Разработка Туймазинского нефтяного месторождения, страница 7

Основные нефтяные месторождения республики  Башкортостан вступили  в позднюю  стадию разработки , характеризуются значи-тельным ухудшением структуры запасов нефти : доля трудноизвле-каемых запасов достигла 80 % против начальной  37 % , высокая обводненность продукции – около 84 % . При применении традиционных технологий около 75 % остаточных запасов разрабатывае-мых месторождений , 80 % не введенных в эксплуатацию запасов республике  не могут рентабельно разрабатываться.

Проблема эффективной дальнейшей разработки нефтяных месторождений может  быть решена за счет повсеместного внедрения вы-сокоэффективной комплексной технологии разработки трудноизвле-каемых  запасов , одним из важнейших элементов которой является широкое использование восстановление нерентабельных скважин зарезкой боковых стволов,наряду с перевооружением и реарганиза-цией служб бурения, капитального ремонта скважин , повышения нефтеотдачи ,стимуляции работы скважин.

Одним из важнейших мероприятий ,повышающих эффектив-ность зарезки боковых стволов , является  обоснованный подбор скважин с учетом направления бокового ствола ,остаточных запасов нефти , извлекаемых скважиной , обеспечивающих необходимый объем добычи (исходя из окупаемости затрат). По расчетным данным они составляют 20000 т.

Для увеличения эффективности использования дорогостоящих высокомеханизированных установок с повышенной  грузоподъем-ностью работы по зарезке боковых стволов предложено проводить в два этапа. Первый этап – подготовка к скважины к зарезке боковых стволов с применением А-50. Он включает в основном операции, связанные со значительными технологическими простоями.

Второй этап  включает необходимые работы по зарезке боковых стволов , цементированию хвостовиков , вторичному вскрытию пластов .Они выполняются  с применением установок соответствующей  грузоподъемности (80-90 т),укомплектованных циркуляционной системой с очисткой бурового раствора  и индивидуальными стационарными насосами.

Общепризнано, что применение зарезки боковых стволов с соблюдением вполне четко определенных условий позволяет решить ряд важных проблем разработки нефтяных ,нефтегазовых и газовых месторождений , а именно:

а) существенно увеличить дебиты скважин ;

б) увеличить степень нефтеизвлечения ;

в)регулировать процессы обводнения скважины .

Результаты опытных работ  по зарезке боковых стволов в ранее пробуренных скважинах на терригенные отложения девона оценива-ются как высокие и перспективные . По мере технической оснащен-ности  эти работы будут проводится в больших масштабах , что позволит повысить эффективность выработанных заводненных пла-стов и нефтеотдачу .

2  ОCОБЕННОСТИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА РАЗРАБО-    ТКИ  И  ЭКСПЛУАТАЦИИ  ПЛАСТА ДI

2.1.1 Система разработки

Разработка пласта ДI осуществляется с июля 1945 года вначале на естественном упруго-водонапорном режиме , а с 1949 года с поддержанием пластового  давления закачкой воды .

Начальное  пластовое давление равнялось 16,92 МПа . К 1949 году,

То есть к моменту, когда началась закачка воды в законтурную часть пласта давление  в залежи снизилось до 11,57 МПа . В последующем с развитием системы законтурного и внутриконтурного заводнения, давление повысилось и поддерживалось на уровне , обеспечивающим удовлетворительные условия работы добывающих скважин.

На 1.01.2000 года средневзвешанное пластовое давление составляет 15,24 МПа .

Выделяют следующие стадии разработки залежи.

-  Первая стадия (1945-1555 гг) – характеризуется интенсивным ростом добычи нефти и с некоторым отставанием роста закачки воды – это период активного разбуривания залежи и осваения системы законтурного  заводнения . К концу стадии суммарная добыча нефти достигла 40,1 млн.т , обводненность продукции не превышала 5 % .