Пробуренный фонд - скважина
Cтраница 2
Капитальный ремонт скважин ( КРС) является неотъемлемой частью разработки Ромашкинского месторождения и предназначен для поддержания пробуренного фонда скважин в работоспособном состоянии. КРС также является важным средством регулирования разработки нефтяных месторождений ( отбора нефти, воды, а также закачки воды по пластам), особенно на поздней стадии разработки. [16]
В целях повышения эффективности разработки нефтяных месторождений и особенно объектов с трудноизвлекаемыми запасами нефти необходимо существенно улучшить использование пробуренного фонда скважин. В этом вопросе большая надежда возлагается на постановление правительства Российской Федерации от 1 ноября 1999 г. № 1213 О мерах по вводу в эксплуатацию бездействующих контрольных и находящихся в консервации скважин на нефтяных месторождениях и постановления кабинета министров РБ от 15 февраля 2000 г. № 38 О мерах по вводу в эксплуатацию бездействующих контрольных и находящихся в консервации скважин на нефтяных месторождениях РБ, освобождающие организации, осуществляющие добычу нефти и газа на территории Республики Башкортостан, от регулярных платежей за добычу нефти и газа и отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы в отношении нефти и газа, добытых из введенных в эксплуатацию бездействовавших, контрольных скважин и скважин, находившихся в консервации по состоянию на 1 января 1999 г., за исключением новых скважин, находящихся в ожидании освоения после бурения. [17]
Кроме того, из-за нерациональной эксплуатации избыточного фонда скважин, когда в первый период разработки нефтяной залежи только часть пробуренного фонда скважин нужна для выполнения запланированной добычи нефти, а ненужные скважины плохо эксплуатируют и ремонтируют, они постепенно выходят из строя, и вместе с ними выпадают из разработки их еще не отобранные извлекаемые запасы нефти. Положение сильно ухудшено из-за применения в скважинах 5-дюймовых эксплуатационных колонн, в которые при наличии нескольких мест негерметичности уже нельзя спустить 4-дюймовую эксплуатационную колонну, зацементировать и продолжать нормальную эксплуатацию. [18]
Для поддержания достигнутого уровня отбора нефти по разрабатываемым месторождениям необходимо: обеспечить ввод в разработку новых месторождений; привести в соответствие фактический пробуренный фонд скважин с проектным; сократить фонд простаивающих скважин; усовершенствовать систему поддержания пластового давления; обеспечить более широкое внедрение методов увеличения нефтеотдачи продуктивных пластов и осуществлять всесторонний контроль и регулирование процессов разработки. [19]
Ярко выраженная зависимость процента обводненности продукции залежей от вязкости пластовой нефти обусловлена разным характером обводнений скважин и, соответственно, разным использованием пробуренного фонда скважин. При маловязкой нефти, когда добыча в водный период эксплуатации относительно мала, скважины уже с конца второй стадии разработки последовательно отключаются. К концу основного периода фонд скважин резко уменьшается. При повышенной вязкости нефти основная добыча скважин обеспечивается в длительный водный период, при этом значительная ее часть - при высокой обводненности; отключение скважин начинается в конце третьей или в четвертой стадии. [20]
Исходя из перечисленных выше критериев эффективности выбора объектов бурения дополнительных горизонтальных стволов, по участку Абдрахмановской площади были рассчитаны остаточные нефтенасыщен-ные толщины по всему пробуренному фонду скважин с дифференциацией по пластам и типам пород, а также остаточные балансовые и извлекаемые запасы. Кроме того, определены толщины глинистых разделов между всеми пластами, имеющимися в разрезе скважин. Все эти данные послужили основой для выбора скважин старого фонда, в которых рекомендуется бурение дополнительных горизонтальных стволов с целью вовлечения в активную разработку остаточных запасов по выделяемым в разрезе пластам. [21]
Оценка технологической и экономической эффективности бурения дополнительных скважин сделана на основании технико-экономических показателей разработки Ар-ланского месторождения в 1969 г. по двум вариантам: первый вариант - эксплуатация всего пробуренного фонда скважин ( основного и дополнительного); второй вариант - эксплуатация только основного фонда скважин. [22]
Необходимые темпы отбора жидкости могут быть обеспечены применением достаточно активной системы воздействия на залежь при оптимальной плотности сетки эксплуатационных скважин, организацией закачки воды в нужных объемах, полным использованием добывных возможностей пробуренного фонда скважин. [23]
Интенсификация добычи нефти в начале 70 - х годов привела к значительному росту обводненности добываемой нефти в НГДУ Иркенефть и поставила перед нефтяниками задачу стабилизации добычи нефти, которая решается путем улучшения использования пробуренного фонда скважин, совершенствования системы заводнения основных объектов обработки, расширения объемов применения методов увеличения нефтеотдачи на Абдрахманов-ской площади. Показано, что Абдрахмановская площадь может быть полигоном для отработки технологий по увеличению нефтеотдачи на завершающей стадии разработки месторо-ждилий. [24]
Делением годовых дебитов нефти рассматриваемой площади на пробуренный ( к середине соответствующих годов) фонд скважин были получены значения ql - удельного годового дебита нефти на пробуренную скважину; аналогично делением расчетных годовых дебитов жидкости на пробуренный фонд скважин были получены значения q F - расчетного удельного годового дебита жидкости на пробуренную скважину. Соответственно на середину каждого года были определены значения Qa - накопленного отбора нефти и QFa - расчетного накопленного отбора жидкости. [25]
 |
Бобриковский горизонт График разработки Условные обозначения. [26] |
Поэтому было принято решение на участках с низким пластовым давлением сформировать систему поддержания давления. Для восстановления пробуренного фонда скважин необходимо широкое применение ремонтно-изоляционных работ по современным технологиям, а физически изношенный и непригодный для эксплуатации фонд заменить дублерами. [27]
Прежде всего отмечается неудовлетворительное использование пробуренного фонда, причем действующий фонд сильно отличается от проектного. На многих месторождениях половина пробуренного фонда скважин находится в бездействии и консервации. [28]
Показана актуальность задачи ввода в активную разработку залежей старооскольско-го горизонта Абдрахмановской площади с использованием имеющегося фонда скважин по мере выработки запасов базовых объектов. При этом около 20 % всего пробуренного фонда скважин Абдрахмановской площади ожидается использовать для разработки залежей ДШ и ДГУ. [29]
Анализ сложившегося состояния разработки Уренгойского газового месторождения указывает на существенное опережение темпа падения добычи по сравнению с темпами выработки запасов, особенно в период падающей добычи. Это прежде всего обусловлено недостаточным использованием добывных возможностей пробуренного фонда скважин из-за возникших серьезных осложнений ( гл. Кроме этого, в связи с отсутствием необходимой информационной и методической базы для проведения детального анализа эффективности работы фонда скважин невозможно научно обоснованно спроектировать проведение комплекса ремонтных работ по скважинам на заключительный период эксплуатации месторождения. Необходимость проведения ремонтных работ, как мы установили, определяется в основном геологическими условиями разработки. Поэтому в настоящее время скважины передаются в ремонт после значительного снижения продуктивности газовых скважин ( в 3 - 5 раз) или полной остановки их. [30]
Страницы: 1 2 3