Оценочные скважины

Фонд скважин различного назначения

Скважины представляют собой основную составляющую системы разработки месторождения, поскольку служат:

каналами для подъема У В и попутных компонентов из недр,

для получения информации о залежах,

для управления процессами дренирования пластов.

Фонд скважин на месторождении (эксплуатационном объекте) подразделяется на группы по разным признакам—

— по назначению,

— по очередности бурения,

— по способам эксплуатации,

— по состоянию на отчетную дату,

— по времени ввода в эксплуатацию и т. д. —

Количественное и качественное изменение фонда скважин во времени по объектам и месторождениям на конец каждого квартала отражается в специальных отчетных документах промыслово-геологической службы, на основании которых планово-экономическое подразделение составляет отчет по эксплуатации скважин нефтегазодобывающего предприятия в целом.

Ниже приводится краткая характеристика фонда скважин с делением его на группы по основным признакам.

Скважины эксплуатационного объекта (месторождения, предприятия в целом) по своему назначению подразделяются на следующие основные группы:

— добывающие,

— нагнетательные,

— специальные,

— вспомогательные.

Добывающие скважины — предназначены для добычи нефти, газа и попутных компонентов. По большинству эксплуатационных объектов составляют наибольшую часть фонда скважин

Нагнетательные скважины предназначены для нагнетания в пласты различных агентов с целью обеспечения эффективной разработки залежей. В зависимости от нагнетаемого агента (воды, пара, газа и др.) нагнетательные скважины называют водонагнетательными, паронагнетательными, газонагнетательными и др. При внедрении процесса внутрипластового горения нагнетательные скважины одновременно выполняют функции зажигательных. Нагнетанию воздуха в них предшествует инициирование горения в призабойной зоне пласта.

Специальные скважины предназначены для проведения различного рода исследований с целью изучения параметров и состояния залежей при их подготовке к разработке и в процессе разработки. Эту группу скважин подразделяют на две подгруппы:

-оценочные

-контрольные скважины.

Оценочные скважины используются для оценки нефтегазонасыщенности и других параметров пластов. Их бурят по особой технологии на разных этапах освоения и разработки месторождения с отбором керна из продуктивных пластов и проведением рационального комплекса геофизических исследований для оценки начальной, текущей и остаточной нефтегазонасыщенности.

Контрольные скважины предназначены для контроля за процессами, протекающими в пластах при разработке залежей нефти и газа. В эту подгруппу скважин входят:

— пьезометрические и

— наблюдательные скважины.

Пьезометрические скважины служат для проведения наблюдений за изменением в них пластового давления путем регистрации уровня жидкости в стволе, непосредственного измерения пластового давления глубинным манометром или замера давления на устье. Пьезометрические скважины обычно располагаются за контуром нефтеносности, т. е. в водоносной части пласта; по данным о поведении пластового давления в них составляется характеристика законтурной области. В последние годы в нефтяной промышленности к пьезометрическим стали относить и скважины, остановленные в пределах залежи для наблюдения за изменением пластового давления.

Наблюдательные скважины предназначены для наблюдения за характером вытеснения нефти из пластов — за перемещением ВНК, ГНК, ГВК, контакта нефти с нагнетаемыми в пласт агентами, за изменением нефтегазоводонасыщенности пластов. Эти скважины бурят в пределах залежи. В газовой промышленности наблюдательные скважины используют также для точных замеров пластового давления. Конструкцию скважин выбирают в зависимости от поставленных задач и возможных методов исследования. Так, на нефтяных месторождениях широко применяют конструкцию с неперфорированной эксплуатационной колонной, позволяющей с высокой результативностью применять нейтронные методы исследования нефтегазоводонасыщенности пластов.

Наряду со специальными скважинами для изучения процессов, протекающих в пластах, широко используют контрольно-эксплуатационные скважины. Возможности включения таких скважин в сеть специальных скважин особенно широки при разработке многопластовых месторождений. Для использования в качестве контрольно-эксплуатационных выбирают скважины, добывающие и нагнетательные, в которых перфорирована только часть продуктивных пластов разреза. При этом каждая скважина выполняет роль контрольной для неперфорированных пластов и добывающей или нагнетательной—для перфорированных. При разработке газовых месторождений к контрольно-эксплуатационным относят также скважины, в которых периоды эксплуатации чередуют с продолжительными остановками для проведения по разрабатываемому объекту исследований, свойственных наблюдательным скважинам.

Фонд специальных скважин частично создается за счет

их целенаправленного бурения,

скважин, которые уже выполнили поставленные ранее перед ними задачи.

Так, в число пьезометрических переводят разведочные скважины, оказавшиеся за пределами залежи, а также добывающие скважины, обводнившиеся в результате вытеснения из пласта нефти или газа водой. Оценочные скважины и значительную часть наблюдательных бурят специально. Возможен и перевод специальных скважин из одной подгруппы в другую. Например, после фиксации нейтронными методами факта полного обводнения пластов в наблюдательной скважине в последней с целью проверки полученных результатов производят перфорацию исследуемых пластов и испытание их на приток. После подтверждения данных об обводненности пластов скважина может использоваться в качестве пьезометрической.

К числу вспомогательных скважин на месторождении относят:

водозаборные и

поглощающие скважины.

Водозаборные—это скважины, предназначенные для отбора воды из водонапорного горизонта с целью нагнетания ее в продуктивные пласты и использования для других нужд при разработке месторождения.

Поглощающие (сбросовые) скважины используются в необходимых случаях для захоронения попутных и других промысловых вод в глубокие водоносные горизонты, если эти воды не могут быть включены в систему заводнения пластов.

В качестве вспомогательных, так же как и специальных, используются скважины, целенаправленно пробуренные или переведенные из других групп.

Скважины с разной очередностью бурения

Первую очередь скважин на залежах нефти и газа составляют разведочные скважины, которые по окончании разведки переводятся в основном в добывающие и частично — в нагнетательные.

Нефтяные залежи небольших размеров могут на 1—2 года вводиться в опытную (пробную) эксплуатацию для получения дополнительных данных, необходимых для обоснования системы и показателей разработки. На этом этапе допускается бурение в различных частях залежи небольшого числа добывающих скважин, которые впоследствии будут вписаны в сетку добывающих и нагнетательных скважин. Такие скважины называют опережающими добывающими скважинами. Эксплуатация разведочных и опережающих скважин, освоение под закачку воды двух-трех скважин позволяют уточнить представления о режиме залежи, продуктивности и приемистости .скважин, устойчивости пластов-коллекторов против разрушения, характере обводнения скважин и др.

При значительной площади нефтеносного объекта, когда опытная эксплуатация залежи в целом практически невозможна и нецелесообразна из-за больших масштабов работ по обустройству территории, проводят опытно-промышленную эксплуатацию наиболее представительного участка залежи. На выбранном участке бурят и эксплуатируют опережающие добывающие и нагнетательные скважины по сетке, применяемой обычно при разработке в подобных геологических условиях. Таким образом создают фрагмент будущей системы разработки нефтяного эксплуатационного объекта в целом. Опережающие скважины бурят на основании проектов опытной или опытно-промышленной эксплуатации.

Последующее бурение осуществляется в соответствии с технологической схемой и затем — с проектом разработки. проектным документом на разработку предусматриваются основной и резервный фонды скважин. В первую очередь бурят скважины основного фонда, т. е. скважины, расположенные по равномерной или равномерно-переменной сетке в установленных границах площади размещения проектных скважин. В дальнейшем на плохо вырабатываемых участках бурят скважины резервного фонда, в результате чего размещение скважин становится неравномерным, соответствующим характеру неоднородности эксплуатационного объекта.

При резкой мезо- и макронеоднородности, переходящей в прерывистость пластов-коллекторов со сложной конфигурацией зон их распространения по площади, а также при осложненности строения объекта многочисленными тектоническими нарушениями сплошное разбуривание участка с бурением подряд всех проектных скважин основного фонда может привести к получению значительного количества непродуктивных скважин, попавших в зоны отсутствия коллекторов или в законтурные области пластов в тектонических блоках. Для предотвращения этого в указанных условиях бурение скважин основного фонда ведут по принципу от «известного к неизвестному». При этом, опережая, главный фронт буровых работ, перемещаемый в определенном направлении, выборочно (с пропуском нескольких фондовых точек) бурят отдельную скважину и по полученным результатам решают вопрос о целесообразности бурения соседних скважин. При наличии в этой скважине продуктивного пласта на соседние проектные скважино — точки также переводятся буровые станки, при отсутствии пласта бурение соседних проектных скважино-точек отменяется. При таком порядке разбуривания количество непродуктивных скважин сводится до минимума. На многопластовом месторождении «сухие» скважины переводят на другие эксплуатационные объекты. При наличии на месторождении одного объекта их ликвидируют, в соответствии с требованиями Госгортехнадзора, без спуска эксплуатационных колонн.

Разбуривание газового месторождения осуществляют в несколько ином порядке. Первую очередь добывающих скважин составляют разведочные скважины. По небольшим объектам их количество иногда оказывается достаточным для обеспечения установленного максимального уровня добычи газа. По средним и крупным месторождениям вслед за разведочными бурят первую очередь добывающих скважин, необходимых для выхода на максимальный уровень добычи. Затем в течение второй стадии разработки бурят дополнительные скважины для поддержания достигнутого максимального уровня добычи, что необходимо в связи с падением дебита и выключением из работы ранее пробуренных обводнившихся скважин.

Учет изменений фонда скважин

Фонд скважин каждого действующего эксплуатационного объекта, месторождения и предприятия в целом находится в постоянном движении. Изменяется общее количество добывающих скважин: обычно на 1 и II стадиях разработки оно постепенно возрастает, на III и IV—уменьшается. Количество нагнетательных скважин по мере развития системы заводнения возрастает. Скважины могут переходить из одной группы в другую. Так, при внедрении внутриконтурного заводнения первое время часть нагнетательных скважин может использоваться в качестве добывающих. При разрезании залежей рядами нагнетательных скважин практикуют освоение на первом этапе нагнетательных скважин под закачку через одну, а промежуточные нагнетательные скважины временно используют в качестве добывающих. Форсированная добыча нефти из последних способствует перемещению поступающей в пласт воды вдоль линии разрезания. После обводнения промежуточные скважины также осваивают под закачку воды, т. е. переводят в группу нагнетательных. С целью постепенного развития системы заводнения для улучшения воздействия на участки залежи, недостаточно вовлеченные в разработку, практикуют перевод части обводнившихся добывающих скважин в нагнетательные.

Изменяется состояние скважин. В основном они должны находиться в работе, но могут быть и в ремонте или простаивать по различным причинам.

Для регистрации движения фонда скважин на конец каждого квартала (года) по эксплуатационному объекту и месторождению в целом составляется отчет «Фонд скважин» (табл. 3). В отчете отражается весь фонд скважин, числящихся по эксплуатационному объекту (месторождению, нефтегазодобывающему предприятию) на конец квартала (года). Отчет на конец четвертого квартала характеризует фонд на конец отчетного года. Отчеты составляют раздельно для нефтяных и газовых скважин.

В фонде скважин в отчете выделяются эксплуатационный фонд и другие группы скважин.

Эксплуатационный фонд—основная часть фонда, включающая действующие и бездействующие добывающие скважины, а также скважины, осваиваемые или ожидающие освоения после бурения для добычи из них продукции.

Таблица 3. Форма отчета «Фонд скважин»

Состав фонда

Число

скважин

Эксплуатационный фонд

1

Дающие нефть (газ)

2

Остановленные в последнем месяце отчетного квартала из числа давших добычу в этом месяце —

3

В том числе находящиеся в ремонте —

4

Итого действующих (1+2)

5

Выбывшие из действующих в отчетном году —

6

Выбывшие из действующих в предыдущие годы —

7

В том числе находящиеся в ремонте —

8

Итого бездействующих (5+6)

9

Осваиваемые и ожидающие освоения после бурения

10

В том числе находящиеся в работах по освоению —

11

Всего эксплуатационный фонд скважин (4+8+9)

Другие группы скважин

12

Нагнетательные

13

В том числе действующие —

14

Специальные (контрольные оценочные)

15

Водозаборные и дающие иодобромную и — техническую воду

16

Поглощающие для сброса сточных вод и прочие —

17

Находящиеся в консервации —

18

Находящиеся в ожидании ликвидации —

19

Ликвидированные после эксплуатации —

20

Ликвидированные после бурения

К действующим относят скважины, давшие продукцию в последнем месяце отчетного периода, в том числе:

скважины, дающие нефть (газ), т. с. дающие продукцию на конец последнего дня отчетного квартала (включая скважины, находящиеся на наполнении жидкости при периодической эксплуатации);

скважины, которые в последнем месяце квартала давали продукцию даже. в небольшом количестве, но остановлены в этом месяце и находятся в ремонте или простое по любой причине.

К бездействующим, относят скважины, ранее эксплуатировавшиеся на нефть (газ), но не давшие продукции в течение последнего месяца отчетного периода, в том числе:

выбывшие из действующих в отчетном году, т. е. остановленные в текущем году и в декабре прошлого года (последние на 1 января отчетного года числились в фонде действующих скважин);

выбывшие из действующих в предыдущие годы, т. с. остановленные до 1 декабря предыдущего года.

К скважинам, осваиваемым или ожидающим освоения после бурения, относят скважины, принятые после бурения для последующей эксплуатации на нефть (газ), а также скважины, переведенные для этой цели из числа нагнетательных, специальных, законсервированных и др., если ранее они никогда продукции не давали.

Указываемые в отчете другие группы скважин соответствуют показанным в настоящей главы группам скважин, не предназначенных и не используемых для эксплуатации на нефть или газ. При этом в группы нагнетательных, специальных, вспомогательных (водозаборные, поглощающие) включают все скважины: действующие, выбывшие в бездействие в отчетном и предыдущих годах, находящиеся в освоении и ожидании освоения. В группе нагнетательных скважин отдельно выделяют действующие скважины, которые определяются по тому же принципу, что и действующие добывающие скважины (т. е. находятся в работе в конце последнего дня отчетного квартала), с тем отличием, что их действие связано с закачкой воды или другого рабочего агента.

В другие группы скважин входят также скважины, находящиеся в консервации, в ожидании ликвидации, ликвидированные после эксплуатации и ликвидированные после бурения.

Находящиеся в консервации—это скважины, которые в какой-то период не могут быть использованы ни для какой цели и на которые в связи с этим оформлено разрешение о консервации на определенный срок. В эту группу включаются все законсервированные скважины независимо от их назначения и причин консервации. После окончания срока консервации скважину, если она не подлежит ликвидации, переводят в соответствующую часть фонда.

Находящиеся в ожидании ликвидации—это скважины, на которых проводят работы по ликвидации, или скважины, документы на ликвидацию которых направлены в соответствующие органы.

Ликвидированные—это скважины, ликвидация которых оформлена в установленном порядке и ликвидационные работы на которых уже выполнены. Ликвидированные после эксплуатации—скважины, которые после завершения эксплуатации не могли быть использованы в других целях: ликвидированные после бурения—скважины, непригодные для использования по различным причинам: прекращенные бурением по техническим или геологическим причинам, выполнившие свое геологическое назначение, непродуктивные и т.п.

Главная \ Познавательно \ 10. Понятие скважина. Типы скважин

10. Понятие скважина. Типы

Так что же такое скважина?

Скважина буровая — горная выработка круглого сечения глубиной свыше 5м и диаметром обычно 75 — 300 мм, проводимая с помощью буровой установки. С. проходят с поверхности земли и из подземных горных выработок под любым углом к горизонту. Различают начало скважины (устье), дно (забой) и стенки скважины (ствол). Глубины скважин составляют от нескольких метров до 9 и более километров. При бурении разведочных скважин на твёрдые полезные ископаемые их диаметр обычно 59 и 76 мм, на нефть и газ 100 — 400 мм.

При проектировании конструкции нефтяной скважины исходят из следующих основных требований:

  • конструкция скважины должна обеспечивать свободный доступ к забою глубинного оборудования и геофизических приборов;
  • конструкция скважины должна предотвращать обрушение стенок скважины;
  • конструкция скважины должна обеспечивать надежное разобщение всех пластов друг от друга, то есть она должна предотвращать перетекание флюидов из одного пласта в другой;
  • кроме того, она должна обеспечивать возможность герметизации устья скважины при необходимости.

Давайте разберем, как строят скважины и какова их типовая конструкция на примере нефтяных скважин, которые бурят на месторождениях Удмуртии.

Сначала бурят ствол большого диаметра глубиной порядка 30 метров. Спускают металлическую трубу диаметром 324 мм, которая называется направление, и цементируют пространство между стенками трубы и стенками горной породы. Направление нам необходимо для того, чтобы верхний слой почвы не размывался при дальнейшем бурении. Далее продолжают бурение ствола меньшим диаметром до глубины примерно 500-800 м. Снова спускают колонну труб диаметром 168 мм и также цементируют пространство между колонной труб и стенками породы по всей длине. Это у нас кондуктор. Далее бурение возобновляют и бурят скважину уже до целевой глубины. Снова спускают колонну труб диаметром 146 мм, которая называется эксплуатационной колонной. Пространство между стенками труб и горной породой опять же цементируется от забоя скважины и вплоть до устья.

Зачем нам нужен кондуктор? До глубины порядка 500 метров расположена зона пресных вод с активным водообменном. Ниже глубины 500 м (глубина может быть различна для разных регионов) идет зона затрудненного водообмена с солеными водами, а также другими флюидами (нефтью, газами). Кондуктор нам необходим в качестве дополнительной защиты, предотвращающей возможность засолонения пресных вод и попадания в них вредных веществ с нижележащих пластов.

Между кондуктором и эксплуатационной колонной в некоторых случаях (например, при большой глубине скважины) спускают промежуточную (техническую) колонну.

В зависимости от геологических условий нефтяного месторождения бурят различные типы скважин. Нефтяная скважина может быть пробурена как:

  • вертикальная;
  • наклонно-направленная;
  • горизонтальная;
  • многоствольная или многозабойная

Вертикальная скважина – это скважина, у которой угол отклонения ствола от вертикали не превышает 5°.

Если угол отклонения от вертикали больше 5°, то это уже наклонно-направленная скважина.

Горизонтальной скважиной (или горизонтальным стволом скважины) называют скважину, у которой угол отклонения ствола от вертикали составляет 80-90°. Но здесь есть один нюанс. Так как «в природе нет прямых линий» и продуктивные нефтенасыщенные пласты залегают в недрах земли, как правило, с некоторым наклоном, а часто с довольно крутым наклоном, то на практике получается, что нет никакого смысла бурить горизонтальную скважину под углом приблизительно равным 90°. Логичнее пробурить ствол скважины вдоль пласта по наиболее оптимальной траектории. Поэтому в более широком смысле, под горизонтальной скважиной понимают скважину, имеющую протяженную фильтровую зону — ствол, пробуренный преимущественно вдоль напластования целевого пласта в определенном азимутальном направлении.

Скважины с двумя и более стволами называют многоствольными (многозабойными).

Чем отличается многоствольная скважина от многозабойной?

Многоствольные скважины, также как и многозабойные, имеют основной ствол и один или несколько дополнительных. Ключевым отличием является расположение точки разветвления стволов. Если точка находится выше продуктивного горизонта, на который пробурена скважина, то скважину называют многоствольной (МСС). Если же точка разветвления стволов находится в пределах продуктивного горизонта, то скважину называют многозабойной (МЗС).

Другими словами, если основной ствол скважины пробурен вплоть до продуктивного горизонта и уже в самом продуктивном горизонте из него пробурен один или несколько дополнительных стволов, то это многозабойная скважина (МЗС). В этом случае скважина пересекает верхнюю границу продуктивного горизонта только в одной точке.

Если же дополнительные стволы скважины забурены из основного ствола выше продуктивного горизонта и, таким образом, скважина имеет больше одной точки пересечения с продуктивным горизонтом или, как вариант, дополнительные стволы пробурены на разные горизонты, то это многоствольная скважина (МСС).

Категории скважин

По своему назначению скважины подразделяются на следующие категории:

  • поисковые;
  • разведочные;
  • эксплуатационные.

Поисковые скважины – это скважины, которые бурят с целью поиска новых залежей (месторождений) нефти и газа.

Разведочные скважины бурят на площадях с уже установленной нефтегазоносностью для уточнения запасов нефти и газа, а также для сбора и уточнения исходных данных, необходимых для составления проекта (технологической схемы) разработки месторождения.

При проектировании и разработке нефтяных месторождений выделяются следующие группы эксплуатационных скважин:

  • основной фонд добывающих и нагнетательных скважин;
  • резервный фонд скважин;
  • контрольные (наблюдательные и пьезометрические) скважины;
  • оценочные скважины;
  • специальные (водозаборные, поглощающие и др.) скважины;
  • скважины-дублеры.

Добывающие (нефтяные и газовые) скважины предназначены для извлечения из залежи нефти, нефтяного и природного газа, газоконденсата и других сопутствующих компонентов. В зависимости от способа подъема жидкости добывающие скважины подразделяются на фонтанные, газлифтные и насосные.

Нагнетательные скважины предназначены для воздействия на продуктивные пласты путем нагнетания в них воды, газа, пара и других рабочих агентов. В соответствии с принятой системой воздействия нагнетательные скважины могут быть законтурными, приконтурными и внутриконтурными. В процессе разработки в число нагнетательных скважин в целях переноса нагнетания, создания дополнительных и развития существующих линий разрезания, организации очагового заводнения могут переводиться добывающие скважины.

Часть нагнетательных скважин может временно использоваться в качестве добывающих.

Резервный фонд скважин предусматривается с целью вовлечения в разработку отдельных линз, зон выклинивания и застойных зон, которые не вовлекаются в разработку скважинами основного фонда в пределах контура их размещения. Количество резервных скважин обосновывается в проектных документах с учетом характера и степени неоднородности продуктивных пластов (их прерывистости), плотности сетки скважин основного фонда и т. д.

Контрольные (наблюдательные и пьезометрические) скважины предназначаются:

  • наблюдательные — для периодического наблюдения за изменением положения водонефтяного, газонефтяного и газоводяного контактов, за изменением нефтеводогазонасыщенности пласта в процессе разработки залежи;
  • пьезометрические — для систематического измерения пластового давления в законтурной области, в газовой шапке и в нефтяной зоне пласта. Количество и местоположение контрольных скважин определяется в проектных документах на разработку.

Оценочные скважины бурятся на разрабатываемых или подготавливаемых к пробной эксплуатации месторождениях (залежах) с целью уточнения параметров и режима работы пластов, выявления и уточнения границ обособленных продуктивных полей, оценки выработки запасов нефти отдельных участков залежи в пределах контура запасов категории А+В+С1.

Специальные скважины предназначаются для добычи технической воды, сброса промысловых вод, подземного хранения газа, ликвидации открытых фонтанов. К специальным относятся водозаборные, поглощающие скважины:

  • водозаборные скважины предназначаются для водоснабжения при бурении скважин, а также систем поддержания пластового давления в процессе разработки.
  • поглощающие скважины предназначены для закачки промысловых вод с разрабатываемых месторождений в поглощающие пласты.

Скважины-дублеры предусматриваются для замены фактически ликвидированных из-за старения (физического износа) или по техническим причинам (в результате аварий при эксплуатации) добывающих и нагнетательных скважин.

Литература:

1. Норман Дж. Хайн. Геология, разведка, бурение и добыча нефти. М.: ЗАО «Олимп-Бизнес», 2008г. – 752 стр.

Поисково-оценочная скважина – эффективный способ обнаружить нефтяное месторождение для его дальнейшей разработки. Оборудование подобного объекта имеет первостепенное значение и требует учёта большого количества обязательных факторов, при помощи которых можно добиться необходимого результата в кратчайшие сроки. В ходе проведения разведывательных работ проводятся всевозможные исследования, при помощи которых удаётся получить всю необходимую информацию о геологическом строении изучаемого пласта, опасности проведении работ и многом другом.

При помощи поисково-оценочной скважины можно как изучить новую площадку на предмет возможных месторождений, так и исследовать ранее открытые залежи для дополнительного осмотра. Помимо непосредственного нахождения нефтяного месторождения, оценочная скважина также поможет сразу же определить и её производительность, чтобы вы смогли точно представлять, на что именно можно рассчитывать. Грамотно оборудованная скважина способна предоставить всю необходимую информацию, важно лишь внимательно подойти к процессу её оборудования, дабы ничего не упустить из виду.

Что входит в исследовательскую программу поисково-оценочной скважины?

Нахождение нового нефтяного месторождения и определение его производительности – это далеко не единственная задача поисково-оценочной скважины. При грамотном оборудовании, данный объект способен выполнить целый комплекс исследований, который предоставит исчерпывающую информацию. Подобный комплекс оценочных исследований, которым может обладать скважина, включает в себя:

  • Сбор керна в тех местах, где предположительно располагаются нефтеносные горизонты. Также сбор производится на границах стратиграфических подразделений, для получения полной картины.
  • Сбор шлама, осуществляющийся в пределах нефтеносных горизонтов на расстоянии от одного до пяти метров.
  • Всевозможные исследования, в том числе геофизические, геохимические и технологические.
  • Проведение специальных исследований непосредственно в скважине.
  • Бурильные трубы оснащаются специальными пластоиспытателями, для того чтобы опробовать перспективный нефтеносный горизонт ещё в процессе бурения. Пробы пластовых флюидов отбираются для дальнейшего более подробного исследования при помощи соответствующего оборудования.
  • Интенсификация притоков углеводорода из пластов. При этом притоки имеют сопровождение в виде методов ГИС, что способствует более высокой скорости получения необходимых данных.
  • Осуществление пробной эксплуатации продуктивных скважин для определения потенциала.

Это лишь часть тех возможностей, которые может предложить полноценная поисково-оценочная нефтяная скважина. Однако важно понимать, что добиться подобных преимуществ можно далеко не всегда. Всё зависит, насколько грамотно будет произведено оборудование объекта и насколько грамотно он будет использоваться. Именно поэтому проведение поиска нефтяного месторождения и его дальнейшую оценку доверяют лишь ведущим специалистам, обладающим необходимым опытом и способным справиться с поставленной задачей.

Особенности эксплуатации поисково-оценочной скважины

Как правило, проведение поисково-оценочных работ с целью определения нефтяных месторождений осуществляется только ведущими компаниями, способными предоставить необходимое оборудование и имеющими в своём штате подходящих специалистов. Это связано не только с тем, что проведение подобной операции довольно дорого стоит, но и с необходимостью выполнения большого количества действий. К примеру, ориентируясь на полученные результаты, специалисты должны провести подробный подсчёт имеющихся запасов с учётом категорий. Таким образом, удаётся узнать насколько нефтеносным остаётся используемый слой, и насколько богатым окажется исследуемое новое месторождение.

Все результаты, получаемые при бурении поисково-оценочных нефтяных скважин, оформляются в виде специального отчёта, отображающего максимально подробную информацию. Отчёт включает в себя обобщённые результаты проведённых исследований. При этом отображаются все исследования, в том числе геохимические и геофизические. Далее специалисты, на основе полученных данных, указывают в отчёте вывод о проделанной работе.

Ориентируясь на полученные данные, специалисты либо пишут подробное заключение о том, что дальнейшее проведение работ в данном месте является бессмысленным, так как поисковое бурение не продемонстрировало каких-либо определённых результатов, либо обосновывают промышленную значимость месторождения, если какие-либо залежи всё же были выявлены.

Трудности поисково-оценочных работ в потенциальных нефтяных месторождениях

К сожалению, в нашей стране проведение поисково-оценочного нефтяного бурения проходит всё реже, так как многие испытывают серьёзную проблему с финансированием подобных мероприятий. Разумеется, проведение оценочных работ на уже имеющемся месторождении осуществляется за счёт компании, которой принадлежит данный пласт, потому в подобной ситуации проблемы не возникают. Но если говорить о поиске и оценке новых залежей, то здесь всё обстоит гораздо сложнее. Согласно законодательству Российской Федерации, субъекты федерации не могут спонсировать проведение подобных разведок из собственного бюджета. В результате этого, многие компании, ранее действующие вместе с администрацией субъекта, отказались от дальнейших работ. Частичным решением проблемы стало предложение администраций закреплять за компаниями, проводящими поисково-оценочное бурение, данный участок без дальнейшего выставления на торги. Более подробно данная ситуация будет обговорена в новом законе, разрабатываемом правительством.

Фонд скважин. Учет изменений фонда и показатели работы

В этой статье разберем некоторые показатели, которыми характеризуется фонд скважин на нефтегазодобывающем предприятии. И начнем мы с определения, что такое фонд скважин.

Фонд скважин

Вся совокупность скважин в ведении нефтегазодобывающего предприятия называется фонд скважин. Хотя чаще принято говорить о фонде скважин относящемуся к определенному месторождению (фонд скважин Мишкинского месторождения, например). В общем, фонд скважин – это число скважин на месторождении и классификация этих скважин по назначению и текущему состоянию.

Фонд скважин может состоять из добывающих, нагнетательных, специальных (оценочных, контрольных) и вспомогательных (водозаборных, поглощающих) скважин. Также в фонде скважин выделяются скважины ожидающие освоения, законсервированные скважины, ликвидированные, действующие и бездействующие скважины.

Для регистрации движения фонда скважин на конец каждого квартала (года) по эксплуатационному объекту и месторождению в целом составляется отчет «Фонд скважин». В отчете отражается весь фонд скважин, числящихся по эксплуатационному объекту (месторождению, нефтегазодобывающему предприятию) на конец квартала (года). Отчет на конец четвертого квартала характеризует фонд на конец отчетного года. Отчеты составляют раздельно для нефтяных и газовых скважин.

Основное внимание, конечно, уделяется работе добывающего фонда скважин. Именно от этих скважин в первую очередь зависит экономическая эффективность работы предприятия.

Для оценки эффективности использования фонда скважин существуют специальные показатели, такие как среднедействующий фонд скважин (СДФ) за месяц, год; коэффициент эксплуатации скважин (Кэксп.); межремонтный период работы скважин (МРП).

Коэффициент эксплуатации скважин (Кэксп.)

Коэффициент эксплуатации скважин – это отношение времени фактической работы скважин к их общему календарному времени за месяц, квартал, год.

Как правило, не бывает так чтобы средний Кэксп. по всем скважинам месторождения был равен единице. Чаще всего он колеблется около значений 0,96 – 0,98.

В то же время по одной отдельно взятой скважине коэффициент эксплуатации вполне может быть равен единице. Например, за прошедший месяц отдельная скважина вполне могла проработать без каких-либо остановок, тогда если разделить время фактической работы этой скважины на календарное время за месяц, то Кэксп. = 1.

Почему по всему фонду скважин коэффициент эксплуатации не бывает равен единице? Ответ на этот вопрос заключается в том, что для проведения различных ремонтных работ необходима остановка скважин. Их останавливают для проведения исследований (например, КВУ) или проведения запланированных ГТМ, планово-предупредительных ремонтов или работ по оптимизации оборудования и т. п. Из-за вынужденной остановки на время проведения ремонтных и других работ фактическое время работы по тем или иным скважинам будет меньше календарного.

Среднедействующий фонд скважин (СДФ)

Средний действующий фонд скважин (сокращенно среднедействующий фонд или СДФ) измеряется в скважинах. Как правило, этот показатель используется для расчета планового коэффициента эксплуатации скважин, который в свою очередь используется в плановых расчетах добычи нефти.

Фонд скважин месторождения все время пребывает в движении (особенно на крупных месторождениях). Какие-то скважины уходят в бездействие, какие-то наоборот вводятся из бездействия. Бурятся новые скважины, проводятся ГТМ, скважины переводятся из одного фонда в другой (например, из нагнетательного в добывающий) и т. п. Как правило, скважины вводятся в произвольное число месяца, поэтому среднедействующий фонд в каждом конкретном месяце, чаще всего, не является целым числом.

Предположим, что какое-то гипотетическое месторождение разрабатывается десятью добывающими скважинами. И за прошедший месяц число действующих скважин никак не менялось. В этом случае среднедействующий фонд скважин равен 10.

Далее, предположим, что одна из скважин в прошедшем месяце ушла в бездействие. В бездействие скважины уходят, как правило, с первого числа, поэтому в том месяце, в котором скважина ушла в бездействие, среднедействующий фонд будет равен девяти.

Рассмотрим теперь другой случай. На первое число месяца фонд скважин состоял из десяти действующих добывающих скважин, а шестого числа была введена в эксплуатацию еще одна добывающая скважина. Понятно, что на первое число следующего месяца фонд скважин будет равняться одиннадцати. Но вопрос, каков среднедействующий фонд в прошедшем месяце, т.е. в месяце ввода новой скважины?

Чтобы ответить на этот вопрос надо знать, сколько было календарных дней в прошедшем месяце. Допустим, это был октябрь, т.е. 31 календарный день. Тогда новая скважина, введенная 6-го числа, проработала в прошедшем месяце 26 дней. А ее доля в СДФ равняется 26/31=0,84. То есть СДФ в прошедшем месяце равен 10,84 скважин (10 скважин на начало месяца + 0,84 скважины дала введенная скважина).

Межремонтный период работы скважин (МРП)

После ввода в эксплуатацию добывающие скважины испытывают воздействие различных неблагоприятных факторов. Как с точки зрения работы пласта (кольматирование призабойной зоны пласта, обводнение подстилающей или закачиваемой водой, например), так и с точки зрения работы оборудования, спущенного в скважину (это может быть отказ насоса, обрыв штанг, снижение подачи насоса из-за отложений парафина в клапанах насоса, коррозия НКТ).

В этой связи в скважине периодически проводятся различные ремонтные работы для устранения выявленных нарушений. Для контроля эффективности работы скважин существует показатель «межремонтный период работы» (МРП) скважин.

Под межремонтным периодом работы скважин понимается продолжительность фактической эксплуатации скважин от ремонта до ремонта, т. е. время между двумя последовательно проводимыми ремонтами. МРП измеряется в сутках.

Нефтегазодобывающие предприятия стремятся увеличить МРП с тем, чтобы снизить затраты на ремонтные работы и предотвратить потери нефти от простоя скважин, находящихся в ремонте (или в ожидании ремонта).

Как можно увеличить МРП? Для этого выявляют и устраняют факторы, приводящие к преждевременной остановке скважин, такие как коррозия глубинно-насосного оборудования, НКТ, штанг; проводят мероприятия по борьбе с различными скважинными осложнениями (отложениями АСПО, гидратов, солей, засорением насосов механическими примесями). Какие еще скважинные осложнения существуют и как с ними бороться читайте в статье Предупреждение и борьба с осложнениями при эксплуатации скважин.

Значительный эффект на удлинение межремонтного периода оказывает комплексный ремонт скважин, то есть одновременный ремонт наземного оборудования и подземный ремонт скважины.

2. Федеральный закон «Об аудиторской деятельности» от 30.12.2008 № 307-Ф3 // Справочно-правовая система «Гарант».

3. Белобжецкий, И.А. Бухгалтерский учет и внутренний аудит / И.А. Белобжецкий.: В 2 ч. М.: Бухгалтерский учет -42.- 2014. — 128 с.

4. Бычкова, С.М. Аудиторская деятельность: Теория и практика /С.М. Бычкова; Отв. ред. A.B. Лялин. -СПб.: Лань, 2014. — 317 с.

5. Колпакова,Г.М. Как управлять дебиторской задолженностью. — М.: Современная экономика и право, 2014. — 136с.

© Заббарова Л.Р., 2018

УДК 338.984

А.А. Игошева

магистрант 2 курса

ФГБОУ ВО «Уфимский государственный нефтяной технический университет»

г. Уфа, РФ igosheva_a@inbox.ru

ОБЗОР ДИНАМИКИ И СТРУКТУРЫ ФОНДА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН В РОССИИ

Аннотация

Статья посвящена обзору динамики и структуры и эксплуатационного фонда нефтяных скважин в России. Актуальность темы заключается в нахождении большинства месторождений российских вертикально-интегрированных нефтяных компаний на поздней стадии разработки, обусловленной ухудшением структуры запасов и увеличение доли бездействующих скважин, для рентабельной эксплуатации которых необходимо формирование комплексного методического подхода к оценке. В статье приведены результаты анализа структуры и динамики российского фонда скважин по эксплуатационному и бездействующему фонду скважин.

Ключевые слова

эксплуатационный фонд скважин, добывающие скважины, бездействующие скважины, оценка фонда скважин, нефтяные компании

Поддержание объемов добычи нефти в России становиться все более сложной задачей — в первую очередь в связи с ростом трудноизвлекаемых запасов, а также ухудшением качественных характеристик нефти, в первую очередь на зрелых месторождениях. Увеличение коэффициента извлечения нефти, который по основным месторождениям России за последние три года не превышает 28-30%, возможно различными способами, в том числе и за счет вовлечения в работу ранее остановленных эксплуатационных скважин.

В России очевиден объективный тренд ухудшения условий добычи нефти. За 2007 — 2017 годы 13%-ый рост добычи нефти сопровождался увеличением числа вводимых скважин на 37%, а объемов эксплуатационного бурения — на 79% , что является крайне затратным способом эксплуатации. При таких условиях, управление фондом существующих скважин — одно из ключевых направлений деятельности предприятий для оптимизации затрат (рисунок 1). Таким образом, вопрос снижения затрат и оценки экономической эффективности разработки месторождения актуален для повышения рентабельности нефтегазодобывающего предприятия.

Ф 1.68 %

2015 2016 2017

■ Добывающий фонд скважин ■ Эксплутационный фонд скважин

Рисунок 1 — Динамика эксплуатационного фонда скважин в России (По данным ФГБУ «ЦДУ ТЭК»)

В 2017 году фонд неработающих скважин по России увеличился на 14,3%, при снижении добывающих скважин на 1,45% за прошедший год . Данное обстоятельство свидетельствует об отсутствии целенаправленной политики компаний, направленной на снижение простаивающего фонда скважин.

По состоянию на 2017 года в России бездействующий фонд составлял 24 тысячи скважин, что составляет 14% от общего эксплуатационного фонда (рисунок 2). Около 34% принадлежат компании ПАО «НК Роснефть» — 8 тысяч скважин, также высокая доля простаивающих скважин у компаний «ЛУКОЙЛ» и «Татнефть». На эти три компании приходится более половины всех бездействующих скважин России, минимум половина из которых подлежит восстановлению. В основном эти скважины на зрелых месторождениях, сосредоточенных в Западной Сибири.

Славнефть Башнефть ___ 3% 10%

РуссНефть

о/

Татнефть 26%

.ЛУКОЙЛ 14%

Сургутнефтегаз 8%

Роснефть 34%

Газпром нефть 4%

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

Рисунок 2 — Доля бездействующего фонда скважин по нефтяным компаниям за 2017 год

(По данным ФГБУ «ЦДУ ТЭК»)

С проблемой бездействующего фонда и сегодня сталкиваются практически все нефтедобывающие компании страны. Основная причина такой ситуации в том, что крупнейшие месторождения находятся на завершающей стадии разработки, которая характеризуется ухудшением геологических условий, малодебитностью и увеличением обводненности. Однако не всегда перевод скважин в бездействие ведет к сокращению экономических издержек.

Восстановление бездействующих скважин прежде не было первоочередной задачей для нефтяных

~ 72 ~

компаний. Стабильные цены на нефть и объемы добычи делали подобные проекты нерентабельными и не вызывали серьезного интереса. Однако при существующей геополитической ситуации, рациональное управление фондом скважин стало первоочередной задачей нефтедобывающей отрасли (рисунок 3).

9000 8000 7000 g 6000 И 5000 § 4000 £ 3000 2000 1000 0

2015 год

2016 год

2017 год

Рисунок 3 — Динамика бездействующего фонда скважин по нефтяным компаниям России

(По данным ФГБУ «ЦДУ ТЭК»)

В динамике по компаниям России, в период с 2015 года по 2017 год, бездействующих фонд скважин снизился только у ОАО «Сургутнефтегаз». Действующий фонд скважин ОАО «Сургутнефтегаз» характеризуется низкими дебитами и высокой обводненностью, в связи, с чем компании необходимо наращивать темп ввода новых скважин на зрелых месторождениях не менее 10% в год, чтобы удерживать текущий уровень добычи . Наибольшая доля увеличения скважин в бездействии у компаний «Роснефть» и «Башнефть» — 16%. ПАО «Роснефть» обладает наибольшим эксплуатационным фондом в России, который составляет 48,9 тысяч скважин, 8 тысяч скважин из которых находятся в бездействии. В 2017 году по усредненным показателям средний дебит добывающей скважины в компании был равен 5,2 млн тонн в год. При расчете потерь от нахождения скважин в бездействии, в среднем за год компания теряет в приросте ориентировочно 41 млн тонн нефти.

Основной причиной такой негативной тенденции — это нахождение большинства месторождений крупных нефтяных компаний на завершающей стадии разработки, обусловленных выводом скважин в бездействие по следующим причинам:

— технико-технологические: ухудшение геолого-промысловых условий, повышение обводненности, отсутствие притока, увеличение доли трудноизвлекаемых запасов;

— экономических: увеличение затрат на ГТМ и проведение ремонтных работ, снижение рентабельности добычи.

При рациональном выводе скважин из бездействия, после проведении геолого-технических мероприятий, возможно увеличение КИН на 7-8%. Несмотря на высокую обводненность залежей, объемов нефти, остающихся в недрах, более чем достаточно для сохранения целесообразности ее добычи. По зрелым российским месторождениям увеличение коэффициента извлечения нефти на 1% сопоставимо с вводом в эксплуатацию нового месторождения с запасами в 100-150 млн тонн нефти .

Сложившаяся в России практика выработки крупными нефтяными компаниями рентабельных месторождений приводит к большому числу простаивающих низкорентабельных скважин на зрелых месторождениях. Однако механизм, учитывающий экономическую целесообразность эксплуатации скважин в определенном фонде, отсутствует . Мероприятия по управлению эксплуатационным фондом должны быть основаны на сбалансированности критериев доходности и рационального недропользования.

Список использованный литературы:

2. Осиновская Ирина Владимировна Повышение эффективности управления фондом нефтяных скважин // Теория и практика общественного развития. 2015. №8.

3. Головина Екатерина Ильинична Основные предпосылки реформирования системы управления фондом добычи подземных вод России // Научно-технические ведомости Санкт-Петербургского государственного политехнического университета. Экономические науки. 2013. №6-1 (185).

4. Гамилова Д.А., Буренина И.В., Захарова И.М. Экономическое обоснование принятия решений по управлению бездействующим фондом скважин // Записки Горного института. 2014.

5. Буренина И.В., Гамилова ДА. Особенности оценки производственного потенциала нефтегазодобывающего предприятия // Записки Горного института. 2009.

6. Султанов Альфат Салимович Регулирование процесса разработки нефтяных месторождений при высокой выработанности запасов нефти с учетом экономических критериев // Георесурсы. 2009. №2 (30). URL: https://cyberleninka.ru/article/n/regulirovanie-protsessa-razrabotki-neftyanyh-mestorozhdeniy-pri-vysokoy-vyrabotannosti-zapasov-nefti-s-uchetom-ekonomicheskih

© Игошева А.А., 2018

УДК 3977

Р.Ф. Исхаков

Студент 3 курса ГБОУ ВО БАГСУ

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

ОРГАНИЗАЦИОННО-УПРАВЛЕНЧЕСКИЕ ИННОВАЦИИ, КАК ФАКТОР РАЗВИТИЯ

В СФЕРЕ ДОРОЖНОГО ХОЗЯЙСТВА

Аннотация

В статье изложены результаты исследования инновации как фактора развития сферы дорожного хозяйства. Особе внимание уделено вопросам развития сферы дорожного хозяйства за счет применяемых инноваций, которые обеспечивают ускорение экономического роста. На основании итогов данного исследования возможна разработка системы предложений по совершенствованию инновационного потенциала сферы дорожного хозяйства.

Ключевые слова

Дорожное хозяйство, инновации, экономический (хозяйственный) механизм, дорожно-строительная отрасль, интеллектуальные системы, инновационно- ориентированная экономика, инновационная

деятельность, инновационные технологии.