Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МНОГООБЪЕКТНОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке многообъектного нефтяного месторождения.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий построение структурного плана продуктивного пласта и определение для каждого эксплуатационного объекта рационального размещения добывающих и нагнетательных скважин, бурение и исследование скважин, добычу нефти из добывающих скважин и закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины. (Муравьев И.М. и др. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. - М.: Недра, 1970, с.103).

Известный способ предполагает разработку каждого объекта нефтяного месторождения своей сеткой скважин, увеличивая при этом капитальные затраты и приводя в нерентабельные экономические показатели разработки.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки неоднородного многопластового нефтяного месторождения, согласно которому первоначально месторождение разбуривают скважинами с вертикальными стволами по разреженной относительно проектной сетке. Затем бурят по каждому пласту добывающие скважины с горизонтальными стволами. Начало и конец горизонтального ствола размещают на одинаковом расстоянии от источника вытесняющего агента. Длину ствола добывающей скважины в продуктивном пласте устанавливают прямо пропорционально запасам нефти и обратно пропорционально их продуктивности. Длину ствола в горизонтальных добывающих скважинах в стягивающих рядах устанавливают не более 70% от расстояния по проектной сетке (Патент РФ №2024740, кл. Е21В 43/14, Е21В 43/20, Е21В 43/30, опубликовано 15.12.1994 - прототип).

Недостатком известного способа является невысокая нефтеотдача месторождения и капитальные вложения на бурение двух проектных сеток скважин.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи месторождения и осуществляется экономия капитальных вложений за счет бурения одной сетки проектных скважин.

Задача решается тем, что в способе разработки многообъектного нефтяного месторождения, включающем разбуривание месторождения скважинами по разреженной относительно проектной сетке, бурение по каждому пласту добывающих скважин с горизонтальными стволами, отбор продукции через добывающие скважины и нагнетание рабочего агента через нагнетательные скважины, согласно изобретению производят оптимальное размещение проектного фонда добывающих и нагнетательных скважин на плане верхнего объекта в пределах экономически обоснованной рентабельной изопахиты не менее 2 м, бурят хотя бы одну горизонтальную скважину с входом в верхний продуктивный объект в проектной точке, проходят верхний продуктивный объект 30-70 метров под зенитным углом 82-86°, проходят на стабилизации перемычку между объектами, сложенную неустойчивыми аргиллитами, входят в нижний объект на 10-12 м по стволу, обсаживают скважину колонной, устанавливают башмак колонны в 10-12 м по стволу от кровли нижнего продуктивного объекта, изолируют заколонное пространство или перекрывают колонной только на 10-12 м по стволу от кровли верхнего продуктивного объекта, а неустойчивый интервал глин в этом случае перекрывают оборудованием локального крепления скважин (ОЛКС) с перекрытием ствола скважины не менее пяти метров выше и ниже интервала глин, продолжают бурение в интервале второго нижнего продуктивного объекта 50-100 м с выходом на зенитный угол 88-90°, устанавливают или не устанавливают управляемый фильтр с двумя шторками выше и ниже интервала глин, в случае установки фильтра закрывают шторки и изолирует верхний и нижний объекты друг от друга, в случае спуска колонны с входом в нижний объект перфорируют нефтенасыщенную часть верхнего объекта в колонне, в случае установки ОЛКС спускают в продуктивную часть верхнего объекта фильтр-хвостовик, а в нижнем объекте ствол оставляют открытым, скважину осваивают в качестве добывающей, если она расположена в сводовой и/или присводовой, и/или склоновой частях структур, контролирующих залежь нефти, с внедрением оборудования одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) и эксплуатацией объектов на разных расчетных депрессиях, предотвращающих преждевременное обводнение добываемой продукции, или в качестве нагнетательной, если скважина расположена в пониженных частях структур, внедряют оборудование одновременно-раздельной закачки (ОРЗ) и производят закачку вытесняющего агента под разными расчетными давлениями на каждый объект, обеспечивающими оптимальную приемистость.

Сущность изобретения

Задачей нефтяной промышленности является достижение максимального коэффициента нефтеизвлечения при максимальном охвате дренированием пласта по площади и разрезу. В изобретении решается задача повышения степени нефтеизвлечения за счет более эффективного и полного вытеснения нефти из межскважинного пространства горизонтальной частью стволов скважин, ввода запасов нефти в активную разработку сразу двух объектов, не оставляя в длительной консервации запасы одного из них, в ожидании перевода скважин после обводнения до 80-98% и отработки другого, увеличения темпов отбора нефти, возможности надежного разобщения объектов по разрезу установкой колонны и изоляции заколонного пространства или установкой ОЛКС, или дополнительно закрытием шторок управляемого фильтра, применения оборудования ОРЭ и, следовательно, возможности обработки объектов разными реагентами и с разной интенсивностью и эксплуатации на разных депрессиях, значительно сократив при этом капитальные вложения на бурение и эксплуатацию, разрабатывая два объекта одной сеткой скважин.

Заявляемый способ осуществляется в следующей последовательности. Месторождение разбуривают скважинами по разреженной относительно проектной сетке, осуществляют бурение по каждому пласту добывающих скважин с горизонтальными стволами, отбор продукции через добывающие скважины и нагнетание рабочего агента через нагнетательные скважины. По результатам бурения уточняют структурные планы продуктивных объектов, перекрывающих в плане друг друга, составляют схемы корреляции разрезов пробуренных скважин, строят карты нефтенасыщенных толщин, производят оптимальное размещение проектного фонда добывающих и нагнетательных скважин на плане верхнего объекта в пределах экономически обоснованной рентабельной изопахиты не менее 2 м, бурят хотя бы одну горизонтальную скважину с входом в верхний продуктивный объект в проектной точке, проходят верхний продуктивный объект 30-70 м под зенитным углом 82-86°, проходят на стабилизации перемычку между объектами, сложенную неустойчивыми аргиллитами, входят в нижний объект на 10-12 м по стволу, обсаживают скважину колонной, устанавливают башмак колонны в 10-12 м по стволу от кровли нижнего продуктивного объекта, изолируют заколонное пространство или перекрывают колонной только на 10-12 м по стволу от кровли верхнего продуктивного объекта, а неустойчивый интервал глин в этом случае перекрывают оборудованием локального крепления скважин (ОЛКС) с перекрытием ствола скважины не менее 5 м выше и ниже интервала глин, продолжают бурение в интервале второго нижнего продуктивного объекта 50-100 м с выходом на зенитный угол 88-90°, устанавливают или не устанавливают управляемый фильтр с двумя шторками выше и ниже интервала глин, в случае установки шторок закрывают их, что надежно изолирует верхний и нижний объекты друг от друга, в случае спуска колонны с входом в нижний объект перфорируют нефтенасыщенную часть верхнего объекта в колонне, в случае установки ОЛКС спускают в продуктивную часть верхнего объекта фильтр-хвостовик, а в нижнем объекте ствол оставляют открытым, скважину осваивают в качестве добывающей, если она расположена в сводовой и/или присводовой, и/или склоновой частях структур, контролирующих залежь нефти, с внедрением оборудования ОРЭ и эксплуатацией объектов на разных расчетных депрессиях, предотвращающих преждевременное обводнение добываемой продукции, или в качестве нагнетательной, если скважина расположена в пониженных частях структур, внедряют оборудование ОРЗ и производят закачку вытесняющего агента под разными расчетными давлениями на каждый объект, обеспечивающими оптимальную приемистость.

Примеры конкретного выполнения

Пример 1. Разрабатывают многообъектное нефтяное месторождение со следующими характеристиками.

Верхний объект представлен терригенными породами бобриковского горизонта со следующими характеристиками: глубина 1200 м, толщина продуктивного пласта 3,5 м, пластовая температура 26,3°, пластовое давление 11,7 МПа, пористость 23%, проницаемость 430*10^-3 мкм², нефтенасыщенность 83%, вязкость нефти 32 мПа*с, плотность нефти 894 кг/м³.

Нижний объект представлен карбонатными породами турнейского яруса со следующими характеристиками: глубина 1120 м, толщина продуктивного пласта 3,5 м, пластовая температура 27°, пластовое давление 11,0 МПа, пористость 23%, проницаемость 420*10^-3 мкм², нефтенасыщенность 83%, вязкость нефти 29 мПа*с, плотность нефти 893 кг/м³.

Участок верхнего объекта разбуривают редкой сеткой вертикальных и наклонно-направленных скважин с плотностью сетки 32 га/скв. (фиг.1 и 2). На фиг.1 представлен разрез выбранного участка, где показаны: толщины вскрываемых объектов и перемычки между ними - h, длина скважины в пределах объектов, зенитные углы пересечения объекта бобриковского горизонта - 84°, объекта турнейского яруса с выходом за 20 м на 90°, стратиграфическая принадлежность перемычки - глины малиновского надгоризонта, место установки башмака колонны, протяженность открытого ствола в нижнем объекте - 60 м.

Осуществляют добычу нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. Производят замеры добычи нефти, воды и закачиваемого вытесняющего агента, гидродинамические исследования. Строят структурные карты по кровле верхнего и нижнего объектов и карты нефтенасыщенных толщин верхнего объекта - залежи нефти бобриковского горизонта и нижнего объекта - залежи нефти в карбонатных коллекторах турнейского яруса, составляют схемы корреляции разрезов пробуренных скважин. Выделяют участок в верхнем объекте с нефтенасыщенными толщинами более 2 м в терригенных коллекторах бобриковского горизонта и определяют нефтенасыщенную толщину нижнего объекта турнейского яруса. Она оказалась равной 3,5 м с подстиланием ее плотными породами толщиной 3 м, ниже которых залегает карбонатный коллектор с остаточным нефтенасыщением. Объекты разделены по разрезу глинами малиновского надгоризонта толщиной, в среднем равной 2,8 м по вертикали. Размещают проектный фонд вертикальных и горизонтальных скважин в пределах рентабельной, экономически обоснованной толщины пласта, при которой разработка имеет положительные экономические показатели - рентабельной изопахиты, т.е. 2 м. На нижнем турнейском объекте отмечают скважины верхнего объекта, по которым толщина карбонатного коллектора составила 3 и более м. Проектные горизонтальные скважины на верхний объект эксплуатации выполняют ту же роль, что и на нижнем объекте. Осуществляют бурение горизонтальной скважины в прикупольной части структуры, контролирующей залежь нефти, с входом в верхний продуктивный объект бобриковского горизонта в проектной точке в следующей последовательности, проходят до подошвы верхнего продуктивного объекта 40 м под зенитным углом 84°, проходят на стабилизации, т.е. без изменения зенитного угла, перемычку между объектами, сложенную неустойчивыми аргиллитами, и входят в нижний объект на 11 м по стволу, обсаживают скважину колонной с установкой башмака колонны в 11 м по стволу от кровли нижнего продуктивного объекта карбонатных пород турнейского яруса, производят изоляцию заколонного пространства, продолжают бурение меньшим диаметром в интервале нижнего продуктивного объекта 60 м с выходом на зенитный угол 89° за 20 м по стволу в средней части пласта на абсолютной отметке выше водонефтяного контакта на 6 м. Контролирующая залежь нефти на 90% приурочена к ловушкам структурного типа, которые приурочены к структурам положительного знака, т.е. поднятиям. В скважине устанавливают ОЛКС - управляемый фильтр с двумя шторками выше и ниже интервала глин, закрывают шторки и изолируют верхний и нижний объекты друг от друга. Спускают эксплуатационную колонну с входом в нижний объект. Ствол в нижнем объекте оставляют открытым, ствол в верхнем объекте перфорируют, устанавливают в скважине оборудование одновременно-раздельной эксплуатации с двумя лифтами. Скважину осваивают в качестве добывающей, эксплуатацию верхнего объекта в терригенных коллекторах бобриковского горизонта осуществляют при депрессии на пласт 7 МПа, а в карбонатных 3 МПа, чтобы не создать преждевременного прорыва вод в карбонатных коллекторах, характеризующихся наличием трещиноватости, с нижезалегающего водоносного коллектора. Производят замеры дебитов и обводненности. Дебит нефти по терригенным коллекторам бобриковского горизонта составил 15 т/сут безводной нефти при дебите окружающих скважин 5 т/сут, по карбонатным коллекторам турнейского яруса дебит нефти составил 6 т/сут с обводненностью 5% при дебите близко расположенной скважины 2 т/сут и обводненностью 10%. Технологический эффект по среднесуточному дебиту составил: по верхнему объекту 10 т/сут, по нижнему 4 т/сут. Суммарный суточный эффект составил 14 т/сут. За год добыто с учетом падения в среднем 5000 т нефти. Экономия за 10 лет при дополнительной добыче 47,5 тыс. т, при цене на нефть 8,5 тыс. руб., себестоимости (с учетом затрат на бурение и оборудование одновременно-раздельной эксплуатации) 6,2 тыс. руб./т составит:

Э=(Ц-С)·^ΔQн=(8,5-6,2)·47,5=109,25 млн руб.,

где ^ΔQн - дополнительная добыча нефти, тыс. т,

Ц - цена нефти, тыс. руб./т,

С - себестоимость добычи одной тонны нефти, тыс. руб./тонну с учетом затрат на оборудование одновременно-раздельной эксплуатации.

Пример 2. Выполняют, как пример 1. Участок разбуривают редкой сеткой вертикальных и наклонно-направленных скважин, осуществляют их обустройство (фиг.1, 3). На фиг.3 представлен разрез выбранного участка, где показаны: толщины вскрываемых объектов и перемычки между ними - h, длина скважины в пределах объектов, зенитные углы пересечения объектов - 84°, объектов - бобриковский горизонт и турнейский ярус, стратиграфическая принадлежность перемычки - глины малиновского надгоризонта, место установки башмака колонны, протяженность открытого ствола в нижнем объекте - 60 м с выходом на зенитный угол 90° и длина фильтра в верхнем объекте - 45 м.

Осуществляют добычу нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. Производят замеры добычи нефти, воды и закачиваемого рабочего агента, гидродинамические исследования. Строят структурные карты по кровле верхнего и нижнего объектов и карты нефтенасыщенных толщин верхнего объекта - залежи нефти бобриковского горизонта и нижнего объекта - залежи нефти в карбонатных коллекторах турнейского яруса, составляют схемы корреляции разрезов пробуренных скважин. Выделяют участок в верхнем объекте с нефтенасыщенными толщинами более 2 м в терригенных коллекторах бобриковского горизонта и определяют нефтенасыщенную толщину нижнего объекта турнейского яруса. Она оказалась равной 3,5 метрам с подстиланием ее плотными породами толщиной 3 м, ниже которых залегает карбонатный коллектор с остаточным нефтенасыщением. Объекты разделены по разрезу глинами елховского горизонта толщиной 2,8 м по вертикали. Размещают проектный фонд вертикальных и горизонтальных скважин в пределах рентабельной изопахиты 2 м по верхнему объекту. На нижнем объекте отмечают скважины верхнего объекта, по которым толщина карбонатного коллектора составила 3 и более м. Проектные горизонтальные скважины на верхний объект эксплуатации выполняют ту же роль, что и на нижнем объекте.

Осуществляют бурение горизонтальной скважины в прикупольной части структуры, контролирующей залежь нефти, с входом в верхний продуктивный объект бобриковского горизонта в проектной точке на 10 м по стволу, спускают и устанавливают башмак колонны только на 10 м по стволу от кровли верхнего продуктивного объекта, изолируют колонну, продолжают бурение меньшим диаметром до подошвы верхнего продуктивного объекта 30 м под зенитным углом 82°, проходят на стабилизации перемычку между объектами, сложенную неустойчивыми аргиллитами, и входят в нижний объект на 10 м по стволу, изолируют неустойчивый интервал глин оборудованием локального крепления скважин (ОЛКС) с перекрытием ствола скважины не менее пяти метров выше и ниже интервала глин, продолжают бурение в интервале нижнего продуктивного объекта на 50 м с выходом на зенитный угол 88° за 20 м по стволу в средней части пласта на абсолютной отметке выше водонефтяного контакта на 6 м. Устанавливают управляемый фильтр с двумя шторками выше и ниже интервала глин, закрывают обе шторки, что надежно изолировало верхний и нижний объекты друг от друга. Спускают в интервал верхнего объекта фильтр-хвостовик, ствол в интервале нижнего объекта оставляют открытым. Устанавливают в скважине оборудование ОРЭ с двумя лифтами. Скважину освоили в качестве добывающей, эксплуатацию верхнего объекта в терригенных коллекторах бобриковского горизонта осуществляют при депрессии на пласт 7 МПа при забойном давлении выше давления насыщения, а в карбонатах турнейского яруса 3 МПа, чтобы не создать преждевременного прорыва вод в карбонатных коллекторах, характеризующихся наличием трещиноватости, с нижезалегающего водоносного коллектора. Произвели замеры дебитов и обводненности. Дебит нефти по терригенным коллекторам бобриковского горизонта составил 15 т/сут безводной нефти при дебите окружающих ВС 5 т/сут, по карбонатам турнейского яруса дебит нефти составил 6 т/сут с обводненностью 5% при дебите близко расположенной ВС 2 т/сут и обводненностью 10%. Технологический эффект по среднесуточному дебиту составил: по верхнему объекту 10 т/сут, по нижнему 4 т/сут. Суммарный суточный эффект составил 14 т/сут. За год будет добыто с учетом падения в среднем 5000 т нефти. Экономия за 10 лет при дополнительной добычи 47,5 тыс. т, цене на нефть 8,5 тыс. руб., себестоимости (с учетом экономии на бурение самостоятельных скважин на каждый из объектов, установку ОЛКС и управляемого фильтра, оборудование одновременно-раздельной эксплуатации) 3,3 тыс. руб./тонну составит:

Э=(Ц-С)·^ΔQн=(8,5-3,3)·247,5=57,0 млн руб.,

где ^ΔQн - дополнительная добыча нефти, тыс. т,

Ц - цена нефти, тыс. руб./т,

С - себестоимость добычи одной тонны нефти, тыс. руб./тонну с учетом затрат на оборудование одновременно-раздельной эксплуатации.

Экономия в результате отказа от бурения самостоятельной сетки скважин на нижний объект эксплуатации, и не оставляя запасы нижнего объекта в длительной консервации в ожидании возврата скважин с верхнего объекта, может быть использована при мероприятиях по увеличению коэффициента нефтеизвлечения из карбонатных слабопроницаемых коллекторов турнейского яруса.

Пример 3. Выполняют, как пример 1. Осуществляют бурение горизонтальной скважины в прикупольной части структуры, контролирующей залежь нефти, с входом в верхний продуктивный объект бобриковского горизонта в проектной точке в следующей последовательности, проходят до подошвы верхнего продуктивного объекта 70 м под зенитным углом 86°, проходят на стабилизации, т.е. без изменения зенитного угла, перемычку между объектами, сложенную неустойчивыми аргиллитами, и входят в нижний объект на 12 м по стволу, обсаживают скважину колонной с установкой башмака колонны в 12 м по стволу от кровли нижнего продуктивного объекта карбонатных пород турнейского яруса, производят изоляцию заколонного пространства, продолжают бурение меньшим диаметром в интервале нижнего продуктивного объекта 100 м с выходом на зенитный угол 90° за 20 м по стволу в средней части пласта на абсолютной отметке выше водонефтяного контакта на 6 м. Контролирующая залежь нефти на 90% приурочена к ловушкам структурного типа, которые приурочены к структурам положительного знака, т.е. поднятиям. В скважине устанавливают ОЛКС - управляемый фильтр с двумя шторками выше и ниже интервала глин, закрывают шторки и изолируют верхний и нижний объекты друг от друга. Спускают эксплуатационную колонну с входом в нижний объект. Ствол в нижнем объекте оставляют открытым, ствол в верхнем объекте перфорируют, устанавливают в скважине оборудование одновременно-раздельной эксплуатации с двумя лифтами. Скважину осваивают в качестве добывающей, эксплуатацию верхнего объекта в терригенных коллекторах бобриковского горизонта осуществляют при депрессии на пласт 7 МПа, а в карбонатных 3 МПа, чтобы не создать преждевременного прорыва вод в карбонатных коллекторах, характеризующихся наличием трещиноватости, с нижезалегающего водоносного коллектора. Производят замеры дебитов и обводненности.

Эффективность разработки аналогична примеру 1.

Пример 4. Выполняют, как пример 1. Участок разбуривают редкой сеткой вертикальных и наклонно-направленных скважин, осуществляют их обустройство (фиг.1, 3). На фиг.3 представлен разрез выбранного участка, где показаны: толщины вскрываемых объектов и перемычки между ними - h, длина скважины в пределах объектов, зенитные углы пересечения объектов - 84°, объектов - бобриковский горизонт и турнейский ярус, стратиграфическая принадлежность перемычки - глины малиновского надгоризонта, место установки башмака колонны, протяженность открытого ствола в нижнем объекте - 60 м с выходом на зенитный угол 90° и длина фильтра в верхнем объекте - 45 м.

Осуществляют добычу нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. Производят замеры добычи нефти, воды и закачиваемого рабочего агента, гидродинамические исследования. Строят структурные карты по кровле верхнего и нижнего объектов и карты нефтенасыщенных толщин верхнего объекта - залежи нефти бобриковского горизонта и нижнего объекта - залежи нефти в карбонатных коллекторах турнейского яруса, составляют схемы корреляции разрезов пробуренных скважин. Выделяют участок в верхнем объекте с нефтенасыщенными толщинами более двух метров в терригенных коллекторах бобриковского горизонта и определяют нефтенасыщенную толщину нижнего объекта турнейского яруса. Она оказалась равной 3,5 м с подстиланием ее плотными породами толщиной 3 м, ниже которых залегает карбонатный коллектор с остаточным нефтенасыщением. Объекты разделены по разрезу глинами елховского горизонта толщиной 2,8 м по вертикали. Размещают проектный фонд вертикальных и горизонтальных скважин в пределах рентабельной изопахиты 2 м по верхнему объекту. На нижнем объекте отмечают скважины верхнего объекта, по которым толщина карбонатного коллектора составила 3 и более м. Проектные горизонтальные скважины на верхний объект эксплуатации выполняют ту же роль, что и на нижнем объекте. Скважину бурят в пониженной крыльевой части структуры, контролирующей залежь нефти, с входом в верхний продуктивный объект бобриковского горизонта в проектной точке на 11 м по стволу, спускают и устанавливают башмак колонны только на 11 м по стволу от кровли верхнего продуктивного объекта, изолируют колонну, продолжают бурение меньшим диаметром до подошвы верхнего продуктивного объекта 40 м под зенитным углом 84°, проходят на стабилизации перемычку между объектами, сложенную неустойчивыми аргиллитами, и входят в нижний объект на 11 м по стволу, изолируют неустойчивый интервал глин оборудованием локального крепления скважин (ОЛКС) с перекрытием ствола скважины не менее 5 м выше и ниже интервала глин, продолжают бурение в интервале нижнего продуктивного объекта 60 м с выходом на зенитный угол 88-90° за 20 м по стволу в средней части пласта на абсолютной отметке выше водонефтяного контакта на 6 м. Устанавливают управляемый фильтр с двумя шторками выше и ниже интервала глин, закрывают обе шторки, что надежно изолировало верхний и нижний объекты друг от друга. Спускают в интервал верхнего объекта фильтр-хвостовик, ствол в интервале нижнего объекта оставляют открытым. Устанавливают в скважине оборудование ОРЗ с двумя лифтами. Скважину освоили в качестве нагнетательной, нагнетание по верхнему объекту в терригенные коллекторы бобриковского горизонта осуществляют при давлении 7,0 МПа, а в карбонатах турнейского яруса 15,0 МПа. Записывают профили приемистости по нагнетательной скважине и замеры дебитов и обводненности по ближайшим добывающим скважинам. Дебит нефти по терригенным коллекторам бобриковского горизонта на седьмой месяц эксплуатации увеличился с 5 до 15 т/сут безводной нефти, по карбонатам турнейского яруса дебит нефти увеличился с 2 до 6 т/сут с обводненностью 5%. Технологический эффект по среднесуточному дебиту составил: по верхнему объекту 10 т/сут, по нижнему 4 т/сут. Суммарный суточный эффект составил 14 т/сут. За год будет добыто с учетом падения в среднем 5000 т нефти. Экономия за 10 лет при дополнительной добычи 47,5 тыс. т, цене на нефть 8,5 тыс. руб., себестоимости (с учетом экономии на бурение самостоятельных скважин на каждый из объектов, установку ОЛКС и управляемого фильтра, оборудование одновременно-раздельной эксплуатации) 3,3 тыс. руб./т составит:

Э=(Ц-С)·^ΔQн=(8,5-3,3)·247,5=57,0 млн. руб.,

где ^ΔQн - дополнительная добыча нефти, тыс. т,

Ц - цена нефти, тыс. руб./т,

С - себестоимость добычи одной тонны нефти, тыс. руб./тонну с учетом затрат на оборудование одновременно-раздельной эксплуатации.

Экономия в результате отказа от бурения самостоятельной сетки скважин на нижний объект эксплуатации, и не оставляя запасы нижнего объекта в длительной консервации в ожидании возврата скважин с верхнего объекта, может быть использована при мероприятиях по увеличению коэффициента нефтеизвлечения из карбонатных слабопроницаемых коллекторов турнейского яруса.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу нефтяного месторождения.