Некоторые аспекты научно-технического обеспечения строительства горизонтальных скважин, страница 3

Следует отметить, что дебиты горизонтальных скважин Урен­гойского ГКМ достигнуты при меньших (более чем в 3 раза) де­прессиях на вскрытые продуктивные.

Подобная закономерность прослеживается и по скважинам пробуренным на ПХГ.

Дебит горизонтальной скважины N104 Кущёвского ПХГ (длина горизонтального участка 234 м), в процессе отбора газа, составил 82 тыс. м³/сут, что в 2,4 раза выше среднего показателя взятого по одиннадцати ближайшим вертикальным скважинам со­ставляющим (32,3 тыс.м³/сут).

Дебит горизонтальной скважины N118 того же ПХГ (длина го­ризонтального участка 280 м) составили 70 тыс. м³/сут, что в 3 раза превышает аналогичные показатели соседних вертикальных скважин.

Сопоставление фактических затрат на строительство скважин показывает, что   при кратном увеличении дебитов горизонтальных

7

скважин Оренбургского ГКМ удорожание стоимости их строитель­ства, по сравнению с вертикальными, находится в пределах 58-68%. Данный показатель для Уренгойского ГКМ находится в преде­лах 37-46%, для Кущевском ПХГ - 60-67%.

К 2000 г. на месторождениях и ПХГ РАО "Газпром" планиру­ется пробурить 1200 горизонтальных скважин (в том числе восста­новить 400 скважин старого фонда).

Прогнозное количество горизонтальных скважин, подлежащих строительству до 2000 г. и из старого фонда скважин, подлежащих восстановлению с горизонтальным закачиванием до 2000 г. пред­ставлено в табл.4.

Основной объём горизонтального бурения будет сосредото­чен на Оренбургском ГКМ, месторождениях Западной Сибири и подземных хранилищах газа находящихся на балансе предприятий "Кубаньгазпром", "Мострансгаз", "Югтрансгзз", "Лентрансгаз".

В качестве основных объектов Оренбургского ГКМ выбраны среднекаменоугольная залежь нефти и нефтяная оторочка филип-повской залежи западного участка , а также ассельская и артинско-сакмарская залежи нефти восточной части ОГКМ.

Суммарные начальные запасы нефти по данным объектам составляют 178,9 млн. тонн.

Технико-экономические расчеты выполненные ВолгоУрал-НИПИгазом показали, что при их разработке вертикальными сква­жинами максимальный уровень добычи составит 1640 тыс. тонн в год при общем количестве скважин 1157.

При   разработке залежей наклонно-направленными и гори зонтальными скважинами уровень добычи составит 2695 тыс. тонн в год, при общем количестве скважин равном 877 (в т.ч. 574 гори­зонтальных).

Согласно утвержденной протоколом ЦКР РАО "Газпром" "Технологической схемы разработки..." артинско-акмарскую нефтя­ную залежь предложено разрабатывать эксплуатационными сква-жииами с горизонтальным участком в продуктивной толще в коридоре глубин 1870-1920 м.

В технологической схеме рассмотрены вопросы техники и технологии добычи нефти и газа, охраны недр и окружающей сре­ды, сформулированы требования к конструкциям скважин и ве­дению буровых работ, методам вскрытия продуктивных пластов и освоения скважин, системе поддержания пластового давления.

Проблемы строительства горизонтальных скважин на ПХГ были рассмотрены в "Технико-экономическом докладе по развитию подземного хранения газа", а также в записке "Перспективы приме8