автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Разработка и совершенствование технологий эксплуатации неоднородных нефтяных пластов

ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНЫХ ПЛАСТОВ ПРИ ЗАВОДНЕНИИ

Геологическая характеристика основного эксплутационного объекта Ромашкинского местрождения - горизонтов и Оо.

Физико-химические свойства нефти.

Анализ разработки Ромашкинского месторождения.

Выработка пластов.

Заводнение коллекторов.

Методы интенсификации разработки.

Регулирование процессов разработки.

ТЕХНОЛОГИЯ И ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА ДЛЯ ЗАВОДНЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕОДНОРОДНЫХ ПЛАСТОВ

Этапы развития техники и технологии, применяемой для заводнения неоднородных нефтяных пластов. Реконструкция системы поддержания пластового давления на поздней стадии разработки. РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕОДНОРОДНЫХ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ Фонтанно-механизированный способ разработки залежей. „

1. Исследование процессов фильтрации в неоднородном нефтяном пласте.

2. Промысловые исследования технологии добычи нефти из группы скважин.

РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЙ И ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕОДНОРОДНЫХ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ

Технические средства для борьбы с асфальто-смоло-парафиновыми отложениями.

Исследование влияния затрубного газа на показатели работы добывающих скважин и разработка мероприятий по повышению эффективности.

1. Оценка эффективности применения компрессоров для откачки газа из затрубного пространства.

2. Технические стредства для снижения затрубного давления.

РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЙ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЗАВОДНЕНИЯ НЕОДНОРОДНЫХ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ

Анализ, разработка и совершенствование технологий индивидуального нагнетания воды.

1. Результаты внедрения ЭЦН производства ОАО "Апнас".

2. Результаты внедрения индивидуального насоса с поверхностным приводом.

Проблема повышения эффективности разработки неоднородных нефтяных пластов с каждым годом становится все более актуальной. За последние годы произошло резкое снижение добычи нефти, как в России, так и в Татарстане, и основная причина этого - значительная выработанность активных запасов крупных месторождений [68]. В Татарстане - это в первую очередь, залежи девона Ромашкинского месторождения.

За годы промышленной разработки месторождений Татарстана добыто более 2,5 млрд.т нефти, годовая добыча нефти за последние 25 лет снизилась со 103,7 млн.т в 1975 году до 26,3 млн.т в 1999 году и основные эксллутационные объекты в настоящее время находятся на поздней стадии разработки.

Ввод новых запасов, с целью стабилизации добычи нефти, сопряжен с необходимостью значительных инвестиций в разведку, бурение и обустройство месторождений, причем, эффективность капитальных вложений при этом резко падает, т.к. в разработку вводятся низкопродуктивные трудноизвлекаемые запасы /39/. Таким образом, учитывая сложную экономическую ситуацию, основным резервом стабилизации добычи нефти в АО «Татнефть» является повышение эффективности разработки старых обустроенных площадей.

Большой вклад в совершенствование систем разработки нефтяных месторождений, а также техники и технологии добычи и заводнения на поздней стадии внесли Абдулмазитов Р.Г., Алмаев Р.Х., Валовский В.М., Глумов И.Ф., Дияшев Р.Н.,

Загиров М.М., Ибатуллин P.P., Ибрагимов Н.Г., Кудинов В.И.,Лозин Е.В., Мищенко И.Т., Муслимов Р.Х., Сучков Б.М., Тронов В.П., Уразаков K.P., Фазлыев Р.Т., Хиса-мов P.C., Хисамутдинов Н.И., Юсупов И.Г. и др. [41, 48, 9, 10, 15, 17, 78, 14, 24, 47, 30, 33, 36, 39, 55, 59, 60, 64, 66, 35 ].

В настоящее время существующие системы обустройства месторождений, техника и технология добычи нефти, и особенно, система поддержания пластового давления, рассчитанная на кратно более высокие объемы добычи нефти и закачки воды, не могут обеспечить эффективную разработку низкопродуктивных запасов и снижают рентабельность добычи нефти [35 ].

Создание новых высокоэффективных технологий на заводненных старых площадях Ромашкинского месторождения призвано внести существенный вклад в стабилизацию добычи нефти в Республике, обеспечить ее рентабельность. 5

Целью настоящей работы является разработка высокоэффективных технологий добычи нефти, поддержания пластового давления, а также необходимого для реализации этих технологий оборудования.

Основные задачи исследований.

В диссертационной работе согласно поставленной цели рассмотрены и решены следующие задачи:

1. Анализ эффективности разработки неоднородных пластов.

2. Анализ работы системы ППД по регулированию разработки площадей в НГДУ "Лениногорскнефть".

3. Исследование и разработка новых технологий добычи нефти из малопродуктивных неоднородных пластов.

4. Разработка технологий повышения эффективности заводнения неоднородных нефтяных пластов.

Методы решения поставленных задач.

Решение поставленных задач осуществлено на базе лабораторных, теоретических, стендовых, промысловых исследований и опытно-промышленных испытаний новых технологий добычи нефти, поддержания пластового давления заводнением и технических средств для реализации этих технологий. Объект промысловых опытно-промышленных испытаний - залежи нефти, разрабатываемые НГДУ «Лениногорскнефть».

Основные защищаемые положения.

1. Новые технологии добычи нефти и поддержания пластового давления при разработке малопродуктивных неоднородных пластов.

2. Технические средства для реализации новых технологий добычи нефти и поддержания пластового давления заводнением.

3. Оптимизация технологических схем обустройства и показателей разработки залежей и участков , сложенных неоднородными нефтяными коллекторами.

Научная новизна.

1. На основе теоретических и промысловых исследований обоснован и реализован новый фонтанно-механизированный способ эксплуатации группы скважин, позволяющий эффективно регулировать отборы жидкости.

2. На основе установленной зависимости влияния давления затрубного газа на дебит скважины разработана и реализована технология его снижения в скважинах, оборудованных установками ШГН. 6

3. На основе анализа эффективности процесса заводнения разработаны и реализованы способ и насосная установка для индивидуальной закачки воды в условиях низкопродуктивных малопроницаемых коллекторов.

4. Установлены критерии качества и предложены методы повышения эффективности водоочистки для системы ППД.

5. На основе промысловых исследований предложены методы, сочетающие активные и пассивные способы предотвращения парафиноотложений в скважинах.

Разработанные технологии, технические средства защищены 11 патентами РФ и свидетельством на полезную модель.

Практическая реализация.

1. Разработанные технологии испытаны в опытно-промышленных условиях и внедрены на промыслах НГДУ "Лениногорскнефть".

2. Предложенные технические средства для новых технологий добычи нефти освоены ОАО "Газспецмашремонт" в г.Лениногорске, цехом остеклования труб и цехом подземного ремонта скважин НГДУ "Лениногорскнефть". Технические средства для поддержания пластового давления освоены ОАО "Алнас", г.Альметьевск и ОАО " Ижнефтемаш", г.Ижевск.

3. Основные результаты опытно-промышленных испытаний, разработанных технологий и технических средств нашли практическое применение в структурных подразделениях АО «Татнефть».

4. Экономический эффект от внедрения разработанных технологий и технических средств на стадч^и промысловой опытно-промышленной эксплуатации составил 9,367 млн. руб.

Апробация работы.

Материалы диссертационной работы докладывались на научно-технических совещаниях ОАО"Татнефть"( г.Альметьевск, г.Лениногорск), научно-практических конференциях (г.Альметьевск, г.Лениногорск, г.Бугульма), конференции Нефть, газ-2000 г. (г.Уфа).

Публикации.

Основные результаты диссертации изложены в 17 печатных работах, в том числе в 11 изобретениях. 7

Теоретическое обоснование характеристик разработки с применением фонтанно-механизированного метода добычи (гл.З) выполнено автором совместно с Амерхановым М.И. и Васильевым Э.П. (ТатНИПИнефть), разработка и совершенствование технологий водоподготовки (гл.5) совместно с чл.-корреспондентом АН РТ, д.т.н. Троновым В.П. Им, а также специалистам НГДУЛениногорскнефть", оказавшим содействие в сборе материала и оформлении работы, автор приносит искреннюю благодарность. 8

1.ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНЫХ ПЛАСТОВ

ПРИ ЗАВОДНЕНИИ

Основным объектом разработки в НГДУ "Лениногорскнефть" являются площади и залежи Ромашкинского месторождения.

Ромашкинское нефтяное месторождение входит в число десяти крупнейших месторождений мира по запасам нефти и занимаемой площади.

Для его эксплуатации была создана принципиально новая система разработки с внутриконтурным заводнением, этот метод явился большим шагом вперед по сравнению с уже широко применявшейся в пятидесятые годы системой поддержания пластового давления с помощью законтурного заводнения [19,33,34,35,37,38].

При проектировании рациональной системы разработки нефтяного месторождения геологическое строение месторождения имеет одно из основных значений [28, 57, 64, 65].

Ромашкинское нефтяное месторождение является типичным многопластовым месторождением платформенного типа.

К началу 90-х годов была доказана нефтеносность и битуминозность в диапазоне разреза осадочной толщи от живетсшх до казанских отложений. Нефтеносность разреза осадочной толщи была установлена в 22 горизонтах девона и карбона, из которых промышленные притоки получены из 18 горизонтов. Однако, их промышленная значимость различна. Основным объектом эксплуатации являются залежи нефти терригенного девона (пашийский и кыновский горизонты).

На долю этих горизонтов приходится 83,5% разведанных запасов нефти. Следующим по промышленной значимости являются терригенные отложения нижнего карбона, содержащшие 9,6% разведанных запасов месторождения. В карбонатных отложениях девона и карбона содержится 5,9% разведанных запасов месторождения.

1.1.Геологическая характеристика основного эксплуатационного объекта Ромашкинского месторождения - горизонтов Д1 и Д0

Породами-коллекторами пашийского горизонта Д1 и Д0 являются мелкозернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты. 9

Макроскопически песчаники и алевролиты трудно различимы: светло-серые, белые, бурые, кварцевые, с небольшим количеством глинистого материала, хорошо отсортированные, рыхлые, иногда трещиноватые.

По гранулометрическому составу они однородные. Для песчаников медианный диаметр алевролитов - 0,05-0,1 мм. Песчаники хорошо отсортированные, мелкозернистые, в алевролитах также преобладают хорошо отсортированные разности.

Первичным цементирующим веществом в песчаниках являются обломочные глины, состоящие из чешуек гидрослюды каолинита и кварца пелитовой размерности. Глинистый цемент приурочен в основном к пластам разнозернистых алевролитов небольшой мощности.

В коллекторах глинистого материала не более 3-5%.

На основе комплексного анализа данных при пересчете запасов нефти в середине 80-х годов была использована новая нефтепромысловая классификация, предложенная Р.Х.Муслимовым, В.Н.Долженковым и Н.Х.Зиннатуллиным. В этой классификации деление пород на группы проведено по двум важнейшим и влияющим на разработку параметрам - проницаемости и глинистости. По данной методике породы-коллекторы делятся на два класса: высокопродуктивные (проницаемость более 0,1 мкм2) и малопродуктивные (0,03-0,1 мкм2). В свою очередь в высокопродуктивных выделено две подгруппы: первая - высокопродуктивные неглинистые коллектора (объемная глинистость менее 2%), вторая - высокопродуктивные глинистые коллектора (объемная глинистость более 2%). В группе малопродуктивных (или низкопродуктивных) коллекторов объемная глинистость более 2%. Породы с проницаемостью менее 0,03 мкм2 отнесены к промышленно-непродуктивным. В целом группы высокопродуктивных и малопродуктивных пластов характеризуются средней пористостью соответственно 20,7% и 16,2%, проницаемостью 0,639 и 0,066 мкм2; содержанием связанной воды - 12,5 и 32,8%. В отличие от высокопродуктивных, группа малопродуктивных коллекторов характеризуется худшей сортировкой обломочного материала, значительной неоднородностью структуры породы и сложным строением пустотного пространства. Наряду с процессами окварцевания это приводит к достаточно сложному характеру распространения пористых и уплотненных участков, а значит и нефтенасыщения пород, для которых характерно пятнистое или равномерное слабое нефтенасыщение.

В общем виде эксплуатационный объект Ромашкинского месторождения представляет собой переслаивание песчано-алевролитовых и глинистых пород.

10

В настоящее время на месторождении принята схема с выделением в пределах горизонта Д1 восьми пластов верхнепашийской (пласты "а","бГ, "б2", "63") и нижне-пашийской (пласты "в",пГ2", "г2+з" и "д"), пачек, которые отличаются по характеру площадного строения. Пласты верхнепашийской пачки характеризуются резко выраженным прерывистым строением и незначительной, по сравнению с пластами нижнепашийской пачки, толщиной. Площадным строением отличаются пласты "г" на всей территории месторождения, "а" - на северо-востоке, "в" - на западе месторождения. Для других пластов горизонта Д1 линзовидность, полосчатость (преимущественно меридионального направления) является преобладающей. На отдельных участках месторождения пласты гидродинамически взаимосвязаны за счет наличия зон слияния, что приводит к значительному увеличению толщины коллектора.

Литологическая характеристика пластов-коллекторов пашийского горизонта для всех песчано-алевролитовых пачек близка. В целом можно отметить несколько большую глинистость и повышенную карбонатность отложений верхнепашийского подгоризонта по сравнению с нижнепашийским.

Разделы между пластами горизонта Дт слагаются, в основном, глинисто-алевролитовыми породами темно-серой, серой и зеленовато-серой окраски, иногда с прослоями буровато-серого, глинистого, мелкозернистого доломита.

Отложения пласта Д0 кыновского горизонта вскрыты в его средней части и по разрезу ограничены глинистыми породами. Пласт сложен песчано-алевролитовыми породами, во многих случаях он монолитен, имеет толщину 2-4 м. Нефтенасыщен-ные коллекторы наиболее развиты на севере, северо-западе месторождения, где пласт представлен различными по продуктивности группами коллекторов, среди которых значительное место занимают высокопродуктивные.

1.2. Физико-химические свойства нефтей

Параметры пластовых нефтей пашийского горизонта изменяются в следующих пределах: плотность нефти от 787,0 до 818,0 кг/м3 среднее значение - 803,0 кг/м3; вязкость нефти от 2,7 до 6,5 мПа с, среднее - 4,5 мПа с; объемный коэффициент при дифразгазировании - от 1,1020 до 1,1840, среднее - 1,1549; газовый фактор -50,1 м3/т; давление насыщения - 9,0 МПа.

По поверхностным нефтям параметры изменяются следующим образом: плотность - 856,7 кг/м3; содержание серы колеблется от 1,3 до 1,9%, среднее - 1,6%;

II содержание парафина - от 4,6 до 5,2%, среднее - 4,1%; смол - от 14,6 до 21,4%, среднее -17,6%.

По кыновскому горизонту плотность пластовой нефти 813,2 кг/м3; вязкость 4,3 мПа.с; объемный коэффициент при дифразгазировании - 1,1600; газовый фактор - 46,7 м3/т; давление насыщения - 8,7 МПа. Плотность поверхностной нефти -858,5кг/м3; содержание серы - 1,8%; парафинов - 5,3%; асфальтенов - 5%; смол -17,1%.

В целом нефти терригенного девона относятся к сернистым, парафинистым и смолистым.

1.3.Анализ разработки Ромашкинского месторождения

Площадь Ромашкинского месторождения в пределах контура нефтеносности имеет более 4000 км2. Эксплуатация такого месторождения методом законтурного заводнения растянулась бы на многие сотни лет. Поэтому принятая система разработки с помощью внутриконтурного заводнения с выделением самостоятельных объектов разработки (площадей) позволила обеспечить высокие темпы нефтедобычи и освоения месторождения и создало предпосылки для достижения высокой нефтеотдачи.

Первая Генеральная схема разработки была составлена ВНИИ на 1956-1965 г.г. с определением основных показателей на весь срок разработки месторождения. Генсхема разработки такого месторождения впервые была составлена в СССР в условиях отсутствия не только опыта внутриконтурного заводнения, но и отдельных теоретических положений и слабой изученности геологического строения объекта эксплуатации.

Поэтому, в процессе внедрения, работниками ТатНИПИнефть и объединения "Татнефть" системы внутриконтурного заводнения постоянно совершенствовались, а на ряде площадей существенно изменялись.

По степени совершенства и практического применения принципы, заложенные в Генсхему можно разбить на три группы;

1. Положения, практически осуществленные, в основном правильные, в процессе внедрения частично измененные дополненные и усовершенствованные (поддержание пластового давления путем внутриконтурного разрезания залежи рядами нагнетательных скважин на площади самостоятельной разработки; первоочередной ввод в разработку более продуктивных площадей; освоение нагнетательных сква

12 жин через одну с интенсивным отбором нефти из промежуточных скважин; вскрытие пластов продуктивного горизонта общим фильтром).

2. Принципы, не нашедшие практического применения (многоэтапность системы разработки, предусматривающая отключение эксплуатационных рядов скважин при достижении 50% обводненности и перенос фронта нагнетания после начала обводнения второй батареи скважин; сгущение сетки скважин в центральной части площади, в зоне стягивания контуров нефтеносности).

3. Положения, коренным образом измененные в процессе внедрения Генсхемы (все положения Генсхемы разработки, касающиеся плотности сетки скважин и размещения их на залежи, а также внедрения совместно-раздельной закачки и отбора, а следовательно и выделения объектов разработки).

Вторая Генеральная схема разработки, составленная ВНИИ и ТатНИПИнефть на период 1966-1975г.г. устранила часть недостатков в разработке месторождения. В ней заложены следующие основные положения:

1. Путем дополнительного разрезания ранее выделенных площадей, ширина выделяемых полос уменьшается до 5-6 км. Дополнительные линии разрезания проводятся главным образом с учетом литологического строения пласта.

2. Наиболее целесообразно размещение между разрезающими рядами 5-ти рядов эксплуатационных скважин.

3. Расстояние между первым эксплуатационным и нагнетательным рядами не превышает 1200 м, а на краевых площадях с низкой проницаемостью и резкой неоднородностью коллекторов принимается равным расстоянию между эксплуатациг онными рядами.

4. Плотность основной сетки скважин на площадях в зоне разбуривания принята в соответствии с утвержденными технологическими схемами и проектами разработки.

5. Резервный фонд скважин по площадям принят в соответствии с утвержденными проектами, а по площадям, по которым проекты утверждены ранее 1963 г. -по аналогии с первыми.

6. Скважины внешних эксплуатационных рядов отключаются при 90% обводнения, стягивающие ряды - при достижении предела рентабельности эксплуатации.

7. Перенос нагнетания осуществляется на промытых участках в целях увеличения нефтеотдачи и интенсификации работы эксплуатационных скважин.

8. Пластовое давление на линии нагнетания превышает начальное при устьевом давлении нагнетания 12,0-15,0 МПа.

13

9. Забойное давление снижается до давления насыщения.

10. С целью дифференцирования условий закачки и отбора по пластам с различной проницаемостью предусматривается применение методов совместно-раздельной эксплуатации.

11. В качестве одного из эффективных средств интенсификации разработки и увеличения нефтеотдачи рекомендуется широкое применение очагового заводнения как на горизонт в целом, так и на отдельные пласты, с расположением очаговых скважин на участках с лучшей коллекторской характеристикой пластов.

12. Периферийные площади, где нефтеносны только верхние, линзовидно залегающие пласты, разбуриваются по равномерной сетке с последующим выбором нагнетательных скважин.

Рекомендации второй Генсхемы разработки выполняются, в результате доля невовлеченных в активную разработку запасов нефти на разбуренных участках уменьшилась с 32,4% до 15,6%. Одновременно была интенсифицирована разработка 26% запасов нефти.

Проведенный анализ показал, что внедрение положений второй Генсхемы позволяет, по сравнению с первой Генсхемой увеличить нефтеотдачу на 7,3% (абсолютных).

Но все же вторая Генеральная схема разработки не устранила полностью недостатки принятой системы разработки и не решила проблемы обеспечения полной выработки запасов нефти эксплуатационного объекта и достижения проектной нефтеотдачи, а также принципов разработки для стадии падающей добычи нефти.

Основные принципы дальнейшей разработки Ромашкинского месторождения, вступившего в III стадию (падающей добычи) разработки уточнены в третьей Генс-хеме разработки Ромашкинского месторождения. Сформулированы они следующим образом:

1. Дальнейшую интенсификацию процесса разработки Ромашкинского месторождения предусматривается осуществлять за счет: а) выборочного уплотнения сетки скважин на более продуктивных участках; б) доведения соотношения числа эксплуатационных и нагнетательных скважин до рационального, т.е. до 3:1; в) организации на центральных площадях самостоятельной системы заводнения верхней пачки пластов; г) вовлечения в эффективную разработку запасов нефти, содержащихся в водо-нефтяных зонах и малопродуктивных коллекторах;

14 д) применения рациональных перепадов давления, учитывающих геолого-физические факторы конкретных разрабатываемых объектов и их участков; е) своевременного отключения обводнившихся пластов; ж) использования новых методов повышения нефтеотдачи пластов.

2. Для разработки водонефтяных зон рекомендуется применение специальной избирательной системы заводнения.

3. Вовлечение в активную разработку малопродуктивных коллекторов осуществлять с помощью очагового и избирательного заводнения [41].

Соотношение числа эксплуатационных скважин к нагнетательным не должно превышать трех, а расстояние между ними не более 600 м.

Закачку воды осуществлять при давлении на устье скважины в среднем 25,0 МПа в отдельных случаях - при более высоком забойном давлении, обеспечивающем приемистость коллектора.

На участках совместного залегания алевролитов и песчаников нагнетание воды в алевролиты производить раздельно через специально пробуренные скважины усиленной конструкции.

Забойное давление в безводных эксплуатационных скважинах поддерживать на 20-30% ниже давления насыщения, но не менее 5,0 МПа.

Выработку запасов нефти из отдельных маломощных пропластков, залегающих среди песчаников, осуществлять на более поздней стадии после извлечения основных запасов эксплутационного объекта.

4. При разработке многопластового объекта единым фильтром наиболее благоприятные условия для выработки запасов нефти обеспечиваются при снижении забойного давления.

Снижение забойных давлений на 20-30% ниже давления насыщения допускается в безводных скважинах, а также в скважинах, обводняющихся по низконапорному пласту.

5. Отключение обводнившегося пласта производится при достижении экономически предельного допустимого обводнения.

6. Для вовлечения в активную разработку слабопроницаемых коллекторов нагнетание воды в пласт производить при давлении 20,0-25,0 МПа, а в ряде случаев и выше.

7. Вышедшие в тираж из-за обводнения эксплуатационные скважины, которые не могут быть использованы в данный момент в качестве нагнетательных или для пе

15 ревода на другой объект эксплуатации, должны переводиться в категорию наблюдательных, пьезометрических или временно консервироваться.

8. Во всех вновь вводимых из бурения скважинах предусматривать подъем цементного раствора до устья с последующим включением катодной защиты.

9. Во всех возможных случаях предусматривать широкое использование новых методов повышения нефтеотдачи пластов.

10 . Для интенсификации выработки запасов нефти менее продуктивных, прерывистых пластов и достижения проектной нефтеотдачи предусматривается бурение нагнетательных и эксплуатационных скважин:

- скважины размещаются в линзах застойных тупиковых зонах, не охваченных разработкой;

- на участках ВНЗ, слабо вовлеченных в разработку;

- на отдельных участках, разрабатываемых низкими темпами;

- на высокопродуктивных участках с большими удельными запасами нефти;

- в зонах стягивания контуров нефтеносности;

- на участках, где соотношение эксплуатационных и нагнетательных скважин больше рационального.

11. Осуществление контроля за изменением давления и гидродинамических параметров по пластам в процессе разработки залежи [43 ].

Третья Генсхема разработки Ромашкинского месторождения представляет значительный вклад в развитие принципов рациональной разработки многопластовых месторождений и платформенного типа, с сильно расчлененными, неоднородными пластами. Однако и в этой работе полностью не решены вопросы эффективной выработки малопродуктивных коллекторов, пластов с подошвенной водой, выбора оптимальных давлений нагнетания для различных геологических условий залегания пластов, критериев оптимальности размещения и уплотнения сетки скважин, выделения объектов разработки и рациональной очередности выработки пластов эксплуатационного объекта, условий и объемов внедрения одновременно-раздельной эксплуатации.

1.4. Выработка пластов

По степени охвата пластов заводнением они подразделены на несколько групп:

16

1. Полностью нефтеносные песчаники, которые в свою очередь разделены на две группы: а) имеющие связь с линией нагнетания; б) не имеющие связи с линией нагнетания, вскрытые только эксплуатационными или только нагнетательными скважинами.

2. Запасы нефти водонефтяных зон (ВНЗ).

3. Нефтеносные слабопроницаемые коллектора.

Проблема эффективной выработки запасов нефти высокопроницаемых пластов нефтяной зоны в настоящее время решена.

Водонефтяные зоны, как правило, приурочены к высокопроницаемым коллекторам, имеющим площадное развитие. Воздействие нагнетания испытывают 92,8% запасов. Однако темпы выработки этих запасов в два раза ниже, чем песчаников нефтяной зоны. Основной причиной слабой работы пластов с подошвенной водой, зависящей от технологии разработки, является совместное залегание их с чисто нефтяными пластами. При вскрытии общим фильтром лучше эксплуатируются нефтяные пласты. По этой причине, несмотря на то, что ВНЗ на Ромашкинском месторождении разбурены единой сеткой скважин с полностью нефтяными пластами, уплотнение здесь в 1,8 раза ниже, чем в нефтяной зоне. Такие редкие сетки скважин получались из-за отсутствия перфорации, преждевременного отключения обводненных пластов из разработки вследствии конусообразования, по техническим причинам.

Еще хуже вырабатываются запасы слабопроницаемых пластов. Темпы выработки их, в среднем, по Ромашкинскому месторождению в 4-5 раз ниже, чем песчаных пластов нефтяной зоны. Влиянием от закачки охвачено 37,7% запасов нефти. На центральных площадях, характеризующихся большей расчлененностью эксплуатационного объекта, охват запасов воздействием нагнетания еще ниже.

Установлено, что основной причиной низких темпов выработки слабопроницаемых коллекторов является слабый охват их заводнением в условиях совместной разработки с песчаными пластами (в 90% пробуренных скважин слабопроницаемые пласты залегают совместно с высокопроницаемыми), большие расстояния между эксплуатационными и нагнетательными скважинами, редкие сетки скважин, а также недостаточные давления нагнетания [15].

Наиболее слабый охват заводнением продуктивных пластов и низкие темпы выработки слабопроницаемых коллекторов и ВНЗ наблюдаются по пластам верхней пачки эксплуатационного объекта на центральных площадях месторождения.

17

В этих условиях для выработки верхних пластов необходимо создать самостоятельную систему разработки, состоящую из сети очаговых нагнетательных скважин на отдельные пласты и эксплуатационных скважин [35 ].

Следующая особенность разработки - это неравномерность охвата влиянием закачки воды как по площади, так и по разрезу.

По степени охвата продуктивных пластов заводнением и темпам их разработки на Ромашкинском месторождении можно выделить четыре группы. В первой группе интенсивно выработаны нижние пласты и значительно отстает выработка вышележащих пластов разреза. Во второй группе интенсивно вырабатываются вышележащие пласты. В третьей группе интенсивно вырабатываются средние пласты ("б" и "в") и слабо- вышележащие и нижележащие.

В четвертой группе все пласты вырабатываются равномерно.

1.5. Заводнение коллекторов

Ромашкинское месторождение обводняется более интенсивно, (% воды от отбора запасов НИЗ) чем большинство девонских месторождений Волго-Уральской области [60]. Это объясняется неравномерной выработкой пластов эксплуатационного объекта, наличием больших водонефтяных зон и неоднородностью продуктивных пластов. Наиболее интенсивно обводняются площади с большей неоднородностью и расчлененностью эксплуатационного объекта.

На месторождении выделяются следующие случаи заводнения коллекторов:

1. Вертикальный подъем ВНК, обычно сопровождаемый перемещением контуров нефтеносности. Средние скорости подъема ВНК составляют 1-2 м/год. Подъем ВНК на различных участках происходит неравномерно, что объясняется наличием в нижней пачке пластов непроницаемых прослоев, а также объемами воды, закачиваемыми в водонефтяную часть пласта.

2. Поинтервальное вытеснение нефти закачиваемой водой наблюдается в случае, когда закачка воды ведется в чисто нефтеносную часть пласта. Скорость продвижения закачиваемой воды колеблется от 100 до 1500 м/год, в среднем 200-300 м/год.

Установлено, что величина скорости зависит от расстояния между нагнетательной и эксплуатационной скважинами. Можно полагать, что в условиях Ромашкинско-го месторождения раздел нефть - закачиваемая вода перемещается в положении, близком к вертикальному [18,40].

18

В мощных пластах (более 12 м) наблюдается продвижение закачиваемой воды первоначально по наиболее проницаемому интервалу. Однако впоследствии наблюдается расширение этого интервала до полного заводнения пласта или большей части его.

Исследованиями обводнившихся эксплуатационных, контрольных, и пробуренных на уплотнение скважин установлены следующие особенности заводнения коллекторов закачиваемой водой.

1. Опережающее заводнение пластов "снизу вверх" по разрезу.

2. Опережающее заводнение пластов "сверху вниз".

3. Опережающее заводнение средних пластов относительно верхних и нижних.

4. Опережающее заводнение нижних и верхних пластов относительно средних.

5. Более или менее равномерное заводнение пластов.

6. Очаговое заводнение путем перетока воды из одного пласта в другой происходит в местах литологического слияния различных пластов эксплуатационного объекта.

7. Вытеснение нефти из пласта закачиваемой водой в водоносную часть залежи. Выделяются два вида его: нефть из вышележащего пласта вытесняется в нижележащий водоносный пласт; нефть из пласта вытесняется за пределы внешнего контура нефтеносности.

Переток нефти из нефтеносного пласта в водоносный (понижение ВНК) происходит по зонам их литологического слияния вследствие образования резкого перепада давления.

Вытеснение нефти в законтурную водоносную область происходит в тех случаях, когда внутриконтурное заводнение не сочетается с законтурным и нагнетательные скважины располагаются параллельно контуру нефтеносности.

1.6. Методы интенсификации разработки

В настоящее время разработка горизонтов Д1 и До Ромашкинского месторождения вступила в четвертую, завершающую стадию, характеризующуюся малыми темпами добычи нефти и значительным обводнением продукции. Закономерный процесс заводнения приводит к обводнению пластов и снижению добычи нефти по наиболее продуктивным участкам. Падение добычи нефти происходит не только за счет истощения запасов в целом по эксплуатационному объекту, но, главным образом, за счет изменения структуры оставшихся запасов.

Ниже приводится характеристика структуры запасов на 01.01.99 г Каратайской площади по указанной в п.п. 1.1. классификации:

Тип коллектора 1 (I) (II) ВНЗ Всего

НИЗ в % 64,3 8,6 5,2 21,9 100

ТИЗ в % 41,9 21,7 23,2 13,2 100

Вовлечено в активную 90,7 49,2 13,9 93,5 83,7 разработку

Отобрано нефти в % 88,1 54,1 16,2 88,6 81,6 от НИЗ

Из нее видно, что выработка запасов по типам коллекторов полностью соответствует доле запасов вовлеченных в активную разработку и что основным резервом в добыче нефти являются так называемые трудноизвлекаемые запасы (низкопродуктивные коллектора и глинистые высокопродуктивные коллектора), доля которых в остаточных запасах непрерывно растет.

Методы, направленные на вовлечение в разработку ранее недренируемых или слабодренируемых запасов, отличаются большим разнообразием по технологии воздействия на пласты [11,14,38,42,60,62].

Они предполагают применение различных технологий совершенствования системы заводнения: перенос фронта нагнетания воды, организация дополнительных нагнетательных рядов, очагов закачки воды, внедрение различных модификаций внутриконтурного заводнения для различных геологических условий залежей нефти и вовлечение в разработку запасов нефти путем бурения дополнительных скважин, разукрупнения объектов разработки, выделение зон и полей самостоятельной разработки. Одним из методов повышения эффективности заводнения является повышение давления нагнетания, позволившее создать на линии нагнетания давления на 5,0-10,0 МПа выше начального пластового. При этом приемистость скважин увеличилась на 48,2%, при росте давления нагнетания на 36,6%. Особенно значительный рост приемистости (в 3,5 раза) наблюдается по малопродуктивным скважинам с приемистостью до 50 м3/сут. Анализ охвата пластов заводнением показал, что при повышении давления нагнетания количество принимающих воду пластов выросло на 18,0%, а работающая мощность пластов увеличилась на 20,9%. Улучшение охвата заводнением наблюдалось, в основном, за счет подключения к разработке ранее не освоенных пластов.

При этом следует отметить, что:

20

1. При совместной закачке воды в пласты с различной проницаемостью с повышением давления закачки воды на устье нагнетательных скважин до 25,0-32,0 МПа количество неработающих пластов сокращается за счет подключения в разработку менее проницаемых коллекторов. Причем, при давлениях на устье менее 20,025,0 МПа подключение новых пластов в разработку прекращается.

2. При высоких давлениях происходит некоторое перераспределение закачиваемой воды между пластами, доля приемистости высокопроницаемых пластов уменьшается, а малопроницаемых увеличивается.

3. Промысловые исследования показывают, что в общем случае приемистость является нелинейной функцией давления - с ростом давления нагнетания темп увеличения приемистости возрастает.

Это явление объясняется, в основном, раскрытием естественных трещин при превышении критического давления Рк, а также возникновением инерционных сопротивлений и фильтрацией жидкости с начальным градиентом сдвига, что приводит к увеличению работающей мощности. Промысловые данные показывают, что критическое давление различно для коллекторов различной характеристики. Для Ромаш-кинского месторождения оно равно 18,0-25,0 МПа или 0,46-0,6 от горного. Для Ро-машкинского месторождения рекомендуются следующие оптимальные давления нагнетания:

- для сравнительно однородных высокопроницаемых пластов (проницаемостью 300 мД и более) давление на устье нагнетательных скважин около 15,0 МПа;

- для песчаных пластов с ухудшенными коллекторскими свойствами давление нагнетания до 20,0 МПа;

- для слабопроницаемых пластов раздельное нагнетание при давлении до 20,025,0 МПа. Если при этом они не осваиваются, то можно применять и более высокие давления нагнетания, но лучше применять другие методы (улучшение вскрытия пластов, закачку воды с различными добавками и т.д.)

Повышение давления нагнетания до оптимального является одним из основных методов интенсификации разработки месторождений с послойно-неоднородными объектами. Применение его позволяет не только увеличить темп отбора нефти в 1,5-2 раза, но и за счет лучшего охвата заводнением многопластового эксплуатационного объекта способствует вовлечению в активную разработку запасов нефти. Повышение давления нагнетания уменьшает отрицательное воздействие на разработку послойной неоднородности пластов.

21

Следующим методом повышения эффективности заводнения является избирательное заводнение.

Несмотря на общую высокую эффективность внутриконтурного заводнения, оно обладает одним существенным недостатком: действующие линии разрезания не обеспечивают полный охват пластов процессом заводнения. Из-за геологической неоднородности эксплуатационного объекта на Ромашкинском месторождении под закачку воды удается освоить не более 75% нагнетательных скважин. Если учесть количество пластов, в которые ведется закачка воды, то картина выглядит еще хуже. Так, под закачку воды на площадях с большой расчлененностью объекта осваивается от 28,8% до 34,6% пластовых пересечений.

Избирательная же система заключается в целенаправленном выборе местоположения нагнетательных скважин, с учетом деталей геологического строения продуктивного горизонта. При этом должно быть достигнуто такое взаимное расположение нагнетательных и эксплуатационных скважин, при котором обеспечивается максимальная интенсификация процесса разработки и сводится к минимуму влияние зональной неоднородности на неравномерность скоростей фильтрации и, следовательно, на величину конечной нефтеотдачи пласта.

Под нагнетание выбираются скважины, по максимальному числу пластов, связанных с окружающими эксплуатационными скважинами, обладающие большей продуктивностью, вскрывшие наиболее полные разрезы и по возможности расположенные близко к середине песчаной линзы.

Выбор нагнетательной скважины делается после разбуривания, как правило, по 4 равномерной сетке. При избирательной системе разработки основной эффект зависит от выбора скважин под нагнетание в условиях неоднородного объекта.

Но избирательная система заводнения имеет ряд недостатков. При ее внедрении значительно усложняются вопросы контроля и регулирования выработки продуктивного горизонта, так как зачастую трудно определить, от каких нагнетательных скважин и по каким пластам обводняются эксплуатационные скважины. Внедрение этой системы также не позволяет освоить под нагнетание все пласты эксплуатационного объекта.

Усложняется регулирование разработки, так как на каком-либо участке залежи, как правило, работает только одна нагнетательная скважина, что не позволяет освоить под закачку воды невырабатываемые запасы и не дает возможность проявлению эффекта саморегулирования.

22

Поэтому избирательная система должна применяться, в основном, на площадях, характеризующихся большой зональной неоднородностью.

Одним из эффективных методов увеличения охвата залежи заводнением является очаговое заводнение. С помощью очагового заводнения решаются две основные задачи разработки:

- вовлечение в активную разработку запасов нефти на участках, гидродинамически изолированных от существующих линий нагнетания;

- интенсификация выработки участков, испытывающих недостаточное влияние закачки воды из-за слабой гидродинамической связи зоны отбора с линией нагнетания.

Очаговое заводнение не является самостоятельной системой разработки, а лишь средством устранения недостатков линейной системы разрезания и применяется в основном на месторождениях характеризующихся высокой расчлененностью объекта разработки.

За счет целенаправленного выбора скважин под нагнетание средняя приемистость очаговых скважин в 1,55 раза выше, чем скважин, расположенных в разрезающих рядах.

Эффективность очагов зависит от особенностей геологического строения и кол-лекторских свойств пластов в очаговой и окружающих эксплуатационных скважинах.

Опыт разработки показывает, что при разработке неоднородного объекта перенос нагнетания эффективен только по отдельным скважинам, обводненным водой от закачки, а не по всему ряду эксплуатационных скважин (как предусматривалось в первой Генсхеме Ромашкинского месторождения), так как в отдельных скважинах этого ряда в течение длительного времени останутся невыработанными менее проницаемые пласты.

Эффект выражается в следующем:

Во-первых, при переносе закачки воды на обводненные скважины происходит приближение зоны нагнетания к зоне отбора и темп разработки увеличивается за счет увеличения среднего дебита скважин на 44%, а нефтеотдача за счет увеличения коэффициента сетки возрастает на 8,1 %

Во-вторых, при переносе фронта нагнетания зачастую подключаются в разработку участки продуктивного пласта, экранированные ранее от воздействия нагнетания зонами непроницаемых пород.

23

В-третьих, перенос фронта нагнетания производится, в основном, на промытые закачиваемой водой пласты, что способствует обеспечению более высокой приемистости и улучшению охвата пластов заводнением.

В-четвертых, при переносе фронта нагнетания почти всегда действует эффект избирательности, т.е. выбора под нагнетание лучшей по продуктивности скважины. Принцип выбора скважин для переноса нагнетания аналогичен принципу выбора очаговых скважин, только здесь основное значение имеет степень заводнения продуктивного пласта.

В определенных условиях можно перенести нагнетание на эксплуатационную скважину, а ранее пробуренные нагнетательные скважины использовать в качестве эксплуатационных на худшие пласты. Перенос точки нагнетания способствует улучшению использования пробуренного фонда скважин. Он выгоден и с технической точки зрения, так как при длительной эксплуатации нагнетательная скважина, особенно при закачке сточной воды, изнашивается. В этих случаях перенос нагнетания на новую скважину дает экономию за счет отказа от проведения капитальных ремонтов.

Следующим методом увеличения охвата заводнением залежи является дополнительное разрезание, в связи с тем, что в соответствии с первой Генсхемой разработки Ромашкинское месторождение было разрезано на площади шириной от 8 до 13,5 км. Такие широкие полосы привели к низкому охвату запасов заводнением и было проведено дополнительное разрезание ряда площадей.

Анализ состояния разработки площадей с различной шириной полос и разным количеством эксплуатационных рядов показывает, что ширина полос и количество рядов в них должны определяться особенностями геологического строения площади.

Оптимальной для центральных и прилегающих площадей месторождения с большой расчлененностью разреза является пятирядная полоса шириной порядка 4 км для периферийных площадей с меньшей расчлененностью разреза, также пятирядная полоса шириной 4 км при высокой проницаемости пластов и трехрядная шириной 1,6-2,0 км при низкой проницаемости пластов (менее 200-300 мД).

Площади Ромашкинского месторождения начали разбуривать очень редкой сеткой - 50-80 га на скважину, что не позволило создать резерв для регулирования выработки пластов и при необходимости дальнейшего повышения добычи нефти для компенсации просчетов в проектировании разработки (которые возможны при применении любых, даже самых совершенных методов расчета из-за недостаточной

24 геологической изученности месторождения к началу проектирования вследствие неоднородности объекта).

Опыт разработки Ромашкинского месторождения показывает, что наиболее эффективно было бы разбуривание месторождения по равномерной сетке с расстоянием между скважинами в зависимости от геологических условий от 400 м (для участков развития слабопроницаемых пластов) до 600 м (основной части месторождения) [68].

По существу к такой начальной плотности сетки скважин на Ромашкинском месторождении пришли после неоднократного уплотнения сетки скважин, что можно считать оптимальным.

Основными принципами размещения дополнительных скважин (конечное уплотнение) являются:

1. Создание условий для обеспечения самостоятельной системы разработки для верхней и нижней пачек пластов эксплуатационного объекта.

2. Дальнейшее совершенствование существующей системы заводнения путем бурения специальных нагнетательных скважин усиленной конструкции на слабовы-рабатываемые и не участвующие в разработке отдельные пласты и участки залежи.

3. Для обеспечения проектного коэффициента нефтеотдачи путем бурения эксплуатационных скважин на участках действующих и новых очагов заводнения,в тупиковых, экранированных, застойных зонах, на линиях стягивания контуров нефтеносности, а также для обеспечения процесса выработки слабопроницаемых пластов и ВНЗ.

4. Бурение уплотняющих скважин на наиболее продуктивных участках залежи с целью ускорения темпов разработки.

Примечание: Резервные скважины следует подразделять на "технологический" резервный фонд, предназначенный для обеспечения проектной нефтеотдачи и на "технический" резервный фонд, предназначенный для восстановления действующего фонда путем бурения новых скважин взамен выбывших из эксплуатации по причине их физического износа.

1.7. Регулирование процессов разработки

Основной принцип регулирования разработки - целенаправленное управление движением флюидов в пласте в различных стадиях разработки - имеет определенные и более конкретные задачи.

25

В начальных стадиях разработки основная задача регулирования - достижение максимальных темпов отбора нефти и обеспечения возможно длительного периода стабильной добычи нефти, а в поздней стадии - замедление темпа падения добычи и достижение утвержденного коэффициента нефтеизвлечения с наименьшими затратами.

Основными направлениями регулирования в поздней стадии разработки являются:

- ввод всех утвержденных запасов нефти в разработку;

- стабилизация и обеспечение рентабельной добычи нефти при оптимальных темпах отбора жидкости и закачки воды;

- достижение максимально возможного коэффициента нефтеизвлечения с объекта разработки при минимальных затратах [5,6,11,13,14,33,37].

С учетом основных задач и направлений регулирования разработки в поздней стадии выделяются две основные группы методов увеличения коэффициента нефтеизвлечения:

- физико-химические методы;

- гидродинамические методы.

Структура текущих извлекаемых запасов нефти, остаточной нефтенасыщенно-сти в поздней стадии разработки при эксплуатации многопластовых месторождений нефти с неоднородными коллекторами не позволяет выбрать какой-либо единственный наиболее эффективный метод увеличения нефтеотдачи пластов путем физико-химического воздействия даже в пределах одной залежи или самостоятельной площади разработки крупных месторождений.

Все применяемые на месторождениях физико-химические методы воздействия базируются на заводнении и направлены на:

- улучшение охвата пластов вытеснением расчлененных и неоднородных коллекторов;

- улучшение вытесняющих свойств воды для выработки остаточной нефти заводненных зон, удерживаемой межфазными и молекулярными силами на контакте нефти с водой и породой;

- изменение свойств коллектора.

При применении физико-химических методов воздействия в качестве рабочего агента или активной силы наиболее широко использовались:

- различные полимерные растворы и их композиции [48];

- поверхностно-активные вещества и их композиции;

26

- концентрированная серная кислота;

- щелочные растворы;

- композиции СНПХ-91 и СНПХ-92;

- сейсмоакустическая волна;

- гетерогенные составы;

- активизация пластовой или привнесенной микрофлоры.

На Ромашкинском месторождении применяется широкий спектр гидродинамических методов регулирования разработки. В связи с многопластовостью объекта разработки и неоднородностью коллектора на отдельных скважинах поэтапно проводятся различные методы гидродинамического воздействия.

Основными гидродинамическими методами регулирования разработки являются:

- перевод скважин из одной категории в другую на различное по продолжительности время (из добывающих в нагнетательные и наоборот, а также перевод скважин в категорию контрольных, пьезометрических или консервация на время нерентабельной эксплуатации);

- отключение из разработки скважин или пластов после полного обводнения и выработки запасов нефти;

- оптимизация отборов и закачки воды по отдельным скважинам или пластам;

- бурение скважин-дублеров взамен ликвидированных скважин для выработки оставшихся запасов нефти;

- бурение дополнительных добывающих скважин;

- совершенствование системы заводнения.

Для эффективной реализации проектных решений на каждом этапе разработки требовалось создание оптимальных технологий и технических средств эксплуатации месторождений. Об этом в следующей главе.

27

2.ТЕХНОЛОГИЯ И ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕОДНОРОДНЫХ ПЛАСТОВ

2.1. Этапы развития техники и технологии

Разработка Ромашкинского месторождения проектировалась сразу с применением поддержания пластового давления через законтурные скважины по периметру площадей, искусственно выделенных из всего массива месторождения.

Начало поддержания пластового давления методом закачки воды в пористые коллектора нефтеносных горизонтов относится к 1952 году, в котором в нагнетательные законтурные скважины было закачано 27,0 тыс.м3 воды, в основном, поршневыми агрегатами и в индивидуальные скважины.

В 1953-1954г.г. начинается строительство КНС в капитальных вариантах, обустройство скважин и закачка по ним технологической жидкости (воды). Законтурные скважины обладали большой приемистостью 1000-1700 м3/сут при довольно небольших давлениях нагнетания 3,0-4,0 МПа. Приемистость и давление обуславливались снижением пластового давления в связи с фонтанной эксплуатацией нефтяных скважин и эксплуатацией нижней пачки пластов горизонта Д1 с высокой проницаемостью.

Кустовые насосные станции на данный период комплектовались, в основном, насосными агрегатами< типа 8НД-10х5 или АЯП-3-150x600 примерно с одинаковыми характеристиками по давлению и подаче (4-6 МПа и 150-300 м3/сут.) КНС выполнялась в капитальном варианте с грузоподъемными сооружениями. Камеры напорного коллектора (КНК) выполнялась также в капитальном варианте с заглублением против размораживания коллектора. В качестве технологической жидкости, в основном, использовалась пресная вода. Обслуживающий персонал дежурил на КНС круглосуточно.

Для измерения расхода закачиваемой жидкости использовались ртутные дифманометры, работающие на принципе замера перепада давлений на диафрагме, установленной в КНК, и импульсными трубками, выведенными на поверхность в машзал. Приемные и выкидные задвижки на КНС были не механизированные, клиновые или шиберные.

Водоводы прокладывались только с наружной изоляцией для защиты от внешней коррозии на глубину 2,2 м против промерзания в зимнее время.

28

Магистральные водоводы пресной воды также защищались только от наружной коррозии и, в основном, проходили по периметру площадей (законтурное заводнение).

Арматура на нагнетательных скважинах устанавливалась фонтанная, литая или кованная на давление 16,0-17,0 МПа с проходным сечением 65 мм, запирание шиберное или клиновое. Много применялось арматуры румынской, но, в основном, азербайджанской, конструкции "АзИНмаш".

В 60-70 годы в ПО "Татнефть" начинается массированный переход на механизированную добычу нефти. Для ППД этот период характеризуется отходом от законтурного заводнения, внедрением методов переноса нагнетания фронта воды, избирательного и очагового заводнения, т.к. законтурное заводнение не позволяло поддерживать первоначальное пластовое давление в зоне отбора нефти. В связи с обводнением нижней пачки высокопроницаемых пластов происходит переход на верхние пласты горизонта Д-j, которые, в основном, представляют из себя линзы, тонкие песчаники, часто заглинизированные по площади распространения. Разработка верхней пачки пластов горизонта Д1 потребовала применения совершенно другого оборудования и технологий. В это время появляются блочные кустовые насосные станции с насосами Сумского производства ЦНС-180x1422 с подачей 180 м3/час и напором 1422 м, которые надолго становятся основными насосами ППД с варьированием по давлению.

В состав БКНС входят насосные блоки, (количество зависит от числа устанавливаемых агрегатов), блок управления агрегатами, установка для охлаждения подшипников насосных агрегатов и основного эл.двигателя, пост местного управления с кнопкой аварийной установки, стенд приборов управления, запорно-регулирующая арматура насосного агрегата, технологическая обвязка дренажного насоса для откачки из дренажного булита стоков вод на прием основного насоса. Приемная линия насосного агрегата оборудуется сетчатым фильтром и ручной задвижкой типа ЗКЛ2, нагнетательная линия - обратным клапаном и электроприводной задвижкой типа В-403.

Блок напорной гребенки (БГ), предназначенный для учета и распределения поступающей от насоса технологической жидкости по напорным трубопроводам, размещается в отдельном цельнометаллическом боксе. Включает в себя распределительный коллектор, коллектор обратной промывки, расходомеры, запорную арматуру, вентиляционную систему, площадку для обслуживания, электропечи.

29

Модернизация КНС в капитальном исполнении заключалась в установке насосных агрегатов типа 5МС-7х10 с напором 1000-1200 метров и подачей 150 м3/час. или 9Ц-12 с напором 1500 метров и подачей 160 м3/час, а в дальнейшем переход на ЦНС-180x1422.

Широкое применение системы ППД способствует быстрому обводнению добываемой продукции, а также требует утилизации в системе ППД попутно добытой воды, которая является довольно агрессивным агентом. Для борьбы с коррозией на данном этапе широко применяются покрытия рабочих колес, иногда водоводов и внутренней поверхности НКТ, эпоксидными смолами.

Необходимо отметить, что водоводы соединяющие устье нагнетательной скважины и КНС, обычно сооружаются из бесшовных стальных труб соответствующей толщины стенки. Широкое применение в ППД принимают водораспределительные пункты (ВРП), которые по своему техническому оснащению идентичны блоку напорной гребенки; к дополнительным элементам относятся оборудование для отопления ВРП, приборы КИПиА. В отличие от БГ ВРП размещается на значительном удалении от КНС и приближается к зоне расположения группы нагнетательных скважин.

Обычно к ВРП подключаются четыре-шесть нагнетательных скважин. В помещении размещаются запорные задвижки, приборы учета закачиваемой жидкости. Запорная арматура представляется угловыми вентилями, изготовленными по лицензии ФРГ. Приборы учета закачиваемой жидкости основаны на принципе перепада давления через сужающее устройство и посредством импульсных трубок выводятся в щитовую КИПиА. ^

На современном этапе ужесточены требования к конструкции нагнетательной скважины: необходимо кольцевое пространство за направлением, кондуктором и эксплуатационной колонной полностью заполнить цементным раствором. Для строительства колонны использовать обсадные трубы стали марки "К"-"Д" с последующей опрессовкой ее на 25,0 МПа.

Скважина должна обязательно оборудоваться НКТ с пакером на башмаке и в за-трубье закачиваться нейтральная жидкость для снижения коррозии (это требование относится к скважинам, в которые закачивается сточная вода).

Дальнейшая разработка площадей и блоков Ромашкинского месторождения потребовала полнейшей реконструкции системы ППД.

Эксплуатация месторождения вступила в четвертую, - заключительную стадию разработки. Этот период характеризуется большим ростом обводненности добываемой продукции, внедрением нестационарного заводнения, регулирование закачки и отбора жидкости и все это при постоянном уровне добычи нефти. За предшествующий период разработки с заводнением преимущественно высокопродуктивных пластов выработался определенный стереотип по отношению к технологическим процессам подготовки воды и нагнетания ее в пласт. Существующая система заводнения начинает сдерживать разработку низкопродуктивных пластов, доля которых неуклонно растет и альтернативы разработки которым нет.

2.2. Реконструкция системы поддержания пластового давления на поздней стадии разработки

С начала 90-х годов в АО "Татнефть" и, соответственно, в НГДУ "Лениногорск-нефть" принимается комплексная программа реконструкции системы ППД, направленная, в основном, на создание новых типоразмеров насосных агрегатов для целей ППД и переход на насосы малой производительности, т.к. насосы ЦНС-180 перестали отвечать современным требованиям и экономическим критериям. Одним из основных недостатков этого насоса является большая подача (180 м3/час) и высокий удельный расход эл.энергии на 1 м3 закачиваемой воды. Исходя из этого, для работы ЦНС-180 приходится вести закачку в больших объемах в нагнетательные скважины, оставляя их в разработке только для того, чтобы обеспечить работу насосного агрегата, что приводит к увеличению объемов закачки, в т.ч. и непроизводительной [21].

Начиная с конца 1994 года на КНС системы ППД проводились испытания ряда насосов малой производительности (НМП), как отечественных изготовителей, так и ведущих зарубежных фирм - это горизонтальные электроцентробежные насосные установки (ГНУ) фирмы "РЭДА" (США); ЦНС-63 (г.Воткинск, Россия); ПЭ-90-180 (г.Сумы, Украина); плунжерные насосы АНТ-90 (СП "Уитли-Урал") и модернизированный под закачку 90 м3/час насос ЦНС-180 (разработка АО "Татнефть", "ИПТЕР").

Рассмотрим подробнее каждую группу насосов [20].

Насосные установки ГНУ фирмы "РЭДА"

НГДУ "Лениногорскнефть" эксплуатирует на 1.01.99 г- 26 ГНУ "РЭДА". Частые изменения режимов работы при эксплуатации, вызванные производственной необходимостью (циклическая закачка, простои, в резерве и т.п.), приводят к неустойчивой работе насосных установок, т.е. к работе насосов за пределами рекомендуемых диапазонов эксплуатации (правее границы рабочей зоны на кривой напорной харак

31 теристики О-Н). Поэтому при эксплуатации насосов фирмы "РЭДА" (также как и других) необходимо создать условия для работы насосов в устойчивой зоне путем регулирования режима работы, предусмотреть уровень защиты насоса от выхода за режим.

Насосные установки ПЭ-90-180 и ЦНС-63-1400.

Результаты анализа насосных установок ЦНС-63-1400 показывают стабильную работу (1-1,5% составляет время простоя по причине отказа). По насосам ПЭ-90-180 наблюдается резкое увеличение простоев по причине недостатка запасных частей (в основном торцевые уплотнения и рабочие колеса).

Основную долю в простое по причине отказов насосов занимают неисправности уплотнительных систем всех анализируемых насосов, поэтому для увеличения долговечности работы уплотнительных систем необходим поиск новых материалов, обеспечивающих безотказную работу в течение 6-12 месяцев.

Насосные установки АНТ-90.

В НГДУ с мая 1998 г. эксплуатируется 2 установки АНТ-90 на опытном участке высокого давления Западно-Лениногорской площади.

Эксплуатация показала неплохие технические характеристики этих агрегатов, что позволило 2 года эксплуатировать опытный участок, поднять пластовое давление в зоне отбора, вывести на постоянный режим работы периодически работающие скважины. Но наряду с положительными сторонами необходимо отметить большие эксплуатационные затраты, частый выход из строя плунжерной системы, большую стоимость закачки в расчете на 1 м3 воды .

По результатам экономических расчетов оценивалась стоимость удельной закачки воды НМП. Произведенная экономическая оценка стоимости закачки 1м3 воды анализируемых насосов показала, что по этому показателю наиболее экономичны насосы ПЭ-90-180 (4,04 тыс.руб.); ЦНС-63-1400 (4,48 тыс.руб.); ГНУ 1500-20 (4,55 тыс.руб.) и ГНУ 1500-15 (4,67 тыс.руб.) (см.табл.2.1).

По удельному расходу электроэнергии на 1 м3 закачки воды лучшие показатели у АНТ-90 (1,26 кВт/час) и ГНУ-1000/15 (1,44 кВт/час) (см.табл.2.1).

При сравнении работы насосов типа ЦНС-63, ГНУ-1500, ПЭ-90 и АНТ-90 в совокупности всех затрат, их экономические показатели находятся примерно на одном уровне, что подтверждает правильность выбора указанных насосов для закачки жидкости в пласт в системах ППД.

В НГДУ проводился анализ эффективности внедрения насосов малой производительности. За начало отсчета взят 1994 год т.к. это год начала внедрения НМП.

33

На графике ( см.рис.2.1) следующие обозначения:

- суммарно установленная мощность в системе ПГЩ по закачке, включая резерв;

- закачка воды в пласт годовая;

- отбор жидкости по НГДУ годовой;

- добыча нефти годовая .

Как видно из графиков на рис.2.1 .,2.2,2.3 суммарно установленная мощность по закачке в системе ППД снизилась с 88792 тыс.м3 до 39556 тыс.м3 или в 2,24 раза.

Закачка в целях ППД снизилась с 12860 тыс.м3 в 1994 году до 8394 тыс.м3 или на 15534 тыс.м3 за 5 лет. Это объем так называемой "вынужденной" закачки только для того, чтобы могли работать агрегаты ЦНС-180.

В связи со снижением объемов закачки технологической жидкости в пласты произошло снижение объемов добычи жидкости из пласта с 12636 тыс.м3 до 9538 тыс.м3 или на 12796 тыс.м3 за 5 лет.

Все это произошло без существенного снижения объемов добычи нефти.

Таким образом, к 2000 г. в АО "Татнефть" и, в частности, в НГДУ "Лениногорск-нефть" определилась новая структура системы ППД, позволяющая более эффективно и рентабельно вести выработку слабопроницаемых и низкопродуктивных коллекторов, которые в настоящее время занимают основное место в структуре запасов АО "Татнефть".

В то же время, не отрицая того, что роль системы ППД особенно велика на завершающей стадии разработки, очевидно, что необходимы комплексные технологические схемы, обеспечивающие более полную выработку запасов, новые методы регулирования разработки для эффективной добычи нефти.

Исходя из вышеизложенного, важными целями исследований явились совершенствование системы заводнения слабопроницаемых пластов Ромашкинского месторождения и повышение эффективности эксплуатации малодебитных добывающих скважин.

Рис. 2.1.

37

3.РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕОДНОРОДНЫХ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ

3.1.Фонтанно-механизированный способ разработки залежей

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

В результате проведенной работы можно сделать следующие основные выводы и рекомендации:

1. На примере объектов НГДУ «Лениногорскнефть» проведен анализ состояния разработки на поздней стадии и обоснована необходимость создания и внедрения новых высокоэффективных технологий и технических средств для эксплуатации добывающих скважин и систем ППД.

2. На основе анализа существующих систем и технологических схем разработки предложена и внедрена ресурсосберегающая комбинированная система разработки и эксплуатации месторождения, сочетающая достоинства фонтанного и механизированного способов разработки и эксплуатации.

122

3. Разработана технология и предложены технические средства для снижения затрубного давления в скважинах, оборудованных установками ШГН.

4. На основе анализа эффективности систем заводнения обоснована необходимость механизации нагнетательных скважин, разработан способ, предложены и испытаны два типа насосных установок для индивидуальной закачки воды, обеспечивающих повышение надежности работы скважин.

5. Предложены и испытаны технологии и технические средства, сочетающие активные и пассивные способы предотвращения парафиноотложений в скважинах, позволяющие увеличить межочистной период в 1,5-2 раза.

6. Оценена эффективность систем водоочистки для систем ППД, предложен и испытан метод повышения их эффективности.

7. Фактический экономический эффект от внедрения предложенных технологий и технических средств составил 9367 тыс.руб.

1. Аливердизаде К. С. Балансирные индивидуальные приводы глубинно-насосной установки. // Азнефтеиздат, 1951.

2. Аливердизаде К.С. Приводы штангового глубинного насоса. М.:Недра, 1973.

3. Абражеев Г.П., Галимов Р.Х., Гусев В.Ф. Морозов Г.А., Воробьев И.В. Применение микроволновых технологий для расплава нефтешламов. Материалы9.й Международной крымской конференции "С8Ч техника и телекоммуникационные технологии" 13-16 сентября ,1999.

4. Байков Н.М., Позднишев Г.И., Мансуров Р.И. Сбор и промысловая подготовка нефти, газа и воды. М.: Недра, 1981.

5. Блинов А.Ф., Дияшев Р.Н., Муслимов Р.Х., Хисамов P.C. О водонефтяном факторе и конечной нефтеотдаче на Ромашкинском нефтяной месторождении. Труды научно-лрактической конференции. Лениногорск, 17-18 марта 1998. Казань /УНовое знание, 1998, с.63-64.

6. Богданов А.А Погружные центробежные электронасосы для добычи нефти. М.: Недра, 1968. с.88-89.

7. Богданов A.A., Казанов А.Ю. Энергетические показатели насосной эксплуатации скважин. Серия И Машины и нефтяное оборудование. М. ВНИИОНГ.1968, N7.

8. Булгаков Р.Т., Муслимов Р.Х., Глумов И.Ф. и др. Повышение нефтеотдачи пластов. Казань, Таткнигоиздат, 1978.

9. Веревкина Г.Ф., Лиходедов В.П., Зевакин H.H., Хисамов P.C., Хамидуллина А.Н. К вопросу определения конечных коэффициентов нефтеизвлечения на поздней стадии разработки.

10. Вопросы подготовки нефти, газа и воды за рубежом. М. ВНИОЭН.Г, 1974.

11. Галеев Р.Г. Повышение выработки труднсизвлекаемых запасов углеводородного сырья, М. , КУБК-а, 1997

12. Дияшев Р.Н. Состояние и пути повышения охвата заводнением многопластовых объектов эксплуатации. Альметьевск, 1981, с.26-41.

13. Залятов М.Ш., Ибрагмов Н.Г., Панарин А.Г., Фадеев В.Г., Закмров А.Ф. Как выжить в условиях кризиса (технологии НГДУ «Альметьевнефть»), М., ВНИИОЭНГ,1999.

14. Иванов А.И., Панарин А.Т., Шакиров А.Н., Улановский Э.И. Экспертная система оперативного контроля разработки нефтяных месторождений. Труды научно-практической конференции. Лениногорск, 17-18 марта 1998. Казань // Новое знание, 1998, с. 156-158.

15. Иванова М.М. Динамика добычи нефти из залежей. М.: Недра. 1976.

16. Информационные отчеты НПО "ЗНОК и ППД по договорам на исследовательские работы внедренных в системе ППД АО "Татнефть" насосных установок малой производительности за 1995-1996гг.

17. Иоаким Г. Добыча нефти и газа. М.: Недра. 1966.

18. Круман Б.Б. Расчеты при эксплуатации скважин штанговыми насосами. М.: Недра, 1980.

19. Кудинов В.И., Сучков Б.М. Интенсификация добычи вязкой нефти из корбонат-ных коллекторов. М.: Недра, 1994.

20. Курочкин Б.М., Галимов Р.Х., Кандаурова Г.Ф., Юнусов LLI.M. Применение во-донабухающего полимера (ВИП) при ремонтно- изоляционных работах в НГДУ "Лениногорскнефть" АО "Татнефть". // Нефтепромысловое дело, № 9, 1999.

21. Курочкин Б.М., Галимов Р.Х., Ка ндаурова ГФ., Юнусов Ш.М. Проведение ре-монтно-изоляционных работ с применением водонабухающего полимера. // Нефтяное хозяйство, N2. 2000.

22. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. Недра. 1979. с. 143.

23. Лысенко В.Д. Критерий рациональности разработки нефтяного месторождения.

24. Труды научно-практической конференции. Лениногорск, 17-18 марта 1998, Казань //Новое знание, 1998 г. с. 35-36

25. Муравьев И.М., Мищенко И. Т. Насосная эксплуатация скважин за рубежом. М.: Недра, i967.

26. Муравьев И.М. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. Недра, 1970.

27. Муравьев И.М. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. Недра, 1979.

28. Муслимов Р.Х. Влияние особенностей геологического строения на эффективность разработки Ромашкинского месторождения. Издательство Казанского университета, 1979.

29. Муслимов Р.Х., Абдулмазитов Р.Г., Иванов А.И., Сулейманов Э.И., Хисамов Р. Б. Геологическое строение и разработка Бавлинского нефтяного местооожде-ния М., ВНИИОЭНГ, 1996.

30. Муслимов Р.Х., Шавапиев A.M., Хисамов Р.Б., Юсупов И.Г. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения. М., ВНИИОЭНГ, 1995.

31. Муслимов Р.Х. Особенности выработки пластов и совершенствования системы разработки нефтяных месторождений на поздней стадии (Альметьевск, 1981г.)

32. Муслимов Р.Х., Султанов С.А., Блинов А.Ф. Развитие принципов и совершенствование разработки Ромашкинского месторождения. Альметьевск, 1981.

33. Муслимов Р.Х. Некоторые особенности выработки неоднородных пластов многопластового эксплуатационного объекта при современной разработке внутрикон-турного заводнения. // Нефтепромысловое дело, 1976, N8.

34. Муслимов Р.Х., Абдулмазитов Р.Г, Совершенствование технологии разработки малопродуктивных нефтяных месторождений Татарии. Казань, Таткнигоиздат, 1989.126

35. Нафикое А.З. Некоторые вопросы анализа разработки многопластовых объектов на поздних стадиях. Труды научно-практической конференции. Лениногорск. 17-18 марта 1998, Казань // Новое знание. 1998, с.93-106.

36. Непримеров H.H. Особенности внутриконтурной выработки нефтяных пластов. Издательство КГУ 1961.

37. Оптимизация процессов добычи нефти за рубежом. Обзорная информация. Серия // Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1981. N3

38. Отчет НТЦ "ЭКОТЕХ" по договору "Разработка индивидуальных технологических схем системы ППД и каскадной технологии очистки воды на первоочередных объектах по перспективному плану АО 'Татнефть", 1997.

39. Роль БашНИПИнефти в развитии нефтяной индустрии Башкортостана. Научное издание под редакцией д.г-м.н. Лозина Е.В. Уфа, РИЦ АНК «Башнефть», 1997.

40. Рахимкулов И.Ф., Алмаев Р.Х., Галлямов М.Н., Исламов П.Я. Применение полимеров для повышения нефтеотдачи пластов Арланского месторождения. // Нефтяное хозяйство, 1982, N5 с.50-54.

41. Садыков И.Ф., Панарин А.Т., Есипов A.B., Миннибаев Ш.Х., Галимов Р.Х., Со-нин В.Ф., Иванов А.И., Фархутдинов Р.Г. Эксперсс-технологии добычи нефти. И Научный Татарстан, N2. 1997.

42. Сафарзаде А.К. Вопросы отбора затрубного газа из глубинно-насосных скважин. Баку, 1959.

43. Справочная книга по добыче нефти под редакцией Гиматутдинова Ш.К. М.: Недра, 1974.

44. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добычи нефти под общей редакцией Гиматутдинова Ш.К., Андриасов P.C., Мищенко И.Т., Петров А.И. и др. М.: Недра, 1982 .

45. Тронов A.B., Ли А.Д., Тронов В.П. и др. Технология предварительного обезвоживания нефти и очистки пластовой воды в условиях ДНС Э.И. /7 Нефтепромысловое дело, N3, 1987.

46. Тронов A.B., Ли А.Д., Тронов В.П и др. Научно-технический прогресс в области очистки сточных вод для заводнения нефтяных месторождений Татарстана ИТЖ .// Нефтепромысловое дело, N1, 1995.

47. Тронов В.П. Промысловая подготовка нефти. М.: Недра. 1977.

48. Тронов В.П., Гуськоеа И.А. Гуськов И.В.О некоторых закономерностях изменения свойств асфальто-смоло-ларафиновых отложений на поздней стадии разработки нефтяного месторждения.// Нефть Татарстана, N1-2. 2000.

49. Труды научно-практической конференции, посвященной 50-летию открытия девонской нефти Ромашкинского месторждения. Лениногорск. 17-18 марта 1998. Казань,// Новое издание, 1998, с.404.

50. Уразаков К.Р , Андреев В.В., Жулаев В П. Нефтепромысловое оборудование для кустовых скважин. М: Недра. 1999. с.236-241.

51. Уразаков И.Р. Эксплуатация наклонно-направленных насосных скважин. М.: Недра, 1993.

52. Фазлыев Р.Т. Площадное заводнение нефтяных месторождений. М.: Недра. 1997.

53. Фаттахов Р.Б., Сахабутдинов Р.З., Тронов В.П. Определение условий применимости подвесного компрессора с приводом от станка-качалки. Труды ТатНИПИ-нефть, Юбилейный выпуск, 1996, с.200-208.

54. Хамзин Р.Г., Фазлыев Р.Т. Оценка эффективности разработки эксплуатационных объектов на поздней стадии методами характеристик вытеснения. Труды научно-практической конференции. Лениногорск, 17-18 марта 1998, Казань // Новое знание, 1998.

55. Хасанов Я.З., Кандаурова Г.Ф. Ресурсосберегающие технологии в добыче нефти. Трудь! научно-практической конференции. Лениногорск, 17-18 марта 1998. Казань. // Новое знание, 1998.

56. Хисамов P.C. Особенности геологического строения и разработки многопластовых нефтяных месторождений. Издательство "Мониторинг", Казань. 1996.

57. Хисамов P.C. Геология, разработка и эксплуатация Абдрахмановской площади. Сборник научных трудов, вып. 1 Уфа. издательство УГНТУ, 1997.

58. Шашин В.Д., Байков Н.М., Гельфгат Я.Л., Губим В.EL Ерошин Н.М., Каган Я.М., Муравленко В.И., Баталин Ю.П. Нефтяная и газовая промышленность Канады. М .: Недра, 1968.

59. Щелкачев В.Н. Анализ разработки крупнейших месторождений СНГ и США. М.ВНИИОЭНГ, 1994.

60. P.W.Fairchild. M.J.Sherry "Wellhead gas compression extends life of beam-pumped wells" в ж. "World Oil", July, 1992.p.71

61. Патент РФ 2122105.МКИ Е 21 В 43/00. Установка для добычи нефти/ Тахаут-динов Ш.Ф., Нурмухаметов P.C. Галимов Р.Х. Тронов В П. Сахабутдинов Р.З. Фаттахов Р.Б., Дорофеев В.А., Набиез З.Г. Бюллетень N32. 20.11.98г.

62. Патент N 2065927 "Способ разработки нефтяной залежи". Муслимов .Р.Х. Су-лейманов Э.И., Тахаутдинов Ш.Ф., Кандаурова Г.Ф., Хасанов Я.З. Нурмухаметов P.C. Галимов Р.Х., Любеикий В.В Бюллетень N5, 16.05.S6r

63. Патент N 2093666 "Способ добычи нефти из группы скважин". Вышенский М.В., Галимов Р.Х., Доброскок Б.Е., Зацарин В.И., Кандаурова ПФ.Любецкий В.В. Соколов В.М., Сулейманов З.И. Тахаутдинов Ш.Ф., Фролов К.С., Хасанов Я.З. Бюллетень N29 20.10.97г.

64. Свидетельство N21, 22 на полезную модель "Устройство для добычи нефти". Муслимов Р.Х., Сулейманов Э.И., Тахаутдинов Ш.Ф., Кандаурова Г.Ф., Хасанов Я.З., Нурмухаметов P.C., Галимов Р.Х., Любецкий В.В., Доброскок Б.Е. Бюллетень N5, 16.05.96г.

65. Патент N 2132455 "Способ закачки воды в нагнетательную скважину и насосная установка для его осуществления" Галимов Р.Х., Федотов Г.А., Тахаутдинов Ш.Ф., Жеребцов Е.П., Лукин A.B., Смотрик Д.В. Бюллетень N18 27.06.99r.

66. Патент N 2104738 "Способ разделения водогазонефтяной смеси" Нурмухаметов P.C., Галимов Р.Х., Хамидуллин М.С., Махмудов Р.Х., Махмудов Р.Р. Бюллетень N5'20.02.98г.

67. Патент N 2094079 "Способ разделения водогазонефтяной смеси" Нурмухаметов P.C., Галимов Р X. Хамидуллин М.С., Махмудов Р.Х., Махмудов Р.Р. Бюллетень N3 от 27.10.97г.

68. Патент N 2057818 "Способ остеклования внутренней поверхности трубы". Ти-мохин М.А., Андреев И.Ф., Галимов Р.Х., Нержавин Н.Л., Валеев Г.Г., Стеблецов

69. A.Г. Бюллетень N10 от 10 04.96г.

70. Патент N 2136866 "Способ разработки нефтяного месторождения" Нурмухаметов P.C., Галимов Р.Х., Кандаурова Г Ф , Загиров М.М., Телин А.Г., Манапов Т.Ф., Хисамутдинов Н.И. Бюллетень N25 от 10.09.99г.

71. Патент N 2134344 "Способ обработки нефтяного пласта" Нурмухаметов P.C. Галимов Р.Х., Кандаурова Г.Ф., Хисамутдинов Н.И., Телин А.Г., Ибрагимов Г.З., Зайнетдинов Т.И. Схорохов А.Г., Исмагилов Т.А. Бюллетень N22 от 10.08.99г.

72. Патент РФ 2106482 МКИЕ 211343100 "Способ добычи нефти " Залятов М.М., Тронов В.П., Фаттахов Р.В. Сахабутдинов Р 3

73. Свидетельство на полезную модель №13389 "Устройство для предотвращения отложений парафина в лифтовых трубах скважин. Лопухов Н.П., Любецкий

74. B.В., Галимов Р.Х., Залятов М.М., Москалев В.И. Бюллетень №10 от 10.04.2000 г.12983. SV 909134 A! 28.02.82r84. SV 1361309 A! 23.12.87r.85. SV 1675543 Ai 07.09.91r.

75. J.Petroleum and Petrochemical International 1973, v 13 №5 p.28.

76. Ш.К Гиматудинов. И.И. Дунюшкин. В.М. Зайцев и др. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. Под ред. Ш.К. Гиматудинова.-М.: Недра. 1988.-302 с.1

77. У Т В Е Р Ж ДА Ю Начальник . НГ^^Дени^бгорскнефть " ¿, £ С ¿. тр. Нурмухаметов " -/Г " пддяг,.

78. РАСЧЕТ прибыли от внедрения способа разработки нефтяных залежей (ресурсосберегающая технология добычи нефти) по НГДУ'Лениногорскнефть" за 1997 год.1. Краткая аннотация.

79. Расчет произведен на дополнительно добытую нефть, с учетом высвобожденного оборудования.1. Ш. Исходные данные.1. Объем внедрения уч. 2

80. Дополнительно добытая нефть т.тн. 7

81. Условно-переменные затраты на добычу 1 тн. нефти

82. Цена реализации 1 тн. нефти

83. Стоимость подземного ремонта нагнетательной скважины.

84. Стоимость 1 подземного ремонта добывающей скважины.7. Оборудованиеуч. т. тн.руб./тн.тыс.руб. тыс.руб.52370 4730007050020300

85. Прибыль определяем по формуле:1. П = (Ц Су.п.) Одоп. - 3где, Ц цена реализации 1 тн.нефти,

86. Су.п. условно-переменная часть себестоимости 1 тн.

87. Одоп. дополнительная добыча нефти,3 затраты.

88. П = ( 473000 52370 ) х 7 - 247146 = 2697264 тыс.руб.

89. Сумма налогов и выплат из прибыли2697264 х 53% = 1429550 тыс.руб.

90. Прибыль остающаяся в распоряжении предприятия.2697264 1429550 = 1267714 тыс.руб.

91. Начальник планового отдела1. Л.Петрякова

92. Начальник технического* отдела1. М.Кузьмин

93. Амортизационные отчисления- трубопроводов1,5 х 167,5 : 15 х 5 1,5 х 150,4 : 15 х 5- насосов169,3 х 20% х 5т.руб. 83,8т.руб. 7 5,2т.руб. 169,3

94. Электроснабжение и автоматизация.12,5 х 5скв. т.руб.3. Затраты на КРС54,0 х 5 скв. т.руб.

95. Итого эксплуатационных затрат: т.руб. 83,81. Ш. Расчет прибыли:

96. Прибыль от внедрения УЭЦН П = (Ц Суп) х Он.доп. - 3 где Ц - цена 1 тн. нефти

97. Суп условно-переменная частьсебестоимости 1 тн. нефти Он.доп.- дополнительная добыча нефти 3 затраты на внедрения

98. П = (818-129) х 1,86 (577,0 - 83,8) = 788,3 тыс.руб.

99. Сумма налогов и выплат из прибыли788,Зтыс.руб. х 30% = 236,5 тыс.руб."

100. Прибыль остающаяся в распоряжении предприятия 788,3 236,5 = 551,8 тыс.руб.62,5 270,0 577,0

101. УТВЕРЖД1АЮ: Начальник НГ,ДУ "Леяи^еговехнефть"

102. Нурмухаметов " У " ¿^ 2000г.

103. РАСЧЕТ экономической эффективности от внедрения концевого делителя фаз по НГДУ'Лениногорсх-нефть" за 1999 год.1. Краткая аннотация.

104. За базу сравнения принимается технология подготовки нефти по которой предварительный сброс пластовой воды осуществлялся по "типовой "технологической схеме.1. NN ЕД. Базовый Новыйпп изм. 1. Ш. Исходные данные.