25067 (586553), страница 4

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 4)

4. Анализ эффективности применяемых горизонтальных технологий в условиях рассматриваемого объекта разработки

На 1.01.2010 г. на залежах 302–303 пробурены 109 горизонтальных скважин, в том числе на башкирские отложения – 21, на серпуховские -88. В целом за весь период эксплуатации добыто горизонтальными скважинами 1079,25 тыс. т нефти или же 9,9 тыс. т на одну скважину. При этом средний текущий дебит составил 6,3 т/сут, что в 2,5 раза выше, чем по вертикальным скважинам. По скважинам, пробуренным на серпуховский горизонт, средний дебит составил 6,5 т /сут, что в 2,6 раза выше, чем по вертикальным скважинам. На одну скважину в среднем добыто 10,0 тыс. т нефти. По скважинам, пробуренным на башкирский горизонт, средний дебит составил 5,8 т /сут. Это в 2,3 раза выше, чем по вертикальным скважинам. На одну скважину в среднем добыто 9,44 тыс. т нефти.

Средний текущий дебит составляет 6,3 т/сут, этот показатель ниже дебита для ГС, пробуренных в терригенные отложения, но бурение таких скважин в зонах со значительными запасами на 1 скважину (не менее 20 тыс. т) позволяет успешно применять ГС в этих условиях.

Рассматривая скважины, введенные из бурения с 2001 г. видно, что вертикальных скважин было пробурено в 1,95 раза больше, чем горизонтальных, отработанное время соответственно тоже в два раза больше. Дебит на 1 м вскрытой толщи на горизонтальных скважинах на порядок ниже. Несмотря на вышеперечисленное, 109 горизонтальных скважин добыли нефти больше, чем 213 вертикальных. И если провести расчет добычи нефти 1 скважиной на одинаковое отработанное время то получается, что горизонтальная скважина добыла в 2,5 раза больше нефти, чем одна вертикальная. Даже при практически сопоставимых расстоянию до ВНК, вертикально вскрытой нефтенасыщенной толщине. Сравнительные характеристики работы ГС и вертикальных скважин приведены в табл. 9

Таблица 9. Сравнение показателей работы вертикальных и горизонтальных скважин, введенных в эксплуатацию на залежах 302–303 в период с 2001 г.

Показатели	Вертикальная	Горизонтальная
Скважин	213	109
Отработанное время, дни	325417	186687
Средняя стоимость 1 скважины	7,5	13
Накопленный отбор, т	813544	1079250
Добыто нефти на 1 скв., т	3819,5	9901,4
Добыто на 1 млн. рублей затрат, т	509,3	761,6
Средний дебит нефти, т/сут	2,5	6,3
Средний дебит на 1 м перфорированной толщины, т/сут/м	0,38	0,04

В результате проделанного анализа видно, что, несмотря на имеющиеся трудности и сложности с практической реализацией, использование горизонтальных технологий является высокоэффективным мероприятием и позволяет рекомендовать его дальнейшее развитие на 302–302 залежах Ромашкинского месторождения.

5. Определение технологической эффективности

5.1 Определение технологической эффективности по методу «прямого» счета по сравнению с вертикальными скважинами (ВС)

Скважина №1

Показатели работы скв. №1 приведены в табл. 10

Таблица 10. Показатели работы скважины №1

Предыстория			История
Дата	Добыча за месяц, т		Дата		Добыча за месяц, т
	нефть	вода			нефть		вода
01.2007	34,1	35,5	01.2008	195,3		0,0
02.2007	34,1	24,7	02.2008	288,3		32,0
03.2007	34,1	19,2	03.2008	300,7		12,5
04.2007	31	25,4	04.2008	322,4		13,4
05.2007	34,1	34,1	05.2008	375,1		19,7
06.2007	34,1	38,5	06.2008	344,1		10,6
07.2007	18,6	21,0	07.2008	350,3		26,4
08.2007	18,6	21,0	08.2008	337,9		25,4
09.2007	21,7	21,7	09.2008	396,8		20,9
10.2007	21,7	21,7	10.2008	381,3		67,3
11.2007	21,7	21,7	11.2008	356,5		58,0
12.2007	21,7	21,7	12.2008	430,9		76,0

В координатах «месячная добыча нефти – календарное время» за нулевой отсчет времени принимаем месяц (01.2007) на 1 год раньше месяца введения горизонтальных скважин из бурения (01.2008), т.е. в качестве ближней предыстории берем 12 месяцев. На график (рис. 6) наносим точки месячной добычи из указанной скважины по месяцам до и после ввода скважины в эксплуатацию. Проводим вертикальную прямую точку (01.2008), которая делит время на две части (до и после ввода скважины в эксплуатацию).

Рис. 6. Определение технологической эффективности ГС №1 «прямым» счетом

Далее по эксплуатационным карточкам добывающей скважины определяем добычу нефти за 12 месяцев предыстории (325,5 т) и среднемесячную добычу в этот период (20,7 т). Последнюю величину откладываем на графике в виде горизонтальной прямой до пересечения с месяцем ввода скважин в эксплуатацию (01.2008). Затем период предыстории делим на две равные части вертикальным отрезком прямой. Таким образом, период предыстории превратился в квадратную диаграмму, на которой в первом и четвертом квадратах оказалось по 6

точек, во втором – и в третьем – ни одной точки. Отсюда коэффициент ассоциации Юла равен:

Определяем количественные показатели тренда. Для этого по эксплуатационным карточкам определяем добычу нефти за первые 6 месяцев (201,5 т) и вторые 6 месяцев (124 т) предыстории. Отсюда вычисляем среднемесячную добычу за первую половину (33,6 т) и вторую половину предыстории (20,7 т). Через последние две точки и центр квадратной диаграммы проводим наклонную прямую до пересечения границы предыстории и истории (01.2008 – дата ввода скважин в эксплуатацию). В этой точке пересечения определяем базовую среднемесячную добычу нефти (16,4 т) и из нее проводим горизонтальную прямую (параллельную оси времени) на весь период истории (последствия). Таким образом, считаем, что падение добычи нефти происходит только в период предыстории, а в период после воздействия базовая добыча нефти является постоянной, не падающей, что, естественно, занижает технологический эффект.

По количеству и положению точек после начала воздействия относительно горизонтальной базовой прямой наглядно выявляется качественный эффект (все 12 из 12 точек расположены выше базовой горизонтали) и его динамика. Для количественной оценки эффективности бурения горизонтальных скважин по эксплуатационным карточкам определяем суммарную добычу нефти после ввода скважин в эксплуатацию на дату анализа (с 1.01.2008 по 1.01.2009 гг.). Она оказалась равной 4079,6 т. Отсюда среднемесячная добыча нефти после воздействия оказалась равной 340,0 т, или на 1980% больше базовой (16,4 т).

Вычитая из среднемесячной добычи нефти после воздействия (340,0 т) базовую среднемесячную добычу нефти (16,4 т) и умножая полученную разность на число месяцев, получаем величину дополнительно добытой нефти (3883,3 т), ее долю по отношению ко всей добыче нефти после воздействия (95,2%).

Зная среднемесячную добычу воды в период предыстории и истории (цифры в скобках на рис. 6), можно определить фактическую среднемесячную обводненность в эти два периода времени (48,6 и 7,4%), а также, используя расчетную базовую добычу нефти (196,3 т) и среднемесячную добычу воды в период предыстории (25,6 т) и истории (27,2 т), сопоставить с расчетной базовой средней обводненностью, равной 61,0 и 62,5%.

Скважина №2

Показатели работы скв. №2 приведены в табл. 11

Таблица 11. Показатели работы скважины №2

Предыстория			История
Дата	Добыча за месяц, т			Дата	Добыча за месяц, т
	нефть	вода			нефть	вода
01.2007	74,4	138,2		01.2008		204,6	17,8
02.2007	68,2	132,4		02.2008		266,6	14,0
03.2007	77,5	137,8		03.2008		306,9	12,8
04.2007	83,7	142,5		04.2008		282,1	24,5
05.2007	71,3	151,5		05.2008		254,2	38,0
06.2007	62	144,7		06.2008		303,8	57,9
07.2007	68,2	151,8		07.2008		263,5	78,7
08.2007	71,3	144,8		08.2008		279	103,2
09.2007	65,1	138,3		09.2008		238,7	67,3
10.2007	68,2	144,9		10.2008		226,3	43,1
11.2007	58,9	159,2		11.2008		195,3	37,2
12.2007	65,1	144,9		12.2008		192,2	28,7

За нулевой отсчет времени принимаем месяц (01.2007) на 1 год раньше месяца введения горизонтальных скважин из бурения (01.2008), т.е. в качестве ближней предыстории берем 12 месяцев. На график (рис. 7) наносим точки месячной добычи из указанной скважины по месяцам до и после ввода скважины в эксплуатацию. Проводим вертикальную прямую точку (01.2008), которая делит время на две части (до и после ввода скважины в эксплуатацию).

Характеристики

Список файлов ВКР