- •Введение
- •1. Общие сведения о площади
- •2. Геолого-физическая характеристика площади
- •2.1. Характеристика геологического строения
- •2.2. Основные параметры пласта
- •2.2.1. Пористость, проницаемость, начальная нефтенасыщенность
- •Средние значения пористости и нефтенасыщенности пластов
- •Характеристика параметров пласта (горизонта)
- •Толщины пластов горизонтов д0 и д1 Березовской площади
- •2.2.3. Показатели неоднородности пластов
- •Статистические показатели характеристик неоднородности горизонтов д0 иД1
- •2.2.2. Толщина пластов
- •2.3. Физико-химические свойства флюидов
- •2.3.1. Физико-химические свойства пластовой нефти и газа
- •Параметры пластовой нефти
- •Компонентный состав нефтяного газа, разгазированного в пластовой нефти (% мольные)
- •Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти
- •2.3.2. Физико-химические свойства пластовой воды
- •3. Анализ текущего состояния разработки
- •3.1. Общая характеристика реализованной системы разработки на месторождении
- •3.1.1. Перечень самостоятельных объектов разработки по месторождению
- •3.1.2. Характеристика системы заводнения на данном объекте разработки
- •3.2. Анализ выработки пластов
- •3.2.1. Внедренные методы увеличения нефтеотдачи пластов на объекте
- •3.3.2. Добыча газа
- •3.3.3. Закачка воды
- •3.3.4. Обводненность продукции
- •Распределение обводненного фонда по степени обводненности
- •3.3.5. Состояние пластового давления.
- •3.3.6. Динамика контуров нефтеносности.
- •Состояние внк по результатам вскрытия скважинами
- •3.4. Характеристика фондов скважин и текущих дебитов
- •3.4.1. Добывающий фонд
- •Структура добывающего фонда скважин Березовской площади
- •3.4.2. Нагнетательный фонд
- •3.4.3. Прочие скважины
- •3.4.4. Характеристика текущих дебитов
- •3.5. Обоснование исходных данных для расчета технологических показателей
- •В целом по площади
- •3.6. Технологические показатели разработки
- •Динамика основных показателей разработки
- •3.7. Технико-экономические показатели нгду «Альметьевнефть»
- •3.8. Обоснование проекта плана добычи нефти игаза
- •3.8.1. Мероприятия по выполнению запланированных норм отбора нефти (на 2004 г.)
- •3.9. Организация и производство буровых работ
- •4. Техника и технология добычи нефти и газа
- •4.1. Фонд скважин и выработка пластов
- •Структура добывающего фонда скважин Березовской площади
- •Структура нагнетательного фонда Березовской площади
- •4.2. Сбор и подготовка добываемой продукции
- •4.3. Существующая система ппд
- •4.4. Осложнения, встречающиеся при эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин
- •4.4.1. Основные причины неисправности глубинного насосного оборудования
- •4.4.2. Причины формирования аспо на фонде скважин оборудованного шсну Берёзовской площади
- •4.4.3. Осложнения, возникающие при выпадении парафина
- •4.4.4. Применяемые методы борьбы с отложениями парафина в нгду «Альметьевнефть»
- •4.4.5. Мероприятия, направленные на борьбу с отложениями парафина применение скребков – центраторов
- •4.4.6. Обработка скважин растворителями аспо
- •Динамика применения промывок
- •Защитные покрытия
- •Эффективность проводимых мероприятий
- •Динамика подземных ремонтов по причине запарафинивания
- •4.4.7. Обработка призабойной зоны
- •5. Охрана недр и окружающей среды
- •5.1. Мероприятия, направленные на охрану недр и окружающей среды
- •5.2. Основные требования по охране окружающей среды при выполнении наиболее типичных технологических операций на скважинах, эксплуатируемых штанговыми насосами
- •5.2.1. Глушение скважины
- •5.2.2. Подземный ремонт скважины
- •5.2.3. Ремонт скважин, выделяющих сероводород
- •5.2.4. Химическая обработка скважин
- •6. Организация и планирование на предприятии
- •6.1. Организация, управление, учет и контроль производственных процессов на предприятии
- •6.2. Планирование и результаты производственно-хозяйст- венной деятельности
- •7. Научно-исследовательская работа
3.8. Обоснование проекта плана добычи нефти игаза
3.8.1. Мероприятия по выполнению запланированных норм отбора нефти (на 2004 г.)
Для выполнения запланированных норм по добыче нефти в объеме 731,4 тыс.т. предусматривается следующий комплекс мероприятий.
1. Ввод из бездействия 53 скважин + 17,5 тыс.т.
2. Ввод новых добывающих 14 скважин + 9,2 тыс.т.
3. Оптимизация режима работы механизированного фонда 22 скважины + 2,9 тыс. т.
4. Мероприятия по КРС 89 скважин, в т.ч. изоляция притока вод – 70 скважин + 1,1 тыс.т., ОПЗ – 18 скважин +5,9 тыс.т., зарезка вторых стволов – 1 скважина + 0,3 тыс.т.
5. Добыча нефти за счет регулирования процессов разработки (циклика, изменение фильтрационных потоков, увеличение Рпл.) + 65 тыс. т.
6. Добыча нефти за счет новых методов повышения нефтеотдачи пластов + 10,0 тыс.т.
7. За счет всех мероприятий планируется дополнительно добыть 147 тыс. т. нефти.
3.9. Организация и производство буровых работ
По состоянию на 01.01.2005 года на месторождении пробурено всего 1713 скважин. Из них в эксплуатационном фонде 1078 скважины, 393 - нагнетательных, 20- пьезометрических, 15-во временной консервации, 4 - наблюдательных, 203 -ликвидированных , в т.ч. 3 скважины ликвидированы после бурения. В отчетном году пробурено 9 добывающих скважин (в т.ч. 1 дублер): 6 скважин введены на добычу нефти по пластам До,Д1, 2 скважины на добычу нефти по пласту Д2, 1 скважина водозаборная. В отчетном году на горизонты Д0 и ДI пробурено 2 по назначению нагнетательных скважины: 1 скважина введена на добычу нефти, 1 скважина введена под закачку.
Согласно действующим в АО «Татнефть» нормативным документам для обычных многопластовых скважин в качестве основной используется трехколонная конструкция добывающих и нагнетательных скважин, включающих направление, кондуктор и эксплуатационную колонну.
Решением технического совета АО «Татнефть» четырехколонная конструкция скважины с включением промежуточного кондуктора рекомендуется при строительстве скважины в санитарнх защитных зонах и зонах строгого контроля питьевых источников.
При использовании трехколонной конструкции обязательным условием является разобщение пластов, содержащих пресные воды, с целью предотвращения их истощения и засолонения.
Верхние отложения, представленные суглинками, глинами, иногда с прослоями песчаников, при бурении которых происходят осыпи стенок скважины, перекрываются направлением.
Направление предназначено для предохранения устья скважины от размыва, перекрытия верхних неустойчивых отложений горных пород и управления потоком жидкости из скважины. В среднем по Онбийскомуместорождению эти породы залегают на глубине 60м. Цементируют направление с обеспечением подъема цемента до дневной поверхности.
После вскрытия артинских отложений на глубине 350м спускается кондуктор с обеспечением подъема цемента за кондуктором до дневной поверхности.
Для обеспечения транспортирования скважинной или закачиваемой жидкости, перекрытия продуктивного горизонта и разобщение всех вскрытых бурением пластов спускается эксплуатационная колонна.
Проектом предусматривается бурение из-под кондуктора до проектной глубины долотом 215,9мм с последующим спуском эксплуатационной колонны диаметром 168мм до забоя цементированием с подъемом цемента до дневной поверхности.
С целью сохранения коллекторских свойств пластаот загрязнения при цементировании эксплуатационной колонны и в скважинах, где возникает опасность гидроразрыва пород при цементировании в одну ступень возможно использование муфт (пакеров) ступенчатого цементирования.