Применение горизонтальных скважин для повышения эффективности разработки месторождений на примере (стр. 12 из 12)
Процент изменения добычи нефти из скважин предыдущего года
(13) 
Средний дебит одной скважины по нефти
(14)где ддей - действующий в данном году фонд добывающих скважин. Он равен сумме действующего фонда добывающих скважин в предыдущем году, новых добывающих скважин и числу отключенных скважин в данном году.
Средний дебит скважин по нефти, перешедших с предыдущего года
(15) 
Накопленная добыча нефти
(16) 
Текущий коэффициент нефтеизвлечения
(17) 
Отбор от утвержденных начальных извлекаемых запасов
(18) 
Темп отбора от начальных извлекаемых запасов
(19) 
Темп отбора от текущих извлекаемых запасов
(20) 
Средняя обводненность добываемой продукции
(21)а=4, с=-0,8 в=1
Годовая добыча жидкости
(22) 
Добыча жидкости с начала разработки
(23) 
Годовая закачка воды
(24)а=0,2, в=1,2
Годовая компенсация отбора жидкости закачкой
(25) 
Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой
(26) 
Водо-нефтяной фактор
(27) 
Динамика основных показателей разработки показана в табл. 62
Таблица 62. Динамика основных показателей разработки
| Годы | Добыча, млн. т | Накопленная добыча, млн. т | В, % | Закачка воды, млн. т | Средний дебит по нефти, т/сут | КИН | Темп отбора от НИЗ | Темп отбора от ТИЗ | |||
| нефти | жидкости | нефти | жидкости | год | S | ||||||
| 2010 | 0,370 | 1,259 | 5,02 | 18,48 | 71,2 | 1,60 | 19,84 | 2,13 | 4,29 | 1,23 | 1,46 |
| 2011 | 0,353 | 1,234 | 5,37 | 19,72 | 72,1 | 1,56 | 21,40 | 2,01 | 4,59 | 1,18 | 1,41 |
| 2012 | 0,334 | 1,207 | 5,71 | 20,92 | 72,9 | 1,53 | 22,93 | 1,88 | 4,88 | 1,11 | 1,36 |
| 2013 | 0,317 | 1,173 | 6,02 | 22,10 | 73,6 | 1,48 | 24,41 | 1,77 | 5,15 | 1,06 | 1,30 |
| 2014 | 0,299 | 1,137 | 6,32 | 23,23 | 74,1 | 1,44 | 25,84 | 1,66 | 5,40 | 1,00 | 1,25 |
| 2015 | 0,283 | 1,098 | 6,61 | 24,33 | 74,7 | 1,38 | 27,23 | 1,55 | 5,65 | 0,94 | 1,20 |
| 2016 | 0,269 | 1,056 | 6,88 | 25,39 | 74,1 | 1,33 | 28,56 | 1,46 | 5,88 | 0,90 | 1,15 |
| 2017 | 0,253 | 1,013 | 7,13 | 26,40 | 75,5 | 1,28 | 29,83 | 1,37 | 6,09 | 0,84 | 1,09 |
| 2018 | 0,237 | 0,966 | 7,37 | 27,37 | 74,9 | 1,21 | 31,05 | 1,28 | 6,29 | 0,79 | 1,04 |
| 2019 | 0,220 | 0,917 | 7,58 | 28,2/ | 76,2 | 1,15 | 32,20 | 1,19 | 6,48 | 0,73 | 0,97 |
| 2020 | 0,203 | 0,866 | 7,78 | 29,15 | 76,5 | 1,09 | 33,29 | 1,10 | 6,66 | 0,68 | 0,91 |
| 2021 | 0,189 | 0,811 | 7,98 | 29,96 | 76,8 | 1,02 | 34,31 | 1,04 | 6,82 | 0,63 | 0,85 |
| 2022 | 0,174 | 0,758 | 8,15 | 30,72 | 77,0 | 0,95 | 35,26 | 0,97 | 6,97 | 0,58 | 0,79 |
| 2023 | 0,161 | 0,706 | 8,31 | 61,42 | 77,2 | 0,89 | 36,14 | 0,91 | 7,10 | 0,54 | 0,74 |
| 2024 | 0,149 | 0,657 | 8,46 | 32,08 | 77,4 | 0,82 | 36,97 | 0,85 | 7,23 | 0,50 | 0,69 |
Динамика годовой добычи нефти, жидкости, годовой закачки воды приведена на рис. 56
Рис. 56. Динамика годовой добычи нефти, жидкости, годовой закачки воды
Динамика накопленной добычи нефти, жидкости и накопленной закачки воды приведена на рис. 57
Рис. 57. Динамика накопленной добычи нефти, жидкости и накопленной закачки воды
Динамика КИН, темпа отбора от НИЗ и темпа отбора от ТИЗ приведены на рис. 58
Рис. 58. Динамика КИН, темпа отбора от НИЗ и темпа отбора от ТИЗ
Выводы и рекомендации
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. По скважинам, пробуренным на башкирский горизонт, средний дебит составил 5,8 т /сут. Это в 2,3 раза выше, чем по вертикальным скважинам.
Таблица 63. 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 |
Список использованной литературы
1. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. – М.: Недра, 1998.
2. Желтов Ю.П., Стрижов И.Н. Сборник задач по разработке нефтяных месторождений: Учебное пособие для вузов/ Ю.П. Желтов, И.Н. Стрижов, А.Б. Золотухин, В.М. Зайцев – М.: Недра, 1985.
3. Ибатуллин Р.Р. Теоретические основы процессов разработки нефтяных месторождений: Курс лекций. Часть 1. Системы и режимы разработки: Учебно-методическое пособие. – Альметьевск: АГНИ, 2007.
4. Ибатуллин Р.Р. Теоретические основы процессов разработки нефтяных месторождений: Курс лекций. Часть 2. Процессы воздействия на пласты (Технологии и методы расчета): Учебно-методическое пособие. – Альметьевск: АГНИ, 2008.
5. Ибатуллин Р.Р., Гарипова Л.И. Сборник задач по теоретическим основам разработки нефтяных месторождений. – Альметьевск: АГНИ, 2008.
6. Муслимов Р.Х. Современные методы повышения нефтеизвлечения: проектирование, оптимизация и оценка эффективности: Учебное пособие. – Казань: изд-во «Фэн» Академии наук РТ, 2005.
7. Увеличение нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождений (методы, теория, практика) /Р.Р. Ибатуллин, Н.Г. Ибрагимов, Ш.Ф. Тахаутдинов, Р.С. Хисамов. – М.: Недра – Бизнесцентр, 2004.