Cтраница 3
Объект разрабатывается с более низкими, чем по проектным документам, показателями разработки, несмотря на то что фактический добывающий фонд скважин больше планового на две единицы. Отставание связано с тем, что дебиты добывающих скважин в среднем оказались ниже расчетных, недобурен фонд нагнетательных скважин, компенсация отбора закачкой в два-три раза ниже проектной, неэффективна система заводнения. [31]
НГДУ уже разработана без включения в регламент рассматриваемой задачи из-за несогласованного решения организационных вопросов. Таким образом, без надежной информации о простоях нагнетательных скважин невозможно определить значения приемистости в 83 % фонда нагнетательных скважин, поэтому вполне объяснимы причины появления недостоверной информации в отчетных документах. [32]
Если в прошлом приоритет в освоении и внедрении методов увеличения нефтеотдачи принадлежал многообъемным технологиям при работе с фондом нагнетательных скважин, создании многообразия опытных участков разработки под воздействием и влиянием этих технологий, то в настоящее время возможность широкого использования многих многообъемных технологий весьма ограничена, ввиду отсутствия по большинству разрабатываемых площадей и месторождений, находящихся на поздней стадии разработки, первоначальных объектов их внедрения. [33]
Интенсивное падение пластового давления в процессе разработки вызывает необходимость в восполнении пластовой энергии путем закачки воды в пласты, а различие фильтрационных процессов в пластах требует применения метода раздельной закачки воды в несколько пластов через одну скважину. Конечно, проще и надежнее обеспечивается необходимый объем закачиваемой воды под дифференцированным давлением нагнетания через самостоятельные сетки нагнетательных скважин, проведенных на каждый эксплуатационный объект; однако такое решение, связано с увеличением фонда нагнетательных скважин и не отвечает задаче снижения капитальных вложений в обустройство нового нефтяного района. [34]
Наряду с радикальным решением вопроса подготовки сточных вод предусмотрен большой объем работ по созданию соответствующих мощностей по закачке их в пласт. Уже построено два новых БКНС, завершаются монтажные работы на третьей и будут построены еще две насосные. Намечено создать фонд резервных и нагнетательных скважин на каждом месторождении. Будут заменены старые водоводы и построены новые. [35]
Из этого следует, что теплоноситель как агент воздействия на пласт имеет сравнительно высокую стоимость, а поэтому его расход при разработке залежи нефти должен носить рациональные объемы в соответствии с достигнутыми темпами добычи нефти. Следовательно, одной из важных задач при тепловых методах является снижение объемов закачки теплоносителя на тонну добытой нефти и получения при этом наивысшего нефтеизвлечения и высоких экономических показателей. В процессе нагнетания теплоносителя через фонд нагнетательных скважин вокруг каждой такой скважины формируется динамическая ( постепенно расширяющаяся) тепловая зона. При этом в связи с существующими систематическими потерями тепла в скелет пород продуктивного пласта и в окружающую его среду ( через кровлю и подошву продуктивного пласта) процесс теплопереноса отстает от массопереноса. То есть формируются два внутрипластовых фронта вытеснения - фронт холодного вытеснения и фронт теплового вытеснения. В процессе теплового воздействия на пласт тепловой фронт значительно отстает от фронта холодного вытеснения. Эти особенности требуют при проектировании систем разработки залежей учитывать динамику расширения тепловых полей в пласте и, с учетом этого, определять формы сеток скважин и расстояния между скважинами. [36]
На Восточно-Сулеевской площади непрерывно проводится реконструкция и совершенствование системы ППД. Одной из главных проблем в системе заводнения Восточно-Сулеевской площади является наличие большого, технически некачественного фонда нагнетательных скважин. Более 63 4 % скважин имеют возраст от 15 до 30 лет, а 23 % скважин пробурено 30 лет назад. В бездействии находится ежегодно более 20 % скважин из-за аварий, нарушений эксплуатационных колонн, ожидания восстановления приемистости. [37]
Первая добывающая скважина была введена в эксплуатацию в 1979 году. Начало разработки характеризуется низкими темпами ввода добывающих скважин, при этом около половины фонда находится в консервации. С 1985 по 1986 год эксплуатационный фонд скважин увеличился в два раза - с 31 до 64 скважин. Первые нагнетательные скважины пробурены в 1984 году. Однако закачка воды по ним ведется лишь с 1987 г., так как первоначально часть фонда нагнетательных скважин использовалась как добывающая, а другая находилась в освоении. [38]
Большой прирост добычи нефти получен также в результате своевременных и успешных работ по в & зврату скважин на вышележащие горизонты верхнего отдела. Благодаря этим мероприятиям по блокам III, IV, V интенсивно охватываются разработкой горизонты VIII, VII, Vila, VI, V, ранее эксплуатировавшиеся единичными скважинами. По ряду скважин начальные дебиты достигают 20 - 50 т / сут, что безусловно явилось одной из причин превышения фактического среднесуточного дебита нефти, приходившегося на одну скважину, над проектным. Отметим, однако, что на повышенных дебитах скважины указанных горизонтов, особенно VII, Vila, работают от 1 - 2 мес. Выше проектного отмечается и фактический отбор жидкости, приходящийся на одну скважину. Практическое соответствие имеет место по фонду нагнетательных скважин и коэффициенту закачки. Достаточно высока и эффективность заводнения, достигаемая своевременным проведением мероприятий по контролю и регулированию процессов. [39]
Из общего фонда нагнетательных скважин более 60 % являются скважинами линейного заводнения, в котооые закачка химреагентов по технологии разового дозирования не эффективна из-за быстрого размыва оторочки. Из скважин очагового, избирательного заводнения, где еще не было закачки химреагентов ( 105 скважин), 40 % имеют приемистость ниже 200 мэ / сут, которая не соответствует критериям применимости. Из оставшихся 62 скважин в 12 закачивается пресная вода, при которой снижается эффективность предлагаемой технологии. Из-за длительных сроков эксплуатации значительная часть скважин имеет неудовлетворительное техническое состояние. Если при этом учесть те скажины, куда ранее проведена закачка других хим-продуктов, а также поставленные в план дальнейших работ, остается около 10 скважин. Из них часть находится в неблагоприятных геолого-промысловых условиях: водонефтяных зонах с высокой обводненностью ( свыше 90 %) окружающих скважин или имеют низкую продуктивность. То есть, несмотря на значительный фонд нагнетательных скважин, очень мало скважин, пригодных для применения метода. Подобным образом обстоят дела и в других НГДУ, из-за чего возникают большие ограничения в применении разработанных и апробированных технологий. Аналогичные проблемы возникают при рассмотрении возможности применения химреагентов в других нефтедобывающих районах. Так, на крупнейшем Шагиртско-Гожанском месторождении Пермской области имеется небольшое количество очаговых скважин. [40]