2.9.6. Сравнение технологических показателей проектируемого технического решения

Для боковых стволов.

Результаты расчетов технологических показателей разработки по базовому варианту, динамика добычи нефти и отбора жидкости при реализации разработки залежи боковыми горизонтальными стволами и горизонтальными стволами приведены в табл. 17.

Сопоставление технологических показателей проектируемого решения разработки участка боковыми горизонтальными стволами показывает неоспоримое преимущество использование горизонтальных стволов при разработке пластов относительно небольшой эффективной толщины (до 10 м).

За тринадцать лет эксплуатации, при разработке боковыми горизонтальными стволами, технологическая эффективность процесса извлечения нефти существенно выше, чем по базовому варианту.

К тринадцетому году разработки по проектируемому варианту из залежи добыто 118,926 тыс.т нефти. Этот показатель для базового варианта составляет 14,8965 тыс.т. Важно отметить, что процесс извлечения нефти боковыми горизонтальными стволами при прочих равных условиях отличается в первые годы большой эффективностью, чем по базовому варианту. Так, к моменту достижения примерно одинаковой обводненности 97.3-97.1% накопленная добыча нефти по проектируемому решению составляет 121,777 тыс.т (2021 год), а по базовому 15,1075 тыс.т (2021 год).

Коэффициент нефтеизвлечения к окончанию срока разработки составляет по базовому варианту 0.336 в сравнении с проектируемым вариантам 0.432.

Таблица 17. Прогноз показателей разработки

год	Добыча нефти, тыс.т		Добыча жидкости, тыс. м3		Накопленная добыча нефти, тыс. т		Накопленная добыча жидкости, тыс. м3
	вариант по тех.схеме	проекти-руемый вариант	вариант по тех.схеме	проекти-руемый вариант	вариант по тех.схеме	проекти-руемый вариант	вариант по тех.схеме	проекти-руемый вариант
2009	2,5915	10,366	91,988	63,00	2,5915	10,366	91,988	63,00
2010	1,985	17,184	85,790	90,72	4,5765	27,55	177,778	153,72
2011	1,782	15,981	78,211	100,50	6,3585	43,531	255,989	254,22
2012	1,565	14,672	65,190	90,05	7,9235	58,203	321,179	344,27
2013	1,398	12,762	56,671	82,75	9,3215	70,965	377,85	427,02
2014	1,158	10,983	49,604	73,47	10,4795	81,948	427,454	500,49
2015	1,098	9,234	42,943	65,13	11,5775	91,182	470,397	565,62
2016	0,981	7,974	39,649	54,00	12,5585	99,156	510,046	619,62
2017	0,786	6,321	32,684	41,20	13,3445	105,477	542,73	660,82
2018	0,678	5,675	26,006	30,96	14,0225	111,152	568,736	691,78
2019	0,496	4,342	21,614	28,77	14,5185	115,494	590,35	720,55
2020	0,378	3,432	19,453	26,07	14,8965	118,926	609,803	746,62
2021	0,211	2,851	17,507	24,59	15,1075	121,777	627,31	771,21

Для горизонтальной скважины.

Ниже представлена сводная таблица (табл. 18) с показателями КИН и дебитов двух вариантов разработки.

Таблица 18. Сравнительные технологические показатели вариантов разработки.

Показатель	Горизонтальная скважина	Вертикальные скважины
Дебит нефти, т./сут.	6,59	4,89
КИН	0,44	0,32