А   Б  В  Г  Д  Е  Є  Ж  З  І  Ї  Й  К  Л  М  Н  О  П  Р  С  Т  У  Ф  Х  Ц  Ч  Ш  Щ  Ю  Я 


Пробурених фонд - свердловина

Пробурених фонд свердловин майже повністю знаходиться в роботі, проте середній дебіт свердловин - близько 1 т /добу. Очікується, що подальший розвиток і вдосконалення заводнення дозволить дещо перевищити проектну нефтеотдачу.

Технічний стан пробуреного фонду свердловин. Аналіз пробуреного фонду свердловин проводиться з метою виявлення в них різних дефектів. З урахуванням зростаючих вимог до охорони надр розглянута кожна свердловина: конструкція, технічний стан, режим роботи, ефективність проведених ремонтних робіт.

Практично весь пробурених фонд свердловин ще експлуатується, при цьому близько половини його - фонтанні способом.

Практично весь пробурених фонд свердловин при цьому ще залишався в експлуатації. У зв'язку з тим що поклад перетворилася в водонеф-тяную, все свердловини обводнені і експлуатуються механізованим способом.

Програма оздоровлення пробуреного фонду свердловин складена на основі дослідження та аналізу їх технічного стану.

Практично по всьому пробурених фонду свердловин проведено повний комплекс геолого-геофізичних досліджень, за більшістю відібраний керн, регулярно проводяться гідродинамічні дослідження, з експлуатаційного фонду свердловин щодоби проводяться виміри дебітом, реєструється режим роботи свердловин, ведеться облік видобутку нафти і води, облік закачування агента.

Динаміка поточних видобутих запасів нафти по групах колекторів Абдрахмановской площі. Як показує аналіз стану пробуреного фонду свердловин, однією з причин низької ефективності вироблення запасів пластів гд є зниження щільності сітки по пластах в зв'язку з відключенням нижчих шарів і перекладом свердловин на вище розташовані пласти.

За результатами проведеного аналізу складено програму оздоровлення пробуреного фонду свердловин.

За результатами проведеного аналізу складено програму оздоровлення пробуреного фонду свердловин.

Продуктивно використовувати частина не експлуатується і не рентабельного пробуреного фонду свердловин в якості водозабірних.

Так само наведено кількість свердловин-операцій по повторному ГРП на пробурених фонді свердловин додатково до вищеперелічених ділянок по пласту БВю Урьевского родовища, АВ.

Для виявлення покладів в частинах розрізу вище основних розробляються об'єктів спочатку проводиться ревізія пробуреного фонду свердловин. Вона включає комплексний аналіз і інтерпретацію всіх наявних матеріалів по всіх свердловинах.

У той же час, незалежно від обсягів видобутку нафти, потреба в ліквідації пробуреного фонду свердловин постійно залишається. Більш того, з року в рік ця потреба збільшується через обмежені поточних можливостей підприємств у проведенні щорічних необхідних обсягів ліквідаційних робіт. Таким чином, створюється ситуація, при якій значна кількість свердловин може залишитися не ліквідованим навіть після закінчення розробки родовища.

Капітальний ремонт свердловин (КРС) є невід'ємною частиною розробки Ромашкинского родовища і призначений для підтримки пробуреного фонду свердловин в працездатному стані. ВРХ також є важливим засобом регулювання розробки нафтових родовищ (відбору нафти, води, а також закачки води по пластах), особливо на пізній стадії розробки.

В цілях підвищення ефективності розробки нафтових родовищ і особливо об'єктів із запасами нафти необхідно істотно поліпшити використання пробуреного фонду свердловин. У цьому питанні велика надія покладається на постанову уряду Російської Федерації від 1 листопада 1999 р № 1213 Про заходи щодо введення в експлуатацію недіючих контрольних і знаходяться в консервації свердловин на нафтових родовищах і постанови кабінету міністрів РБ від 15 лютого 2000 № 38 Про заходи по введенню в експлуатацію недіючих контрольних і знаходяться в консервації свердловин на нафтових родовищах РБ, що звільняють організації, які здійснюють видобуток нафти і газу на території Республіки Башкортостан, від регулярних платежів за видобуток нафти і газу і відрахувань на відтворення мінерально-сировинної бази щодо нафти та газу, видобутих із введених в експлуатацію бездіяли, контрольних свердловин і свердловин, які перебували в консервації станом на 1 січня 1999 м, за винятком нових свердловин, що знаходяться в очікуванні освоєння після буріння.

Крім того, через нераціональну експлуатації надлишкового фонду свердловин, коли в перший період розробки нафтового покладу тільки частина пробуреного фонду свердловин потрібна для виконання запланованої видобутку нафти, а непотрібні свердловини погано експлуатують і ремонтують, вони поступово виходять з ладу, і разом з ними випадають з розробки їх ще не відібрані запаси нафти. положення сильно погіршено через застосування в свердловинах 5-дюймових експлуатаційних колон, в які при наявності декількох місць негерметичності вже не можна спустити 4-дюймову експлуатаційну колону, зацементувати і продовжувати нормальну експлуатацію.

Для підтримки досягнутого рівня відбору нафти по розробляються родовищ необхідно: забезпечити введення в розробку нових родовищ; привести у відповідність фактичний пробурених фонд свердловин з проектними; скоротити фонд простоюють свердловин; удосконалити систему підтримки пластового тиску; забезпечити більш широке впровадження методів збільшення нафтовіддачі продуктивних пластів і здійснювати всебічний контроль і регулювання процесів розробки.

Яскраво виражена залежність відсотка обводнення продукції покладів від в'язкості пластової нафти обумовлена різним характером обводнених свердловин і, відповідно, різним використанням пробуреного фонду свердловин. При маловязкой нафти, коли видобуток в водний період експлуатації відносно мала, свердловини вже з кінця другої стадії розробки послідовно відключаються. До кінця основного періоду фонд свердловин різко зменшується. При підвищеній в'язкості нафти основний видобуток свердловин забезпечується в тривалий водний період, при цьому значна її частина - при високій обводнення; відключення свердловин починається в кінці третьої або четвертої стадії.

Виходячи з перерахованих вище критеріїв ефективності вибору об'єктів буріння додаткових горизонтальних стовбурів, по ділянці Абдрахмановской площі були розраховані залишкові нефтенасищен-ні товщини по всьому пробурених фонду свердловин з диференціацією по пластах і типам порід, а також залишкові балансові і запаси. Крім того, визначені товщини глинистих розділів між усіма пластами, наявними в розрізі свердловин. Всі ці дані послужили основою для вибору свердловин старого фонду, в яких рекомендується буріння додаткових горизонтальних стовбурів з метою залучення в активну розробку залишкових запасів по виділеним в розрізі пластів.

Оцінка технологічної та економічної ефективності буріння додаткових свердловин зроблена на підставі техніко-економічних показників розробки Ар-Ланского родовища в 1969 р за двома варіантами: перший варіант - експлуатація всього пробуреного фонду свердловин (основного і додаткового); другий варіант - експлуатація тільки основного фонду свердловин.

необхідні темпи відбору рідини можуть бути забезпечені застосуванням досить активної системи впливу на поклад при оптимальній щільності сітки експлуатаційних свердловин, організацією закачування води в потрібних обсягах, повним використанням добивних можливостей пробуреного фонду свердловин.

Інтенсифікація видобутку нафти на початку 70 - х років призвела до значного зростання обводнення нафти, що видобувається в НГВУ Іркенефть і поставила перед нафтовиками завдання стабілізації видобутку нафти, яка вирішується шляхом поліпшення використання пробуреного фонду свердловин, вдосконалення системи заводнення основних об'єктів обробки, розширення обсягів застосування методів збільшення нафтовіддачі на Абдрахманов-ської площі. Показано, що Абдрахмановская площа може бути полігоном для відпрацювання технологій щодо збільшення нафтовіддачі на завершальній стадії розробки месторо-жділій.

Розподілом річних дебітів нафти розглянутої площі на пробурених (до середини відповідних років) фонд свердловин були отримані значення ql - питомої річного дебіту нафти на пробурену свердловину; аналогічно розподілом розрахункових річних дебітів рідини на пробурених фонд свердловин були отримані значення q F - розрахункового питомої річного дебіту рідини на пробурену свердловину. Відповідно на середину кожного року були визначені значення Qa - накопиченого відбору нафти і QFa - розрахункового накопиченого відбору рідини.

Бобриковського горизонт Графік розробки Умовні позначення. Тому було прийнято рішення на ділянках з низьким пластовим тиском сформувати систему підтримки тиску. Для відновлення пробуреного фонду свердловин необхідно широке застосування ремонтно-ізоляційних робіт за сучасними технологіями, а фізично зношений і непридатний для експлуатації фонд замінити дублерами.

Перш за все відзначається незадовільний використання пробуреного фонду, причому діючий фонд сильно відрізняється від проектного. На багатьох родовищах половина пробуреного фонду свердловин знаходиться в бездіяльності і консервації.

Показана актуальність завдання введення в активну розробку покладів Старооскольського-го горизонту Абдрахмановской площі з використанням наявного фонду свердловин в міру вироблення запасів базових об'єктів. При цьому близько 20% всього пробуреного фонду свердловин Абдрахмановской площі очікується використовувати для розробки покладів ДШ і ДГУ.

Аналіз сформованого стану розробки Уренгойського газового родовища вказує на істотне випередження темпу падіння видобутку в порівнянні з темпами вироблення запасів, особливо в період зменшення видобутку. Це перш за все обумовлено недостатнім використанням добивних можливостей пробуреного фонду свердловин через виниклі серйозних ускладнень (гл. Крім цього, у зв'язку з відсутністю необхідної інформаційної і методичної бази для проведення детального аналізу ефективності роботи фонду свердловин неможливо науково обгрунтовано спроектувати проведення комплексу ремонтних робіт по свердловинах на заключний період експлуатації родовища. Необхідність проведення ремонтних робіт, як ми встановили, визначається в основному геологічними умовами розробки. Тому в даний час свердловини передаються в ремонт після значного зниження продуктивності газових свердловин (в 3 - 5 разів) або повної зупинки їх.

Для старих нафтових родовищ видобуток нафти визначається в основному чинним фондом свердловин, який в більшості своїй в умовах сучасної податкової системи не може експлуатуватися рентабельно. Забезпечення максимально можливого рівня видобутку нафти на таких родовищах в значній мірі обумовлено експлуатацією пробуреного фонду свердловин, тобто минулими інвестиціями.

Видобуток газу з сеноманской поклади здійснюється власною сіткою свердловин. Для перепуску, а в подальшому видобутку газу з нижньої (аптекою) поклади, окремо пробурених фондом свердловин зі спеціальною конструкцією, яка забезпечує перепуск газу з поклади в поклад без підйому його на денну поверхню.

Так, До перфоровано в 56%, 63 - в 89%, а по ділянці в цілому - в 71% пробуреного фонду свердловин.

Для експлуатації покладів з високою в'язкістю нафти, розташованих на невеликих глибинах, характерна стабільність чинного фонду свердловин протягом тривалого часу. І в даний час на покладах, з яких відібрано 78 - 93% видобутих запасів, в експлуатації залишається 87 - 57% пробуреного фонду свердловин.

Потреба в ліквідації пробуреного фонду свердловин також буде збільшуватися за рахунок обмежених можливостей підприємств у проведенні щорічних необхідних обсягів ліквідаційних робіт, так як останні не є прібилеобразующіх. Це може привести до утворення залишкового фонду не ліквідованих свердловин після завершення розробки родовища. Тому необхідне створення ліквідаційного фонду в режимі пільгового оподаткування для подальшого фінансування робіт по ліквідації свердловин.

При освоєнні положень другої Генеральної схеми, як і першої, знов не була оцінена роль спільно-роздільного відбору і закачування. На Ромашкінська родовищі, коли більшість площ вступило в пізню стадію розробки, на забезпечення проектної нафтовіддачі і вироблення запасів вирішальний вплив справляє многопласто-с- розробляється об'єкта, погіршення структури запасів, що залишилися нафти і стан пробуреного фонду свердловин. У ці роки склалося таке становище, при якому запаси нафти менш продуктивних, переривчастих пластів і водонафтових зон, не отримуючи достатньої впливу від заводнення, практично не підключалися в активну розробку, в той час як у міру вироблення запасів кращих по колекторським властивостям пластів відбувалося інтенсивне обводнення фонду свердловин. У цих умовах, поряд з удосконаленням застосовуваної системи розробки та вибором оптимальної щільності сітки свердловин і граничних умов розробки, потрібно вибірково здійснити розукрупнення многопластового об'єкта.

При бурінні видобувних і нагнітальних свердловин з Альтітуда гирла 120 і більше метрів передбачається спуск проміжного кондуктора, а з Альтітуда менше 120 м - спуск подовженого (до 70 м) напрямки. За період 1990 - 95 р.р. побудовано понад 1500 свердловин з ускладненою конструкцією. Це становить 32% до пробурених фонду свердловин за згадуваний період.

Четверта стадія по більшості розглянутих об'єктів ще не закінчена. В даний час практично завершено розробкою (відібрано понад 99% запасів) лише кілька покладів - горизонт ПК2 північно-східного поднадвіг і південно-східного поля родовища Сурахани (810), горизонт НПКЛ центрального поля того ж родовища (7) свита ПК північно західного поля родовища Кала (16), горизонти XI, XIII, XVI, XXII Жовтневого родовища, горизонт III основної площі родовища Доссор. Судячи з цих та інших покладів, за якими використання видобутих запасів теж значно, завершальна стадія розробки є найбільш тривалою і досягає 35 - 37 років. Практика показує, що при достатньому відборі запасів за основлой період в завершальній стадії доразработки поклади здійснюється в основному з використанням раніше пробуреного фонду свердловин. Якщо використання запасів до кінця третьої стадії недостатньо, в четвертій стадії для досягнення проектного коефіцієнта нафтовіддачі потрібно буріння додаткових свердловин і внесення істотних змін в системи впливу на поклад.

Така ситуація надлишкової потенційно можливої продуктивності нафтових пластів в дійсності зустрічається досить часто, але особливо часто зустрічалася раніше, коли в розробці перебували нафтові пласти більш високої продуктивності. Але якщо це так, то чому такі ситуації не є легко помітними. Як йшли перш і йдуть в даний час від таких ситуацій. Яким чином фактичні дебети нафти виявлялися і виявляються у багато разів менше потенційно можливих максимальних. Це відбувається, перш за все, шляхом застосування багаторядних систем розташування видобувних свердловин, коли видобувні ряди, розташовані позаду перших видобувних лав, дуже мало впливають на зниження загального фільтраційного опору і відповідно на збільшення загальної потенційно можливої продуктивності; виходить, що збільшення загального числа свердловин відбувається майже без збільшення загальної потенційно можливої продуктивності при зменшенні потенційно можливої продуктивності на одну свердловину, також шляхом різкого зниження депресії на нафтові пласти. Крім того, через нераціональну експлуатації надлишкового фонду свердловин, коли в перший період розробки нафтового покладу тільки частина пробуреного фонду свердловин потрібна для виконання запланованої видобутку нафти, а непотрібні свердловини погано експлуатують і ремонтують, вони поступово виходять з ладу і разом з ними випадають з розробки їх ще невідібрані запаси нафти. Положення сильно погіршений через застосування в свердловинах 5-дюймових експлуатаційних колон, в які при наявності декількох місць негерметичності вже не можна спустити 4-дюймову експлуатаційну колону, зацементувати і продовжувати нормальну експлуатацію.

Найбільший темп відбору рідини (11 7%) був досягнутий через рік після початку падіння видобутку нафти. В даний час в межах Туймазинское площі поклад повсюдно стелить водою. На ряді ділянок основна пачка обводнена практично повністю. Близько 30% пробуреного фонду свердловин обвідного і виведено з експлуатації. Практично весь діючий фонд свердловин працює з водою і переведений на механізовану експлуатацію.