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 % .
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.