ь буріння БГС на Лудошурском родовищі. На Турнейскій об'єкт пробурено 6 БГС [3], початкові дебіти перевищують поточні в 2-2,5 рази. Збільшення поточного КІН за рахунок буріння БГС становить 3,5%, прогнозне збільшення кінцевого КІН - 5-6%.
У значно гірших геологічних умовах бурились ГС на Південно-Кіенгопском родовищі. Верейський горизонт представлений чергуванням теригенних і карбонатних колекторів з невеликими ефективними товщинами (в середньому 2,9 м). Середній дебіт по ГС склав 15 т/добу, що на 10-12 т вище, ніж дебіт вертикальних свердловин. В умовах цього родовища була доведена можливість отримання досить великих техніко-економічних ефектів в бурінні ГС на продуктивні пласти малої товщини (2-3 м) [6].
Турнейскій об'єкт Черновського родовища характеризується активними підошовними водами. Це доводить той факт, що свердловини, що знаходяться близько контуру нафтоносності, швидко обводнять. Подібне сталося зі скв. 303, 310, 407, які згодом були переведені на вищерозміщені об'єкти. Те ж стосується вкв. 306, яку ліквідували в листопаді 2013 як високообводненную. Однак через утворення конуса обводнення погано виробляються ті ділянки поклади навколо обвідного свердловин, які ближче до центру поклади.
Враховуючи вищесказане, а також те, що пластовий тиск тримається на стабільно високому рівні і відбір на кінець 2013 становить 37,9% від НИЗ, слід зазначити, що буріння БГС на турнейском об'єкті Черновського родовища бачиться найбільш доцільним, оскільки це дозволяє збільшити охоплення пласта процесом дренування при мінімізації економічних витрат.
2.8 Проектування бічного горизонтального стовбура
Автори [8, с. 33] наводять наступну інформацію з проектування профілю свердловин. За величиною радіусів кривизни стовбурів розрізняють три види профілю горизонтальних свердловин: з великим радіусом (більше 300 м), середнім (100 ... 300 м) і малим радіусом (10 ... 60 м). При цьому для відновлення продуктивності експлуатаційних свердловин застосовуються останні два види. Для горизонтальних стовбурів середнього радіусу викривлення максимальна інтенсивність набору кривизни i становить 3 ... 8 ° на 10 м проходки. Свердловини, виконувані по середньому радіусу, найбільш економічні і забезпечують більш точне попадання в задану точку на поверхні продуктивного пласта, що вельми важливо при наявності тонких нафтових і газових пластів. Горизонтальні свердловини з малим радіусом також успішно застосовуються для буріння другого стовбурів з раніше пробурених свердловин. Інтенсивність викривлення таких стовбурів може бути 1-2 ° на 1 м при радіусах 25 ... 50 м. У таких умовах насосне обладнання поміщають в основному стовбурі, так як для насосів є обмеження щодо застосування, залежні як від кута нахилу свердловини до вертикалі, так і інтенсивністю набору цього кута.
Автори [11, с. 151] виділяють наступні критерії вибору точки входу в пласт:
· мінімізація просторового викривлення проектованих стовбурів;
· зниження ступеня близькості стовбурів в просторі;
· мінімізація протяжності стовбурів.
На основі аналізу промислових даних [3, с. 90 ... 101, 187 ... 208], а також з урахуванням [11] приймемо початкові значення наступних параметрів:
· відхід точки входу в продуктивний пласт від старого забою - 120 м;
· довжина горизонтальної ділянки - 90, 120, 150 м;
· азимут буріння горизонтальної ділянки - 10 °;
· абсолютна відмітка входу в пласт - - 1340 м;
· зенітний кут входження в пласт - 85 °;
· максимальна інтенсивність кривизни не перевищує 5 ... 6 °/10 м;
· інтервал, сприятливий для зарізання вікна - 1100 ... 1300 м.
Дані параметри є оціночними і можуть коригуватися в процесі підрахунків.
Розрахунок профілю свердловини виходить за рамки даної курсової роботи, тому подібними роботами займаються організації, що займаються бурінням свердловин або капітальним ремонтом свердловин.
2.9 Проектування процесу розробки свердловини з БГС за допомогою математичного моделювання
Вибір методу визначення технологічної ефективності буріння БГС
Оскільки проектування БГС виробляється на об'єкти, що мають історію розробки вертикальними свердловинами, то наявність фактичних показників розробки полегшує визначення технологічної ефективності.
Методичний підхід полягає в наступному [3].
На основі теоретичних формул оцінюються дебіти вертикальних свердловин, які потім порівнюються з фактичними дебітам...
