Главная Переводчик Мероприятия по контролю за бездействующим фондом скважин. Ремонтировать нельзя ликвидировать

Мероприятия по контролю за бездействующим фондом скважин. Ремонтировать нельзя ликвидировать

1) По назначению

1. Добывающие скважины – составляют наибольшую часть фонда. Предназначены для добычи нефти газа и попутных компонентов

2. Нагнетательные скважины- предназначены для нагнетания в пласт специальных агентов в пласт с целью обеспечения эффективной разработки залежи

3. Специальные скважины – предназначены для проведения различного рода исследований с целью изучения параметров и состояния залежей при их подготовке к разработке и в процессе разработки \

3.1. Оценочные – используются для оценки нефтенасыщенности и других параметров пластов с целью проведения геофизических исследований.

3.2. Контрольные скважины – предназначены для контроля процессов протекающих в пластах при разработке залежей нефти и газа

4. Вспомогательные скважины

4.1. Водозаборные – предназначены для отбора воды с целью нагнетания её в продуктивные пласты

4.2. Поглощающие скважины – используются для захоронения попутных вод, а также других промысловых вод в том случае если они не могут быть использованы для заводнения пластов

2) По времени ввода в эксплуатацию

1. Старые скважины – скважины зачисленные в фонд до начала отчетного периода

2. Новые скважины – зачисленные в фонд в течении отчетного периода

3) По состоянию на отчетную дату. При классификации скважин по данному признаку рассматривают как правило эксплуатационный фонд. Эксплуатационный фонд – основная часть фонда включающая действующие и бездействующие добывающие скважины а также скважины осваиваемые или ожидающие освоения после бурения для добычи из них продукции а также прочие скважины

1. Действующий фонд – включает скважины давшие продукцию в последнем месяце отчетного периода, в том числе:

1.1. Скважины дающие продукцию на конец последнего дня отчетного периода.

1.2. Скважины которые в последнем месяце давали продукцию даже в небольшом количестве но были остановлены в этом месяце и находятся в ожидании ремонта.

2. Бездействующие фонд – скважины которые ранее эксплуатировались на нефть и газ но не давшие продукцию в течении последнего месяца отчетного периода в том числе:

2.1. Выбывшие из действующих в отчетном году, т.е остановленные в течении текущего года или в месяце предшествующим отчетный период в прошлом году.

2.2. Скважины выбывшие из действующих в прошлые годы (остановленные до 1 декабря прошлого года)

3. Скважины осваиваемые или ожидающие освоения после бурения

4. Прочие скважины

4.1. Скважины находящиеся в консервации – скважины которые определенный период времени не могут быть использованы ни для какой цели и на которые оформлено разрешение о консервации на определенный срок. В течении данного периода начисление амортизации не происходит. После окончания срока консервации скважина ликвидируется или переходит в соответствующую часть фонда

4.2. Скважины находящиеся в ожидании ликвидации – скважины на которых проходят работы по ликвидации произведено их цементирование, однако не получены документы о ликвидации в связи с не проведением рекультивации земель.

4.3. Ликвидированные скважины – скважины ликвидация которых оформлено в установленном порядке и ликвидационные работы уже выполнены

При анализе эксплуатационного фонда скважин во времени применяют следующие показатели

1) Коэффициент использования фонда скважин

К и = Т ф эф /Т к эф

Т ф эф – фактическое время эксплуатационного фонда

Т к эф – календарное время работы эксплуатационного фонда

Для расчета календарного времени необходимо фонд скважин умножить на календарную продолжительность в часах (365*24= 8660)

Календарное время на остановленные скважины в рамках действующего фонда не рассчитывается. \

2) Коэффициент эксплуатации скважин

К э = Т ф эф /Т к дф

Т к дф – календарное время работы действующего фонда скважин

Фэ = 120 скважин

Ф -Действующий = 115 скважин

Т ф эф = 926808 часов

Ки = 926808/(365*24*120) = 0,28

Кэ = 926808/(365*24*115) = 0,92

III. Расчет производственной программы для предприятий НГ промышленности

При составлении производственной программы по добыче нефти (газа) используют следующие показатели

1) Фонд скважин

2) Среднесуточный дебет скважин (одной скважины или группы скважин) – среднее количество нефти добытое за сутки непрерывной работы скважины, которое определяется отношением общего объема добытой нефти за определенный период времени к показателю фонда скважин за аналогичный период

3) Коэффициент эксплуатации скважин

При расчете объемов добычи нефти или газа фонд скважин классифицируют по времени ввода в эксплуатацию

1. Расчет объемов добычи нефти или газа может быть выражен суммой объемов добычи по старым и новым скважинам

Д н = Д н ст +Д н нов

Д н нов – объем добычи из новых скважин

Д н ст - объем добычи нефти из старых скважин

2. Объем добычи нефти из старых скважин рассчитывается по формуле

Д н ст = Ф ст *q ст *n*К э *К изм

Ф ст - фонд старых скважин

q ст – среднесуточный дебет одной старой скважины

n – продолжительность календарного периода (количество суток

К э - коэффициент эксплуатации скважин

К изм – коэффициент изменения добычи нефти за счет естественного падения дебета

3. Объем добычи нефти из новых скважин

Д н нов = Ф нов *q нов *Д

Ф нов – фонд новых скважин

q нов – среднесуточный дебет одной новой скважины

Д – число дней работы одной новой скважины

Фонд новых скважин исчисляется из скважин введенных в отчетном периоде в эксплуатацию из эксплуатационного и разведочного бурения, а также включает освоение скважин после бурения за предыдущие года

Ф нов = Ф нов эб + Ф нов рб + Ф нов осв

Ф нов эб – фонд скважинведенных в эксплуатацию из эксплуатационного бурения

Ф нов рб – фонд скважин введенных в эксплуатацию из разведочного бурения

Ф нов осв – скважины освоенные после бурения

Фонд скважин введенных из эксплуатационного и разведочного бурения могут быть рассчитаны исходя из общего объема буровых работ и средней глубины скважины

Ф нов эб = Б э /Г фэ

Ф нов РБ = Б р /Г фр

Б э; Б р – объем эксплуатационного и разведочного бурения на нефть и газ

Г фэ; Г фр – средняя глубина скважин эксплуатируемых на нефть и газ

Среднее число дней работы одной новой скважины рассчитывается

Д=(n/2)*К э нов

К э нов – коэффициент эксплуатации новых скважин

n – количество дней определенного календарного периода

IV. Расчет программы по добыче попутного газа

Попутный газ является неотъемлемой частью добываемой жидкости при эксплуатации месторождения

При расчете производственной программы по добыче попутного газа в качестве основы выступают значения газового фактора

Газовый фактор отражает концентрацию попутного газа в добываемой жидкости.

В современных условиях хозяйствования в рамках технологических систем по добыче нефти и газа практически исключается утилизация (сжигание) попутного газа. Попутный газ собирается в специальные резервуары и по системе газопроводов может быть направлен:

1) Удовлетворять потребности потребителя (реализация на сторону)

2) Использование попутного газа на внутрипромысловые цели (отопление)

Объемы добычи попутного газа могут быть рассчитаны по формуле

Д пг = Р г *G(1-К г)

Р г – жидкость (нефть) соответствующая ресурсам попутного газа

G – газовый фактор отражающий концентрацию попутного газа в добываемой жидкости

К г – коэффициент использования попутного газа на внутрипромысловые цели

Организация производства в сфере текущего и капитального ремонта скважин

I. Понятия текущего ремонта скважин (ТРС). Составление производственной программы.

Под ТРС понимают комплекс технологических и технических мероприятий, направленных на восстановление производительности скважины, при воздействии на призабойную зону пласта и скважинное оборудование.

ТРС включает в себя следующие виды работ:

1. Смена насоса и его деталей при эксплуатации ЭЦМ

2. Ликвидация обрыва или отвинчивание насосных штанг при эксплуатации ШГМ.

3. Промывка насоса.

4. Смена насосно компрессорных труб (МКТ) и штанг, ликвидация утечек в подъемных трубах.

5. Изменение погружения в жидкость колонны подъемных труб

6. Отчистка подъемных труб от парафина и других отложений

7. Проверка пусковых приспособлений, спуск или подъем ТЦН

8. Спуск или замена факера при одновременно раздельной эксплуатации пласта

9. Обработка призабойной зоны пласта и другие геологотехнические мероприятия, связанные с подъемом и спуском подземного оборудования и направленные на улучшение технологического режима эксплуатации по увеличению дебита скважин.

Выделяют следующие виды ТРС:

1. Планово предупредительный ТРС - проводится с целью профилактического осмотра, выявления и устранения отдельных нарушений в работе скважины пока не заявивших о себе.

2. Восстановительный ТРС – проводимый с целью устранения отказа в работе скважины из-за несовершенства технологии и низкой надежности применяемого оборудования.

Данные виды ремонтов также называют аварийными. В современных условиях хозяйствования при стремлении нефтяных компаний минимизировать затратность функционирования, планово-предупредительные ремонты теряют свою актуальность и практически не проводятся.

К числу показателей предприятий, оказывающих услуги по ТРС можно отнести:

1. Количество бригад ТРС

2. Календарное время работы бригад ТРС – определяется путем умножения количества бригад на календарную продолжительность соответствующего периода.

3. Коэффициент производительного времени работы бригад ТРС – определяется соотношением фактического времени работы бригады ТРС календарному времени.

КПВ=Тф трс/Тк трс

Тф трс – фактическое время работы бригады ТРС

Тк трс – календарное время работы бригады ТРС

4. Коэффициент эксплуатации скважины.

Каждую действующую скважину приходится останавливать для проведения ТРС, что обуславливает возникновение перерывов в эксплуатации скважины, т.е. происходит возникновение текущих простоев в работе скважины. Продолжительность данных простоев учитывается коэффициентом эксплуатации скважины.

Кэ=Тотр/Тк

Тотр – время работы скважины.

Тк – календарное время работы скважины.

5. Межремонтный период (МРП) – это среднее время между двумя следующими друг за другом текущими ремонтами за отчетный период.

МРП=Тотр/Р

Р – количество ремонтов ТРС

ТРС имеет сравнительно небольшую продолжительность (в среднем около 72 часов) и включает следующие операции:

1. Транспортные операции по доставке оборудования для ТРС на кустовую площадку. В рамках общего баланса времени ТРС данные операции занимают период времени от 40-50%.

2. Подготовительные операции. В связи с тем, что текущий ремонт связан с разгерметизацией скважины на данном этапе необходимо исключить случаи возможного фонтанирования скважины в начале или в конце работы. Это может быть исключено за счет глушения скважины (закачка в пласт и скважину жидкости с определенной плотностью, обеспечивающие создание в забое скважины определенного давления, превышающие пластовое) и применение различных устройств (отсекатели, перекрывающие забой скважины при подъеме НКТ).

3. Спуско-подъемные операции (СПО) – занимают значительную долю в общей продолжительности ТРС. Технологический процесс СПО состоит в поочередном свинчивании или развенчивании НКТ, которые выступают средством подвески оборудования, каналом для подачи технологических жидкостей, инструментам, для лавильных, очистных и других видов работ.

4. Операции по очистке скважины, замене оборудования ликвидации мелких аварий.

5. Заключительные операции – предполагают демонтаж оборудования и подготовку его к транспортировке.

366 дней, т.к. 2012 год високосный

Кэ=((366*24)-247)/366*24=0,97 (0,3 ушло на ТРС)

МРП=((366*24)-247)/3=2845,7

II. Понятие капитального ремонта скважин (КРС). Составление производственных программ.

КРС – это комплекс работ по восстановлению работоспособности скважины и повышению нефтеотдачи пластов. КРС включает в себя работы связанные с ликвидацией сложных аварий, работы по переводу скважины с одного объекта эксплуатации на другой, а так же работы по ограничению или ликвидации водопритока, зарезка бокового ствола (ЗБС). В соответствии с этим КРС отличается большей трудоемкостью и продолжительностью ремонтов (по сравнению с ТРС).

КРС включает следующие виды работ:

1. Восстановление технических характеристик обсадных колонн, цементного кольца и интервала перфорации.

2. Восстановление работоспособности скважины, утраченной в результате аварии.

3. Воздействие на продуктивный пласт физическими и химическими способами (гидроразрыв пласта (ГРП), соляно кислотная обработка (СКО), и т.д.).

4. Зарезка боковых стволов, проводка горизонтальных участков в продуктивном пласте.

5. Перевод скважины из одной части фонда в другую (смена назначения).

6. Ликвидация скважины.

В рамках КРС выделяют следующие показатели:

1. Переходящие объемы КРС. В связи с тем, КРС являются довольно продолжительными по времени ремонты могут переходить с одного отчетного периода на другой создавая при этом значительные объемы незавершенного производства.

25.12 10.02 20.05

01.01 01.02 01.03

Пусть время начала ремонта 25.12.2011, а окончание ремонта 10.02.2012. Соответственно при анализе данного ремонта в отчетном 2012 году фактическое время продолжительности ремонта (с 25.12.11 – 10.02.12), превысит календарное время КРС (с 01.01.12 – 10.02.12) в отчетном периоде. Данная разница является переходящими объемами и рассчитывается по следующей формуле.

О= Тп рем-Тк скв

Тп рем – время продолжительности ремонта

Тк скв – календарное время КРС

2. Число законченных капитальных ремонтов скважин. Данный показатель обусловлен наличием НЗП (незавершенного производства) при проведении КРС. В связи с этим могут возникать скважины с незаконченным капитальным ремонтом. В этом случае количество скважин может быть не целочисленным, т.е. по отдельной скважине могут возникать переходящие объемы на следующий отчетный период (выходящая НЗП).

S= (Т пр скв –О)/Тпр скв

Тпр скв – производительное время капитального ремонта по скважине.

Организация производства на предприятиях нефте- газо- переработки.

На предприятиях нефте газо переработки основой для планирования объемов реализации стоимостных и натуральных единицах является производственная программа.

Производственная программа – это комплексный план производства и реализации продукции, который характеризует объем, номенклатуру, качество и сроки выпуска продукции в соответствии с требованиями рынка.

Базовой основой производственной программы являются договоры с покупателями.

При разработке производственной программы необходимо:

1. Обоснование использование производственной мощности, а также материальных, трудовых и финансовых ресурсов.

2. Систематическое обновление номенклатуры и ассортимента выпускаемой продукции и повышение ее качества.

3. Непрерывное наращивание выпуска продукции, если на нее имеется платеже способный спрос.

При обновлении номенклатуры выпускаемой продукции необходимо анализировать рентабельность отдельных видов продукции. В том случае если рентабельность производства отдельных видов продукции является отрицательной, значит данные виды продукции должны быть секвестированы (удалены) из производственной программы.

Производственная программа определяется в стоимостном и натуральном выражении, что дает возможность согласовать объемы выпуска конкретных видов продукции в соответствии с потребностями рынка и производственными возможностями предприятия.

При составлении производственной программы предприятий нефтегазопереработки как правило рассчитываются следующие показатели:

1. Товарная продукция (ТП) – это объем выпуска готовой продукции в стоимостном выражении, подлежащей реализации.

В состав товарной продукции также могут включаться полуфаюрикаты, предназначенные для реализации на сторону

ТП= ГПосн+ГПвсп

ГП осн, ГПвсп – готовая продукция подлежащая реализации основного и вспомогательных производств.

2. Валовая продукция (ВП) – это стоимость всей произведенной продукции и выполненных работ с учетом остатков незавершенного производства.

ВП=ТП+(НЗПк-НЗПн)

НЗПк, НЗПн – объемы незавершенного производства на конец и начало отчетного периода.

3. Реализованная продукция (РП) – это объем продаж в стоимостном выражении, учитывающий изменение остатков готовой продукции на складах.

РП=ТП+(ГПн-ГПк)

ГПн, ГПк – объемы готовой продукции отгруженной, но не оплаченной покупателем на начало и на конец отчетного периода (дебиторская задолженность).

Наименование	НПЗн тн	ГПн тн	ТП	НПЗк	ГПк
Бензин АИ 98
АИ 95
Аи 92
ДТ
ИТОГО

ТП = 6000 т.руб

ВП = 6000+(1370-1000)=6370 т.руб

РП = 6000+(1800-1050)=6750 т.руб

Организация энергоснабжения предприятия.

Основное назначение энергетического хозяйства предприятия – это бесперебойная снабжение производства всеми видами энергии при соблюдении техники безопасности, а так же выполнение требований к качеству и экономии энергоресурсов. В рамках нефтяной промышленности основными видами энергии являются: электрическая энергия; тепловая и химическая энергия твердого, жидкого и газообразного топлива; тепловая энергия пара и горячей воды; механическая энергия. Выбор видов энергии и энергоресурсов определяется стадией производственного процесса и отраслевой принадлежностью предприятия.

Выбор наиболее экономичных энергоресурсов осуществляется путем сравнения норм расхода технологического топлива и энергии на различных стадиях производственного процесса. Следовательно, потребляемые предприятием энергоресурсы могут приобретаться со стороны или вырабатываться хозяйственным способом (собственными силами).

Рациональная организация энергетического хозяйства в определенной мере зависит от правильности планирования, нормирования и учета потребления энергоресурсов. Определение потребностей предприятия в энергоресурсах и учет их расхода основываются на составлении энергетических и топливных балансов. Балансовый метод дает возможность рассчитать потребность предприятия в энергии и топливе различных видов исходя из объемов производства на предприятии и прогрессивных норм расхода, а также определить наиболее рациональные источники энергии со стороны или собственного производства на предприятии.

Энергетические балансы классифицируют по следующим признакам:

1. По назначению: перспективные, текущие, отчетные.

2. По видам энергоносителя: частные (по отдельным видам энергоносителя), общие (по сумме всех видов топлива).

3. По характеру целевого использования энергии: основное, вспомогательное, обслуживающее.

При составлении топливно-энергетического баланса, планируется потребность в различных видах энергии и топлива, а лишь за тем, вбираются источники снабжения. Оптимальная ситуация возникает тогда, когда объем потребности совпадает с источниками снабжения.

При изменении производственной мощности и характера производственного процесса топливно-энергетический баланс корректируется.

При планировании потребности в энергоносителях для нефтяного предприятия могут быть использованы следующие показатели:

1. Потребность в электрической энергии, для технологических нужд.

Пт=Дн*Нр

Дн – объем добычи нефти

Нр – норма расхода электро энергии на одну тонну

2. Потребность в двигательной энергии.

Пд = Нч*Зп*п

Нч – часовая норма потребления нефти единицей оборудования.

n – число единиц оборудования

3. Потребность в топливе для технологических нужд.

П тепл = УРт*А

УРт – удельный расход условного топлива на единицу работы

А – объем полезной работы

Организация транспорта нефти и нефте продуктов

В рамках мировой практики наибольший удельный вес в структуре перевозок нефти и нефтепродуктов занимает морской и трубопроводный транспорт. Однако при снабжении отдельных подразделений предприятия нефтепродуктами, наибольший удельный вес приходится на автомобильный транспорт.

При составлении производственной программы предприятия транспортирующего нефтепродукты учитывают следующее:

1. Плановую номенклатуру и объемы поставок по группам нефтепродуктов.

2. Грузопотоки внутри предприятия между пунктами погрузки и выгрузки нефтепродуктов.

3. Потребность в транспортных средствах для перевозки нефтепродуктов.

4. Объем погрузочно разгрузочных работ нефтепродуктов с разбивкой наручные и механизированные

При планировании объемов перекачки нефти по трубопроводному транспорту выделяют средний процент балласта конкретного ассортимента нефти по трубопроводу. Соответственно выделяют:

1. Объем перекачки, нетто

2. Объем перекачки нефти, брутто – который рассчитывается исходя из объема перекачки нетто и среднего процента балласта

Qб = Qн+((Qн*Б)/100), где

Qн – объем перекачки нефти НЕТТО

Б – средний процент балласта

При планировании производства нефтепродуктов внутри предприятия (не внутри промысловом уровне) могут быть использованы экономико-математические методы и модели. Решение данной задачи предусматривает определение системы ограничений (объемы перевозимых грузов от поставщика к потребителю)и критерия оптимальности (например. Минимизации транспортных расходов, тогда функция задачи сводится к следующему)

F=С11*Х11+Сmn*Xmn min

Сmn – стоимость перевозки одной тонны нефтепродукта потребителю

Xmn – объем перевозимых грузов

Например: Необходимо определить оптимальный вариант завоза ГСМ на буровые предприятия (УБР). Исходные данные:

число УБР (m)=4

число баз ГСМ (n)=3

Количество ГСМ имеющегося на базе

Объем потребления ГСМ со стороны УБР:

В таблице 1 представлена информация о стоимости перевозов с базы на УБР

В соответствии с таблицей 2 общая стоимость перевозок составит

2500*2+500*4+2000*1+3000*2+1000*1+2000*3=22000

Скважины представляют собой основную составляющую системы разработки месторождения, поскольку служат:

каналами для подъема У В и попутных компонентов из недр,

для получения информации о залежах,

для управления процессами дренирования пластов .

Фонд скважин на месторождении (эксплуатационном объекте) подразделяется на группы по разным признакам-

- по назначению ,

- по очередности бурения ,

- по способам эксплуатации ,

- по состоянию на отчетную дату ,

- по времени ввода в эксплуатацию и т. д. -

Количественное и качественное изменение фонда скважин во времени по объектам и месторождениям на конец каждого квартала отражается в специальных отчетных документах промыслово-геологической службы, на основании которых планово-экономическое подразделение составляет отчет по эксплуатации скважин нефтегазодобывающего предприятия в целом.

Ниже приводится краткая характеристика фонда скважин с делением его на группы по основным признакам.

Скважины эксплуатационного объекта (месторождения, предприятия в целом) по своему назначению подразделяются на следующие основные группы:

- добывающие,

- нагнетательные,

- специальные,

- вспомогательные .

Добывающие скважины - предназначены для добычи нефти, газа и попутных компонентов . По большинству эксплуатационных объектов составляют наибольшую часть фонда скважин

Нагнетательные скважины предназначены для нагнетания в пласты различных агентов с целью обеспечения эффективной разработки залежей . В зависимости от нагнетаемого агента (воды, пара, газа и др.) нагнетательные скважины называют водонагнетательными, паронагнетательными, газонагнетательными и др. При внедрении процесса внутрипластового горения нагнетательные скважины одновременно выполняют функции зажигательных. Нагнетанию воздуха в них предшествует инициирование горения в призабойной зоне пласта.

Специальные скважины предназначены для проведения различного рода исследований с целью изучения параметров и состояния залежей при их подготовке к разработке и в процессе разработки . Эту группу скважин подразделяют на две подгруппы:

Оценочные

Контрольные скважины.

Оценочные скважины используются для оценки нефтегазонасыщенности и других параметров пластов . Их бурят по особой технологии на разных этапах освоения и разработки месторождения с отбором керна из продуктивных пластов и проведением рационального комплекса геофизических исследований для оценки начальной, текущей и остаточной нефтегазонасыщенности.

Контрольные скважины предназначены для контроля за процессами, протекающими в пластах при разработке залежей нефти и газа . В эту подгруппу скважин входят:

- пьезометрические и

- наблюдательные скважины .

Пьезометрические скважины служат для проведения наблюдений за изменением в них пластового давления путем регистрации уровня жидкости в стволе, непосредственного измерения пластового давления глубинным манометром или замера давления на устье . Пьезометрические скважины обычно располагаются за контуром нефтеносности, т. е. в водоносной части пласта; по данным о поведении пластового давления в них составляется характеристика законтурной области. В последние годы в нефтяной промышленности к пьезометрическим стали относить и скважины, остановленные в пределах залежи для наблюдения за изменением пластового давления.

Наблюдательные скважины предназначены для наблюдения за характером вытеснения нефти из пластов - за перемещением ВНК, ГНК, ГВК, контакта нефти с нагнетаемыми в пласт агентами, за изменением нефтегазоводонасыщенности пластов . Эти скважины бурят в пределах залежи. В газовой промышленности наблюдательные скважины используют также для точных замеров пластового давления. Конструкцию скважин выбирают в зависимости от поставленных задач и возможных методов исследования. Так, на нефтяных месторождениях широко применяют конструкцию с неперфорированной эксплуатационной колонной, позволяющей с высокой результативностью применять нейтронные методы исследования нефтегазоводонасыщенности пластов.

Наряду со специальными скважинами для изучения процессов, протекающих в пластах, широко используют контрольно-эксплуатационные скважины. Возможности включения таких скважин в сеть специальных скважин особенно широки при разработке многопластовых месторождений. Для использования в качестве контрольно-эксплуатационных выбирают скважины, добывающие и нагнетательные, в которых перфорирована только часть продуктивных пластов разреза. При этом каждая скважина выполняет роль контрольно й для неперфорированных пласто в и добывающей или нагнетательной -для перфорированных . При разработке газовых месторождений к контрольно-эксплуатационным относят также скважины , в которых периоды эксплуатации чередуют с продолжительными остановками для проведения по разрабатываемому объекту исследований, свойственных наблюдательным скважинам.

Фонд специальных скважин частично создается за счет

их целенаправленного бурения,

скважин, которые уже выполнили поставленные ранее перед ними задачи.

Так, в число пьезометрических переводят разведочные скважины, оказавшиеся за пределами залежи, а также добывающие скважины, обводнившиеся в результате вытеснения из пласта нефти или газа водой. Оценочные скважины и значительную часть наблюдательных бурят специально. Возможен и перевод специальных скважин из одной подгруппы в другую. Например, после фиксации нейтронными методами факта полного обводнения пластов в наблюдательной скважине в последней с целью проверки полученных результатов производят перфорацию исследуемых пластов и испытание их на приток. После подтверждения данных об обводненности пластов скважина может использоваться в качестве пьезометрической.

К числу вспомогательных скважин на месторождении относят:

водозаборные и

поглощающие скважины .

Водозаборные -это скважины, предназначенные для отбора воды из водонапорного горизонта с целью нагнетания ее в продуктивные пласты и использования для других нужд при разработке месторождения .

Поглощающие (сбросовые) скважины используются в необходимых случаях для захоронения попутных и других промысловых вод в глубокие водоносные горизонты, если эти воды не могут быть включены в систему заводнения пластов .

В качестве вспомогательных , так же как и специальных , используются скважины, целенаправленно пробуренные или переведенные из других групп.

Скважины с разной очередностью бурения

Первую очередь скважин на залежах нефти и газа составляют разведочные скважины , которые по окончании разведки переводятся в основном в добывающие и частично - в нагнетательные.

Нефтяные залежи небольших размеров могут на 1-2 года вводиться в опытную (пробную) эксплуатацию для получения дополнительных данных, необходимых для обоснования системы и показателей разработки . На этом этапе допускается бурение в различных частях залежи небольшого числа добывающих скважин, которые впоследствии будут вписаны в сетку добывающих и нагнетательных скважин. Такие скважины называют опережающими добывающими скважинами . Эксплуатация разведочных и опережающих скважин, освоение под закачку воды двух-трех скважин позволяют уточнить представления о режиме залежи, продуктивности и приемистости.скважин, устойчивости пластов-коллекторов против разрушения, характере обводнения скважин и др.

При значительной площади нефтеносного объекта, когда опытная эксплуатация залежи в целом практически невозможна и нецелесообразна из-за больших масштабов работ по обустройству территории, проводят опытно-промышленную эксплуатацию наиболее представительного участка залежи. На выбранном участке бурят и эксплуатируют опережающие добывающие и нагнетательные скважины по сетке, применяемой обычно при разработке в подобных геологических условиях. Таким образом создают фрагмент будущей системы разработки нефтяного эксплуатационного объекта в целом. Опережающие скважины бурят на основании проектов опытной или опытно-промышленной эксплуатации.

Последующее бурение осуществляется в соответствии с технологической схемой и затем - с проектом разработки. проектным документом на разработку предусматриваются основной и резервный фонды скважин. В первую очередь бурят скважины основного фонда , т. е. скважины, расположенные по равномерной или равномерно-переменной сетке в установленных границах площади размещения проектных скважин. В дальнейшем на плохо вырабатываемых участках бурят скважины резервного фонда , в результате чего размещение скважин становится неравномерным, соответствующим характеру неоднородности эксплуатационного объекта.

При резкой мезо- и макронеоднородности, переходящей в прерывистость пластов-коллекторов со сложной конфигурацией зон их распространения по площади, а также при осложненности строения объекта многочисленными тектоническими нарушениями сплошное разбуривание участка с бурением подряд всех проектных скважин основного фонда может привести к получению значительного количества непродуктивных скважин, попавших в зоны отсутствия коллекторов или в законтурные области пластов в тектонических блоках. Для предотвращения этого в указанных условиях бурение скважин основного фонда ведут по принципу от «известного к неизвестному». При этом, опережая, главный фронт буровых работ, перемещаемый в определенном направлении, выборочно (с пропуском нескольких фондовых точек) бурят отдельную скважину и по полученным результатам решают вопрос о целесообразности бурения соседних скважин. При наличии в этой скважине продуктивного пласта на соседние проектные скважино - точки также переводятся буровые станки, при отсутствии пласта бурение соседних проектных скважино-точек отменяется. При таком порядке разбуривания количество непродуктивных скважин сводится до минимума. На многопластовом месторождении «сухие» скважины переводят на другие эксплуатационные объекты. При наличии на месторождении одного объекта их ликвидируют, в соответствии с требованиями Госгортехнадзора, без спуска эксплуатационных колонн.

Разбуривание газового месторождения осуществляют в несколько ином порядке. Первую очередь добывающих скважин составляют разведочные скважины. По небольшим объектам их количество иногда оказывается достаточным для обеспечения установленного максимального уровня добычи газа. По средним и крупным месторождениям вслед за разведочными бурят первую очередь добывающих скважин, необходимых для выхода на максимальный уровень добычи. Затем в течение второй стадии разработки бурят дополнительные скважины для поддержания достигнутого максимального уровня добычи, что необходимо в связи с падением дебита и выключением из работы ранее пробуренных обводнившихся скважин.

Учет изменений фонда скважин

Фонд скважин каждого действующего эксплуатационного объекта, месторождения и предприятия в целом находится в постоянном движении. Изменяется общее количество добывающих скважин: обычно на 1 и II стадиях разработки оно постепенно возрастает, на III и IV-уменьшается. Количество нагнетательных скважин по мере развития системы заводнения возрастает. Скважины могут переходить из одной группы в другую. Так, при внедрении внутриконтурного заводнения первое время часть нагнетательных скважин может использоваться в качестве добывающих. При разрезании залежей рядами нагнетательных скважин практикуют освоение на первом этапе нагнетательных скважин под закачку через одну, а промежуточные нагнетательные скважины временно используют в качестве добывающих. Форсированная добыча нефти из последних способствует перемещению поступающей в пласт воды вдоль линии разрезания. После обводнения промежуточные скважины также осваивают под закачку воды, т. е. переводят в группу нагнетательных. С целью постепенного развития системы заводнения для улучшения воздействия на участки залежи, недостаточно вовлеченные в разработку, практикуют перевод части обводнившихся добывающих скважин в нагнетательные.

Изменяется состояние скважин. В основном они должны находиться в работе, но могут быть и в ремонте или простаивать по различным причинам.

Для регистрации движения фонда скважин на конец каждого квартала (года) по эксплуатационному объекту и месторождению в целом составляется отчет «Фонд скважин» (табл. 3). В отчете отражается весь фонд скважин, числящихся по эксплуатационному объекту (месторождению, нефтегазодобывающему предприятию) на конец квартала (года). Отчет на конец четвертого квартала характеризует фонд на конец отчетного года. Отчеты составляют раздельно для нефтяных и газовых скважин.

В фонде скважин в отчете выделяются эксплуатационный фонд и другие группы скважин.

Эксплуатационный фонд -основная часть фонда, включающая действующие и бездействующие добывающие скважины, а также скважины, осваиваемые или ожидающие освоения после бурения для добычи из них продукции .

Таблица 3. Форма отчета «Фонд скважин»

	Состав фонда	Число скважин
	Эксплуатационный фонд
	Дающие нефть (газ)
	Остановленные в последнем месяце отчетного квартала из числа давших добычу в этом месяце -

	Итого действующих (1+2)
	Выбывшие из действующих в отчетном году -
	Выбывшие из действующих в предыдущие годы -
	В том числе находящиеся в ремонте -

	Итого бездействующих (5+6)

	Осваиваемые и ожидающие освоения после бурения
	В том числе находящиеся в работах по освоению -
	Всего эксплуатационный фонд скважин (4+8+9)
	Другие группы скважин
	Нагнетательные
	В том числе действующие -
	Специальные (контрольные оценочные)
	Водозаборные и дающие иодобромную и - техническую воду
	Поглощающие для сброса сточных вод и прочие -
	Находящиеся в консервации -
	Находящиеся в ожидании ликвидации -
	Ликвидированные после эксплуатации -
	Ликвидированные после бурения

К действующим относят скважины, давшие продукцию в последнем месяце отчетного периода, в том числе:

скважины, дающие нефть (газ), т. с. дающие продукцию на конец последнего дня отчетного квартала (включая скважины, находящиеся на наполнении жидкости при периодической эксплуатации);

скважины, которые в последнем месяце квартала давали продукцию даже. в небольшом количестве, но остановлены в этом месяце и находятся в ремонте или простое по любой причине.

К бездействующим , относят скважины, ранее эксплуатировавшиеся на нефть (газ), но не давшие продукции в течение последнего месяца отчетного периода , в том числе:

выбывшие из действующих в отчетном году, т. е. остановленные в текущем году и в декабре прошлого года (последние на 1 января отчетного года числились в фонде действующих скважин);

выбывшие из действующих в предыдущие годы, т. с. остановленные до 1 декабря предыдущего года.

К скважинам, осваиваемым или ожидающим освоения после бурения, относят скважины, принятые после бурения для последующей эксплуатации на нефть (газ), а также скважины, переведенные для этой цели из числа нагнетательных, специальных, законсервированных и др., если ранее они никогда продукции не давали.

Указываемые в отчете другие группы скважин соответствуют показанным в настоящей главы группам скважин, не предназначенных и не используемых для эксплуатации на нефть или газ. При этом в группы нагнетательных, специальных, вспомогательных (водозаборные, поглощающие) включают все скважины: действующие, выбывшие в бездействие в отчетном и предыдущих годах, находящиеся в освоении и ожидании освоения. В группе нагнетательных скважин отдельно выделяют действующие скважины, которые определяются по тому же принципу, что и действующие добывающие скважины (т. е. находятся в работе в конце последнего дня отчетного квартала), с тем отличием, что их действие связано с закачкой воды или другого рабочего агента.

В другие группы скважин входят также скважины, находящиеся в консервации, в ожидании ликвидации, ликвидированные после эксплуатации и ликвидированные после бурения.

Находящиеся в консервации -это скважины, которые в какой-то период не могут быть использованы ни для какой цели и на которые в связи с этим оформлено разрешение о консервации на определенный срок. В эту группу включаются все законсервированные скважины независимо от их назначения и причин консервации. После окончания срока консервации скважину, если она не подлежит ликвидации, переводят в соответствующую часть фонда.

Находящиеся в ожидании ликвидации -это скважины, на которых проводят работы по ликвидации, или скважины, документы на ликвидацию которых направлены в соответствующие органы.

Ликвидированные -это скважины, ликвидация которых оформлена в установленном порядке и ликвидационные работы на которых уже выполнены . Ликвидированные после эксплуатации-скважины, которые после завершения эксплуатации не могли быть использованы в других целях: ликвидированные после бурения-скважины, непригодные для использования по различным причинам: прекращенные бурением по техническим или геологическим причинам, выполнившие свое геологическое назначение, непродуктивные и т.п.

Бездействующий фонд (БФ) составляют скважины, не давшие продукции в последнем месяце отчетного периода. К скважинам, находящимся в освоении и ожидании освоения после бурения, относятся принятые на баланс добывающих предприятий скважины после завершения их стр-ва и не давшие продукции в последнем месяце отчетного периода.

К БФ относятся скважины, не работающие более одного календарного месяца. Такие скважины могут быть остановлены в текущем году или переведены в нерабочее состояние за предыдущие годы.

К БФ относятся скважины, не дававшие продукцию (не находившиеся под закачкой) в последнем месяце учитываемого периода. В бездействующем фонде отдельно учитываются скважины, остановленные в текущем году и до начала года.

Наличие большого БФ объясняется задержкой работ по обвязке и подключению новых скважин.

Скважина переходит в бездействие 1-го числа следующего месяца, если она не проработала ни одного дня в текущем месяце.

Причинами остановки и перехода скважин из действующего в БФ являются: 1. подготовка к переводу в другие категории: ППД, пьезометр, консервацию, ликвидацию; 2. отказ или отсутствие необходимого глубинно-насосного оборудования (ГНО); 3. падение оборудования на забой; 4. выявление нарушений ЭК – смещений, смятий, интервалов негерметичности и т.д.; 5. выявление заколонной циркуляции и межпластовых перетоков; 6. нерентабельность дальнейшей эксплуатации из-за малодебитности, либо высокой обводнености продукции; 7. отсутствие промышленного притока флюида из пласта либо отсутствие приемистости; 8. проведение ГТМ; 9. ожидание окончания проведения ГТМ на соседних скважинах; 10. регулирование отборов, либо регулирование закачки; 11. исследование скважин; 12. наличие межколонного давления выше допустимых значений; 13. газопроявления; 14. отсутствие циркуляции; 15. отсутствие наземной инфраструктуры; 16. сезонные остановки: на зимний период, на период паводков и т.д.; 17. прочие, в том числе форс-мажорные обстоятельства.

Для того, чтобы сократить бездействующий фонд, выполняют следующие мероприятия, в соответствие с указанными выше основными причинами выбытия: – запуск скважины в работу без постановки бригады ПКРС после завершения проведения исследований, окончания проведения ГТМ на соседних скважинах, строительства, планово-предупредительного ремонта наземного оборудования, переобвязки коллекторов и прочего наземного хозяйства. Также к этому пункту относятся запуски после сезонных паводков, устранения аварийных ситуаций и их последствий и т.д.; – запуск скважины после смены ГНО; – запуск скважины после проведения на ней ГТМ; – перевод скважины в другую категорию после проведения соответствующих ГТМ, исследований и оформления необходимой документации. При подробном рассмотрении последней группы мероприятий, связанных с выводом скважин из эксплуатационного фонда, и наименее затратных, на первый взгляд, с экономической и технологической точек зрения, появляются следующие особенности, которые необходимо учитывать при работе с БФ.

При проектировании и выборе рациональной системы разработки нефтяных месторождений обязательно следует учитывать аварийное выбытие скважин. По объективным и субъективным причинам проектируют низкие темпы отбора извлекаемых запасов нефти в пределах уже разбуренной и эксплуатируемой части неф- тяных месторождений, но при этом не принимают во внимание ограниченную долговечность скважин и хаотический характер их аварийного выбытия по площади нефтяных месторождений. На основе известных уравнений добычи нефти предложен алгоритм учета такого выбытия при выборе рациональной системы разра- ботки и представлены результаты использования разработанного программного продукта.

Аварийное выбытие скважин, рациональная система разработки, снижение долговечности, относительный дебит нефти, темп отбора, извлекаемые запасы, среднее время работы скважины, извлекаемые запасы нефти, скважины-дублеры. При проектировании и выборе рациональной системы разработки нефтяных месторождений обязательно следует учитывать аварийное выбытие скважин. По тем или иным объективным и субъективным причинам проектируют низкие темпы отбора извлекаемых запасов нефти в пределах уже разбуренной и эксплуатируемой части нефтяных месторождений, но при этом не учитывают фактическое ограниченное время существования скважин — их ограниченную долговечность и хаотический характер аварийного выбытия скважин по площади нефтяных месторождений. Другой причиной резкого снижения долговечности (с 30 до 10–20 лет) скважин, эксплуатирующих высокопродуктивные нефтяные пласты, может быть применение слишком густой сетки, что приводит к огромной избыточной производительности и в течение многих лет обеспечивает плановую добычу нефти небольшой частью пробуренных скважин. Соответственно остальная, значительная часть скважин не используются и не уделяется достаточного внимания их текущему и капитальному ремонту, а в итоге происходит их преждевременное аварийное выбытие.

Причины негерм-ти ЭК:

1. поступление воды по продуктивному горизонту; 2. заколонная циркуляция вследствие разрушения цементного камня за колонной; 3. нарушение герметичности эксплуатационной колонны (ЭК) или элементов скважины (цементных мостов, взрыв-пакеров и т.д.)..

To make big repair of well. Where is it necessary to put comma?

Specialists of oil-and-gas companies answered questions put by the magazine editors on acute and bad problem of wells shutdown in Russia.

Многочисленные публикации в печатных и электронных СМИ, обсуждения на конференциях говорят об актуальности проблем, связанных с капитальным ремонтом скважин.

В связи с истощением существующих месторождений и неизбежным, в недалекой перспективе, снижением добычи нефти проблема непомерно большого фонда бездействующих скважин будет привлекать все большее внимание. Возврат в производство простаивающих скважин имеет большое значение для получения дополнительной нефти, а значит, дополнительных поступлений в федеральный и местный бюджеты, создание новых рабочих мест, оживление экономической жизни отдельных местностей, размещение заказов для отечественной промышленности и т. д.

Действительно, ситуация с фондом нефтяных скважин на декабрь 2009 г. выглядит удручающе (табл.).

Практически получается, что почти каждая шестая скважина в стране не работает. А в ТНК-ВР чуть ли не каждая третья. Лучше всех дело обстоит в «Сургутнефтегазе». Созданные три управления по повышению нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту скважин делают свое дело: процент неработающих скважин здесь минимальный.

Фонд нефтяных скважин декабрь 2009 г. (количество)

Складывается впечатление, что большое количество неработающих скважин не очень волнует руководство отрасли и нефтяных компаний. Среди причин такого отношения можно предположить следующие: возможные приросты добычи не столь велики, чтобы заинтересовать крупные нефтяные компании; необходимы немалые затраты на КРС; существуют большие риски, связанные с тем, что расходы не окупятся; крупные компании больше внимания уделяют совершенствованию методов увеличения нефтеотдачи пластов (МУН) и повышению коэффициента извлечения нефти (КИН) на добывающем фонде скважин.

Однако месторождения постепенно обводняются, новые, подобные Западно-Сибирскому региону, не появляются, передислокация в отдаленные необжитые, необустроенные регионы требует больших финансовых вложений, поэтому жизнь все более будет подталкивать к капитальному ремонту фонда бездействующих скважин. Возможно, этому будут также способствовать цены на нефть на мировом рынке, инновационные технологии в геофизике, геонавигации, появление новой техники и оборудования, позволяющие снизить расходы на КРС; возможно, к решению этой проблемы будет подключен малый и средний бизнес, для которого работа с этим фондом будет рентабельна.

Мы решили узнать мнение специалистов по этой проблеме.

Вопросы «БиН»

Что, на ваш взгляд, нужно предпринять, чтобы фонд бездействующих скважин в стране сократился?
Смогут ли, на ваш взгляд, предприятия малого и среднего бизнеса способствовать сокращению фонда недействующих скважин? Каковы условия доступа этих фирм к простаивающим скважинам: бесплатная передача, продажа с аукциона, с какой-то долей государства, нефтяных компаний или без этого? Каковы могли бы быть юридические, земельные, экономические процедуры этого процесса?
Какова экономика КРС? Насколько выгоднее ремонтировать старые, чем бурить новые скважины?
Какой процент работ по КРС делают зарубежные подрядчики? Насколько они эффективны, экономичны?
Каково соотношение цены и качества отечественного и импортного оборудования для КРС?
Какой процент неработающих скважин потерян безвозвратно, то есть инвестиции заведомо не окупятся? Как с ними поступать в этом случае: консервировать, ликвидировать?
Какие виды КРС являются предпочтительными при одинаковых горно-геологических и гидродинамических условиях? Какие из них являются наиболее затратными и наиболее эффективными?

МОНИТОРИНГ ОПРЕДЕЛИТ СУДЬБУ БЕЗДЕЙСТВУЮЩИХ СКВАЖИН

В.Б. ОБИДНОВ
к.т.н., заместитель генерального директора по производству ОАО НПО «Бурение»
[email protected]

НЕЛЬЗЯ БЫТЬ РАВНОДУШНЫМИ КОЛОНИЗАТОРАМИ В СВОЕЙ СТРАНЕ

Ф.А. АГЗАМОВ
д.т.н., профессор кафедры бурения Уфимский государственный нефтяной университет
[email protected]

Не считаю себя экспертом по проблеме капитального ремонта скважин, но некоторые соображения хотелось бы высказать. Возможно, они не будут вписываться в традиционные понятия, поэтому считайте это взглядом со стороны.

БИЗНЕС КРС МОЖЕТ ОКОНЧИТЬСЯ, НЕ НАЧАВШИСЬ

С.Л. СИМОНЯНЦ
д.т.н., академик РАЕН, профессор кафедры бурения нефтяных и газовых скважин РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина
[email protected]

ПРОЦЕНТ БЕЗДЕЙСТВУЮЩИХ СКВАЖИН НЕ ДОЛЖЕН ПРЕВЫШАТЬ ПРОЕКТНОГО

А.П. ФЕДОСЕЕВ
начальник технического отдела ООО «Газпром подземремонт Уренгой»
[email protected]

Авторы: Кофанова Диана Марсовна, Власов Артем Геннадьевич
Должность: студенты
Учебное заведение: Тюменского индустриального университета
Населённый пункт: Тюмень
Наименование материала: Научная статья
Тема: "Сокращение бездействующего фонда скважин на приобском месторождении"
Дата публикации: 29.09.2018
Раздел: высшее образование

В статье описано текущее состояние бездействующего добывающего и

нагнетательного фондов Приобского месторождения. Выделены причины

остановок и перехода скважин в бездействующий фонд. Проанализирован

метод ГРП как основной способ интенсификации добычи на Приобском

месторождении.

Приобское месторождение отличается низкими дебитами скважин.

Основными проблемами разработки месторождения явились низкая

продуктивность добывающих скважин, низкая естественная (без разрыва

пластов нагнетаемой водой) приемистость нагнетательных скважин, а также

плохое перераспределение давление по залежам при осуществлении ППД

(вследствие слабой гидродинамической связи отдельных участков пластов).

В отдельную проблему разработки месторождения следует выделить

эксплуатацию пласта АС12. Из-за низких дебитов многие скважины этого

пласта должны быть остановлены, что может привести к консервации на

неопределенный срок значительных запасов нефти. Одним из направлений

решения этой проблемы по пласту АС12 является осуществление

мероприятий по интенсификации добычи нефти. Из методов

интенсификации добычи нефти воздействием на призабойную зону

скважины наиболее широко распространены:

Гидроразрыв пласта;

Кислотные обработки;

Физико-химические обработки различными реагентами;

Теплофизические и термохимические обработки;

Импульсно-ударное, виброакустическое и акустическое воздействие.

Гидроразрыв пласта (ГРП) является одним из наиболее эффективных

методов интенсификации добычи нефти из низкопроницаемых коллекторов и

увеличения выработки запасов нефти. Гидроразрыв широко используется как

в отечественной, так и зарубежной практике нефтедобычи. Значительный

опыт ГРП уже накоплен на Приобском месторождении. Анализ

выполненных на месторождении ГРП указывает на высокую эффективность

для месторождения данного вида интенсификации добычи, несмотря на

существенные темпы падения дебита после ГРП. Гидроразрыв пласта в

случае с Приобским месторождением является не только методом

интенсификации добычи, но и увеличения нефтеотдачи. Во-первых, ГРП

позволяет подключить недренируемые запасы нефти в прерывистых

коллекторах месторождения. Во вторых, данный вид воздействия позволяет

отобрать дополнительный объем нефти из низкопроницаемого пласта АС12

за приемлемое время эксплуатации месторождения. Таким образом, ГРП

следует рассматривать основным способом интенсификации добычи на

Приобском месторождении.

Скважина переходит в бездействие 1-го числа следующего месяца,

если она не проработала ни одного дня в текущем месяце. Причинами

остановки и перехода скважин из действующего фонда в бездействующий

являются:

1. подготовка к переводу в другие категории: ППД, пьезометр, консервацию,

ликвидацию;

2. отказ или отсутствие необходимого глубинно-насосного

оборудования(ГНО);

3. падение оборудования на забой;

4. выявление нарушений ЭК – смещений, смятий, интервалов

негерметичности и т.д.;

5. выявление заколонной циркуляции и межпластовых перетоков;

6. нерентабельность дальнейшей эксплуатации из-за малодебитности, либо

высокой обводнености продукции;

7. отсутствие промышленного притока флюида из пласта либо отсутствие

приемистости;

8. проведение ГТМ;

9. ожидание окончания проведения ГТМ на соседних скважинах;

10. регулирование отборов, либо регулирование закачки;

11. исследование скважин;

12. наличие межколонного давления выше допустимых значений;

13. газопроявления;

14. отсутствие циркуляции;

15. отсутствие наземной инфраструктуры;

16. сезонные остановки: на зимний период, на период паводков и т.д.;

17. прочие, в том числе форс-мажорные обстоятельства.

Приобский лицензионный участок имеет форму неправильного

многоугольника, площадью около 3353,45 кв. км. В непосредственной

близости к Приобскому месторождению расположены крупные, находящиеся

в эксплуатации месторождения: Приразломное (на юго-востоке), Салымское

(20 км восточнее) и Правдинское (57 км на юго-восток). Центральная часть

участка расположена в пойме р. Оби. Территория месторождения условно

подразделяется на две зоны: Правобережную и Левобережную. Граница

между ними проходит по основному руслу р. Обь.

В настоящее время месторождение разрабатывается по «Технологической

схеме разработки Приобского месторождения, 2001 г.» утвержденной ЦКР

Минтопэнерго (протокол № 2769 от 15.11.2001 г.). По запасам

месторождение oтнocитcя к крупным, а по геологическому строению -

чрезвычайно сложным для освоения. Oтличительные ocoбенности

месторождения:

Большая площадь нефтенocнocти;

Многопластовость;

Многоэтапность проектирования и развития системы разработки и

обустройства месторождения;

Статус территории особого порядка недропользования.

Промышленная нефтеносность установлена в неокомских отложениях

(горизонты АС7, АС8, АС9, АС10, АС11 и АС12). В пpoмышленную

разработку вовлечены три горизонта: АС10, АС11 и АС12, где сосредоточено

96,9 % разведанных запасов, причем в горизонте АС12 сосредоточено 54,9 %

из них. На Приобском местopoждении по состоянию на 01.01.2010 год фонд

скважин с начала разработки составляет 1167 скважин, в том числе

добывающих 836, нагнетательных 331.

Месторождение является многопластовым. Экcплуатациoнными

объектами являются пласты АС10, пласт АС11, пласт АС12. Месторождение

характеризуется высоким темпом ввода новых скважин. Наибольшая часть

фонда на данный момент имеет обводненность 9,5 – 25,1 % (обводненность в

целом по месторождению – 22,1 %).

Накoплeнная добыча нефти на 01.01.2010 г. по пласту АС12 cocтавила

11210 тыс. т, фонд добывающих скважин по пласту составил 571 скважин из

них 496 скважин действующие, экcплуатациoнный фонд нагнетательных

cкважин - 210, из них 172 cкважины дейcтвующиe. По пласту АС11 с начала

разработки отобрано 43633 тыс. т нефти.

По состоянию на 01.01.2010 г., фонд добывающих скважин составил 610,

в том числе: действующих – 523, фонд нагнетательных скважин – 219, в т.ч.

действующих - 206. По пласту АС10 с начала разработки отобрано 11778

тыс. т нефти. По состоянию на 01.01.2010 г., фонд дoбывающих cкважин

cocтавил 482, в том числе: действующих – 423, фонд нагнетательных

скважин – 176, в т.ч.. действующих - 157.

Гидравлический разрыв пласта начинают с определения зависимости

приемистости скважины от давления нагнетания жидкости. Для этого

посредствам одной насосной установки на первой или второй скорости ее

работы в скважину закачивают жидкость разрыва до момента стабилизации

давления на устье (обычно 10 – 15 мин). Замеряют расход жидкости и

давление. Затем темп закачки увеличивают, вновь замеряют расход и

давление и т.д. считается, что в пласте образуются трещины, если

коэффициент приемистости (отношение расхода жидкости к давлению) при

закачивании жидкости с максимальным расходом возрастает не менее чем в 3

– 4 раза по сравнению с коэффициентом приемистости на минимальном

режиме закачки. Если разрыв пласта не зафиксирован, то процесс повторяют

с применением жидкости повышенной вязкости. После установления факта

разрыва пласта с целью дальнейшего развития трещин и облегчения ввода

повышенной вязкости. Затем закачивают жидкость с песком с объемной

скоростью не ниже той, при которой был зафиксирован разрыв пласта.

Продавочную жидкость закачивают непосредственно за песчано-жидкостной

смесью без снижения темпов закачивания. После завершения продавливания

песчано-жидкостной смеси в трещину скважину закрывают и оставляют в

покое до стабилизации (восстановления) давления на устье. Затем из

скважины удаляют пакер, промывают ее до забоя и осваивают.

Существенный прирост продуктивности скважин после ГРП

происходит за счет комплекса факторов, таких как увеличение эффективного

радиуса скважины, вовлечение в разработку всей нефтенасыщенной

мощности пласта, глубокое проникновение в пласт, что позволит приобщить

к эксплуатации максимальное количество продуктивных пропластков и

удаленных, гидродинамически изолированных объектов залежи, которые не

вырабатываются без ГРП.

На Приобском месторождении необходимо проводить работы по

гидравличecкому разрыву плаcта АС12. Данные работы позволят вовлечь в

эксплуатацию ocтатoчные запасы нефти, которые без ГРП остались бы не

извлеченными. Этo позволит не только добиться добычи нефти, нo и

существенно увеличить eё. Как cледcтвие, получить дополнительную