Cтраница 3
Для старых нефтяных месторождений добыча нефти определяется в основном действующим фондом скважин, который в большинстве своем в условиях современной налоговой системы не может эксплуатироваться рентабельно. Обеспечение максимально возможного уровня добычи нефти на таких месторождениях в значительной степени обусловлено эксплуатацией пробуренного фонда скважин, то есть прошлыми инвестициями. [31]
Добыча газа из сеноманской залежи осуществляется собственной сеткой скважин. Для перепуска, а в дальнейшем добычи газа из нижней ( аптекой) залежи, отдельно пробуренным фондом скважин со специальной конструкцией, которая обеспечивает перепуск газа из залежи в залежь без подъема его на дневную поверхность. [32]
Так, До перфорирован в 56 %, 63 - в 89 %, а по участку в целом - в 71 % пробуренного фонда скважин. [33]
Для эксплуатации залежей с высокой вязкостью нефти, расположенных на небольших глубинах, характерна стабильность действующего фонда скважин в течение длительного времени. И в настоящее время на залежах, из которых отобрано 78 - 93 % извлекаемых запасов, в эксплуатации остается 87 - 57 % пробуренного фонда скважин. [34]
Потребность в ликвидации пробуренного фонда скважин также будет увеличиваться за счет ограниченных возможностей предприятий в проведении ежегодных необходимых объемов ликвидационных работ, так как последние являются не прибылеобразующими. Это может привести к образованию остаточного фонда не ликвидированных скважин после завершения разработки месторождения. Поэтому необходимо создание ликвидационного фонда в режиме льготного налогообложения для последующего финансирования работ по ликвидации скважин. [35]
При освоении положений второй Генеральной схемы, как и первой, вновь не была оценена роль совместно-раздельного отбора и закачки. На Ромашкинском месторождении, когда большинство площадей вступило в позднюю стадию разработки, на обеспечение проектной нефтеотдачи и выработки запасов решающее влияние оказывает многопласто-вость разрабатываемого объекта, ухудшение структуры оставшихся запасов нефти и состояние пробуренного фонда скважин. В эти годы создалось такое положение, при котором запасы нефти менее продуктивных, прерывистых пластов и водонефтяных зон, не получая достаточного воздействия от заводнения, практически не подключались в активную разработку, в то время как по мере выработки запасов лучших по коллекторским свойствам пластов происходило интенсивное обводнение фонда скважин. В этих условиях, наряду с совершенствованием применяемой системы разработки и выбором оптимальной плотности сетки скважин и граничных условий разработки, требовалось выборочно осуществить разукрупнение многопластового объекта. [36]
При бурении добывающих и нагнетательных скважин с альтитудой устья 120 и более метров предусматривается спуск промежуточного кондуктора, а с альтитудой менее 120 м - спуск удлиненного ( до 70 м) направления. За период 1990 - 95 г.г. построено более 1500 скважин с усложненной конструкцией. Это составляет 32 % к пробуренному фонду скважин за упоминаемый период. [37]
Четвертая стадия по большинству рассматриваемых объектов еще не закончена. В настоящее время практически завершено разработкой ( отобрано более 99 % запасов) лишь несколько залежей - горизонт ПК2 северо-восточного поднадвига и юго-восточного поля месторождения Сураханы ( 8, 10), горизонт НПКл центрального поля того же месторождения ( 7) свита ПК северо-западного поля месторождения Кала ( 16), горизонты XI, XIII, XVI, XXII Октябрьского месторождения, горизонт III основной площади месторождения Доссор. Судя по этим и другим залежам, по которым использование извлекаемых запасов тоже значительно, завершающая стадия разработки является наиболее длительной и достигает 35 - 37 лет. Практика показывает, что при достаточном отборе запасов за основлой период в завершающей стадии доразработка залежи осуществляется в основном с использованием ранее пробуренного фонда скважин. Если использование запасов к концу третьей стадии недостаточно, в четвертой стадии для достижения проектного коэффициента нефтеотдачи требуется бурение дополнительных скважин и внесение существенных изменений в системы воздействия на залежь. [38]
Такая ситуация избыточной потенциально возможной производительности нефтяных пластов в действительности встречается довольно часто, но особенно часто встречалась прежде, когда в разработке находились нефтяные пласты более высокой продуктивности. Но если это так, то почему такие ситуации не являются легко заметными. Как уходили прежде и уходят в настоящее время от таких ситуаций. Каким образом фактические дебиты нефти оказывались и оказываются во много раз меньше потенциально возможных максимальных. Это происходит, прежде всего, путем применения многорядных систем расположения добывающих скважин, когда добывающие ряды, расположенные позади первых добывающих рядов, очень мало влияют на снижение общего фильтрационного сопротивления и соответственно на увеличение общей потенциально возможной производительности; получается, что увеличение общего числа скважин происходит почти без увеличения общей потенциально возможной производительности при уменьшении потенциально возможной производительности на одну скважину, также путем резкого снижения депрессии на нефтяные пласты. 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 неотобранные 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. [39]
Наибольший темп отбора жидкости ( 11 7 %) был достигнут через год после начала падения добычи нефти. В настоящее время в пределах Туймазинской площади залежь повсеместно подстилается водой. На ряде участков основная пачка обводнена практически полностью. Около 30 % пробуренного фонда скважин обводнено и выведено из эксплуатации. Практически весь действующий фонд скважин работает с водой и переведен на механизированную эксплуатацию. [40]