плотностью запасов, величина которой меньше, чем в разбуренной части в два раза. Из залежи пласта турнейского яруса по состоянию на 01.01.2017 года отобрано всего 363 тыс.т нефти или 87,7% от НИЗ, текущий КИН составил 0,278. Обеспеченность остаточными извлекаемыми запасами - два года. По верейскому объекту Ошворцевско-Дмитриевского месторождения достижение утвержденной величины коэффициента нефтеизвлечения возможно при эффективном комплексе ГТМ. Рекомендуется опробование потокоотклоняющих технологий в разбуренных зонах с целью эффективной доразработки оставшихся запасов. Распределение остаточных запасов нефти по залежам продуктивных пластов Ошворцевско-Дмитриевского месторождения определялось на основе расчетов, выполненных на гидродинамической модели. 2.2.5. Анализ эффективности реализуемой системы разработки Выбор методов интенсификации и повышения нефтеотдачи на Ошворцевско-Дмитриевском месторождении обуславливается тем, что оно находится на завершающей стадии разработки. На месторождении проводились мероприятия: дострелы, солянокислотные обработки (включая кислотные ГРП), термо-газохимическое воздействие – ТГХВ. Так же проводились промывки призабойной зоны, ремонтно-изоляционные мероприятия. Основной фонд месторождения – малодебитный. В связи с этим были разработаны основные мероприятия, проведение которых в данных условиях окажется наиболее эффективным. Для геолого-промысловых условий турнейского горизонта Ошворцевско-Дмитриевского месторождения с целью увеличения коэффициента извлечения нефти рекомендуется дальнейшее применение форсированного отбора жидкости для фонда скважин с обводненностью более 95%. Технология предполагает получение 37,9 тыс.т. нефти дополнительно за период 2012-2021 гг. Для верейского горизонта, где средняя обводненность скважин составляет 92% целесообразным признано применение потокоотклоняющих технологий с целью изолирования восокообводненных интервалов и перестрелы и дострелы интервалов с более высокой нефтенасыщенностью, РИР, ОПЗ. Дополнительная добыча нефти за счет потокоотклоняющих технологий составит 52,5 тыс. т и от реперфорации – 3,5 тыс.т. После расчетов основных прогнозных технологических показателей разработки применения ОПЗ, получены следующие результаты. Планируется проведение большеобъемных кислотных обработок (БОСКО) по 10% действующего фонда скважин раз в год. Также планируется проведение ремотно-изоляционных работ (РИР) по 5% фонда ежегодно Дополнительная добыча нефти от планируемых методов составит 175,6 тыс.т. Прогнозная эффективность применения методов повышения КИН и интенсификации добычи нефти на Ошворцевско-Дмитриевском месторождении представлена в таблице 27. До 2020 г. планируется бурение трех боковых стволов. Предполагаемая дополнительная добыча от бурения составит 47,4 тыс.т. нефти с учетом пролонгируемого эффекта после проведения мероприятий. Проектируется бурение 3 БС. Общий фонд 156 скважин, в том числе добывающих – 81, нагнетательных – 38, в других категориях– 37. Объёмы ГТМ: РИР - 47 операций, ОПЗ и СКО – 74 операций, дострелов – 9, закачка гелеобразующих систем – 25 операций. Накопленный отбор нефти за весь срок разработки составит 2696 тыс.т, КИН составляет - 0,303. Динамика основных технологических показателей по планируемым методам увеличения нефтеотдачи представлена на рисунке 7. Основные показатели данного варианта разработки Ошворцевско-Дмитриевском месторождении приведены в таблице 28, а прогнозная характеристика основных показателей разработки по отбору нефти и жидкости по месторождению в целом показана в таблице 29. Рассмотрим вариант разработки с бурением боковых стволов. С учетом горизонтального бурения на месторождениях Удмуртии, а так же в других регионах России и за рубежом, основными критериями при выборе объектов для горизонтального бурения являются: геологический, технологический, технический и экономический, которые необходимо учитывать при проектировании горизонтального метода бурения Первоочередными объектами для бурения БГС следует рассматривать простаивающие скважины: бездействующие, пьезометрические, законсервированные и т.д. Объектами для бурения БГС также могут быть скважины, находящиеся в эксплуатации на нефть с предельно низким, нерентабельным дебитом, в которых существующие методы увеличения продуктивности исчерпаны и не дают положительного результата. Анализ влияния особенностей геологического строения объектов разработки Удмуртии на эффективность боковых горизонтальных стволов позволяет выделить следующие основные геологические критерии при выборе скважин для горизонтального бурения на башкирские отложения: минимальная эффективная нефтенасыщенная толщина 3-6 м; наличие непроницаемого экрана (уплотненной пачки пород) между водонасыщенными и нефтенасыщенными коллекторами; возможность формирования горизонтального ствола в верхней части нефтенасыщенного пласта на максимальном удалении от ВНК, особенно при наличии развитой трещиноватости пород; проводка горизонтального ствола по нисходящей линии и недопущение седловидных перегибов его в вертикальной плоскости в целях предотвращения вероятности образования гидрозатвора; эффективная (приходящаяся на нефтенасыщенные интервалы) длина бокового горизонтального ствола составляет не более треть расстояния между добывающими скважинами в зависимости от реализованной сетки скважин (для условий турнейского объекта Ошворце-Дмитриевского месторождения до 100 м). Технологические критерии определяются многими факторами: расположением невыработанных и слабо дренируемых зон пласта по площади и разрезу с учетом реализованной системы разработки; степенью выработанности запасов; текущими пластовыми и забойными давлениями; дебитами скважин на перспективных участках залежи; обводненностью продукции; плотностью сетки скважин; текущим состоянием разработки объекта в целом. Информация по перечисленным выше критериям является основой для определения места и направления планируемых к бурению горизонтальных скважин. Технические критерии включают: состояние эксплуатационной колонны; состояние цементного камня за колонной; наличие зон осложнений в интервале зарезки и бурения БГС. Главными экономическими критериями являются: минимизация затрат на бурение БГС, как временных, так и финансовых; окупаемость вложенных средств; рентабельность бурения БГС. Размещение горизонтальных стволов в пределах уже разрабатываемых залежей осуществляется с учетом особенностей фильтрации вязких нефтей в неоднородных коллекторах. В этих условиях устанавливаются границы зоны дренирования добывающих скважин, размеры которых зависят от геологических (свойства пластов и пластовых жидкостей) и технологических (система разработки, конструкция скважин и др.) факторов. На рисунке 7 предоставлена карта размещения пробуренных скважин Ошворце-Дмитриевского месторождения нефти. Анализируя фонд скважин, из числа находящихся в консервации и высокой степенью обводненности можно выделить несколько, которые удовлетворяют бурению БГС. Наиболее благоприятными являются скважины кандидаты: 1) № 297А, с текущей обводненностью порядка 99%; 2) № 2114, с текущей обводненностью порядка 92%. Определение местоположения целиков нефти, не участвующих в процессе дренирования, производится по карте текущей разработки, с учетом продуктивности окружающих скважин. Размеры целиков нефти обусловлены характером размещения добывающих скважин на залежи и геологической неоднородностью коллектора, которая влияет на их продуктивность. Оптимальная длина горизонтального ствола определяется реализованной сеткой вертикальных скважин, текущим состоянием разработки, размерами прогнозируемых целиков нефти и техническими возможностями бурения. Максимальная длина горизонтального ствола не должна превышать 90-100 м для данных условий Ошворце-Дмитриевского нефтяного месторождения. В противном случае увеличивается риск вскрытия им уже частично дренированной зоны вблизи соседних добывающих скважин. Средняя нефтенасыщенная толщина пропластка 9-16 м. Таблица 26 Конструкция боковых стволов с горизонтальным окончанием
Карта размещения пробуренных скважин Ошворце-Дмитриевского месторождения нефти (верейский и турнейский объекты).     Рис. 7 Карта накопленных отборов Ошворце-Дмитриевского месторождения нефти (верейский и турнейский объекты).    Рис. 8 Для предотвращения от размыва, аллювиальные отложения четвертичной системы перекрываются направлением. Глубина спуска направления определяется необходимостью установки башмака в плотных устойчивых породах. При наличии в верхней части разреза плывунов и зон поглощения бурового раствора глубина спуска направления может быть увеличена до 100 м. Бурение в интервале спуска направления осуществляется долотом диаметром 393,7 мм, турбинным способом. В качестве бурового раствора используется пресная техническая вода. Для крепления направления используются обсадные трубы диаметром 324 мм группы прочности «Д» с толщиной стенки 9,5 мм. Способ цементирования направления - прямой. Интервал цементирования - от башмака до устья. Цементирование производится тампонажным раствором на основе тампонажного портландцемента типа I-G по ГОСТ 1581-96. Плотность тампонажного раствора 1780...1820 кг/м3. С целью сокращения времени ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) и повышения прочности цементного камня тампонажный раствор обрабатывается ускорителем сроков схватывания и твердения. В качестве ускорителя используется хлористый кальций в количестве 2% от массы сухого цемента. Учитывая требования защиты пресноводных горизонтов от загрязнения, при бурении и креплении скважины в интервале спуска кондуктора предусматривается проведение ряда технологических мероприятий. Бурение производится на пресном буровом растворе, не содержащем токсичных реагентов. При наличии поглощающих пластов необходимо до спуска кондуктора провести изоляционные работы намывом инертных наполнителей, закачкой тампонажных растворов с наполнителями на основе глинистого раствора, установкой цементных мостов с последующим их разбуриванием. При вскрытии зон поглощения бурового раствора в интервалах пресноводных горизонтов изоляция их производится до вскрытия пластов, содержащих соленые воды. Способ цементирования кондуктора - прямой. Интервал цементирования - от башмака до устья. Основным тампонажным раствором при цементировании кондуктора является тампонажный раствор на основе тампонажного портландцемента типа I-G по ГОСТ 1581-96. Плотность тампонажного раствора 1780...1820 кг/м3. Реагентами-ускорителями сроков схватывания обрабатываются порции тампонажного раствора, закачиваемые на башмак кондуктора и в интервал проницаемых пластов, содержащих пресные воды. В качестве ускорителя используется хлористый кальций в количестве 2% от массы сухого цемента. 2.2.6. Расчет технологической эффективности реализации БГС Таблица 27 Исходные данные для определения технологической эффективности применения боковых горизонтальных стволов
Дебит жидкости вертикальной скважины № 297А  Дебит нефти:  Суммарный дебит вертикальной скважины № 297А за год: по жидкости:  ; . по нефти:  ; .Просчитаем дебит вертикальной скважины № 297А на пять лет: Первый год:   Второй год: Третий год:   Четвертый год:   Пятый год:   Если длина горизонтального ствола равна 100 метрам, тогда радиус контура питания горизонтального участка БГС равен:  м.Большая полуось эллипса (контура питания) вычисляется по следующей формуле:  .Тогда число Δ равно:  Найдём дебит БГС № 297А по жидкости и по нефти:   Суммарный годовой дебит БГС № 297А по жидкости:  ; . по нефти в тоннах: Qм | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
