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
Знову вводиться свердловина
Знову вводяться свердловини взаємодіють з існуючими. Це явище взаємодії і взаємовпливу свердловин називається інтерференцією.
Визначається число нововведених свердловин, виходячи з очікуваних початкових дебітіві числа днів роботи нових свердловин.
В даний час все знову вводяться свердловини обладнують залізобетонними майданчиками під пересувні агрегати, а також гирлові майданчиками та містками із залізобетонних плит. Підготовчі роботи набагато полегшуються ззастосуванням пересувних містків. При транспортуванні майданчик демонтують і укладають в сани.
Для отримання зазначеної економії на знову вводяться свердловинах необхідно здійснити, починаючи з поточного року, ряд заходів організаційного порядку. Перш за все вокремих газодобувних районах необхідно створити спеціалізовані підприємства по методах штучного впливу на пласт, освоєнню, випробуванню та капітального ремонту газових свердловин, зосередивши в них все необхідне обладнання та матеріали. Створеннятаких підприємств потрібно для Західної та Східної України, Краснодарського і Ставропольського країв і Узбецької ССР.
Наприклад, можна вважати, що знову вводяться свердловини мають в перший момент ті ж дебіти, що й старі.
Під пробну роздільну закачування в двапласта були обладнані не знову вводяться свердловини, а вже колишні раніше під закачуванням.
Поставити на пристрій введення з перфокарт пакет з ТІ для знову вводиться свердловини або пакет з інформацією про довводімих методах, якщо вносяться дані по свердловині, вже внесеної в банк.
Залишкові запаси поклади визначаються сумою видобутку, розрахованої за діючими і знову, що вводиться свердловинах до досягнення ними гранично рентабельного дебіту.
Таким чином, при розробці оптимальних розмірних рядів штангового насосногообладнання поряд з плануванням оснащення обладнанням нововведених свердловин потрібно враховувати підмет заміні фізично зношене обладнання, практично без урахування фактора морального його зносу, що полегшує завдання.
Проте встановленнядоцільність подальшого буріння ущільнюючих свердловин не може виходити тільки з поточною обводнення свердловин або величини можливої ??сумарної здобичі по знову вводиться свердловині в розглянутому районі.
Для пластів з водонапірним режимом було доведено,що, пробуривши певне число свердловин, можна досягти такого ущільнення сітки, при якому знову вводяться свердловини при підтримці постійного протитиску не будуть робити ніякого впливу на приріст поточної сумарного видобутку з пласта. Навпаки, пристворенні в них великої депресії вони можуть вивести з експлуатації працюючі свердловини.
Головною внутрішньою причиною, обумовлює зниження обсягів видобутку, є скорочення середньодобового дебіту газових свердловин, який за останнє десятиліттяскоротився більш ніж на 20%, причому по знову вводиться свердловинах вдвічі.
Qnn - потужність вводяться в планованому році установок з підготовки нафти; уя - норматив капітальних вкладень на 1 тис. м3 води, закачиваемой в пласт; Nt - число нововведених свердловин; Q3 - запроваджувана впланованому році потужність із закачування води в систему підтримання пластового тиску; УД - питомі витрати на 1 км автомобільних доріг; L - протяжність вводяться в планованому році автомобільних доріг з твердим покриттям; До т - обсяг капітальних вкладень на будівництвооб'єктів невиробничого призначення за рахунок асигнувань на виробниче будівництво.
Тому схема збору пластової продукції була змінена. Облаштування нововведених свердловин стали виробляти по колекторній схемі: свердловини приєднували дозбірно-розподільної гребінки (СРГ), що складається з 1 - 2 робочих колекторів, контрольного колектора та колектора для подачі інгібітору. При даній конструкції СРГ високо - і нізкодебітние свердловини роздільно підключаються до різних робочим колекторам, а принеобхідності дослідження параметрів експлуатації свердловини - до контрольного колектору. У той же час при введенні нових свердловин діючі шлейфи використовуються в якості СРГ, до якого перепідключається недовантаженими і звільнилися шлейфи.
По відношенню до зноввводиться свердловинах видається цілком логічним вважати, що розміщення їх самих на площі поклади і викриті в них інтервалів у розрізі продуктивних відкладень повинно було прийматися такими, щоб забезпечити безводну їх роботу, у всякому разі, на першому (планованому) році експлуатації. Що стосується дебітом нових свердловин, то вони можуть установлюватися з урахуванням фактичних даних по сусідніх свердловинах, свердловинах-аналогам.
Для обгрунтування нормативу УКХ на свердловину діючого фонду проведені розрахунки поосновним російським нафтовим компаніям на основі опублікованої фактичної інформації. Визначено капітальні вкладення в ОНСС для нововведених свердловин виходячи з нормативу і кількості нововведених свердловин. Решта фактичні витрати в цей напрямоквіднесені на всі видобувні свердловини діючого фонду.
Для обгрунтування нормативу УКХ на свердловину діючого фонду проведені розрахунки по основним російським нафтовим компаніям на основі опублікованої фактичної інформації. Визначено капітальні вкладення вОНСС для нововведених свердловин виходячи з нормативу і кількості нововведених свердловин. Решта фактичні витрати в цей напрямок віднесені на всі видобувні свердловини діючого фонду.
Четвертий етап включає в себе визначення граничних критеріїврентабельності буріння нових свердловин. Для буріння нових свердловин укрупнені нормативи постатейних витрат на буріння і видобуток з нових свердловин зводяться до двох узагальненими критеріями рентабельності свердловин - залишковим вилученими запасами, припадає на знову вводитьсясвердловину та початкової дебіт свердловини по нафті.
Рекомендуемая методика визначення капітальних вкладень в ОНСС дає можливість розрахувати проектні витрати в цей напрямок, що відображають майбутні реальні витрати компаній. Це дозволяє надрокористувачуправильно оцінити майбутні капітальні вкладення на розробку родовища. Разделеніе витрат на знову вводиться свердловину і на свердловину діючого фонду не погіршує техніко-економічну оцінку розробки родовища, тому основна частина капітальних вкладеньв ОНСС переноситься на діючий фонд, що скорочує терміни окупності і збільшує внутрішню норму рентабельності за рахунок рівномірної динаміки розподілу капітальних вкладень.
Динаміка темпів t річного видобутку нафти (умовні позначення. Аналіз динаміки річних відборів нафти, рідини і дебітів свердловин по рідині покладів Каширського та Верейського горизонтів Карача-Елгінского родовища показує, що вони не відрізняються сталістю. Відбуваються значні коливання їх, що пов'язано з відключенням обвідного свердловин і введенням нових менш обводнених. На невеликих об'єктах з малим числом свердловин вплив на дебіт і річні рівні видобутку надає кожна відключена або знову вводиться свердловина.
В результаті проведення інтенсифікації дебіт існуючих свердловин збільшується при проведенні гідророзриву пласта на 135 тис. м3 /добу , солянокіслотной обробки - 5 тис. ме /добу. Вартість буріння нової свердловини, включаючи вартість пріскважінной споруд та шлейфів, - 50 тис. руб., вартість проведення однієї операції гідророзриву - 5 тис. руб., солянокіслотной обробки - 3 тис. руб. Експлуатаційні витрати у знову вводиться свердловині прийняті в розмірі 10% капітальних вкладень; на таку ж величину підвищують експлуатаційні витрати по свердловині після проведення гідророзриву або солянокіслотной обробки.
Третій вид досліджень присвячений експериментальним лабораторних робіт. Сюди слід віднести дослідження В. М. Бари- шева, А. Н. Снарського і М. К. Мамедова з моделями піщаних пластів, структура яких і колекторські властивості максимально наближаються до природних умов. Слід зазначити, що при цих дослідженнях був отриманий цікавий і цінний матеріал з питання інтерференції свердловин. перше , було доведено, що якщо пробурити велику кількість свердловин, розташованих кільцем по будь горизонталі, і експлуатувати їх при однаковому протитиску, то після введення нових свердловин, розташованих в прісводовой частини структури, сумарний дебіт рідини не збільшується. По-друге, було доведено, що після буріння певного числа свердловин в пластах з водонапірним режимом можна отримати таке ущільнення сітки, при якому дебіт нововведених свердловин, в яких підтримується постійна протитиск, не впливатиме на приріст поточної сумарного видобутку з пласта. Навпаки, при створенні в цих свердловинах великої депресії можуть бути виведені з експлуатації працюючі свердловини.
Визначається число нововведених свердловин, виходячи з очікуваних початкових дебітіві числа днів роботи нових свердловин.
В даний час все знову вводяться свердловини обладнують залізобетонними майданчиками під пересувні агрегати, а також гирлові майданчиками та містками із залізобетонних плит. Підготовчі роботи набагато полегшуються ззастосуванням пересувних містків. При транспортуванні майданчик демонтують і укладають в сани.
Для отримання зазначеної економії на знову вводяться свердловинах необхідно здійснити, починаючи з поточного року, ряд заходів організаційного порядку. Перш за все вокремих газодобувних районах необхідно створити спеціалізовані підприємства по методах штучного впливу на пласт, освоєнню, випробуванню та капітального ремонту газових свердловин, зосередивши в них все необхідне обладнання та матеріали. Створеннятаких підприємств потрібно для Західної та Східної України, Краснодарського і Ставропольського країв і Узбецької ССР.
Наприклад, можна вважати, що знову вводяться свердловини мають в перший момент ті ж дебіти, що й старі.
Під пробну роздільну закачування в двапласта були обладнані не знову вводяться свердловини, а вже колишні раніше під закачуванням.
Поставити на пристрій введення з перфокарт пакет з ТІ для знову вводиться свердловини або пакет з інформацією про довводімих методах, якщо вносяться дані по свердловині, вже внесеної в банк.
Залишкові запаси поклади визначаються сумою видобутку, розрахованої за діючими і знову, що вводиться свердловинах до досягнення ними гранично рентабельного дебіту.
Таким чином, при розробці оптимальних розмірних рядів штангового насосногообладнання поряд з плануванням оснащення обладнанням нововведених свердловин потрібно враховувати підмет заміні фізично зношене обладнання, практично без урахування фактора морального його зносу, що полегшує завдання.
Проте встановленнядоцільність подальшого буріння ущільнюючих свердловин не може виходити тільки з поточною обводнення свердловин або величини можливої ??сумарної здобичі по знову вводиться свердловині в розглянутому районі.
Для пластів з водонапірним режимом було доведено,що, пробуривши певне число свердловин, можна досягти такого ущільнення сітки, при якому знову вводяться свердловини при підтримці постійного протитиску не будуть робити ніякого впливу на приріст поточної сумарного видобутку з пласта. Навпаки, пристворенні в них великої депресії вони можуть вивести з експлуатації працюючі свердловини.
Головною внутрішньою причиною, обумовлює зниження обсягів видобутку, є скорочення середньодобового дебіту газових свердловин, який за останнє десятиліттяскоротився більш ніж на 20%, причому по знову вводиться свердловинах вдвічі.
Qnn - потужність вводяться в планованому році установок з підготовки нафти; уя - норматив капітальних вкладень на 1 тис. м3 води, закачиваемой в пласт; Nt - число нововведених свердловин; Q3 - запроваджувана впланованому році потужність із закачування води в систему підтримання пластового тиску; УД - питомі витрати на 1 км автомобільних доріг; L - протяжність вводяться в планованому році автомобільних доріг з твердим покриттям; До т - обсяг капітальних вкладень на будівництвооб'єктів невиробничого призначення за рахунок асигнувань на виробниче будівництво.
Тому схема збору пластової продукції була змінена. Облаштування нововведених свердловин стали виробляти по колекторній схемі: свердловини приєднували дозбірно-розподільної гребінки (СРГ), що складається з 1 - 2 робочих колекторів, контрольного колектора та колектора для подачі інгібітору. При даній конструкції СРГ високо - і нізкодебітние свердловини роздільно підключаються до різних робочим колекторам, а принеобхідності дослідження параметрів експлуатації свердловини - до контрольного колектору. У той же час при введенні нових свердловин діючі шлейфи використовуються в якості СРГ, до якого перепідключається недовантаженими і звільнилися шлейфи.
По відношенню до зноввводиться свердловинах видається цілком логічним вважати, що розміщення їх самих на площі поклади і викриті в них інтервалів у розрізі продуктивних відкладень повинно було прийматися такими, щоб забезпечити безводну їх роботу, у всякому разі, на першому (планованому) році експлуатації. Що стосується дебітом нових свердловин, то вони можуть установлюватися з урахуванням фактичних даних по сусідніх свердловинах, свердловинах-аналогам.
Для обгрунтування нормативу УКХ на свердловину діючого фонду проведені розрахунки поосновним російським нафтовим компаніям на основі опублікованої фактичної інформації. Визначено капітальні вкладення в ОНСС для нововведених свердловин виходячи з нормативу і кількості нововведених свердловин. Решта фактичні витрати в цей напрямоквіднесені на всі видобувні свердловини діючого фонду.
Для обгрунтування нормативу УКХ на свердловину діючого фонду проведені розрахунки по основним російським нафтовим компаніям на основі опублікованої фактичної інформації. Визначено капітальні вкладення вОНСС для нововведених свердловин виходячи з нормативу і кількості нововведених свердловин. Решта фактичні витрати в цей напрямок віднесені на всі видобувні свердловини діючого фонду.
Четвертий етап включає в себе визначення граничних критеріїврентабельності буріння нових свердловин. Для буріння нових свердловин укрупнені нормативи постатейних витрат на буріння і видобуток з нових свердловин зводяться до двох узагальненими критеріями рентабельності свердловин - залишковим вилученими запасами, припадає на знову вводитьсясвердловину та початкової дебіт свердловини по нафті.
Рекомендуемая методика визначення капітальних вкладень в ОНСС дає можливість розрахувати проектні витрати в цей напрямок, що відображають майбутні реальні витрати компаній. Це дозволяє надрокористувачуправильно оцінити майбутні капітальні вкладення на розробку родовища. Разделеніе витрат на знову вводиться свердловину і на свердловину діючого фонду не погіршує техніко-економічну оцінку розробки родовища, тому основна частина капітальних вкладеньв ОНСС переноситься на діючий фонд, що скорочує терміни окупності і збільшує внутрішню норму рентабельності за рахунок рівномірної динаміки розподілу капітальних вкладень.
Динаміка темпів t річного видобутку нафти (умовні позначення. Аналіз динаміки річних відборів нафти, рідини і дебітів свердловин по рідині покладів Каширського та Верейського горизонтів Карача-Елгінского родовища показує, що вони не відрізняються сталістю. Відбуваються значні коливання їх, що пов'язано з відключенням обвідного свердловин і введенням нових менш обводнених. На невеликих об'єктах з малим числом свердловин вплив на дебіт і річні рівні видобутку надає кожна відключена або знову вводиться свердловина.
В результаті проведення інтенсифікації дебіт існуючих свердловин збільшується при проведенні гідророзриву пласта на 135 тис. м3 /добу , солянокіслотной обробки - 5 тис. ме /добу. Вартість буріння нової свердловини, включаючи вартість пріскважінной споруд та шлейфів, - 50 тис. руб., вартість проведення однієї операції гідророзриву - 5 тис. руб., солянокіслотной обробки - 3 тис. руб. Експлуатаційні витрати у знову вводиться свердловині прийняті в розмірі 10% капітальних вкладень; на таку ж величину підвищують експлуатаційні витрати по свердловині після проведення гідророзриву або солянокіслотной обробки.
Третій вид досліджень присвячений експериментальним лабораторних робіт. Сюди слід віднести дослідження В. М. Бари- шева, А. Н. Снарського і М. К. Мамедова з моделями піщаних пластів, структура яких і колекторські властивості максимально наближаються до природних умов. Слід зазначити, що при цих дослідженнях був отриманий цікавий і цінний матеріал з питання інтерференції свердловин. перше , було доведено, що якщо пробурити велику кількість свердловин, розташованих кільцем по будь горизонталі, і експлуатувати їх при однаковому протитиску, то після введення нових свердловин, розташованих в прісводовой частини структури, сумарний дебіт рідини не збільшується. По-друге, було доведено, що після буріння певного числа свердловин в пластах з водонапірним режимом можна отримати таке ущільнення сітки, при якому дебіт нововведених свердловин, в яких підтримується постійна протитиск, не впливатиме на приріст поточної сумарного видобутку з пласта. Навпаки, при створенні в цих свердловинах великої депресії можуть бути виведені з експлуатації працюючі свердловини.