Исследование и обоснование технологических параметров работы скважин с горизонтальным окончанием в обводненных залежах тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Журавлев Владимир Викторович

• Журавлев Владимир Викторович
• кандидат наук
• 2015

Оглавление диссертации кандидат наук Журавлев Владимир Викторович

ВВЕДЕНИЕ

1 АНАЛИЗ ЗАДАЧ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН С ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ ОКОНЧАНИЕМ НОЯБРЬСКОГО РЕГИОНА

1.1 Анализ результатов эксплуатации и повышения эффективности работы горизонтальных скважин Ярайнерского месторождения

1.2 Анализ результатов повышения эффективности эксплуатации горизонтальных скважин с учетом оборудования заканчивания и механизированных способов эксплуатации

1.3 Анализ результатов исследования влияния геолого-физических параметров и технико-технологических факторов на выработку запасов нефти скважинами с горизонтальным окончанием

Выводы по разделу 1:

2 ИССЛЕДОВАНИЕ МЕТОДИКИ ОЦЕНКИ РЕНТАБЕЛЬНОСТИ СКВАЖИН И ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПЕРСПЕКТИВНЫХ УЧАСТКОВ ОСТАТОЧНЫХ ИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ ДЛЯ УСЛОВИЙ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НОЯБРЬСКОГО РЕГИОНА

2.1 Разработка методики оценки рентабельности фонда скважин

2.2 Анализ задач повышения достоверности прогноза технологических показателей по методике подбора участков для проведения ЗБГС

2.3 Исследование методик оценки остаточных извлекаемых запасов нефти и определение перспективных участков залежей для выработкой БГС

2.4 Исследование закономерностей динамики снижения технологических показателей работы ГС для определенных геологических условий

Выводы по разделу

3 РЕЗУЛЬТАТЫ ВЫЧИСЛИТЕЛЬНЫХ ЭКСПЕРИМЕНТОВ ПО ОЦЕНКЕ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ НЕФТИ ТЕХНОЛОГИЕЙ ГОРИЗОНТАЛЬНОГО ВСКРЫТИЯ ПРИ РАЗЛИЧНЫХ ВИДАХ ОБВОДНЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ

3.1 Исследование технико-технологических решений по разработке маломощных залежей с формированием конусов подошвенной воды

3.2 Исследование и качественная оценка характеристики влияния послойной неоднородности на выработку запасов нефти высокопроницаемых пропластков и их обводнение

Выводы по разделу

4 ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ СПОСОБОВ УВЕЛИЧЕНИЯ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ НЕФТИ ОБЪЕКТА БВ8 ВЫНГАПУРОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

4.1 Методика прогнозирования выработки запасов нефти обводненных залежей скважинами с горизонтальным окончанием

4.2 Анализ текущего состояния разработки и выработки запасов объекта БВ8 Вынгапуровского месторождения

4.3 Результаты оценки рентабельности фонда скважин объекта БВ8 Вынгапуровского месторождения

Выводы по разделу

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

СПИСОК ИЛЛЮСТРАТИВНОГО МАТЕРИАЛА

ПРИЛОЖЕНИЕ А

ВВЕДЕНИЕ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Исследование и обоснование технологических параметров работы скважин с горизонтальным окончанием в обводненных залежах»

Актуальность проблемы

Как известно эксплуатационные затраты на высокообводненный фонд скважин зачастую превышают доходы от реализации добываемой нефти. В этой связи оценка экономической составляющей должна выполняться на достоверные прогнозируемые технологические показатели. Оперативность выполнения этой оценки также влияет на экономическую эффективность.

Действующий фонд (ДФ) нефтяных скважин компании ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» на конец 2012 года составил более 1700 скважин. В 2012 году было введено 94 новых скважины, 57 боковых стволов (БС) и углублений. Даже при таких объёмах ввода новых скважин и проведении геолого-технических мероприятий (ГТМ), от эффективной работы с существующим фондом нефтяных скважин зависят ключевые экономические показатели предприятия. Количество нерентабельных скважин в 2012 году по параметрам низкого дебита нефти и высокой обводненности оценивалось на уровне 700 скважин, что составляло порядка 40 % от всего ДФ.

В настоящее время остаточные извлекаемые запасы компании ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» составляют более 300 млн.т. нефти из них в категории АВС1 порядка 80%, в подгруппах - «разбуренные» и «не разбуренные» 60% и 40% соответственно. При структуризации подгруппы «разбуренные» выделенные запасы под действующим и бездействующим фондом соотносятся как 50/50, при этом в подгруппе бездействующих суммарные запасы под аварийным фондом и обводненным около 70%, что составляет чуть более 50 млн.т. остаточных извлекаемых запасов.

Поддержание уровней добычи нефти на месторождениях с высоким значением выработки начальных извлекаемых запасов, высокой обводненностью в основном обеспечено адресной работой с фондом скважин. Однако результаты работ по эксплуатации наклонно-направленных и горизонтальных скважин, и проведение таких геолого-технических мероприятий, как оптимизация работы

погружного оборудования, ремонтно-изоляционные работы, методы интенсификации добычи нефти и др., должны соответствовать показателям проектирования, основанным на детализации особенностей геологического строения залежей, и анализе опыта применения технологии горизонтального вскрытия.

Степень разработанности темы исследования

Теоретические и практические аспекты разработки обводненных залежей нефти раскрыты многими как отечественными, так и зарубежными исследователями, однако, вопросы проектирования систем разработки и довыработки остаточных запасов обводненных, сложнопостроенных залежей с применением технологии горизонтального вскрытия на месторождениях Западной Сибири начали активно развивать сравнительно недавно, такие ученые как Закиров С.Н., Зозуля, Г.П., Клещенко И.И., Телков А.П. и др.

Математические модели работы скважин с горизонтальным стволом, с учетом траектории в пределах продуктивного пласта, ориентации поинтервальных трещин гидроразрыва, конструктивными характеристиками для геолого-физических условий залежей месторождений Западной Сибири представлены в работах Гилаева Г.Г., Стрекалова А.В., Сохошко С.К. и др.

Методики оценки извлекаемых запасов нефти и прогноз уровней добычи по промысловым данным на основе регрессионно-корреляционного анализа и научно-обоснованных статистических моделей разработали такие исследователи как: Лысенко В.Д., Медведский Р.И., Мухарский Э.Д., Севастьянов А.А. и др.

Несмотря на значительное количество теоретических исследований, а также практических результатов применения технологии горизонтального вскрытия, прогнозные технологические показатели не всегда соответствуют фактическим и обеспечивают прирост КИН. В этой связи необходимо повышение достоверности существующих методик с помощью накопленного опыта реализации исследуемой технологии для различных геолого-физических условий и стадии разработки залежей.

Цель работы:

Повышение выработки запасов нефти обводненных залежей посредствам разработки и внедрения методики обоснования технологических параметров работы скважин с горизонтальным окончанием.

Основные задачи исследования

1. Анализ результатов применения технико-технологических решений по повышению эффективности эксплуатации скважин, дренирующих обводненные залежи нефти.

2. Исследование и разработка методики научно-обоснованного прогнозирования выработки остаточных запасов нефти обводненных залежей и оценки рентабельности эксплуатации скважин с горизонтальным окончанием.

3. Исследование влияние геолого-физических характеристик и технико-технологических параметров эксплуатации скважин с горизонтальным окончанием на показатели выработки запасов нефти залежей с различными видами обводнения.

4. Внедрение методики научно-обоснованного прогнозирования технологических показателей работы скважин с горизонтальным окончанием для выработки остаточных запасов нефти обводненных залежей и оценки рентабельности эксплуатации скважин на объектах компании ОАО «Газпром нефть».

Объект и предмет исследования

Объектом исследования является нефтяная залежь, а предметом -фильтрация пластового флюида к скважине с горизонтальным окончанием.

Научная новизна выполненной работы

1. На основе разработанной выборочной совокупности параметров работы скважин с горизонтальным окончанием в динамике и регрессионно-корреляционного анализа выявлена и доказана на практических примерах эмпирическая зависимость изменения технологических показателей выработки запасов нефти для геолого-физических характеристик нижнемеловых залежей Западной Сибири.

2. Разработана методика расчета технологических параметров эксплуатации скважин с горизонтальным окончанием при выработке запасов нефти обводненных залежей.

Теоретическая значимость работы

1. Обосновано применение регрессионно-корреляционного анализа для прогнозирования эффективности применения технологии горизонтального вскрытия для различных геолого-физических условий и стадии разработки залежи.

2. Использование выборочной совокупности параметров горизонтальных скважин для геолого-физических условий нижнемеловых отложений, доказанной на основе регрессионно-корреляционного анализа, позволяет повысить качество технологических решений и точность прогнозных показателей.

3. Разработанная методика расчета эксплуатационных параметров горизонтальных скважин обеспечивает точность проектных решений по увеличению выработки запасов обводненных залежей.

Практическая значимость работы

1. Разработанная и сертифицированная программа оценки рентабельности и геолого-технических мероприятий нефтедобывающих скважин используется для принятия обоснованных инженерных решений в компании ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз».

2. Результаты, полученные на основе выборочной совокупности и регрессионно-корреляционного анализа работы скважин с горизонтальным окончанием использованы при планировании и оценке эффективности строительства боковых горизонтальных стволов на месторождениях компаний ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз», ООО «Газпромнефть Восток».

3. Разработанные инструменты оценки рентабельности и планирования эффективности эксплуатации скважин с горизонтальным окончанием, в диссертационной работе апробированы на восьми скважинах, технологический эффект по которым составил 26 тыс.т. дополнительно добытой нефти.

Методология и методы исследования

Методологической основой исследования стали труды отечественных и зарубежных ученых в области подземной гидромеханики. Проведение вычислительных экспериментом с применением математических и цифровых моделей, выполнение систематизации и анализа результатов исследований. В работе были использованы такие общенаучные методы как сравнительный анализ, обобщение, ранжирование, а также теоретическое исследование, математическое моделирование изучаемых процессов, графоаналитические подходы и методы.

Положения, выносимые на защиту

1. Эмпирическая зависимость динамики технологических показателей выработки запасов нефти нижнемеловых отложений горизонтальными скважинами.

2. Методика расчета эксплуатационных параметров горизонтальных скважин и динамики выработки запасов нефти нижнемеловых обводненных залежей.

Степень достоверности результатов проведенных исследований:

- теория построена на известных законах подземной гидромеханики и промысловых данных, проверяемых фактическими показателями эксплуатации горизонтальных скважин и согласуется с опубликованными данными по теме диссертации;

- идея базируется на обобщении опыта эксплуатации, результатах исследований и прогнозирования эффективности разработки нефтяных месторождений скважинами с горизонтальным окончанием;

- использованы сравнения авторских данных и данных промысловой практики, полученные ранее по рассматриваемой тематике, в результате чего установлено совпадение авторских результатов с результатами, представленными в независимых источниках по данной тематике;

- установлено, что результаты вычислительных экспериментов по моделированию разработки нижнемеловых обводненных залежей скважинами с

горизонтальным окончанием, полученные на адаптированных математических моделях, показали воспроизводимость с фактическими технологическими показателеми эксплуатации нефтяной залежи Вынгапуровского месторождения;

- использованы методы обработки исходной информации и выполнены вычислительные эксперименты по обоснованию факторов, влияющих на эффективность выработки запасов нефти залежей с различным обводнением скважиной с горизонтальным окончанием участка, с применением апробированных методов прикладной математики и достоверной трехмерной цифровой гидродинамической модели.

1 АНАЛИЗ ЗАДАЧ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН С ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ ОКОНЧАНИЕМ НОЯБРЬСКОГО РЕГИОНА

Вопросы систем разработки скважинами с горизонтальным окончанием широко освещены в практических, теоретических и экспериментальных работах как отечественных, так изарубежных ученых, Алиев З.С.[1], Борисов Ю.П. [2, 3, 4], Григорян А.М. [5], Евченко В.С. [6], Лысенко В.Д. [ 7, 8], Меркулов В.П. [9], Пирвердян А.М. [10], Стклянин Ю.И. [11], Badry R. [12], Folefac A.N. [13], Joshi S.D. [14] и др. Под руководством Телкова А.П., Грачева С.И., Кашириной К.О., Сохошко С.К. и другими исследователями научной школы ТюмГНГУ выявлены особенности разработки месторождений углеводородного сырья с применением ГС [15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22].

1.1 Анализ результатов эксплуатации и повышения эффективности работы горизонтальных скважин Ярайнерского месторождения

Эффективность использования горизонтальных скважин связана, как с особенностями геологического строения месторождений, так и траекторией проводки стволов ГС в пределах продуктивного объекта. Поэтому при проектировании предусматривается детальный анализ геолого-промысловых данных и проведение гидродинамических и геофизических исследований.

Рассмотрим в качестве объекта исследования Ярайнерское месторождение, на котором построена 30 эксплуатационных горизонтальных скважин и одна нагнетательная № 111Г. Ствол скважины, вскрывший продуктивный пласт, оборудован нецементированным перфорированным хвостовиком.

В разрезе Ярайнерского месторождения залежи с небольшими нефтенасыщенными толщинами, подстилаемые подошвенной водой. Поэтому при эксплуатации скважин на больших депрессиях происходит стремительное образованию конусов воды. Значительное уменьшение дебитов и добычи нефти в

2007-2009 г.г. обусловлено снижением пластового давления (пласты АВ10-11, БВЬ БВ41, БВ, ЮВ116) и загрязнение (кольматация) призабойной зоны пласта (АВ7, БВ2, БВ8).

Сопоставление показателей работы вертикальных и горизонтальных скважин, для пласта ПК20 (рисунок 1.1), свидетельствуют о том что, входные дебиты нефти ГС выше вертикальных скважин в 5-10 раз. В динамике показателей, отмечается некоторое соответствие показателей обводненности по горизонтальным и вертикальным скважинам.

Рисунок 1.1 - Гистограмма параметров эксплуатации вертикальных и горизонтальных скважин, объект ПК20

Максимальные входные дебиты соответсвуют 3 -м горизонтальным скважинам №4132Г (объект БВ4) 1485,7 т/сут по нефти при обводненности 6,1 %, ГС №333Г объект АВ3 - 1291,3 т/сут по нефти и 1307,3 т/сут по жидкости, ГС №210Г (объект ПК20) 1006,1 т/сут по нефти при обводненности 10,3 %. Однако через месяц, что закономерно. получено кратное уменьшение дебитов нефти и интенсивное увеличение обводненности [23, 24].

Рассмотрим результаты работы скважины №101Г Ярайнерского месторождения (пласт БВ1). Протяженность горизонтального ствола в пределах

продуктивного пласта составляет 708 м., диаметр перфорированного хвостовика 127 мм.

В районе размещения горизонтальной скважины продуктивная Инн около 5 м. Нефть в пластовых условиях по исследованиям отборов со скважины характеризуется плотностью 792.3 кг/м , вязкостью 1.39 мПа-с.

Входные показатели (2004 г.) по дебиту жидкости составили 453 т/сут с обводненностью 1,4% продолжительность которых составила 11 суток (рисунок 1.2). При дальнейшем увеличении депрессии и, соответственно, дебита я до уровня 740-750 т/сут обводненность составила 3-4 %. В последующий период отмечается интенсивное снижение уровня добычи нефти и жидкости.

Рисунок 1.2 - Технологические показатели работы скважины № 101Г

Анализ работы ГС выполнен с учетом конструктивных особенностей скважины и пространственного размещения в пределах продуктивного пласта 1.3, 1.4.

Фактическая траектория ГС была совмещена с проектным профилем и литологическим разрезом по линии скважин 101-801 (рисунок 1.5).

Рисунок 1.3 - Вертикальный профиль горизонтальной скважины № 101Г

150

Отклонение, м

Рисунок 1.4 - Латеральный профиль скважины № 101Г

Скв. 101 РЬ Скв. 801

Рисунок 1.5 - Совмещенный фактический и проектный профиль горизонтальной скважины № 101Г

Как видно на рисунке 1.5 горизонтальным стволом вскрывается также и нижележащий пропласток, нарушены непроницаемые покрышки и через полученные литологические "окна" скважина обводняется "чужой" водой.

Проведен сравнительный анализ показателей работы с соседними скважинами.

Для ГС № 101Г к ближнему окружению можно отнести ВС № 801 и ГС № 102Г. Вертикальная скважина стала интенсивно обводняться с первых месяцев эксплуатации при постоянном отборе жидкости. ГС № 102Г обводняется темпами, порядка (0.5 %-мес.). Похожая динамика наблюдалась и у горизонтальной скважины № 101Г на протяжении первого года, после чего продукция стала резко обводняться. При тенденции уменьшения отборов, как по жидкости, так и по нефти. Текущие показатели снизились по сравнению с максимальными значениями в 2 и 20 раз, соответственно. Уровни снижения отборов соседних скважин можно считать более стабильными.

Ремонтно-изоляционные работы проведены на скважине во втором квартале 2009 года для ликвидации поступления воды из интервалов горизонтального ствола посредствам воздействия «жидкого пакера» на забой и вязко-упругим составом в две стадии.

В результате проведения геолого-технического мероприятия снижение по дебиту жидкости составило 70 т/сут с последующим снижением в дальнейшем. Основным результатом можно считать сокращение попутно-добываемой воды на 21 тыс.т. за 8 месяцев, поскольку дебит по нефти снизился в два раза [24].

Принципиальным отличием ГС от вертикальных скважин является низкий уровень фильтрационных сопротивлений в ПЗ, не превышающий 5% от общего уровня. При проведении водоизоляционных работ, где используются тампонажные составы, создающие дополнительные гидродинамические сопротивления в ПЗ, уровень этих сопротивлений в ГС ниже, чем в вертикальных скважинах. Поэтому, например, предусматривается поинтервальная селективная технология с применением нефильтрующихся временных блокирующих пакеров на основе обратных водных эмульсионных составов (ОВЭС). Регулирование

вязкостных свойств ОВЭС достигается в основном содержанием минерализованной фазы. Данные эмульсионные составы обладают программируемым "временем жизни", которое зависит от пластовой температуры и вида применяемого эмульгатора, который выбирается для определенных геолого-физических условий.

Оптимальные параметры технологии (состав композиции, скорость закачки, объем композиции) рассчитываются численными методами. Вся длина ствола разбивается на интервалы, которые характеризуются протяженностью, гидропроводностью, и типом жидкости (нефть-вода). Указанные параметры, в сочетании с известными реологическими характеристиками полимерных композиций, позволяют рассчитать радиусы проникновения и объемы композиции на каждом шаге расчетов. На основе многовариантных расчетов выбирается оптимальный объем композиции, соответствующий максимальному уменьшению неоднородности пласта (коэффициента вариации проницаемости), обводненности продукции и дебиту дополнительно добытой нефти.

В настоящее время существует множество отечественных и зарубежных технологий водоизоляции, начиная от установки цементных мостов и консервации обводнившихся интервалов до закачки различных химических реагентов, которые снижают проницаемость по воде или закупоривают интервалы, по которым поступает вода в скважины.

1.2 Анализ результатов повышения эффективности эксплуатации горизонтальных скважин с учетом оборудования заканчивания и механизированных способов эксплуатации

Бурение горизонтальных скважин (ГС) в Ноябрьском регионе началось в 1999 для увеличения добычи нефти и как метод разработки пластов, альтернативные способы которых экономически нецелесообразны. По способу заканчивания ГС на месторождениях Ноябрьского региона делятся на две

категории: с не обсаженным хвостовиком и хвостовиком оборудованным фильтром.

В настоящее время рынок производителей оборудования для нефтегазовой отрасли предлагает разнообразный выбор оборудования и материалов, с различными техническими характеристиками соответствующими различным геолого-физическим условиям эксплуатации.

Современные отечественные производители фильтров (ОАО «Тяжпрессмаш», СП «Углеводородные Скважинные Системы», ООО НТЦ «ЗЭРС», ООО «РосФин», ООО «Отдельное конструкторское бюро нефтяного приборостроения», ООО «НПФ РИФИНГ», ЗАО «Самарскиегоризонты», Научно-производственное предприятие «Сигма-С»), а так же и зарубежные (Weatherford International Ltd., Halliburton,Baker Huges, Chevron Corporation, BP, M-I Drilling Fluids, Stone EnergyCorporation, Shell International, Eni - Agip, Texaco, Repsol и др.) предлагают большой выбор технических средств, предотвращающих вынос частиц породы коллектора [25, 26, 27, 28, 29].

В настоящее время на месторождениях ОАО «Газпромнефть - ННГ» в работе находится около 200 горизонтальных скважин и скважин после строительства бокового горизонтального ствола (БГС). Типовая схема скважины после строительства БГС в «ОАО Газпромнефть-ННГ»представлена на рисунке 1.6. Средняя длина горизонтальных скважин составляет 3100 - 3800 м. (вертикальная глубина - от 2750 до2850 м), длина горизонтального ствола - от 550 до1050 м. Вертикальный ствол укрепляется обсадной колонной внешнего диаметра168, 178 или 219 мм, а горизонтальный ствол заканчивается беспроволочным фильтром типа ФБ производства компании ОАО «Тяжпрессмаш» с наружными диаметрами 89, 102, 114 мм за исключением незначительного количества скважин с необсаженным хвостовиком по Чатылькинскому, Равнинному и Вынгапуровскому месторождениям. Внешний диаметр хвостовиков для заканчивания боковых стволов составляет 114, 102 или 89 мм [30].

Фильтры беспроволочные типа ФБ (рисунок 1.7) применяются в нефтяных и водозаборных скважинах любой конструкции и работают в среде минерализованной пластовой воды, нефти, конденсата и других пластовых флюидов. Данный тип фильтра предназначен для предотвращения разрушения слабосцементированных коллекторов и попадания в скважину породы и других механических примесей во время эксплуатации. Стоимость фильтра ФБ диаметром 114 мм составляет 31 тысяча рублей. Характеристики беспроволочных фильтров представлены в таблице 1.1. В таблице 1.2 представлено описание фильтров спущенных в скважины Средне-Итурского и Западно-Ноябрьского месторождений.

Рисунок 1.6 - Типовая схема скважины после зарезки бокового ствола в

ОАО «Газпромнефть-ННГ»

Рисунок 1.7 - Перфорированный фильтр, используемый на скважинах ОАО

«Газпромнефть - ННГ»

Таблица 1.1 - Характеристики фильтра ФБ

Модель фильтра

Наименование параметра ФБ89 ФБ102 ФБ102.1 ФБ114 ФБ114-01 ФБ 114.1 ФБ127 ФБ127.1

1. Наружный диаметр не более, мм. 108 110 127 132.1 141.3

2. Диаметр трубы, мм. 88.9 101.6 114.3 114.3 127

3. Толщина стенки, мм. 6.5 6.5 7.4 7 7.5 9.2

4. Диаметр отверстий, мм. 12 14 12

5. Количество отверстий на п.м. 160 216 432 240

Таблица 1.2 - Скважины компании «ГН-ННГ», оборудованные фильтром

ФБ

М/р Скв. Куст Тип фильтра Диаметр, мм Толщина стенки, мм Длина секции, м Пласт Отв./п.м., шт Количество отв., шт. Диаметр, мм.

Ср-итурское 39 9 ФБ-102 101.6 6.5 300.14 БС-7 16 4802 12

Ср-итурское 195 10 ФБ-114 114.3 9.2 722.35 БС-9-1 21.6 15120 12

Ср-итурское 196 10 ФБ-114 114.3 7.4 594.5 БС-9-1 21.6 12312 12

Ср-итурское 198 10 ФБ-114 114.3 9.2 688.5 БС-9-1 21.6 14472 12

Ср-итурское 200 10 ФБ-114 114.3 7.4 593 БС-9-1 21.6 12312 12

Ср-итурское 206 61 ФБ-114 114.3 8,6/7,4 747 БС-12 10 6610 -

Ср-итурское 322 16 ФБ-114 114.3 7.4 751.5 БС-7 - 13888 -

Ср-итурское 369 17 ФБ-114 114.3 7.4 310.9 БС-11-2 21.6 6696 12

Ср-итурское 380 12а ФБ-114-01 114.3 7.4 385.15 БС-11-2 21.6 83192 14

Ср-итурское 387 17 ФБ-114 114.3 7.4 411.77 БС-12 21.6 8856 12

Ср-итурское 391 14 ФБ-114-01 114.3 7.4 486.1 БС-8-0 21.6 10152 14

Зап-ноябрьское 396 11 ФБ-102 101.6 6.5 176.1 БС-8-0 16 2817 12

Ср-итурское 402 14 ФБ-114-01 114.3 7.4 260.4 БС-10-1 21.6 5460 14

Ср-итурское 404 14 ФБ-114 114.3 7.4 499.6 БС-9-1 21.6 10584 12

Ср-итурское 405 14 ФБ-114 114.3 7.4 499.6 БС-10 21.6 11448 12

Зап-ноябрьское 515 36 ФБ-89 89 6.5 306.43 БС-12 - - -

Зап-ноябрьское 520 37 ФБ-102 102 6.5 281 БС-8 16 4496 12

Ср-итурское 955 12 ФБ-102 102 6.5 185.21 БС-8 16 2963

Ср-итурское 958 13 ФБ-102 101.6 6.5 279.56 БС-10 16 4472 12

Ср-итурское 1161 14 ФБ-114 114.3 7.4 451.31 БС-6 21.6 9072 12

Ср-итурское 1162 14 ФБ-114 114.3 7.4 434.4 БС-8 21.6 9072 12

Ср-итурское 344 12 ФБ-114 114.3 7.4 527.7 БС-9-1 21.6 11016 12

Ср-итурское 8005 7 ФБ-102 102 6.5 280.22 БС-8 - - -

Ср-итурское 930 8 ФБ-102 102 6.5 335.02 БС-7 - - -

Ср-итурское 1144 15 ФБ-114 114 7.6 662.6 БС-10-1 35 23191 10

Для определения эффективности эксплуатации ГС, оборудованных фильтрами ФБ, представлены результаты работы четырех скважин 201Г Вынгапуровское м/р (ПК22), 208Г Вынгапуровское м/р (ПК21), 210Г Вынгапуровское м/р (ПК21), 1076Г Спорышевского м/р (ПК16) (рисунки 1.8, 1.9, 1.10, 1.11). Так же были рассмотрены результаты эксплуатации двух скважин Холмистого месторождения №№32Г, 232Г работающие на объекте Ю11 (рисунки 1.12, 1.13).

Рисунок 1.8 - Динамика работы скважин 1076Г. Пласт ПК16, Спорышевского месторождения

• •

Ц/

у, уу ^СЛ" ;.*/

У о*'

<гг Л'

-ДР, атм.

* ^ о*'

—•— % —•— Ож, м3/сут • КВЧ, мг/л

Рисунок 1.9 - Динамика работы скважины №201Г. Пласт ПК22, Вынгапуровского месторождения

4200

3500

2800

2100

1400

700

0

X У <Г X У ^ <Г X У ^ о*

- ДР, атм. —•— %—•— С>ж, м 3/сут • КВЧ, мг/л

3000

900

200

0

500

Рисунок 1.10 - Динамика работы скважины №208Г. Пласт ПК21, Вынгапуровского месторождения

^ / о*" / о*" /

—•—АР, атм. —•— % —•— Qж, м3/сут • КВЧ, мг/л

Рисунок 1.11 - Динамика работы скважины №210Г. Пласт ПК21, Вынгапуровского месторождения

Рисунок 1.12 - Динамика работы скважины №32Г. Объект Ю11, Холмистого

месторождения

250 200

* 150 О

< 100

50 0

V

1200

900

600 Я

и

300

/ / / / / / Ъ гй / / / / / / Л / / /

-•-ДР, атм. — •-% -в-дж , м3/сут • КВЧ, мг/л

Рисунок 1.13 - Динамика работы скважины №232Г. Объект Ю11, Холмистого месторождения Скважина 1076Г имела 2 отказа погружного оборудования по засорению рабочих органов УЭЦН при этом наработка насосного оборудования на отказ

0

составила 11 суток, и один ремонт был проведён повторно. Один отказ погружного оборудования был вызван заклиниванием УЭЦН при наработке 27 суток. При разборе погружного оборудования было выявлено, что верхние ступени насоса забиты песком и далее на рабочих органах так же присутствует песок. При расследовании отказа погружного оборудования по причине износа рабочих органов УЭЦН, на его рабочих органах по всей длине был выявлен песчано-солевой налет.

Скважина 201Г имела 3 отказа по причине засорения рабочих органов УЭЦН при средней наработке насосного оборудования на отказ 24 сут. и три отказа погружного оборудования по причине износа рабочих органов при средней наработке насосного оборудования на отказ 207 сут. При этом во всех случаях выхода из строя погружного оборудования рабочие органы УЭЦН были забиты песком, отказы сопровождались заклиниванием УЭЦН, а также в одном из случаев получили слом вала нижней секции насоса в его нижней части, и проворот шлицов в верхней части. При разборе оборудования отказавшего по причине износа рабочих органов УЭЦН в двух случаях на рабочих органах насоса наблюдалось наличие песка.

Скважина 210Г имела 1 отказ по причине засорения рабочих органов УЭЦН при наработке насосного оборудования на отказ 5 сут. При разборе погружного оборудования по всей длине насоса в большом количестве был песок. Так же при разборе оборудования не связанного с отказами по причине засорение и износ рабочих органов УЭЦН в рабочих органах насоса присутствовал песок. По скважине 208Г при разборе погружного оборудования так же песок.

В подсчёте запасов ГКЗ 1998 г. пласт ПК16 Спорышевского месторождения считался единым объектом, далее по результатам бурения объект был разукрупнен на две изолированных залежи. Пласт ПК161 представлен песчаниками, алевролитами, глинистыми сланцами и маломощными прослоями угля, которые накапливались в условиях дельтовых равнин. Пласт ПК161 отделён от подстилающего пласта ПК16 тонкой алевролито-глинистой перемычкой.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Журавлев Владимир Викторович, 2015 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Алиев З.С., Шеремет В.В. Определение производительности горизонтальных газовых и газоконденсатных скважин. //ЭИ, сер. Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ВНИИЭгазпром, Вып.3. - 1992.

2. Борисов Ю.П., Пилатовский В.П., Табаков В.П. "Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами". М.: "Недра", 1964.

3. Борисов Ю.П., Табаков В.П. О притоке нефти к горизонтальным и наклонным скважинам в изотропном пласте конечной мощности. НТС ВНИИ, вып. 16, 1962.

4. Борисов Ю.П. и др. Добыча нефти с использованием горизонтальных и многозабойных скважин. М.: Недра, 1964

5. Григорян А.М. «Вскрытие пластов многозабойными и горизонтальными скважинами», М., «Недра», 1964.

6. Евченко В.С. и др. Разработка нефтяных месторождений наклонно-направленными скважинами. - М.: Недра, 1986.

7. Лысенко В.Д. К расчету дебита горизонтальных скважин "Нефтепромысловое дело", № 7, 1997. - С. 4-8.

8. Лысенко В.Д. Формула дебита вертикально-горизонтальной скважины на многослойном нефтяном пласте. Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений. "Нефтепромысловое дело", № 8, 1997. - С. 6-10.

9. Меркулов В.П. «О дебитах наклонных и горизонтальных скважин», Нефт. хоз., 1958 г.

10. Пирвердян А.М. Фильтрация к горизонтальной скважине. Тр. АЗНИИ ДН, вып.3, 1956.

11. Стклянин Ю.И., Телков А.П. Приток к горизонтальной дрене и несовершенной скважине в полосообразном анизотропном пласте. Расчет предельных безводных дебитов.- ПМТФ АН СССР, 1962, № 1.

12. Badry R. Production logs' optimize horizontal tests// World Oil. - 1991, 3. - Vol. 212, №3, - P. 62-66.

13. Folefac A.N., Archer J.S. Modeling of horizontal well. Performance to provide insight in coning control// Тезисы докладов на 5-ом Европейском симпозиуме по повышению нефтеотдачи. Будапешт, 25-27 апреля 1989. - С. 683694.

14. Joshi S.D. Angmentation of well productivity with stant and horizontal well. J. of Petrol. Techn. June, 1988. - Р. 729-739.

15. Телков А.П. Подземная гидрогазодинамика. Уфа, 1974. - 224 с.

16. Телков А. П., Грачёв С.И. и др. Особенности разработки нефтегазовых месторождений. Часть I. — Тюмень. — ООО НИПИКБС-Т. — 2000. — 328 с.

17. Телков А. П., Грачёв С.И. Особенности разработки нефтегазовых месторождений. ТюмГНГУ. — 1999-2000. — 328 с.

18. Телков А.П., Грачева Н.С., Каширина К.О.Неустановившийся приток жидкости и газа к несовершенной галерее (вертикальной трещине ГРП) и горизонтальной скважине. Сб. науч. тр. "Новые технологии для ТЭК Западной Сибири", вып. 2. Тюмень: ТюмГНГУ, 2006. - С. 24-31.

19. Грачев С.И., Каширина К.О., Телков А.П. Определение оптимального местоположения и дебита горизонтальной скважины, дренирующей нефтегазовую залежь с подошвенной водой. Сб.науч.тр. "Новые технологии для ТЭК Западной Сибири", вып.2. Тюмень: ТюмГНГУ, 2006. - С.51-62.

20. Каширина К.О. К обоснованию оптимальной сетки горизонтальных стволов скважин и вертикальных трещин ГРП в сравнении эффективности их работы. Сб.науч.тр. "Новые технологии для ТЭК Западной Сибири", вып.2. Тюмень: ТюмГНГУ, 2006. - С. 281-291.

21. Каширина К.О. Сопоставление приближенных формул для расчета дебитов горизонтальных стволов скважин// Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири/ Международная академическая конференция, Тюмень, 20-22 ноября 2007 г. - С. 315-320.

22. Сохошко С.К. дис. д-р. техн. наук Развитие теории фильтрации к пологим и горизонтальным газовым и нефтяным скважинам и ее применение для решения прикладных задач г. Тюмень, Институт Нефти и газа, ТюмГНГУ. - 2008 г

23. Журавлев В.В., Денисов С.О., Яцковский С.В., Самойлов А.С. Оценка эффективности проведения ремонтно-изоляционных работ в горизонтальных скважинах Ярайнерского месторождения // Новые технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. научн. тр науч.-техн. конф. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2010. - С. 265-271.

24. Журавлев В.В., Денисов С.О. Особенности проведения ремонтно-изоляционных работ в горизонтальных скважинах // Новые технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. научн. тр науч.-техн. конф. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2010. -С. 250-255.

25. Р.А. Валиуллин, Р.К. Яруллин (БашГУ, НПФ «ГеоТЭК»), Ю.В. Лукьянов, А.Г. Миниахметов (ОАО «АНК «Башнефть»), Я.Р. Адиев, А.А. Шилов (ОАО «Башнефтегеофизика»), Опыт исследования низкодебитных горизонтальных скважин на месторождениях ОАО «АНК «Башнефть» «Нефтяное хозяйство» апрель 2007 стр. 62-64.

26. И.А. Вахрушева, А.А. Ручкин, В.И. Саунин, В.З. Сухер, А.Н. Леванов (ООО «ТННЦ»), Ю.В. Масалкин (ОАО «ТНК-Нягань»), М.А. Романчев (ОАО «ННП»), Результаты строительства и эксплуатации горизонтальных скважин на месторождениях нефти Западной Сибири «Нефтяное хозяйство» февраль 2010 стр. 34-37.

27. Р.В. Мурдыгин, Д.И. Ганичев, А.Г. Михайлов, к.т.н. А.Ю. Петров, Р.А. Валиуллин, Р.К. Яруллин, В.Я. Федотов. Опыт проведения геофизических исследований по определению профиля и состава притока в горизонтальных скважинах ООО "РН-Пурнефтегаз", «Нефтяное хозяйство» март 2010 стр. 64-69.

28. А.В. Барышников, О.А. Кофанов, Д.Р. Галеев, А.И. Ипатов, М.И. Кременецкий, Р.Ф. Шаймарданов. Глубинный мониторинг продуктивности совместно эксплуатируемых пластов при реализации различных технологий.

29. Штурн Л.В., А.А. Отечественные фильтры для заканчивания скважин /Л.В. Штурн, А.А. Кононенко, С.О. Денисов// Территория нефтегаз. - 2010. - № 6. - С. 17-21.

30. Промысловое обоснование заканчивания горизонтальных стволов на месторождениях «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» Наука и ТЭК. - 2011. № 2. -С. 46-49.

31. Опыт применения УЭЦН 3-го и 2А габарита на месторождениях «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» Наука и ТЭК. - 2012. № 2. - С. 41-44.

32. Возможность применения погружного оборудования в 3-м монтажном габарите на месторождениях ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» Конференция Ноябрьск 2010.

33. Применение погружного оборудования в 3-м монтажном габарите на месторождениях ОАО «Газпромнефть-ННГ» Новые технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. научн. тр науч.-техн. конф. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2010. -С. 179-187.

34. Бровчук А.В., ГРП в горизонтальных скважинах с открытым стволом на месторождениях Западной Сибири /А.В. Бровчук, И.Р. Дияшев, А.В. Липлянин, Д.Грант, Д.Усольцев, К.К.Бутула// SPE 102417

35. Бердин Т.Г. Проектирование разработки нефтегазовых месторождений системами горизонтальных скважин / Бердин Т.Г.// 000 "Недра-Бизнесцентр". - 2001. - 199 с.

36. Акопян Б.А. Направления деятельности по реализации потенциала добычи на скважинах с техническими ограничениями / Б.А. Акопян // Инженерная практика. - 2011 №5.С. 106-111.

37. Д.Ю. Осиев. Уэцн Baker Hughes для эксплуатации скважин малого диаметра. / Д.Ю. Осиев // Инженерная практика. - 2011 №9.С. 52-54.

38. Официальный сайт компании Новомет URL: http: // www. novomet. ru/

39. Презентация продукции компании Новомет URL: http://www.novomet.ru/presentations/novomet_2011 .pdf

40. В.В.Устинов. Технологии добычи и исследования скважин с применением малогабаритного оборудования./В.В.Устинов//Инженерная практика. - 2011 №4.С. 40-45.

41. Д.А. Худяков. Оборудование малого габарита и технологические решения для повышения эффективности добычи. /Д.А. Худяков// Инженерная практика. - 2011 №5.С. 112-115.

42. А.Е. Федоров, Д.А. Худяков. Опыт применения насосных установок малого габарита в боковых стволах. /А.Е. Федоров, Д.А. Худяков // Инженерная практика. - 2011 №9.С. 40-41.

43. Временный регламент инвестиционной деятельности по проектам дочерних предприятий нефтедобычи ОАО «Газпромнефть» /Москва, 2007г. / Открытое акционерное общество «Газпромнефть»

44. Методические указания по проведению анализа изменения параметров работы скважин на основе промысловых данных (замерных) и месячных эксплуатационных рапортов (МЭР) /Москва, 2011г./ Открытое акционерное общество «Газпромнефть»

45. Гамилова ДА. Управление фондом скважин на основе комплексной оценки эффективности их эксплуатации / ДА Гамилова, И.В. Буренина // Электронный научный журнал "Нефтегазовое дело". 2007. №1. с.1-11 URL: http://www.ogbus.ru/authors/Gamilova/Gamilova 1.pdf

46. Волгин В.А. Особенности методического подхода к оценке эффективности работы фонда скважин и повышения его рентабельности / В.А. Волгин, А.Г. Михайлов, О.И. Дьяченко // Территория Нефтегаз. - 2010. - №1 - С. 62-69

47. Макаров А.В. Экономические вопросы проектирования и разработки нефтяных месторождений / А.В. Макаров // СПб.: «Недра». - 2009. 20-36с., 74-80с, 91-107с, 140-154с, 159-164с.

48. Смолдырев Л.К. Экономическое обоснование оптимизации функционирования фонда добывающих скважин на поздних стадиях разработки

месторождения / Л.К. Смолдырев, Ж.В. Камалов, В.И. Отт, Е.А. Пирогов, Ю.З. Каранадзе // «Интервал» - 2002, № 11, с. 47-49.

49. Шорохов А.Н. Применение аналитических методов для оперативной диагностики источника обводнения на нефтяных добывающих скважинах / А.Н. Шорохов // Вестник ЦКР Роснедра №6 с. 7-10. Москва 2011

50. Шорохов А.Н. Азаматов М.А. Разработка и внедрение экспресс-метода по определению источника обводнения на нефтяных добывающих скважинах / А.Н Шорохов, М.А. Азаматов // Наука и ТЭК №6 с. 58-62. Тюмень 2011

51. Журавлев В.В. Галимов А.Н. Свидетельство на программу для ЭВМ «Программа оценки рентабельности и ГТМ скважин» №2013618024 от 28.08.2013г выдано ФИПС г. Москва.

52. Журавлев В.В. Разработка практических решений по повышению эффективности эксплуатации обводненного фонда скважин / В.В. Журавлев, А.С. Самойлов, А.Н. Галимов // Территория нефтегаз. - 2013. - № 10. - С. 12-15.

53. Журавлев В.В. Результаты работ по повышению эффективности эксплуатации обводненного фонда скважин компании ОАО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз" (статья) / А.С. Самойлов, А.Н. Галимов // Вестник ЦКР Роснедра. - 2014. - № 1. - С. 36-39.

54. Еленец А.А. Дис. канд. техн. наук Разработка методики прогноза эффективности эксплуатации боковых стволов г. Тюмень, Институт геологии и нефтегазодобычи, ТюмГНГУ. - 2012 г.

55. Скворцов А.В. Триангуляция Делоне и ее применение. - Томск: изд-во Томского университета, 2002. - 128 с.

56. Карабцев С.Н. Реализация эффективного алгоритма построения диаграмм Вороного на плоскости / С.Н. Карабцев, Т.С. Рейн, С.В. Стуколов // Недра Кузбасса. Инновации: Труды V Всероссийской научно-практической конференции. - Кемерово: «ИНТ», 2006. - С. 114-120.

57. Низаев Р.Х. Развитие технологий разработки трудноизвлекаемых запасов нефтяных месторождений на основе геолого-технического моделирования: Дис. ... канд. техн. наук: 25.00.17. - Бугульма, 2010. - 223 с.

58. Камбаров Г.С. К определению начального извлекаемого запаса нефтяного месторождения / Г.С. Камбаров, Д.Г. Алмамедов, Т.Ю. Махмудова // АНХ. - 1974. - № 3. - С. 22-23.

59. Пирвердян А.М. К вопросу о прогнозе добычи нефти и попутной воды при разработке слоисто-неоднородных коллекторов / А.М. Пирвердян, П.И. Никитин, Л.Б. Листенгартен // АНХ. - 1970. - № 11. - С. 19-22.

60. Назаров С.Н. Методика прогнозирования технологических показателей поздней стадии разработки нефтяных залежей / С.Н. Назаров, Н.В. Сипачев // Изв. ВУЗов. Сер. Нефть и газа. - 1972. - №10. - С. 41-45.

61. Казаков А.А. Прогнозирование показателей разработки месторождений по характеристикам вытеснения нефти водой // РНТС Нефтепромысловое дело. - М.: «ВНИИОЭНГ». - 1976. - С. 5-7.

62. Максимов М.И. Метод подсчета извлекаемых запасов нефти в конечной стадии эксплуатации нефтяных пластов в условиях вытеснения нефти водой // Геология нефти. - 1959. - №3. - С. 42-48.

63. Сазонов Б.Ф. Совершенствование технологии разработки нефтяных месторождений при водонапорном режиме. - М.: «Недра», 1973. - 423 с.

64. Медведский Р.И. Универсальный закон изменения дебита скважин в период его падения // Технико-экономические кондиции месторождений Западной Сибири. тр. ЗапСибНИГНИ. - Тюмень, 1987. - С. 26-35.

65. Р.И. Медведский, А.А.Севастьянов. Оценка извлекаемых запасов нефти и прогноз уровней добычи по промысловым данным. - Тюмень; Недра, 2004, 192.

66. Бил К. Кривые падения производительности нефтяных скважин и их применение для оценки нефтеносных площадей, Bull. №117 Bureau of Mines, Вашингтон. - 1919 г.

67. Бил К. и Льюис Дж., Некоторые новые методы определения производительности нефтеносных участков, Amer. Inst. Mining Eng. Bull. №194, 1918 г.

68. Бил К. и Льюис Дж., Некоторые факторы производительности нефтяных скважин, Bull. №194 Bureau of Mines, Вашингтон. - 1921 г.

69. Лысенко В.Д. Теория разработки нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1993.

70. Пермяков И.Г. Экспресс метод расчета технологических показателей разработки нефтяных месторождений, М.: Недра 1975.

71. Arps J.J. Analysis of Decline Curves. // Trans., AIME. - 1945. pp. 228247.

72. Шандрыгин А.Н. Методики и особенности подсчета запасов нетрадиционных коллекторов / А.Н. Шандрыгин // Техническая конференция SPE Актуальные подходы при подсчете запасов и оценке ресурсов углеводородов. -02.2015 г. - 29 с.

73. Журавлев В.В. Результаты вычислительных экспериментов по проектированию разработки многопластовых объектов / В.В. Журавлев, С.А. Герасименко, А.С. Самойлов, Д.Н. Глумов // Территория нефтегаз. - 2012. - № 12. - С. 16-23.

74. Журавлев В.В. Разработка технологических решений по повышению эффективности эксплуатации многопластового объекта Южно-Хадырьяхинского месторождения / В.В. Журавлев, С.А. Герасименко, А.С. Самойлов, Д.Н. Глумов // Нефтегазовое дело. - 2013. - № 4. - С. 13-23.

75. Разработка принципов моделирования выработки запасов нефти сложнопостроенных залежей горизонтальными скважинами (на примере пласта БВ2 Вынгапуровского месторождения) / В.В. Журавлев, С.И. Грачев, А.С. Самойлов, С.М. Шацких // Академический журнал Западной Сибири. - 2014. - № 4 (53), Том 10 - С. 5-9.

Список рисунков

Рисунок 1.1 - Гистограмма параметров эксплуатации вертикальных и

горизонтальных скважин, объект ПК20.......................................................................11

Рисунок 1.2 - Технологические показатели работы скважины № 101Г........12

Рисунок 1.3 - Вертикальный профиль горизонтальной скважины № 101Г .. 13

Рисунок 1.4 - Латеральный профиль скважины № 101Г................................13

Рисунок 1.5 - Совмещенный фактический и проектный профиль

горизонтальной скважины № 101Г ............................................................................. 13

Рисунок 1.7 - Перфорированный фильтр, используемый на скважинах ОАО

«Газпромнефть - ННГ».................................................................................................17

Рисунок 1.8 - Динамика работы скважин 1076Г. Пласт ПК16,

Спорышевского месторождения.................................................................................. 19

Рисунок 1.9 - Динамика работы скважины №201Г. Пласт ПК22,

Вынгапуровского месторождения ............................................................................... 19

Рисунок 1.10 - Динамика работы скважины №208Г. Пласт ПК21,

Вынгапуровского месторождения ............................................................................... 19

Рисунок 1.11 - Динамика работы скважины №210Г. Пласт ПК21,

Вынгапуровского месторождения ............................................................................... 20

Рисунок 1.12 - Динамика работы скважины №32Г. Объект Ю11, Холмистого

месторождения .............................................................................................................. 20

Рисунок 1.13 - Динамика работы скважины №232Г. Объект Ю11,

Холмистого месторождения......................................................................................... 20

Рисунок 1.14 - Схема проволочного фильтра..................................................24

Рисунок 1.15 - Схема промывки проволочного фильтра...............................24

Рисунок 1.16 - Классическая схема с уменьшением габарита отдельных

узлов УЭЦН - «а», схема установки «Перевертыш» - «б» ...................................... 29

Рисунок 1.17 - Схема подбора кандидатов......................................................30

Рисунок 1.18 - Накопленный дисконтированный денежный поток.............31

Рисунок 1.19 - Динамика ввода ГС, БГС, Угл. на месторождениях ОАО

«Газпромнефть-ННГ»...................................................................................................32

Рисунок 1.20 - Инклинометрия по скважине 5045 Вынгапуровского

месторождения .............................................................................................................. 36

Рисунок 1.21 - Динамика работы скважины 601 Ярайнерского м-р.............37

Рисунок 1.22 - Динамика технологических показателей эксплуатации

скважины №470Г. Пласт БС10, Спорышевское месторождение..............................39

Рисунок 1.23 - Динамика технологических показателей эксплуатации скважины №69Г. Пласт АС4, Спорышевское месторождение ................................. 40

Рисунок 1.24 - Зависимость дебита скважины от длины горизонтального

участка для месторождений Ноябрьского региона....................................................46

Рисунок 1.25 - Зависимость Кпрод от проницаемости......................................46

Рисунок 1.26 - Сопоставление фактического дебита скважины и расчетных

значений дебитов по Joshi, Борисову и Giger.............................................................47

Рисунок 1.27 - Распределение количества скважин по группам...................48

Рисунок 1.28 - Зависимость дебита скважины от длины горизонтального

участка для скважин пластов группы А......................................................................48

Рисунок 1.29 - Зависимость дебита скважины от депрессии (аналог

индикаторной диаграммы), скважин пластов группы А...........................................49

Рисунок 1.30 - Сопоставление дебита скважины и расчетных значений

дебитов по Joshi, Борисову и Giger, для скважин пластов группы А......................49

Рисунок 1.31 - Зависимость дебита скважины от длины горизонтального

участка для скважин пластов группы Б......................................................................50

Рисунок 1.32 - Зависимость дебита скважины от депрессии (аналог

индикаторной диаграммы), скважин пластов группы Б...........................................51

Рисунок 1.33 - Сопоставление дебита скважины и расчетных значений

дебитов по Joshi, Борисову и Giger, для скважин пластов группы Б.......................51

Рисунок 2.1 - Показатели разработки месторождений ОАО

«Газпромнефть - Ноябрьскнефтегаз».........................................................................55

Рисунок 2.2 - Динамика технологических показателей скважины №1244

Вынгапуровского месторождения...............................................................................57

Рисунок 2.3 - Динамика технологических показателей скважины №1244

Вынгапуровского месторождения...............................................................................60

Рисунок 2.4 - Алгоритм оценки рентабельности и ГТМ скважин................60

Рисунок 2.5 - Блок-схема подбора скважина на ЗБС (ЗБГС).........................62

Рисунок 2.6 - Алгоритм планирования участка для ЗБГС расчет дебитов .. 63

Рисунок 2.7 - Схема поиска оптимальной ячейки..........................................64

Рисунок 2.8 - Прогнозирование потенциально извлекаемых запасов нефти

объекта БВ8 Вынгапуровского месторождения.........................................................70

Рисунок 2.9 - Выкипировка из карты накопленных отборов с фрагментом

диаграммы Вороного район размещения бокового ствола №1108..........................71

Рисунок 2.11 - Выкипировка из карты накопленных отборов с фрагментом

диаграммы Вороного район размещения БГС №1730..............................................72

Рисунок 2.12 - Выкипировка из карты накопленных отборов с фрагментом

диаграммы Вороного, району размещения БГС №5040...........................................72

Рисунок 2.13 - Выкипировка из карты накопленных отборов с фрагментом диаграммы Вороного, район размещения БГС №5073.............................................72

Рисунок 2.14 - Выкипировка из карты накопленных отборов с фрагментом

диаграммы Вороного, район размещения БГС №5107.............................................73

Рисунок 2.15 - Динамика дебита нефти, скважина 5032................................76

Рисунок 2.16 - Динамика падения дебита нефти, скважина 1691.................76

Рисунок 2.17 - Динамика дебита нефти, скважина 1104................................77

Рисунок 2.18 - Динамика падения дебита нефти, скважина 1737.................77

Рисунок 2.19 - Динамика падения дебита нефти, скважина 5104.................77

Рисунок 2.20 - Динамика падения дебита нефти, скважина 5078.................77

Рисунок 2.21 - Зависимость дебита горизонтального участка от его длины 79 Рисунок 2.22 - Прогнозная динамика дебитов и накопленной добыче по

группам пластов............................................................................................................86

Рисунок 2.23 - Прогнозная динамика дебитов и накопленной добычи по

группам пластов............................................................................................................87

Рисунок 2.24 - Динамика дебитов нефти, жидкости и обводненности.

Скважина 428Г, пласт БС8, Западно-Ноябрьское месторождение...........................88

Рисунок 2.25 - Динамика дебитов нефти, жидкости и обводненности.

Скважина 368Г, пласт БС10, Спорышевское месторождение...................................88

Рисунок 3.1 - Пример сеточной аппроксимации продуктивных пластов АС4

и АС6...............................................................................................................................92

Рисунок 3.2 - Распределение накопленной добычи по интервалам на

последний год разработки............................................................................................94

Рисунок 3.3 - Иллюстрация выработки запасов на примере куба

нефтенасыщенности...................................................................................................... 94

Рисунок 3.4 - Иллюстрация выработки запасов на примере куба

нефтенасыщенности. Разрез по линии скважины...................................................... 95

Рисунок 3.5 - Распределение проницаемости по пластам..............................95

Рисунок 3.6 - Распределение накопленной добычи нефти по пластам при

различных способах эксплуатации объектов.............................................................96

Рисунок 3.7 - Распределение накопленной добычи воды при различных

способах разработки....................................................................................................96

Рисунок 3.8 - Динамика добычи нефти при реализации совместной

разработки (ограничение притока из пластов)...........................................................97

Рисунок 3.9 - Схематичное отображение заканчивания скважин:................98

Рисунок 3.10 - Сопоставление вариантов по накопленной добыче по пласту

АС6..................................................................................................................................99

Рисунок 3.11 - Сопоставление вариантов по накопленной добыче по пласту

АС4..................................................................................................................................99

Рисунок 3.12 - Динамика накопленной добычи нефти по комбинированному варианту........................................................................................................................100

Рисунок 3.13 - Иллюстрация выработки запасов по разрезу при разработке

ВС..................................................................................................................................101

Рисунок 3.14 - Иллюстрация выработки запасов по разрезу при разработке

ВС и ГС (комбинированный вариант)......................................................................101

Рисунок 3.15 - Формирование зоны дренирования. Вариант № 2, 30-ые

сутки «эксплуатации».................................................................................................104

Рисунок 3.16 - Скорость распространения радиуса контура питания Як по

пропласткам. Вариант 1..............................................................................................105

Рисунок 3.17 - Скорость распространения радиуса контура питания Як по

пропласткам. Вариант 2..............................................................................................105

Рисунок 3.18 - Скорость распространения радиуса контура питания Як по

пропласткам. Вариант 3..............................................................................................105

Рисунок 4.1 - Рассматриваемые этапе в общей блок-схеме методике

компании......................................................................................................................107

Рисунок 4.2 - Распределение фонда добывающих и нагнетательных скважин

по категориям на 01.01.2011 г. Объект БВ8.............................................................111

Рисунок 4.3 - Распределение скважин по дебитам нефти. Объект БВ8......112

Рисунок 4.4 - Распределение скважин по обводненности. Объект БВ8......113

Рисунок 4.5 - Распределение накопленной добычи действующего фонда

скважин по состоянию на 1.01.2011г........................................................................115

Рисунок 4.6 - Темпы отборов от начальных и текущих извлекаемых запасов

объекта БВ8 (основной)...............................................................................................117

Рисунок 4.8 - Сопоставление проектных и фактических показателей эксплуатации скважины №1730, объект БВ8, Вынгапуровское месторождение. 122 Рисунок 4.9 - Элемент карты накопленных отборов в зоне скважины №1288

на 01.01.2013 г.............................................................................................................123

Рисунок 4.10 - Сопоставление проектных и фактических дебитов нефти

скважины №1282, объект БВ8, Вынгапуровское месторождение..........................125

Рисунок 4.11 - Сопоставление проектной и фактической накопленной добычи нефти скважины №1282, объект БВ8, Вынгапуровское месторождение. 125

Список таблиц

Таблица 1.1 - Характеристики фильтра ФБ......................................................18

Таблица 1.2 - Скважины компании «ГН-ННГ», оборудованные фильтром

ФБ....................................................................................................................................18

Таблица 1.3 - Типоразмеры серийно выпускаемых установок......................28

Таблица 1.4 - Эффективность применяемого оборудования на скважинах ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»..................................................................30

Таблица 1.5 - Характеристики оборудования малого габарита.....................33

Таблица 1.6 - Геолого-технические характеристики скважин.......................33

Таблица 1.7 - Результаты анализа работы скважин 601 Ярайнерского и 5045

Вынгапуровского месторождений............................................................................... 36

Таблица 1.8 - Геологические характеристики добывающих скважин

Спорышевского месторождения.................................................................................. 41

Таблица 1.9 - Технико - экономические расчёты по применению

селективной изоляции на скважинах Спорышевского месторождения .................. 42

Таблица 1.10 - Параметры, определяющие технологическую эффективность

скважин с горизонтальным окончанием ..................................................................... 44

Таблица 1.10 - Параметры, определяющие технологическую эффективность

скважин с горизонтальным окончанием ..................................................................... 45

Таблица 1.12 - Сводные результаты регрессионно-корреляционного анализа

.........................................................................................................................................45

Таблица 1.13 - Сводные результаты регрессионно-корреляционного анализа

.........................................................................................................................................50

Таблица 2.1 - Оценка рентабельности и анализ рентабельности по скважине №1244 Вынгапуровского месторождения ОАО «Газпромнефть -

Ноябрьскнефтегаз»........................................................................................................ 58

Таблица 2.2 - Эффект от остановки скважины №1244 до конца года...........58

Таблица 2.3 - Расчёт проведения ГТМ..............................................................59

Таблица 2.4 - Расчет начальных геологических запасов................................73

Таблица 2.5 - Расчет остаточных запасов.........................................................73

Таблица 2.6 - Расчет геологических запасов в районе скважин с БС............74

Таблица 2.7 - Расчет остаточных запасов в районе скважин с БС.................74

Таблица 2.8 - Параметры падения добычи по отобранным скважинам........78

Таблица 2.9 - Расчет коэффициента падения дебита......................................79

Таблица 2.10 - Прогнозные показатели дебита нефти. Скважина 5040.......79

Таблица 2.11 - Прогнозные показатели дебита нефти. Скважина 1694........80

Таблица 2.12 - Прогнозные показатели дебита нефти. Скважина 1108........80

Таблица 2.13 - Прогнозные показатели дебита нефти. Скважина 1730........81

Таблица 2.14 - Прогнозные показатели дебита нефти. Скважина 5107........81

Таблица 2.15 - Прогнозные показатели дебита нефти. Скважина 5073........82

Таблица 2.16 - Результаты определения коэффициента падения дебита.....85

Таблица 2.17 - Расчет коэффициента падения дебита....................................86

Таблица 3.1 - Геолого-физическая характеристика пластов АС4 и АС6.......92

Таблица 3.2 - Краткая характеристика вариантов при реализации

совместной разработки с горизонтальным заканчиванием......................................98

Таблица 4.1 - Средние показатели дебита нефти и обводненности по

диапазонам обводненности и интервалам дебита. Объект БВ8..............................112

Таблица 4.2 - Распределение действующего фонда добывающих скважин по

накопленной добыче нефти и жидкости по состоянию на 1.01.2011 г..................115

Таблица 4.3 - Распределение накопленной добычи нефти по всем

скважинам, участвующим в разработке....................................................................116

Таблица 4.4 - Основные показатели выработки запасов нефти объекта БВ8

(основной) на 01.01.2011 г. Категория В+С1...........................................................117

Таблица 4.5 - Оценка рентабельности и анализ рентабельности по скважине

№1730........................................................................................................................... 120

Таблица 4.6 - Оценка рентабельности и анализ рентабельности по скважине

№1730........................................................................................................................... 121

Таблица 4.7 - Расчет скважины 1730............................................................... 121

Таблица 4.8 - Оценка рентабельности и анализ рентабельности по скважине

№1282........................................................................................................................... 123

Таблица 4.9 - Оценка рентабельности и анализ рентабельности по скважине №1282........................................................................................................................... 124

Таблица 4.10 - Расчет скважины 1282

124

ПРИЛОЖЕНИЕ А

Геолого-физические и технико-технологические параметры пластов и скважин с горизонтальным окончанием месторождений компании ОАО «Газпромнефть - Ноябрьскнефтегаз»

Таблица А.1 - Геолого-физические и технико-технологические параметры пластов и скважин с горизонтальным окончанием месторождений компании ОАО «Газпромнефть -

Ноябрьскнефтегаз»

N п/п Месторождение а и о £ ев п В ^ р и т с св Ч В § £ н-5" т ^ с/ Тв е т ^ с/ Т- о4 в г т ^ с/ Ти н а о4 £ и н г с е § Н св в £ с О. св в £ я м о. св В £ Л д и о . 5 2 * & Л Я н о & с св В мч ^ § § е Л д <и е « т- вязко, мПа^с кИ/т, гидро-сть Рнасыщ, Мпа Газовый фактор к -параметр падения О 1а О в о и 5 6 о и О ь щ м 5 с Ср знач расч. О <и и В & .с а с ^ § Ч £ * © Э <и В £ 8 1 § ч * 2 £ ё0' Отклонение Онвх- '________% в £ В м а ¿з § Ч |-£ £

1 Спорышевское 1012Г ПК ПК19 267 235 259 9,3 11,63 94,4 72 18,9 10,5 8,4 54 30,8 8 0,65 3,17 136 8,1 40 0,033 310 320 190 273 -16 -32 -36 19

2 Спорышевское 1017Г ПК ПК19 496 167 204 18 2,3 98,2 95 18,9 5 13,9 54 14,7 6 0,65 3,17 102 8,1 40 0,034 510 520 290 440 -163 -205 -211 -74

3 Спорышевское 1034Г ПК ПК19 243 244 256 4 26,33 88,8 60 18,9 11 7,9 54 32,4 9 0,65 3,17 153 8,1 40 0,048 330 340 210 293 -20 -35 -39 14

4 Спорышевское 1054Г ПК ПК19 274 93 237 60 18,63 91 67 18,9 9 9,9 54 23,9 5 0,65 3,17 85 8,1 40 0,027 260 270 155 228 -146 -180 -190 -67

5 Спорышевское 1076Г ПК ПК16 322 71,5 92,4 22,6 5,31 53,6 72 17,6 6,5 11,1 39,5 8,3 7 0,5 3,05 91 8,1 37 0,024 360 370 220 317 -343 -403 -417 -208

6 Спорышевское 1078Г ПК ПК19 274 158,5 184,5 14,09 15,97 86,9 77 18,9 7,7 11,2 54 16,5 7 0,65 3,17 119 8,1 40 0,021 435 445 265 382 -141 -174 -181 -67

7 Спорышевское 1083Г ПК ПК19 294 116,5 206,9 43,69 5,43 97,2 104 18,9 15 3,9 54 53,1 8 0,65 3,17 136 8,1 40 0,022 190 200 115 168 -44 -63 -72 1

8 Спорышевское 1088Г ПК ПК20 581 745 1091 31,71 13,13 98,5 94 19 10,2 8,8 155 124,0 7 0,5 2,99 363 9,6 43 0,033 1270 1280 710 1087 -46 -70 -72 5

9 Спорышевское 1094Г ПК ПК19 281 139 157 11,46 6,25 91,6 65 18,9 6,4 12,5 54 12,6 5 0,65 3,17 85 8,1 40 0,046 350 360 200 303 -118 -152 -159 -44

10 Спорышевское 1129Г ПК ПК19 217 108 121 10,74 1,07 93,2 60 18,9 6,4 12,5 54 9,7 7 0,65 3,17 119 8,1 40 0,095 240 245 130 205 -90 -122 -127 -20

11 Спорышевское 1145Г ПК ПК20 859 1180 1230 4,1 8,5 99,4 94 19 7,7 11,3 155 108,8 8 0,5 2,99 415 9,6 43 0,037 1460 1480 900 1280 -8 -24 -25 24

12 Спорышевское 1147Г ПК ПК20 541 456 581 21,5 35,05 95,8 101 19 11,2 7,8 155 74,5 5 0,5 2,99 259 9,6 43 0,029 490 500 255 415 9 -7 -10 44

13 Спорышевское 131Г ПК ПК19 175 129 165 21,8 8,13 95,4 68 18,9 8,6 10,3 54 16,0 7 0,65 3,17 119 8,1 40 0,031 295 300 200 265 -105 -129 -133 -55

14 Спорышевское 158Г ПК ПК19 333 351 677 48,2 12,03 98,2 84 18,9 16,6 2,3 54 294,3 6 0,65 3,17 102 8,1 40 0,032 95 100 55 83 76 73 72 84

15 Спорышевское 160Г ПК ПК19 382 213 292 27,1 24,24 93,3 69 18,9 8,5 10,4 54 28,1 3 0,65 3,17 51 8,1 40 0,04 275 280 150 235 -10 -29 -31 30

16 Спорышевское 74Г ПК ПК19 287 175 185 5,4 14,93 92,5 66 18,9 10,5 8,4 54 22,0 6 0,65 3,17 102 8,1 40 0,029 305 310 180 265 -51 -74 -77 -3

17 Ярайнерское 212Г ПК ПК20 992 717 727 1,4 17,03 98,1 82 17,5 15,6 1,9 443 382,6 28,2 0,5 1,96 6374 11,0 53,7 0,03 4210 4280 2640 3710 -417 -487 -497 -268

18 Ярайнерское 213Г ПК ПК20 817 944 1667 43,4 22,13 98,7 95 17,2 14,1 3,1 443 537,7 7,8 0,5 1,96 1763 11,0 53,7 0,027 2640 2670 1435 2248 -138 -180 -183 -52

19 Спорышевское 61Г А АС6 800 562 683 17,7 49,47 90 96 20,5 5,4 15,1 21,5 45,2 11 0,5 1,94 122 7,4 42 0,047 515 520 280 438 22 8 7 50

20 Спорышевское 76Г А АС6 384 85 88 3,4 6,61 96,8 102 20,5 11,9 8,6 21,5 10,2 4 0,5 1,94 44 7,4 42 0,036 245 250 140 212 -149 -188 -194 -65

21 Ярайнерское 112Г А АВю-п 683 326 466 30,0 18,83 97,3 68 21,5 9,1 12,4 55 37,6 6 0,5 0,96 344 11,2 61,5 0,025 2160 2190 1145 1832 -462 -563 -572 -251

22 Ярайнерское 311Г А АВ3 750 1100 1178 6,6 22,23 96,2 92 18,5 15,4 3,1 120 380,0 9,2 0,5 1,11 995 10,7 61,5 0,03 1450 1475 780 1235 -12 -32 -34 29

23 Ярайнерское 777Г А ав7 573 428 1642 73,9 4,96 99,4 78 20,8 12,6 8,2 50,5 200,2 8 0,5 1,16 348 10,8 61,5 0,043 1250 1270 715 1078 -152 -192 -197 -67

24 Западно-Ноябрьское 428Г Б БС8 489 489 501 2,3 7,43 98,5 100 25,3 17,9 7,4 42,8 67,7 4 0,5 1,58 108 8,5 44 0,041 330 340 180 283 42 33 30 63

25 Западно-Ноябрьское 483Г Б БС12 273 32,2 44,1 27,0 2,17 89,7 61 27,1 13,5 13,6 13,3 3,2 5 0,5 1,17 57 12,7 79 0,034 620 630 350 533 1556 1825 1857 -987

26 Западно-Ноябрьское 487Г Б БС8 246 283 319,7 11,5 8,17 98,1 104 25,3 12,5 12,8 42,8 25,0 7 0,5 1,58 190 8,5 44 0,036 270 280 150 233 18 5 1 47

27 Западно-Ноябрьское 515Г Б бс12 300 15 22 31,0 8,07 95,1 60 27,1 9,7 17,4 13,3 1,3 8 0,5 1,17 91 12,7 79 0,03 650 660 365 558 3622 4233 4300 2333

28 Западно-Ноябрьское 520Г Б БС8 342 257 302 15,0 5,97 98,8 107 25,3 15 10,3 42,8 29,3 7 0,5 1,58 190 8,5 44 0,035 430 440 240 370 -44 -67 -71 7

29 Спорышевское 123Г Б бс10 258 106 110 3,6 3 88 87 24,5 7,1 17,4 20,4 6,3 2 0,65 1,67 24 8,8 49 0,048 230 235 125 197 -86 -117 -122 -18

30 Спорышевское 143Г Б бс10 312 101 121 16,5 13,9 93,9 103 24,5 14,7 9,8 20,4 12,3 3 0,65 1,67 37 8,8 49 0,03 160 165 90 138 -37 -58 -63 11

31 Спорышевское 148Г Б бс10 290 122 134 9,0 11,1 88,5 75 24,5 10,1 14,4 20,4 9,3 6 0,65 1,67 73 8,8 49 0,077 90 95 50 78 36 26 22 59

32 Спорышевское 157Г Б бс10 352 110 124 11,3 2,32 97 93 24,5 8,5 16 20,4 7,8 6 0,65 1,67 73 8,8 49 0,036 240 245 135 207 -88 -118 -123 -23

33 Спорышевское 167Г Б бс10 301 109 123 11,4 11,3 74,8 90 24,5 20,9 3,6 20,4 34,2 6 0,65 1,67 73 8,8 49 0,018 48 50 30 43 61 56 54 72

34 Спорышевское 172Г Б бс10 412 15 157 90,4 10,67 90,9 74 24,5 10,7 13,8 20,4 11,4 5 0,65 1,67 61 8,8 49 0,014 330 335 185 283 1789 2100 2133 1133

35 Спорышевское 173Г Б бс10 560 171 191 10,5 4,27 94,9 81 24,5 7 17,5 20,4 10,9 3 0,65 1,67 37 8,8 49 0,056 305 310 160 258 -51 -78 -81 6

36 Спорышевское 197Г Б бс10 291 126 133 5,3 15,83 61,3 87 24,5 7,8 16,7 20,4 8,0 4 0,65 1,67 49 8,8 49 0,02 310 315 165 263 -109 -146 -150 -31

37 Спорышевское 214Г Б бс10 265 58 62 6,5 2,83 93,8 73 24,5 8,8 15,7 20,4 3,9 6 0,65 1,67 73 8,8 49 0,036 250 255 145 217 -274 -331 -340 -150

38 Спорышевское 224Г Б 1БСю 286 350 611 42,7 14,6 98,5 95 24,5 13,4 11,1 26,7 55,0 10 0,5 1,67 160 8,9 49 0,012 505 510 330 448 -28 -44 -46 6

39 Спорышевское 231Г Б бс10 295 104 108 3,7 2,17 97,9 83 24,5 13,5 11 20,4 9,8 5 0,65 1,67 61 8,8 49 0,051 215 220 125 187 -79 -107 -112 -20

40 Спорышевское 232Г Б бс10 611 341 362 5,8 2,53 98,2 98 24,5 13,3 11,2 20,4 32,3 4 0,65 1,67 49 8,8 49 0,03 280 285 150 238 30 18 16 56

41 Спорышевское 257Г Б БСП 297 212 514 58,8 16,6 97,1 97 25,7 19 6,7 25,9 76,7 6 0,5 2,23 70 8,5 41 0,023 200 205 120 175 17 6 3 43

42 Спорышевское 261Г Б бс10 603 101 107 5,6 11 89 88 24,5 8,6 15,9 20,4 6,7 5 0,65 1,67 61 8,8 49 0,041 355 360 190 302 -199 -251 -256 -88

43 Спорышевское 277Г Б бс10 282 164 178 7,9 3,97 97,4 79 24,5 11 13,5 20,4 13,2 3 0,65 1,67 37 8,8 49 0,055 160 165 90 138 16 2 -1 45

44 Спорышевское 300Г Б бс10 281 58 80 27,5 1,53 96,1 84 24,5 9 15,5 20,4 5,2 5 0,65 1,67 61 8,8 49 0,019 225 230 125 193 -233 -288 -297 -116

45 Спорышевское 365Г Б бс10 843 188 204 7,8 23,1 74,4 102 24,5 8,1 16,4 20,4 12,4 4 0,65 1,67 49 8,8 49 0,016 345 350 180 292 -55 -84 -86 4

46 Спорышевское 368Г Б бс10 532 456 475 4,0 39,57 91 66 24,5 8,1 16,4 20,4 29,0 5 0,65 1,67 61 8,8 49 0,04 400 405 215 340 25 12 11 53

47 Спорышевское 410Г Б 1БСю 613 798 1230 35,1 22,69 98,3 101 24,5 13,5 11 26,7 111,8 8 0,5 1,67 128 8,9 49 0,032 625 630 350 535 33 22 21 56

Продолжение таблицы А. 1

N п/п Месторождение а и о £ Группа Пласт § £ н-5" т у с/ в В а т у с/ С* о4 в г т у /с н и н а о4 и н г Т, мес а аП £ о. а аП £ Я м о. дР, МПа К - проницаемость, м2 а аП мч ^ § § в в л Кнн, д.ед т - вязко, мПа^с кЬ/т, гидро-сть Рнасыщ, Мпа Газовый фактор к - параметр падения Q О ТояЫ О Борисов О Giger Ср знач расч. О и г В т с и я « £ В & .с § ® ^ Н - Э СО е В ° В ~ 8 -5 в з 1 ^ Л - О ф а , и сов н си ер ео нБ § ^ ^ н -Э СО Отклонение Qнвх-QGiger^ %

48 Спорышевское 433Г Б бс10 639 210 220 4,5 0,08 99,9 80 24,5 3,7 20,8 20,4 10,6 6 0,65 1,67 73 8,8 49 0,077 300 305 157 254 -21 -43 -45 25

49 Спорышевское 435Г Б бс10 728 232 247 6,1 29,7 68 104 24,5 11 13,5 20,4 18,3 4 0,65 1,67 49 8,8 49 0,015 400 405 215 340 -47 -72 -75 7

50 Спорышевское 436Г Б бс10 636 410 430 4,7 4,5 98,1 83 24,5 13,7 10,8 20,4 39,8 10 0,65 1,67 122 8,8 49 0,048 265 270 140 225 45 35 34 66

51 Спорышевское 437Г Б бс10 927 416 515 19,2 15,8 94,5 103 24,5 12,7 11,8 20,4 43,6 2 0,65 1,67 24 8,8 49 0,032 150 155 80 128 69 64 63 81

52 Спорышевское 438Г Б бс10 895 292 352 17,0 15,63 88,2 90 24,5 6,5 18 20,4 19,6 5 0,65 1,67 61 8,8 49 0,021 500 505 260 422 -44 -71 -73 11

53 Спорышевское 439Г Б бс10 830 159 180 11,7 2,58 96 86 24,5 4,8 19,7 20,4 9,1 3 0,65 1,67 37 8,8 49 0,043 375 380 195 317 -99 -136 -139 -23

54 Спорышевское 440Г Б бс10 693 47 338 86,1 11,2 97,8 100 24,5 14,5 10 20,4 33,8 5 0,65 1,67 61 8,8 49 0,03 123 125 65 104 -122 -162 -166 -38

55 Спорышевское 448Г Б бс10 642 160 178 10,1 10,53 73,4 78 24,5 4,8 19,7 20,4 9,0 5 0,65 1,67 61 8,8 49 0,031 500 505 265 423 -165 -213 -216 -66

56 Спорышевское 449Г Б бс10 622 137 158 13,3 5,5 86,7 76 24,5 9,5 15 20,4 10,5 2 0,65 1,67 24 8,8 49 0,035 415 420 225 353 -158 -203 -207 -64

57 Спорышевское 452Г Б бс10 534 411 430 4,4 9,97 97,9 107 24,5 15 9,5 20,4 45,3 3 0,65 1,67 37 8,8 49 0,043 173 175 90 146 64 58 57 78

58 Спорышевское 456Г Б бс10 616 174 218 20,2 13,83 90,6 73 24,5 7,4 17,1 20,4 12,7 2 0,65 1,67 24 8,8 49 0,031 139 140 70 116 33 20 20 60

59 Спорышевское 459Г Б бс10 413 130 172 24,4 1,9 97,6 62 24,5 8,85 15,65 20,4 11,0 2 0,65 1,67 24 8,8 49 0,073 197 200 105 167 -29 -52 -54 19

60 Спорышевское 470Г Б бс10 796 48 191 74,9 2,9 98 98 24,5 14 10,5 20,4 18,2 4 0,65 1,67 49 8,8 49 0,026 218 220 110 183 -281 -354 -358 -129

61 Спорышевское 51Г Б БС8 615 651 1052 38,1 14,35 98,6 102 25,3 16,2 9,1 42,8 115,6 6 0,5 1,58 163 8,5 44 0,027 715 720 390 608 7 -10 -11 40

62 Спорышевское 552Г Б БСц 687 455 733 37,9 22,37 98 98 25,7 8 17,7 25,9 41,4 7 0,5 2,23 81 8,5 41 0,023 460 465 250 392 14 -1 -2 45

63 Спорышевское 553Г Б БСП 591 403 774 47,9 14,73 98,5 103 25,7 17,1 8,6 25,9 90,0 7 0,5 2,23 81 8,5 41 0,022 257 260 140 219 46 36 35 65

64 Спорышевское 555Г Б БСП 614 905 1153 21,5 31,1 95,2 100 25,7 13,1 12,6 25,9 91,5 9 0,5 2,23 105 8,5 41 0,028 515 520 300 445 51 43 43 67

65 Спорышевское 68Г Б БС6 545 192 700 72,6 20,65 99 94 23 19,4 3,6 124 194,4 5 0,5 1,87 332 8,5 48 0,006 580 585 315 493 -157 -202 -205 -64

66 Спорышевское 72Г Б БС6 727 706 727 2,9 20,03 94,3 113 23 13,1 9,9 124 73,4 11 0,5 1,87 729 8,5 48 0,037 1870 1900 1040 1603 -127 -165 -169 -47

67 Спорышевское 78Г Б БС8 702 851 922 7,7 19,87 98 116 25,3 19,5 5,8 42,8 159,0 6 0,5 1,58 163 8,5 44 0,035 402 405 215 341 60 53 52 75

68 Спорышевское 85Г Б БС8 286 268 325 17,5 13,57 98,3 103 25,3 15,4 9,9 42,8 32,8 5,6 0,5 1,58 152 8,5 44 0,023 655 650 375 560 -109 -144 -143 -40

69 Карамовское 132Г Б БСП 247 20 67 70,1 5,37 88,8 83 27,7 9,46 18,24 16,1 3,7 9,7 0,5 1,42 110 6,8 44 0,057 637 640 410 562 -2712 -3085 -3100 -1950

70 Карамовское 202Г Б БС81 233 53 89 40,4 1,33 97,4 69 24,5 6,9 17,6 26,3 5,1 8,4 0,5 1,75 126 8,1 37 0,044 755 760 475 663 -1152 -1325 -1334 -796

71 Карамовское 501Г Б 2БСю 715 897 925 3,0 12,3 98,4 119 26 17,7 8,3 31,3 111,4 4,3 0,65 1,61 84 7,8 39 0,043 353 355 190 299 67 61 60 79

72 Карамовское 502Г Б 2БСю 550 1008 1020 1,2 10,77 97,9 96 25,5 13,4 12,1 31,3 84,3 4,3 0,65 1,61 84 7,8 39 0,035 500 505 270 425 58 50 50 73

73 Карамовское 574Г Б БСП 402 227 238 4,6 0,33 99 79 26 4,1 21,9 16,1 10,9 6,5 0,5 1,42 74 6,8 44 0,079 700 705 400 602 -165 -208 -211 -76

74 Карамовское 576Г Б БСП 775 401 510 21,4 27,1 82,4 92 26 7 19 16,1 26,8 6,5 0,5 1,42 74 6,8 44 0,03 685 690 370 582 -45 -71 -72 8

75 Карамовское 676Г Б бс102 327 158 174 9,2 5,93 97,4 86 23 15,4 7,6 31,3 22,9 2,21 0,65 1,61 43 7,8 39 0,066 168 170 88 142 10 -6 -8 44

76 Карамовское 678Г Б бс102 509 241 249 3,2 67,17 41,9 81 18 9,8 8,2 31,3 30,4 2,21 0,65 1,61 43 7,8 39 0,014 188 190 95 158 35 22 21 61

77 Средне-Итурское 1263Г Б бс7 275 147 150 2,0 1,2 99 111 24,8 13,9 10,9 10,4 13,8 4 0,65 2,02 21 7,2 41 0,03 98 100 57 85 42 33 32 61

78 Средне-Итурское 1161Г Б БС6 500 151 254 40,6 17,07 98,4 42 20,8 10,6 10,2 23,6 24,9 8,7 0,5 2 103 7,2 41 0,032 440 442 253 378 -151 -191 -193 -68

79 Средне-Итурское 1162Г Б БС8 400 54 62,5 13,6 10,27 49,3 45 22 12 10 9,7 6,3 8,7 0,5 1,91 44 7,6 41 0,032 172 175 103 150 -178 -219 -224 -91

80 Средне-Итурское 206Г Б БС12 961 157 163 3,7 15,7 60,6 97 26,2 5,9 20,3 4,3 8,0 6,1 0,65 1,12 23 9,7 68 0,018 237 240 127 201 -28 -51 -53 19

81 Средне-Итурское 286Г Б БС12 612 200 206 2,9 4,53 90,6 114 27,5 17,5 10 4,3 20,6 5,8 0,65 1,12 22 9,7 68 0,094 105 107 58 90 55 48 47 71

82 Средне-Итурское 292Г Б бс9 273 74 77 3,9 1,83 98 109 25,6 16,7 8,9 10,4 8,7 7,5 0,65 1,82 43 7,8 41 0,031 137 140 85 121 -63 -85 -89 -15

83 Средне-Итурское 322Г Б бс7 750 218 247 11,7 20,8 79,1 112 23,9 8,8 15,1 10,4 16,4 8,9 0,65 2,02 46 7,2 41 0,023 315 317 175 269 -23 -44 -45 20

84 Средне-Итурское 344Г Б бс9 450 107 115 7,0 41,63 12,4 40 21 7,1 13,9 10,4 8,3 1,9 0,65 1,82 11 7,8 41 0,014 78 80 42 67 38 27 25 61

85 Средне-Итурское 35Г Б БС112 221 108 263 58,9 11,76 94 42 26,8 14,2 12,6 7,7 20,9 6,7 0,5 1,14 45 9,1 62 0,045 202 205 125 177 -64 -87 -90 -16

86 Средне-Итурское 369Г Б БС112 311 147 658 77,7 0,2 99,5 67 26 13 13 7,7 50,6 2,1 0,5 1,14 14 9,1 62 0,047 93 95 50 79 46 37 35 66

87 Средне-Итурское 376Г Б бс9 694 252 260 3,1 7,3 93,7 75 23,5 4,5 19 10,4 13,7 1,9 0,65 1,82 11 7,8 41 0,052 111 112 57 93 63 56 56 77

88 Средне-Итурское 380Г Б БС112 386 179 197 9,1 4,87 96,3 61 25,4 15,3 10,1 7,7 19,5 3,8 0,5 1,14 26 9,1 62 0,067 124 126 67 106 41 31 30 63

89 Средне-Итурское 387Г Б БС12 412 39 40,5 3,7 14,3 23,1 67 26 5,7 20,3 4,3 2,0 8,3 0,65 1,12 32 9,7 68 0,028 260 263 153 225 -478 -567 -574 -292

90 Средне-Итурское 391Г Б БС8 500 124 137 9,5 13,57 91,5 48 22,5 11,3 11,2 9,7 12,2 3,4 0,5 1,91 17 7,6 41 0,059 97 99 52 83 33 22 20 58

91 Средне-Итурское 394Г Б БС112 500 216 230 6,1 4,23 98,8 53 24 18 6 7,7 38,3 6 0,5 1,14 41 9,1 62 0,07 111 113 62 95 56 49 48 71

92 Средне-Итурское 405Г Б бс101 548 49 84 41,7 5,7 96,8 54 24 13 11 6,9 7,6 6 0,5 1,61 26 8,7 46 0,032 129 131 73 111 -127 -163 -167 -49

93 Средне-Итурское 8001Г Б БС8 280 180 217 17,1 11,27 95,5 106 25,3 20 5,3 9,7 40,9 8,2 0,5 1,91 42 7,6 41 0,018 74 75 45 65 64 59 58 75

94 Средне-Итурское 930Г Б бс7 335 175 186 5,9 3,7 98,3 88 24,8 7,6 17,2 10,4 10,8 4,1 0,65 2,02 21 7,2 41 0,048 168 170 93 144 18 4 3 47

95 Средне-Итурское 947Г Б бс7 275 147 150 2,0 0,91 98,8 102 24,8 13,9 10,9 10,4 13,8 4 0,65 2,02 21 7,2 41 0,047 100 103 56 86 41 32 30 62

96 Холмогорское 1263Г Б БС111 340 180 242 25,6 37,83 92,9 57 25,5 17 8,5 19 28,5 7 0,65 1,18 113 10,1 49,76 0,025 385 390 230 335 -86 -114 -117 -28

97 Ярайнерское 101Г Б БВ1 708 447 453 1,3 8,37 96 91 14 4,85 9,15 59,4 49,5 29,1 0,5 1,31 1319 7,4 42,7 0,061 3370 3410 2275 3018 -575 -654 -663 -409

98 Ярайнерское 102Г Б БВ1 490 206 214 3,7 11,53 93,6 67 22 14 8 59,4 26,8 4,8 0,5 1,31 218 7,4 42,7 0,069 835 840 450 708 -244 -305 -308 -118

99 Ярайнерское 1135Г Б бв2 576 47 160 70,6 3,17 97 69 23,5 6,9 16,6 13,3 9,6 8,6 0,5 0,95 120 11,3 72,12 0,052 870 875 495 747 -1489 -1751 -1762 -953

Окончание таблицы А. 1

N п/п Месторождение а и о £ т с ев Ч В § в н-5" т с/ в В а т с/ С* о4 в г т с/ и н а о4 и н г с е § Н св В £ с О. св В £ Я м о. св В £ л д Л н и о 1 и Г) а & ^ а я о л в св В мч ^ § § в л д <и ч в в « т - вязко, мПа^с к^/т, гидро-сть Рнасыщ, Мпа Газовый фактор к - параметр падения Q 1а С в о и В & о И С ь щ м 5 с Ср знач расч. Q ^ о4 В г В Г Й £ В а о & м о и е В В -2 5 ^ в £ Ъ Л * О со щ О4 В 2 В 2 а ^ в & § ^ н о а Отклонение Qнвх-QGiger^ %

100 Ярайнерское 2045Г Б бв2 528 122 186 34,4 5,37 97,5 68 23,5 14,6 8,9 13,3 20,9 8,6 0,5 0,95 120 11,3 72,12 0,041 450 465 260 392 -221 -269 -281 -113

101 Ярайнерское 2046Г Б бв2 528 873 1094 20,2 19,06 96,4 96 22,2 3,4 18,8 13,3 58,2 6,9 0,5 0,95 97 11,3 72,12 0,032 660 670 370 567 35 24 23 58

102 Ярайнерское 2099Г Б бв2 1118 899 921 2,4 13,97 96,8 103 25 14,2 10,8 13,3 85,3 21,4 0,5 0,95 300 11,3 72,12 0,039 1220 1250 750 1073 -19 -36 -39 17

103 Ярайнерское 401Г Б БВ41 656 491 1096 55,2 18,37 98,8 84 23,5 18,2 5,3 16,3 206,8 7,7 0,5 0,61 206 10,8 106,6 0,028 500 505 280 428 13 -2 -3 43

104 Ярайнерское 4001Г Б БВ41 370 116 858 86,5 5 99,2 74 18 10,6 7,4 16,3 115,9 3,2 0,5 0,61 86 10,8 106,6 0,03 310 315 167 264 -128 -167 -172 -44

105 Ярайнерское 4132Г Б БВ8 296 34 279 87,8 3,23 97,2 65 26,5 12,7 13,8 2,3 20,2 19 0,5 0,54 81 15,4 131 0,032 258 260 185 234 -589 -659 -665 -444

106 Ярайнерское 611Г Б БВб 542 494 526 6,1 2,27 97,4 126 24,9 20,8 4,1 23,4 128,3 6,7 0,5 0,6 261 14,8 114,4 0,036 490 495 270 418 15 1 0 45

107 Ярайнерское 800Г Б БВ41 468 49 179 72,6 19,2 95,5 79 23,5 12,7 10,8 16,3 16,6 8 0,5 0,61 214 10,8 106,6 0,012 950 980 560 830 1594 1839 1900 1043

108 Ярайнерское 802Г Б БВ8 296 71 542 86,9 7,5 98,3 73 23,5 2,8 20,7 2,3 26,2 30,6 0,5 0,54 130 15,4 131 0,03 437 440 340 406 -471 -515 -520 -379

109 Ярайнерское 8068Г Б БВ8 939 347 685 49,3 9,83 97,7 101 26,1 15,8 10,3 2,3 66,5 18 0,5 0,54 77 15,4 131 0,038 307 310 183 267 23 12 11 47

110 Холмистое 124Г Ю Ю11 392 127 172 26,2 29 88,9 50 29 15,8 13,2 100 13,0 1,8 0,5 0,59 305 12,5 149,5 0,049 2100 2150 1100 1783 1304 1554 1593 -766

111 Холмистое 231Г Ю Ю11 475 95 107,5 11,6 1,93 96 46 27 13,9 13,1 100 8,2 6 0,5 0,59 1017 12,5 149,5 0,087 6150 6100 3380 5210 5384 6374 6321 3458

112 Чатылкинское 1Г Ю Ю!А 755 262 277 5,4 201,7 8,2 65 27 17,2 9,8 35 28,3 23 0,5 0,52 1548 13,4 181 0,009 4950 5005 3165 4373 1569 1789 1810 1108

113 Чатылкинское 2Г Ю Ю1 а 745 407 407 0,0 168,33 20,3 58 27 18,2 8,8 35 46,3 11 0,5 0,52 740 13,4 181 0,018 2790 2840 1600 2410 -492 -586 -598 -293

114 Чатылкинское 3Г Ю Ю1 а 417 296 298 0,7 238,23 1,8 60 27 19,6 7,4 35 40,3 18,2 0,5 0,52 1225 13,4 181 0 3300 3320 2010 2877 -872 1015 1022 -579

115 Чатылкинское 43Г Ю Ю! а 490 112 189 40,7 145,43 13,8 16 27 19,6 7,4 35 25,5 11,9 0,5 0,52 801 13,4 181 0,008 2350 2390 1440 2060 1739 1998 2034 1186

116 Чатылкинское 4Г Ю Ю! а 660 403 428 5,8 135,57 10,9 61 27 15,9 11,1 35 38,6 15,8 0,5 0,52 1063 13,4 181 0,017 4340 4370 2650 3787 -840 -977 -984 -558