Одной из наиболее эффективных технологий восстановления нерентабельных, аварийных скважин является применение боковых стволов.

Выборка для анализа показателей работы скважин с применением БС на Конитлорском месторождении составляет 15 единиц.

Рис.3 Данные по скважине 905 Конитлорского месторождения (БС₁₀)

На скважине 905 дебит нефти увеличился с 5,4 м³/сут до 15,8 м³/сут, дебит по жидкости в увеличился с 20,4 м³/сут до 34,2 м³/сут, обводненность снизилась с 76,7 процентов до 54 процентов. Р_заб снизилось с 7,3 МПа до 6,5 МПа. Скважина эксплуатирует пласт БС₁₀.

Рис.4 Данные по скважине 184 Конитлорского месторождения (БС₁₀)

На скважине 184 дебит нефти увеличился с 3,1 м³/сут до 23,16 м³/сут, дебит по жидкости увеличился с 18,8 м³/сут до 34,6 м³/сут, обводненность снизилась с 86 до 33 процентов. Забойное давление снизилось с 9,5 МПа до 8 МПа. Скважина эксплуатирует пласт БС₁₀.

Рис.5  Данные по скважине 287 Конитлорского месторождения (БС₁₀)

Дебит жидкости на скважине 287 увеличился с 29,7 т/сут до 44,7 т/сут, дебит по нефти увеличился с 10,7 т/сут до 33,6 т/сут, обводненность скважины снизилась с 75 до 17 процентов. Забойное давление снизилось с 9,8 МПа до 5,4 МПа. Скважина эксплуатирует пласт БС₁₀.

Рис.6 Данные по скважине 527 Конитлорского месторождения (БС₁₀)

Дебит по жидкости на скважине 527 увеличился с 15,3 т/сут до 23 т/сут, дебит нефти увеличился с 9,3 т/сут до 10,1 т/сут, обводненность снизилась с 67 до 55 процентов. Забойное давление снизилось с 7,9 МПа до 6,8 МПа. Скважина эксплуатирует пласт БС₁₀.

Рис.7 Данные по скважине 600 Конитлорского месторождения (БС₁₀)

Дебит по жидкости на скважине 600 увеличился с 18 т/сут до 30 т/сут, дебит нефти увеличился с 6,1 т/сут до 17,05 т/сут, обводненность снизилась с 60 до 43 процентов. Забойное давление снизилось с 9,5 МПа до 7,5 МПа. Скважина эксплуатирует пласт БС₁₀.

Рис.8 Данные по скважине 1998 Конитлорского месторождения (БС₁₀)

Дебит по жидкости на скважине 1998 увеличился с 15,1 т/сут до 25,2 т/сут, дебит нефти увеличился с 5,4 т/сут до 19,7 т/сут, обводненность снизилась с 72 до 26 процентов. Забойное давление с 11,6 МПа до 6,4 МПа. Скважина эксплуатирует пласт БС₁₀.

Рис.9 Данные по скважине 274 Конитлорского месторождения (БС₁₀)

Дебит по жидкости на скважине 274 увеличился с 15,1 т/сут до 25,2 т/сут, дебит нефти увеличился с 5,4 т/сут до 19,7 т/сут, обводненность снизилась с 72 до 26 процентов. Забойное давление снизилось с 7,4 МПа до 5,5 МПа. Скважина эксплуатирует пласт БС₁₀.

Рис.10 Данные по скважине 2071 Конитлорского месторождения (БС₁₀)

Дебит по жидкости на скважине 2071 увеличился с 16,7 т/сут до 29,7 т/сут, дебит нефти увеличился с 8,6 т/сут до 13,3 т/сут, обводненность снизилась с 65 до 50 процентов. Забойное давление снизилось с 7,2 МПа до 5,6 МПа. Скважина эксплуатирует пласт БС₁₀.

Рис.11 Данные по скважине 760Гр Конитлорского месторождения (БС₁₀)

Дебит по жидкости на скважине 760Гр увеличился с 17 т/сут до 39,5 т/сут, дебит нефти увеличился с 5 т/сут до 22,8 т/сут, обводненность снизилась с 74 до 44 процентов. , Забойное давление снизилось с 8,3 МПа до 6,2 МПа. Скважина эксплуатирует пласт БС₁₀.

Рис.12 Данные по скважине 1903 Конитлорского месторождения (Ач_1-5)

Дебит по жидкости на скважине 1903 увеличился с 12,7 т/сут до 36,8 т/сут, дебит нефти увеличился с 4,9 т/сут до 26,4 т/сут, обводненность снизилась с 75 до 34 процентов. Забойное давление снизилось с 9,9 МПа до 6,1 МПа. Скважина эксплуатирует пласт Ач_1-5.

Рис.13 Данные по скважине 2119 Конитлорского месторождения (Ач_1-5)

Дебит по жидкости на скважине 2119 увеличился с 18,9 т/сут до 38 т/сут, дебит нефти увеличился с 3,7 т/сут до 23,9 т/сут, обводненность снизилась с 79 до 37 процентов. Забойное давление снизилось с 7,5 МПа до 6,3 МПа. Скважина эксплуатирует пласт Ач_1-5.

Рис.14 Данные по скважине 180 Конитлорского месторождения (Ач_1-5)

Дебит по жидкости на скважине 180 увеличился с 14,1 т/сут до 55,2 т/сут, дебит нефти увеличился с 2,2 т/сут до 18,2 т/сут, обводненность снизилась с 89 до 67 процентов. Забойное давление снизилось с 6,9 МПа до 5,8 МПа. Скважина эксплуатирует пласт Ач_1-5.

Рис.15 Данные по скважине 3238 Конитлорского месторождения (Ач_1-5)

Дебит по жидкости на скважине 3238 увеличился с 13,7 т/сут до 31 т/сут, дебит нефти увеличился с 2,3 т/сут до 29,4 т/сут, обводненность снизилась с 82 до 5 процентов. Забойное давление снизилось с 9,8 МПа до 5,9 МПа. Скважина эксплуатирует пласт Ач_1-5.

Рис.16 Данные по скважине 668 Конитлорского месторождения (Ач_1-5)

Дебит по жидкости на скважине 668 увеличился с 17,5 т/сут до 32 т/сут, дебит нефти увеличился с 4,8 т/сут до 22,7 т/сут, обводненность снизилась с 81 до 27 процентов. Забойное давление снизилось с 10,8 МПа до 6,4 МПа. Скважина эксплуатирует пласт Ач_1-5.

Рис.17 Данные по скважине 382 Конитлорского месторождения (Ач_1-5)

Дебит по жидкости на скважине 382 увеличился с 10 т/сут до 26 т/сут, дебит нефти увеличился с 9,5 т/сут до 24,2 т/сут, обводненность снизилась с 44 до 6 процентов, забойное давление снизилось с 12,1 МПа до 6,2 МПа. Скважина эксплуатирует пласт Ач_1-5.

Значения дебитов жидкости и нефти, обводненности и забойного давления являются усредненными месячными показателями, до и после проведенного ГТМ, проанализированным по скважинам за пять лет их эксплуатации. Как видим, суточный дебит по жидкости и нефти вырос на всех скважинах, причем кратно, обводненность и забойное давление снизились.

Таким образом, с технологической точки зрения, применение на Конитлорском месторождении боковых стволов оказалось эффективным.