Применение горизонтальных скважин для повышения эффективности разработки месторождений на примере 302-303 залежей Ромашкинского месторождения НГДУ "ЛН"
Дипломная работа - Геодезия и Геология
Другие дипломы по предмету Геодезия и Геология
не. 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 302303 в период с 2001г.
ПоказателиВертикальнаяГоризонтальнаяСкважин213109Отработанное время, дни325417186687Средняя стоимость 1 скважины7,513Накопленный отбор, т8135441079250Добыто нефти на 1 скв., т3819,59901,4Добыто на 1 млн. рублей затрат, т509,3761,6Средний дебит нефти, т/сут2,56,3Средний дебит на 1м перфорированной толщины, т/сут/м0,380,04
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 302302 залежах Ромашкинского месторождения.
5. Определение технологической эффективности
5.1 Определение технологической эффективности по методу прямого iета по сравнению с вертикальными скважинами (ВС)
Скважина №1
Показатели работы скв. №1 приведены в табл. 10
Таблица 10. Показатели работы скважины №1
ПредысторияИсторияДатаДобыча за месяц, тДатаДобыча за месяц, тнефтьводанефтьвода01.200734,135,501.2008195,30,002.200734,124,702.2008288,332,003.200734,119,203.2008300,712,504.20073125,404.2008322,413,405.200734,134,105.2008375,119,706.200734,138,506.2008344,110,607.200718,621,007.2008350,326,408.200718,621,008.2008337,925,409.200721,721,709.2008396,820,910.200721,721,710.2008381,367,311.200721,721,711.2008356,558,012.200721,721,712.2008430,976,0
В координатах месячная добыча нефти календарное время за нулевой отiет 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 iетом
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, iитаем, 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 1.01.2009гг.). 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 раiетную базовую добычу нефти (196,3 т) и среднемесячную добычу воды в период предыстории (25,6 т) и истории (27,2 т), сопоставить с раiетной 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
ПредысторияИсторияДатаДобыча за месяц, тДатаДобыча за месяц, тнефтьводанефтьвода01.200774,4138,201.2008204,617,802.200768,2132,402.2008266,614,003.200777,5137,803.2008306,912,804.200783,7142,504.2008282,124,505.200771,3151,505.2008254,238,006.200762144,706.2008303,857,907.200768,2151,807.2008263,578,708.200771,3144,808.2008279103,209.200765,1138,309.2008238,767,310.200768,2144,910.2008226,343,111.200758,9159,211.2008195,337,212.200765,1144,912.2008192,228,7
За нулевой отiет 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), котор