Основными показателями технологической эффективности мероприятий являются дополнительная добыча нефти и продолжительность эффекта. Текущим технологическим эффектом единичной скважины является прирост текущего дебита нефти по объекту в результате проведения мероприятий по увеличению производительности скважин по данной скважине.

В качестве способа оценки эффективности БС была использована методика приведенная в приложении Г. Коэффициент продуктивности скважины по нефти - это ее дебит нефти, соотнесенный с разностью пластового и забойного давлений, то есть величиной депрессии, по разрабатываемым нефтяным пластам.

Таблица 3

Значения изменения дебита и коэффициента продуктивности скважины 905

Первым делом определим среднюю величину изменения коэффициента продуктивности с помощью формулы (Г.1):

Вычислим предполагаемые значения коэффициента продуктивности на середину каждого месяца после мероприятия с помощью формулы (Г.2), при этом входное значение коэффициента продуктивности =0,9 т/(сут∙атм) :

На середину 11 месяца:

 т/(сут*атм)

И так далее, занесем полученные данные в таблицу 3.2.3

Рассчитаем видимый технологический эффектф на середину каждого месяца после мероприятия с помощью формулы (Г.3):

На середину 11 месяца:

 = 18,22

Аналогично рассчитываем для следующих месяцев.

Определим коэффициент эффективности α с помощью формулы (Г.4):

На средину 11 месяца.

Рассчитаем  и  с помощью формул (Г.5-Г.6):

 = 24,3 атм.

 =  = 70,7 атм.

70,7 = 173,3 атм.

N =  = 0,73

 = 0,6

Аналогично определим для следующих месяцев.

Текущий технологический эффект определим с помощью формулы (Г.7):

На середину 11 месяца.

Аналогично определим для следующих месяцев.

Для вычисления суммарного технологического эффекта используем формулу (Г.8):

На середину 11 месяца

 = 30

10,93*30 = 327 т

327+316+335+333+336+389+288+327 = 2651 т

Результаты расчетов по всем месяцам занесем в таблицу 4.

Таблица 4

Итоги вычислений технологической эффективности

Аналогично выполним расчет технологической эффективности по коэффициенту продуктивности для остальных скважин Конитлорского месторождения. В таблице 5 представлены суммарные технологические эффекты по скважинам.

Таблица 5

Суммарные технологические эффекты по скважинам Конитлорского месторождения.

Наибольший технологический эффект получен на скважине 274, где суммарный технологический эффект равен 4556 т. Наименьший, на скважине 527, суммарный технологический эффект равен 2954 т. Удельная технологическая эффективность от применения технологии БС – 3881,7 т/скв.опер.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В ходе написания преддипломной практике были выполнены основные цели, а именно анализ геолого-физического состояния месторождения, состояние разработки, составлен литературный обзор по зарезке боковых стволов, приведены результаты опытно-промышленных работ по зарезки боковых стволов.

Применение боковых стволов - это одна из наиболее эффективных технологий, которая позволяет добиться повышения добычи нефти на старых месторождениях, снижения обводненности и увеличения коэффициента извлечения нефти из пластов, вернуть в эксплуатацию нефтяные скважины, которые не могли быть возвращены в действующий фонд другими методами. Путем бурения боковых стволов в разработку вовлекаются ранее не задействованные участки пласта, а также участки с трудноизвлекаемыми запасами, добыча которых ранее не представлялась возможной. Себестоимость дополнительно добытой нефти из вторых стволов как правило ниже её среднего значения по месторождениям, а затраты на их строительство окупаются в течение 1-2 лет.

Добыча нефти на Конитлорском месторождении в последние годы резко снижается, растет обводненность. Месторождение находится на 3 стадии разработки, характеризующейся резким падением добычи нефти и ростом обводненности продукции, выбытием части скважин из действующего фонда. Поэтому применение различных ГТМ особенно актуально на анализируемом месторождении.

Одним из наиболее эффективных методов применявшихся на Конитлорском месторождении является зарезка боковых стволов, средний прирост дебита по нефти 14,2 т/сут, обводненность добываемой продукции после применения БС существенно снижается. Забойное давление снижается на 3,1 МПа.

Применение боковых стволов может дать существенный экономический эффект, т.к. применение этой технологии сокращает средства, затраченные на бурение скважины-дублера взамен ликвидируемой. Применение БС на уже пробуренной скважине позволяет обойти не извлекаемые механические препятствия в скважине и восстановить ее работоспособность.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Салихов, И. В Стабилизация добычи нефти за счет бурения боковых стволов на примере Южно-Нурлатского месторождения НГДУ «Нурлатнефть» ОАО «Татнефть» [Текст] / Салихов И. В Сайфутдинов М.А.// Бурение и нефть. 2005 – С. 1-4.

2. Зейгман, Ю.В. Анализ регулирования разработки нефтяного месторождения с целью достижения потенциальной нефтеотдачи [Текст] / Зейгман Ю.В Токарева Н.М. // Нефтегазовое дело. 2012 №1 – С 84- 89.

3. Токарева, Т.В. Опыт и эффективность бурения, эксплуатация боковых стволов на завершающей стадии разработки нефтяных месторождений Текст / Токарева Т.В. // Нефтегазовое дело. 2011 №2 – С. 457- 468.

4. Полупанова, В.В. Поддержание уровней добычи газа путем забуривания боковых стволов на месторождениях западной сибири, находящихся на завершающей стадии эксплуатации Текст / В.В. Полупанова, С.А. Воронов, Р.Р. Исхаков, В.В. Соловьев // Нефтегазовое дело. №1 – С. 47- 60.

5. Исхаков, И.А. Анализ эксплуатации скважин с боковыми стволам на местрождениях АНК «Башнефть» Текст / Исхаков И.А.Гайнкллин К.Х. Гарифуллина Л.А. // Нефтепромысловое дело. №8 – С. 33 – 38.

6. Мосунов, А.Ю. О влиянии профиля проводки боковых стволов на начальный дебит скважин Текст // Нефтяное хозяйство. 2014 №7 – С. 90-92.

7. Дэвид Хилл Бурение боковых стволов из существующих скважин дает новую жизнь старым месторождениям Текст / Дэвид Хилл Эрик Ним // Нефтегазовое обозрение. 1997 – С. 22-37.

8. Рамазанов, А.Ш. Оценка возможностей исследования боковых стволов по температурным изменениям в скважине Текст / Рамазанов А.Ш. Ахметов Р.К. // Нефтегазовое дело. 2008 – С. 1-10.

9. Еленец, А.А. Критерии оценки выработки запасов нефти, влияющие на выбор участка для секторного геолого-гидродинамического моделирования, в рамках проектирования боковых стволов на примере объектов Ватьеганского месторождения Текст / Еленец А.А. Дергунов И.Ф. // Нефтегазовое дело. 2011 №4 – С. 50-65

10. Ганцгорн, А.М. Анализ состояния технологий и технических средств для зарезки и бурения боковых стволов Текст / Ганцгорн А.М., Фаршатов Р.Р. // Нефтегазовое дело. 2015 №5 – С. 1-19

11. Стрекалов, А.В Повышение эффективности разработки ачимовских пластов многоствольными скважинами Текст / Стрекалов А.В. Фоминых О.В. Самойлов А.С. // Нефтегазовое дело. 2011 №6 – С. 147-159

12. Фокеева, Л.Х. Определение оптимальной траектории и длин стволов многоствольных горизонтальных скважин с учетом особенностей коллектора Текст / Фокеева Л.Х. // Нефтегазовое дело. 2006 С. 1-16

13. Сарваров, А.Р. Анализ эффективности бурения боковых горизонтальных стволов в контактной водонефтяной зоне (на примере пласта АВ_2-3 Самотлорского месторождения) Тескт / Сарваров А.Р. Казаков Т.Г. // Нефтепромысловое дело. 2009 №2 – С. 11-16.

14. Шашель, В.А. Оценка эффективности расположения скважин и ориентации боковых горизонтальных стволов для однородного по проницаемости пласта Текст / Шашель В.А. Кожин В.Н. // Нефтепромысловое дело. 2006 №6 – С. 19-25

15. Легаев, Я.В. Профили боковых стволов скважин с горизонтальным окончанием и выбор траектории бурения для снижения затрат при строительстве боковых стволов Текст / Легаев Я.В. Халимов М.А. // Нефтепромысловое дело. 2008 №3 – С. 35-40

16. Халимов, М.А. Строительство ГС и БГС в сложных геологических и технологических условиях разработки нефтяных месторождений Западной Сибири Текст / Халимов М.А. Легаев Я.В. // Нефтепромысловое дело. 2007 №11 – С. 62-67

17. Обиход, А.П. Обоснование учета влияния горизонтальных скважин на фактическую плотность сетки по залежи Текст / Обиход А.П. // Нефтепромысловое дело. 2007 №10 – С. 40-42

18. Назимов, Н.А. Исследования скважин, построенных по горизонтальным технологиям, автономными глубинными приборами Текст / Назимов Н.А. // Нефтепромысловое дело. 2007 №4 – С. 22-27

19. Ахмадуллин, Э.А. Зарезка второго ствола: прикладной расчет местоположения нулевого сечения колонны труб Текст / Ахмадуллин Э.А. // Нефтепромысловое дело. 2007 №2 – С 34-36.

20. Янтурин, Р.А. О необходимости учета осевых нагрузок и кривизны ствола при расчетах обсадных колонн на внешнее и внутреннее давление в наклонных и горизонтальных скважинах Текст / Янутрин Р.А. Янтурин А.Ш. // Нефтепромысловое дело. 2007 №1 – С.32-34.

21. Мухаметшин, А.А. Сравнительный анализ применения отклонителей различных конструкций для забуривания боковых стволов в Азнакаевском УПНП и КРС Текст / Мухаметшин А.А. Зайнуллин А.Г. // Нефтепромысловое дело. 2003 №5 – С. 24-27.

22. Рамазанов, Р.Г. Эффективность применения горизонтальной технологии в условиях терригенных отложений на месторождений Татарстана Текст / Рамазанов Р.Г. Гаах И.А. // Нефтяное хозяйство. 2009 №6 – С.62-64.

23. Бакиров, Д.Л. Обеспечение безаварийной проводки горизонтальных боковых стволов в интервалах залегания неустойчивых пород Текст / Бакиров Д.Л. Подкуйко П.П. // Нефтяное хозяйство. 2011 №8 – С. 46-49.

24. Витевский, А.В. Анализ эффективности зарезок боковых стволов с проведением гидроразрыва пласта в скважинах Приразломного месторождения Текст / Витевский А.В. Свешников А.В. // Нефтяное хозяйство. 2009 №11 – С. 57-59.

25. Мелинг, К.В. Изоляция зон поглощения бурового раствора в боковых стволах с применением профильного перекрывателя Текст / Мелинг К.В. Ахмадишин Ф.Ф. // Нефтяное хозяйство. 2009 №11 – С. 107-109.

26. Хисамов, Р.С. Отклонитель для сооружения многозабойных скважин Текст / Хисамов Р.С. Нуриев И.А. Зайнуллин А.Г. // Нефтяное хозяйство. 2010 №2 – С. 81-83.

27.  Яраханова, Д.Г. О целесообразности применения горизонтальных технологий нефтеизвлечения с учетом геолого- технологических условий Текст / Яраханова Д.Г. // Нефтяное хозяйство. 2015 №6 – С.68-71.

28. Устькачкинцев, Е.Н. Определение критериев выбора скважин- кандидатов для зарезки в них боковых стволов Текст / Устькачкинцев Е.Н. Хусаенов Р.Я. Макаров Н.В. // Нефтяное хозяйство. 2013 №2 – С.78-81.

29. Ошибков, А.В. Влияние технических характеристик клина- отклонителя и обсадных труб на надежность соединения стволов многоствольных скважин Текст / Ошибков А.В Водорезов Д.Д. Сызранцева К.В. // Нефтяное хозяйство. 2015 №11 – С.121-123.

30. Техника и технология строительства боковых стволов в нефтяных и газовых скважинах Текст / Шенбергер В.М. Зозуля Г.П. Гейхман М.Г. Матиешин И.С. Кустышев А.В. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2007. – 490с.

31. Отчёт отдела разработки. – Федоровка: НГДУ «Комсомольскнефть», 2014г.- 130 с.

32. Данные геологического отдела. – Федоровка: НГДУ «Комсомольскнефть», 2014 г. – 146 с.

33. РД 5753490- 030-2006. Регламент на строительство боковых стволов. – Федоровка, 2006 – 54 с.

34. Егорова, Ю.Л. Реагенты и технологии ОПЗ / Ю.Л. Егорова // Методические указания по проведению практических занятий. – Альметьевск, 2014. – С.47-53.

35.  Белов А.А. Теория вероятностей и математическая статистика / А.А. Белов, Б.А. Баллод, Елизарова Н.Н. // Учебник. – М.: Феникс, 2008. – С. 320.

36. ПБ 08-624-13. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. - Москва, 2013 - 124 с.

37.  Объяснительная записка о производственной и финансово- хозяйственной деятельности. – Федоровка: НГДУ «Комсомольскнефть», 2014 – 240 с.