Названо» участка
А Вертикальный
2 Набор кривизны
^ Пряиолтомй ный
4+5 Набор крив на ни
А = 540м, II- 1305м, U- 1590м,е = 84°, а = 154 |
£+7 Прямояинайицй
УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ :
А = Н » Ьи 9 = а = R = |
532м - глубина, м
1226м - расстояние по горизонтали от Б.У, м = 1504м - длина ствола скважины по инструменту-, м S43 - зенитный угол ствола скважины, грал. 334° азимутальный угол ствола скважины, град. 300м • радиус искривления ствола скважины, м эксплуатационная часть юризонтального
ствола нагнетательной скважины. 3 • -Ns. участка ствола скважины - точка съема информации
2000 м
5000 м |
Рис.4
Профиль горизонтальной 2-х ствольной нагнетательной скважины № 36
кайла ■ кош** | ш « |
оч%оя пр.стаоя учяста j учвсгкЛжвчлло jcomwJiu |
'JI^^S r -, 600м, а = 334 |
А = 1697м, Н = 4676м, Ьи = 5675м, 6 = 84°, а = 64 |
А- 532м,Н= 1226м, Ьи= 1504 м, е- 84°, а = 334" |
УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ : |
Варандей - море
А = 1697м, Н- 4676м, 5675м, 8 = 84°, а = 244 |
А= 1643м, Н= 4201м, Ьи = 5197м, 8 = 84°, а = 334° |
Л = 532м - глубина, м
Н~ 1226м - расстояние по горизонтали от Ь.У., м
Ьи = 1504м • длина ствола скважины по инструменту, м
9 = 84" - зенитный угол ствола скважины, град.
а = 334° - азимутальный угол ствола скважины, град
2000м |
R = 300м - pzuyyc искривления ствола скважины, м
ксплуатационная часть горизонтального
А= 1810м, Н = 5671м, Ьи = 6676м, 8 = 84°. а = 244° |
ствола нагнетательной скважины. 3 - №. участка ствола скважины
точка съема информации.
I
3000 м |
4000i |
2000 м |
1 Расстояние по горизонтали 1000 м от бурового станка
00
ОС К)
3100 3000 2900 2800 2700 2600 2500 2400 2300 2200 2100 2000 *•1900 3 1800
я' 170° £ 1600
s 1500
§1400
J 1300
,S 1200
1100
1000
900
800
700
600
500
400
300
200
100
0
520
I
1740.
Рис. 5 Диаграмма добычи нефти по месторождению Варандей-море
Пермо-карбоновая залежь. Вариант 1
2650 |
2680
2150
1940'
1760
1610
Нйв
1Г40 |
124TJ
4060
960
850
790
14 |
15 |
18 19 |
10 И 12 13 Гилы разработки
Рис, 6 Диаграмма добычи нефти по месторождению Варандей-море
Пермо-карбоновая залежь. Вариант 2
2600 2500 2400 2300 2200 2100 2000 1900 1800 1700 I6O0 1500 1400 1300 1200
1470
2350
2500
2290
190tt-
1570
1430
U00.
lisa
14 дрбываюших скв,; 9 нагнетательных ск
1000 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0
410,
I
920
i ш
00
1 2 3 4 5 fi 7 8 M 10 II 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25
Годь
ных первому варианту технологических параметрах приведены на диаграмме 2 (рис. 6).
Максимальный уровень годовой добычи нефти по второму варианту оценивается в объеме 2,5 млн.т. Средний дебит нефти одной новой скважины прогнозируется в интервале значений 550-650 т/су т. За двадцатипятилетний период разработки залежи коэффициент нефте-извлечения по выполненным расчетам составляет 0,291, а суммарная добыча нефти за этот период - 29,645 млн.т.
Как видно из приведенных данных, проектный уровень добычи нефти по первому варианту существенно превышает этот показатель второго варианта. Значительно отличие вариантов и по суммарной добыче нефти за двадцатипятилетний период - более 12 %.
Таким образом, прогресс в бурении сложных скважин дает в настоящее время в руки разработчику гибкий инструмент воздействия на процессы дренирования пластовых систем. Применение скважин сложных профилей, многозабойных скважин позволяет не только снизить общее потребное число бурящихся скважин, но и существенно улучшить такие показатели, как вовлечение залежей в разработку, дебиты эксплуатационных и нагнетательных скважин и степень неф-теизвлечения.
84
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.