Производственная практика по РНМ

В 1985г. ТатНИПИнефтью была составлена «Технологическая схема разработки залежей среднего и нижнего карбона Ново-Елховского месторождения», предусматривающая разбуривание по треугольной сетке скважин с расстоянием между скважинами 375м бобриковских залежей, турнейских – 300м, башкирских – 500м. Для бурения размещено 1887 скважин основного фонда (1511 добывающих, 376 нагнетательных и 455 резервных – всего 2342 скважины).

Общий фонд скважин для бурения за весь срок разработки – 1783, из них добывающих – 1913, нагнетательных 401, специальных и резервных  468, кроме того, возвращенных с девона – 812 скважин.

Для поддержания пластового давления – избирательная система заводнения с циклической закачкой воды с изменением фильтрационных потоков для тульско-бобриковских залежей. Под нагнетание выбираются скважины, попавшие в законтурную, межконтурную области, в «водоносные» окна. Для разработки залежей турнейского яруса предлагалось выбрать 4 опытных участка, где отработать технологию закачки.

Эта технологическая схема была утверждена Центральной комиссией по разработке нефтяных месторождений СССР, разработку залежей турнейского яруса и верей-башкирских отложений вести на естественном режиме. Разбуривание залежей производить с темпом по 120 скважин в год.

В 1994 году был произведен пересчет запасов нефти и растворенного газа в залежах нижнего карбона. В терригенных коллекторах подсчет произведен по двум типам коллекторов: высокопроницаемым и малопроницаемым.

Месторождение до 1989г. разрабатывалось силами одного НГДУ «Елховнефть». В 1989г. на месторождении было создано еще одно НГДУ «Заинскнефть». В настоящее время продуктивные отложения девона и карбона, расположенные на Акташской площади, разрабатывается силами НГДУ «Заинскнефть», а отложения Ново-Елховской и Федотовской площадей НГДУ «Елховнефть».

В 1993 и 1994гг. в Татарстане возникла напряженная ситуация с переработкой сернистой нефти, т.к. нефтеперерабатывающие заводы оказались на территории другого государства. Было прекращено бурение на отложения нижнего карбона данного месторождения и останавливались промысла, добывающие сернистую нефть.

За 2002.план закачки воды в продуктивные пласты выполнен на 87,3% при норме закачки 8060 тыс.м3. Фактически закачано 7038,4 тыс.м3.

За счет ГТМ был сокращен объем добытой жидкости на 586 тыс.м3. Соответственно сокращена закачка воды в основном по Ново-Елховской площади за счет циклического отбора по 9 и 7 блоку.

На Ново-Елховской площади при плане 4000 тыс.м3 закачано 3441,2 тыс.м3. В целом по площади план закачки выполнен на 86%. Введено 36 новых нагнетательных скважин при плане 35: 4 из пьезометра и 3 из ожидающих ликвидации, 29 скважин из эксплуатационного фонда. Дополнительная закачка по вновь введенным скважинам составляет 271,6 тыс.м3.

План закачки нефтепромысловых сточных вод выполнен на 87,4%. При плане 5230 тыс.м3 фактически закачано 4573,203 тыс.м3.

В течение 2002г. в производство внедрены ряд ГТМ, направленных на регулирование закачки по нужным направлениям, сокращение непроизводительной закачки сточных вод в продуктивные пласты. Процент закачки сточных вод от общего объема закачиваемой воды составляет 87,4% против 64,6% в 2001 году. Проводилась значимая работа по восстановлению и увеличению приемистости скважин. Среднесуточная закачка по НГДУ на 1 скважину составила 57 м3/сут.

1.5. Уточненная технологическая характеристика

основных вариантов разработки

1.5.1. Ново-Елховская площадь.

По «Уточненному проекту разработки горизонтов Д0Д1 Ново-Елховского нефтяного месторождения на поздней стадии» утвержденному в 2003 году запроектировано для бурения по Ново-Елховской площади Д0Д1 – 1711 скважин, в т.ч. эксплуатационных 1222, нагнетательных 382, наблюдательных 24, оценочных, разведочных 28, 55 дублей.

Фактически на площади пробурено всего 1638 скважин, в том числе добывающих 1190, нагнетательных 375, наблюдательных 24, оценочных, разведочных 28, дублей 21.

В 2005 году на площади на девон пробурена 1 скважина.

Плотность сетки по утвержденному на 1 скважину 26,25 га/скв, фактическая плотность сетки на одну эксплуатационную скважину на 1.01.2006г. 26,960 га/скв.

Плотность сетки скважин на объект (Д0Д1) (экспл. + нагнет.) по проекту           20,0 га/скв., фактически 20,5га/скв.44.

1.5.2. Федотовская площадь.

Утвержденным проектом было заложено на площади всего 371 скважина, из них 305 эксплуатационных скважин, 46 нагнетательных, 4 наблюдательных, 14 оценочных, разведочных, 2 дублера.

В 2005 году плотность сетки по утвержденному проекту на 1 эксплуатационную скважину 13,0 га/скв. Фактически по состоянию на 1.01.2006 года 14,5га/скв.

Плотность сетки скважин на 1 заложенную (доб.+нагнет.) по проекту 11,3 га/скв. Фактически достигнутая плотность сетки на одну пробуренную скважину 12,8 га/скв.

1.5.3. Эксплуатационный фонд.

Ново-Елховская площадь (гор. Д0,Д1)

Проектом предусмотрено пробурить 1222 эксплуатационные добывающие скважины. Фактически по назначению пробурено 1190 эксплуатационных скважин.

Федотовская площадь (гор.Д1)

Проектом предусмотрено пробурить 305 добывающих скважин. Фактически пробурено 275 скважин.

1.5.4. Нагнетательный фонд

Ново-Елховская площадь (Д0,Д1)

Проектом предусмотрено пробурить 382 нагнетательные скважины. Фактически пробурено 375 скважин.

Федотовская площадь (Д1)

На площади запроектировано пробурить 46 нагнетательных скважин. По назначению на конец 2005 года пробурено 36 нагнетательных скважин.

1.5.5. Залежи верхних горизонтов (С1+С2)

Утвержденным проектом разработки залежей нефти нижнего карбона Ново-Елховского месторождения предусмотрено пробурить 1954 скважины, в том числе добывающих 1292, нагнетательных 272, 390 – резерв.

1.5.6. Виды и объемы промыслово-гидродинамических

и геофизических работ.

Для технически и экономически целесообразной разработки того или иного эксплуатационного объекта требуется детально знать все свойства этого объекта, которые могут повлиять на технологический процесс извлечения нефти. Контроль процесса разработки нефтяного месторождения включает проведение тех или иных видов исследований, обработку и обобщение первичной информации с целью оценки эффективности реализуемой системы разработки и получения необходимой информации для регулирования процесса.

Гидродинамические методы исследования являются одной из основных частей общего комплекса методов изучения и контроля разработки нефтяных залежей. Основные задачи контроля состоят в наблюдении за изменением дебита и обводненностью скважин, пластовыми и забойными давлениями и т.д. и получении информации о ходе процессов выработки пластов по площади и по разрезу. При организации гидродинамических методов контроля за разработкой нефтяных месторождений особую роль играют виды исследований и периодичность проведения гидродинамических исследований.

Исследовательские работы проводились согласно утвержденного плана НГДУ по ежемесячным планам-графикам исследования скважин, составленных при непосредственном участии геологической службы промыслов.

Согласно РД 153-39.0-384-05 «Оптимальный комплекс и периодичность гидродинамических методов контроля за разработкой месторождений ОАО «Татнефть» исследовательские работы проводились в следующих направлениях:

1. Контроль за состоянием пластовых давлений на разрабатываемых площадях месторождения и оперативный, на отдельных интересующих участках в районах очагового заводнения, в зонах разбуривания, в скважинах перед проведением подземного ремонта оборудования, на участках при переводе на повышенное давление нагнетания и т.д. По данным замеров давлений в скважинах построены карты изобар по площади и залежам.

2. Замеры забойных давлений по всему действующему фонду скважин, с целью контроля за разработкой, установлению оптимальных режимов работы скважин.

3. Снятия кривых восстановления давления (уровня) для определения коллекторских свойств пласта и определения коэффициента продуктивности и приемистости скважин.

4. Снятие динамограмм с целью определения дебита скважин, режима и характера работы подземного оборудования.

5. Замеры глубинными приборами пластовых давлений пьезометрических скважин, предназначенных для контроля за изменением давления в отдельных точках пласта.

6. Отбор глубинных проб нефти, для определения физических параметров нефти в пластовых условиях и их применение в процессе разработки месторождений.

7. Геофизическим комплексом ГДИ-2, ГЕО-1, ГДИ-4 проводились исследования с целью определения герметичности эксплуатационных колонн 220 добывающих скважин и 200 нагнетательных скважин «беспоходным методом», шаблонирование и отбивка забоя печатью 200 скважин.

В 2005 году Альметьевским управлением геофизических работ были проведены следующие виды работ: определение характера насыщения и обводненности пластов, уточнение контуров нефтеносности, определение работающих пластов, приемистости пластов и целостности эксплуатационных колонн.

Импульсным генератором нейтронов для определения ВНК, нефтенасыщенности, источника обводнения в терригенном и карбонатном коллекторе были проведены исследования на 6 скважинах.

В 2005 году были составлены мероприятия по охране недр и природных ресурсов и проведены следующие виды исследований: термометрия с целью определения затрубного движения жидкости между пластами и заколонных перетоков, определения технического состояния эксплуатационных колонн в 270 добывающих скважинах, 190 скважин опрессовкой пакером «Камильянова»; с целью контроля технического состояния обсадной колонны, определения поглощающих пластов и выявления затрубного движения в 200 нагнетательных скважинах, в том числе 41 скважина «беспоходным методом».

С целью определения работающих пластов и источников обводнения через межтрубье были проведены исследования на 140 добывающих скважинах.

С целью контроля за состоянием забоя произведена отбивка забоя и прошаблонировано 391 скважина.

С целью контроля за разработкой месторождения в 2006 году предстоит выполнить:

1. Определение ВНК источника обводнения и характера насыщения пластов методами ИНГК, ИННК, ИНК в 10 скважинах.

2. Исследование технического состояния колонны, наличия затрубной циркуляции и перетоков жидкости между пластами в 660 скважинах.

3. Определение работающих пластов через межтрубье в 110 добывающих скважинах.

4. Контроль за состоянием забоя в 370 добывающих скважинах.

1.6. Организация и производство буровых работ

Существенную часть основных фондов НГДП составляют скважины. С их помощью обеспечивается главная цель НГДУ – добыча нефти и газа.

Скважины бурятся специализированными управлениями буровых работ (УБР) и по окончании их строительства сдаются в баланс НГДУ. Все скважины, бурящиеся с целью геологического исследования района, поисков, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений, по назначению подразделяются на поисковые, разведочные, эксплуатационные, специальные, параметрические. Весь комплекс работ, начиная от подготовки площадки под буровую и заканчивая демонтажем бурового оборудования, называемый циклом строительства скважины, осуществляют буровые бригады. Пробурив скважину до проектной глубины, спускают и цементируют эксплуатационную колонну, предназначенную для подъема нефти или газа от забоя к устью скважины или для нагнетания воды (газа, воздуха) в продуктивный пласт в целях поддержания давления в нем.

После спуска и цементирования эксплуатационной колонны все обсадные колонны на устье скважины обвязывают друг с другом, применяя специальное оборудование. Затем против продуктивного пласта в эксплуатационной колонне и цементном камне пробивают несколько десятков (или даже сотен) отверстий (в случае перекрытия пласта колонной), по которым в процессе испытания, освоения и эксплуатации нефть или газ будут поступать в скважину.

Сущность освоения скважины сводится к тому, чтобы давление столба промывочной жидкости, находящейся в эксплуатационной колонне, стало меньше пластового. В результате создавшегося перепада давления нефть из пласта начнет поступать в скважину, и после комплекса исследовательских работ скважину сдают в эксплуатацию.

Обычно скважины бывают вертикальными, но наряду со строго вертикальными скважинами, при необходимости бурят наклонно-вертикальные скважины, для того, чтобы разработать пласт под дном озера, реки, под оврагами, горами, на болотистых и лесистых площадях, на заповедных территориях. Так же этот метод используется для разбуривания вторых стволов, вследствие неликвидированной аварии в скважине. Особенностью бурения наклонно-вертикальных скважин является то, что несколько скважин располагаются на ограниченном участке земли. Такое расположение называется кустовым. Оно позволяет уменьшить вредную нагрузку на сельскохозяйственные угодья и вскрыть большой по площади нефтеносный пласт.

В целях увеличения поверхности фильтрации в нефтяном пласте, сложенном устойчивыми породами и характеризуемом низкой проницаемостью и малой нефтеотдачей, бурят скважины с горизонтальным или горизонтально-разветвленным расположением стволов в призабойной зоне. В первом случае скважину бурят вертикально до выбранной глубины, а затем входят в продуктивный пласт и бурят в нем горизонтально. Во втором случае после бурения вертикального участка скважину разветвляют путем последовательного бурения нескольких резкоискревленных стволов.