Главная страница

БГС. Зарезка боковых стволов


Скачать 84.22 Kb.
НазваниеЗарезка боковых стволов
Дата04.04.2023
Размер84.22 Kb.
Формат файлаdocx
Имя файлаБГС.docx
ТипДокументы
#1036478

Зарезка боковых стволов - это одна из наиболее эффективных технологий, позволяет добиться повышения добычи нефти на старых месторождениях и увеличения коэффициента извлечения нефти из пластов, вернуть в эксплуатацию нефтяные скважины, которые не могли быть возвращены в действующий фонд другими методами. Путем зарезки 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.

Метод бурения БС и БГС позволяет существенно (в 2-10 раз) повысить дебиты скважин при сравнительно меньших затратах, чем на бурение новых скважин. Помимо экономического эффекта КРСбурением БС и БГС сокращает техногенное воздействие буровых работ на окружающую среду.

Стоимость и срок окупаемости капитальных затрат на восстановление скважин методом бурения БС и БГС значительно ниже аналогичных показателей бурения новых скважин за счет использования большей части ствола существующей скважины и имеющейся инфраструктуры месторождения.

Первоначальный дебит скважин по нефти составлял 0,24 т/сут и 0,1 т/сут, соответственно, и при обводненности 90,3% и 96%. После освоения горизонтальных участков дебиты составили: **58 - 11 т/сут при обводненности 4,7%, **901 – 3,34 т/сут при обводненности 57%.



Рисунок 1 – Динамика изменения коэффициентов продуктивности до и после проводки БГС

Средний прирост дебита по жидкости составил 10,7 т/сут. Обводненность снизилась на 37%. После ввода скважины в эксплуатацию незначительно снизилось забойное давление, что, возможно, также повлияло на прирост дебита в скважине.



Рисунок 2– Чистый дисконтированный доход от применения технологии забуривания БГС на примере залежи№8 Ромашкинского месторождения

Показатели

Значения

Длина ствола, м

450

Зарезка БГС на 1м, руб

12000

ПЗР, руб

350000

Средняя добыча нефти, т/сут

10,7

Коэффициент эксплуатации скважин

0,93

Зарезка, руб

5750000

Средне годовая добыча, т/сут

3632,115

Дополнительные затраты на доп. добычу, руб

765904,0901

Выручка от реализации продукции

35307789,92

НДПИ

3337913,685

С/ст-сть реализованной продукции

9853817,775

С/ст-сть 1 тон. доп. добычи

2712,969654

Ср.звешанная цена реализации нефт за 1 тонну, руб

9721

Прибыль от реализации, руб

25453972,14

Налог на прибыль, руб

5090794,428

Прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия, руб

20363177,71

Затраты

7195904,09

Рентабельность

2,82982895

Экономическая эффективность БГС

5606,424277

По результатам выполненного в работе анализа можно сделать вывод, что применение БГС является эффективным ГТМ, позволяющим повысить КИН, за счет увеличения охвата пластов воздействием.


написать администратору сайта