Скважина — эксплуатационный фонд
Сетка скважин – это взаимное расположение добывающих, нагнетательных, контрольных и других групп скважин на эксплуатационном объекте. При проектировании системы разработки одним из важнейших условий является создание оптимальной сетки скважин. Т.е., скважин должно быть достаточно для обеспечения запланированных темпов добычи нефти и достижения запроектированного КИН.
Каждый геологический объект уникален и обладает индивидуальным геологическим строением, поэтому для каждого объекта создается индивидуальная сетка скважин, которая будет оптимальной только для данного объекта.
Как правило, разбуривание объекта производится в два этапа. На первом этапе бурится основной фонд скважин,на втором– резервный(этапы разбуривания не совпадают со стадиями разработки).
Основной фонд скважин-это скважины, которые бурятся в первую очередь по запроектированной сетке, после завершения поисково-разведочных работ на структуре и передаче ее в разработку. Места заложения скважин по этой сетке устанавливаются тех.схемой. В данный период геологическое строение залежи изучено единичными скважинами и не может полностью отражать реальную геологическую модель – конфигурация контуров нефтеносности, площадь, неоднородность коллекторов, наличие замещений и выклиниваний, изменчивость ФЕС – изучены лишь в общих чертах. Поэтому недостаточная степень изученности объекта не позволяет сразу же разбурить на нем рациональную сетку скважин, в связи с этим скважины основного фонда бурятся по правильной геометрической сетке.
Форма сетки зависит от вида запроектированного вида заводнения, а ее плотность – от геолого-промысловых параметров, известных для залежи к данному моменту времени (результат исследования –керн, ГИС, ГДИ поисковых и разведочных скважин).
Резервный фонд скважин – бурится на втором этапе разбуривания залежи, после интерпретации большого объема геологической и промысловой информации, полученной после бурения и исследования основного фонда скважин. Местоположение скважин и их количество обосновывается сложностью геологического строения залежи и степенью изученности. Обычно скважины резервного фонда закладываются на участках залежи, не вовлеченных в разработку основным фондом или вовлеченных недостаточно. Фонд резервных скважин может составлять от 10 до 50 и более % от общего числа скважин.
Таким образом, в результате бурения основного и резервного фонда скважин на эксплуатационном объекте создается геометрически неравномерная, но более рациональная сетка скважин, отвечающая геологическим особенностям только этого объекта и обеспечивающая заданные технологические показатели.
Опорные скважины;
Временная классификация скважин нефтегазовой отрасли
1. Классификация скважин устанавливает единые категории скважин, сооружаемых с целью региональных исследований, выявления и подготовки структур, поисков, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений или залежей.
Согласно этой временной классификации,
Опорные скважиныбурят для изучения геологического строения крупных геоструктурных элементов земной коры, определения общих закономерностей комплексов отложений, благоприятных для нефтегазонакопления, с целью выбора наиболее перспективных направлений геологоразведочных работ на нефть и газ.
Бурение опорных скважин является составной частью комплекса региональных геолого-геофизических исследований на нефть и газ.
В зависимости от геологической изученности региона и сложности решаемых задач опорные скважины могут закладываться в районах, не исследованных бурением, с целью всестороннего изучения разреза осадочного чехла и установления возраста и вещественного состава фундамента (в тех случаях, когда последний может быть вскрыт данной скважиной), или в относительно изученных бурением районах для всестороннего изучения нижней части разреза, ранее не вскрытой бурением, или для решения принципиальных вопросов геологического строения и перспектив нефтегазоносности района.
При бурении опорных скважин проводят:
— сплошной отбор керна;
— отбор шлама через 1-5 м проходки;
— геолого-технические, геохимические и промыслово-геофизические исследования;
— опробование и испытание пластов в процессе бурения приборами на каротажном кабеле или пластоиспытателем на трубах с отбором проб нефти, газа, воды;
— испытание в колонне нефтегазоносных горизонтов, выделенных по данным геолого-геофизических исследований, с отбором проб нефти, газа, воды.
Результаты комплексной обработки материалов опорного бурения, проводимой научно-исследовательскими коллективами, оформляются в виде отчета, который представляется в федеральный орган управления фондом недр или в его территориальные органы.
В результате бурения опорных скважин проводится:
— построение литолого-стратиграфического разреза осадочного чехла;
— определение геолого-геофизических характеристик вскрытого разреза для интерпретации геофизических данных;
— установление наличия в разрезе нефтегазоперспективных толщ.
Идея изучения геологического строения нефтегазоносных провинций посредством бурения глубоких одиночных скважин была высказана еще И. М. Губкиным в 30-х годах ХХ столетия. К 1973 г. на территории СССР было пробурено 289 опорных скважин, в том числе в европейской части – 169, в Средней Азии и Казахстане – 54, в Западной Сибири – 34 (в т. ч. на территории Уральского федерального округа – 13), в Восточной Сибири – 18, на Дальнем Востоке – 14.
В зависимости от геологической изученности региона и сложности решаемых задач, опорные скважины подразделяются на две группы:
— скважины, которые закладывают в не исследованных глубоким бурением районах с целью изучения всего разреза осадочного чехла, а также установления возраста и вещественного состава фундамента;
— скважины, закладываемые с целью уточнения геологического строения, перспектив нефтегазоносности района и повышения эффективности геологоразведочных работ при изучении нижней части разреза осадочного чехла, ранее не вскрытой бурением.
Бурение опорных скважин сыграло большую роль в геологическом изучении территории страны. Эти скважины явились базовыми, к которым впоследствии привязывался весь комплекс региональных геолого-геофизических, гидрогеологических, геохимических и других видов геологоразведочных работ. При проведении опорного бурения глубина скважин определялась глубиной фундамента, а в ряде случаев – технически возможной глубиной. Послойное описание вскрытого скважиной разреза с основными фактическими данными лабораторного изучения и исследований, а также краткие выводы по геологическому строению и перспективам нефтегазоносности публиковались до 80-х годов прошлого столетия Мингео СССР в серии «Опорные скважины СССР».
5.2.2. Параметрические скважины
Параметрические скважины бурят для изучения геологического строения, геолого-геофизических характеристик разреза и оценки перспектив нефтегазоносности возможных зон нефтегазонакопления, выявления наиболее перспективных районов для поисковых работ.
Бурение параметрических скважин является ведущим видом региональных геолого-геофизических исследований на нефть и газ в относительно изученных районах.
Скважины этой категории следует закладывать в пределах локальных структур или на сейсморазведочных профилях.
При бурении параметрических скважин проводят:
— отбор керна в размерах, обеспечивающих установление и уточнение границ стратиграфических подразделений и изучение вещественного состава и физических характеристик комплексов отложений, слагающих разрез до горизонтов включительно, но не менее 20 % от глубины скважины;
— ВСП и сейсмокаротаж.
Помимо указанных исследований в интервале возможного вскрытия нефтегазоперспективных горизонтов проводят:
— отбор образцов боковыми грунтоносами (при необходимости);
— опробование и испытание пластов в процессе бурения приборами на каротажном кабеле или пластоиспытателем на трубах с отбором проб нефти, газа, воды.
Результаты комплексной обработки материалов параметрического бурения оформляются в виде отчета, который представляется в федеральный орган управления фондом недр или его территориальные подразделения для апробации и утверждения.
В результате бурения параметрических скважин с учетом других видов региональных исследований проводят:
— уточнение стратиграфического разреза и глубинного строения
— изучение геолого-геофизических характеристик пород вскрытого
— установление наличия нефтегазоносных свит и горизонтов в
комплексе с геофизическими работами, выделение зон и структур, благоприятных для скопления нефти и газа.
Назначение этих скважин наиболее четко обозначено в самом их названии, и основная роль их – это все же обоснование параметров разреза: привязка отражающих сейсмических горизонтов, характеристика встреченных коллекторов. Учитывая, что до сих пор нет единой волновой картины основных нефтегазоносных провинций, интерпретация полученных данных при проведении сейсморазведочных работ требует в каждом новом районе подтверждения полученной временной картины фактическим материалом бурения.
В отличие от опорных скважин, бурение параметрических финансируется госбюджетом, однако очень в небольших объемах. Достаточно сказать, что в 2006 г. в Программу геологоразведочных работ на всю Россию было включено всего 7 параметрических скважин.
Здесь же стоит упомянуть о том, что в 90-е годы ряд недропользователей, с целью ухода от налога на производство геологоразведочных работ (на лицензированном участке – региональные работы налогом не облагаются), оформляли свои поисковые скважины как параметрические. Естественно, никаких отчетов, соответствовавших вышеуказанным требованиям, не имеется, и нет, соответственно, оснований считать эти скважины параметрическими.
Несколько сложнее дело обстоит с параметрическими скважинами пробуренными за счет госбюджета. Ослабление контрольных функций со стороны Мингео СССР в последние годы его существования и неразбериха первых лет перестройки всего социалистического хозяйства привели к тому, что, затратив денежные средства на строительство большого числа параметрических скважин, информации об этих скважинах, в соответствии с существующими на момент их проходки требованиями, государство не получило. Так, только по территории ХМАО в 1984-2002 гг. было пробурено 35 параметрических скважин. Эти работы выполнялись с серьезными отступлениями от порядка бурения параметрических скважин, а отчеты о проведенных работах были составлены только по пяти скважинам. Причем скважина Восточно-Сабунская-10 (3208 м, 1991 г.) не испытана до настоящего времени. Поэтому публикации о полученных результатах параметрического бурения в ХМАО отсутствуют, а задачи, возлагавшиеся на параметрическое бурение в ХМАО, решены не были.
5.2.3. Сверхглубокие скважины
В завершение описания скважин, решающих в нефтяной геологии региональные задачи, необходимо отметить и категорию скважин, не вошедшую в утвержденную МПР РФ классификацию ввиду решения ими не только отраслевых задач, получившую название «сверхглубокие».
К этой категории скважин принято относить скважины глубиной более 6000 м (Россия) или 6100 м (20000 футов) в США и в некоторых других странах, использующих эту размерность. Технически эти глубины были достигнуты уже в конце 50-х годов ХХ столетия.
Впервые программа свехглубокого бурения возникла в США (Программа «Моhоll», 1958 г.). Основная идея Программы – достичь верхней мантии. Решение этой задачи первоначально было связано с морским бурением. Бурение первой скважины по этой Программе было начато в 1961 г. у острова Гваделупа в Карибском море. Было пробурено пять скважин при глубине моря 3500 м. Самая глубокая скважина вошла в донные породы на 183 м и вскрыла базальты вместо ожидаемых гранитов. Ввиду больших затрат Программа была закрыта, не решив ни одной из поставленных задач, однако показала возможность бурения морского дна, где породы верхней мантии очень близко подходят к земной поверхности.
Новая Программа США (Deep Sea Drilling Project) изучения морского дна проводилась с помощью специально построенного для этой цели судна «Гломар Челленджер». К середине 80-х годов прошлого столетия на дне океанов и морей было пробурено 800 скважин. Максимальное углубление в донные породы составило 760 м.
В СССР первая сверхглубокая скважина (Колвинская, Архангельская область) была пробурена в 1961 г. до глубины 7057 м. Идея изучения земной коры с помощью свехглубокого бурения позднее была оформлена в Программу «Изучение недр Земли и сверхглубокое бурение», которая была утверждена в 1962 г. Достаточно интересным выглядит сегодня выбор точки заложения третьей сверхглубокой скважины по этой Программе. Выбор, павший на древний кристаллический щит Кольского полуострова, был обусловлен тем, что, по мнению проектантов (Институт физики Земли), породы, составляющие верхнюю часть коры на Кольском полуострове, ввиду своей древности достаточно остыли, и на глубине 15 тыс. м (проект) температуры не будут выше 150 °С. Однако, оказалось, что уже на глубине 7 тыс. м температура в забое была 120 °С, а на глубине 12 тыс. м – 230 °С. Эта скважина (СГ-3, Кольская сверхглубокая) и сегодня является самой глубокой скважиной, пройденной в мире, – 12262 м. В настоящее время скважина СГ-3 используется в качестве лаборатории для изучения глубоких горизонтов земной коры.
Сегодня в глубь Земли, с учетом достижений техники бурения в последние годы, можно проникнуть и на 15 тыс. м, наверное, и более, однако каких-либо принципиальных открытий, оправдывающих понесенные затраты, ожидать на этих глубинах не следует. К 1982 г. в СССР было пробурено 36 скважин глубиной более 6000 м.
Надо отметить, что СССР и Россия выполнили утвержденную в 1962 г. Программу сверхглубокого бурения, пробурив все намеченные 12 скважин, правда, не все до проектных глубин:
— Аларсорская СГ-1, Прикаспий, 1962-1971 гг., глубина 6800 м;
— Биикжальская СГ-2, Прикаспий, 1962-1971 гг., глубина 6200 м;
— Кольская СГ-3, Кольский пол-ов, 1970-1994 гг., глубина 12262 м.;
— Уральская СГ-4, Средний Урал, 1985-2005 гг., глубина 6300 м;
— Тимано-Печорская СГ-5, Коми, 1984-1993 гг., глубина 6904 м;
— Тюменская СГ-6, Западная Сибирь, 1987-1996 гг., глубина 7502 м;
— Ен-Яхинская СГ-7, Западная Сибирь, 2001-2007 гг., глубина 8250 м;
— Криворожская СГ-8, Украина, 1984-1993 гг., глубина 5382 м;
— Саатлинская, Азербайджан, 1977-1990 гг., глубина 8324 м;
— Мурунтауская СГ-10, Узбекистан, 1984 г., глубина 3000 м;
— Ново-Елховская, Татарстан, 1988 г., глубина 5881 м;
— Воротиловская, Поволжье, 1989-1992 гг., глубина 5375 м.
За пределами России самыми глубокими скважинами являются:
— Берта-Роджерс, глубиной 9583 м (США);
— Цистердорф, глубиной 8553 м (Австрия);
— Сильян-Ринг, глубиной 6800 м (Швеция);
— КТВ Hauptbohrung, глубиной 9100 м (Германия).
Естественно, что это не единственные сверхглубокие скважины, пробуренные за пределами России. К 90-м годам прошлого столетия количество скважин, достигших 6000 м, превысило тысячный рубеж и продолжает быстро возрастать.
Как уже упоминалось выше, бурение скважин глубиной более 6000 м в США — рядовой случай, в год их бурят 80 — 150, что Россия пока не может себе позволить. Самые глубокие продуктивные скважины (на начало XXI века): нефтяная Milne Point L36 – 6700 м (Аляска, 1998 г.), газовая Ledbetter-1 – 8094 м (Техас, 1977 г.).
Кроме США, сверхглубокие скважины бурятся в Китае, Венесуэле, других странах. По состоянию на 2005 г. в России имеется порядка 30 скважин различного назначения с забоем на глубине более 6000 м.
Показатели использования фонда;
Эксплуатационный фонд – показатель, характеризующий наличие и состояние скважин, дающих продукцию, находящихся в простое, бездействии, освоении и ожидании освоения.
Действующий фонд – показатель, характеризующий наличие и состояние скважин, дающих продукцию и находящихся в простое.
К фонду скважин, дающих продукцию, относятся те скважины, которые на конец последнего дня отчетного периода давали продукцию, включая находящиеся в накоплении жидкости при периодической эксплуатации.
Фонд скважин находящихся в текущем простое – скважины, остановленные в течение текущего месяца и запущенные на конец отчетного периода.
Простаивающий фонд – скважины, которые давали продукцию в течении месяца (хотя бы несколько часов), а на конец месяца остановлены по любой причине.
· Прошлых лет – скважины, находящиеся в бездействии предыдущего года и простое текущего года, не запущенные на 1 декабря отчетного года ;
Фонд скважин, находящихся в освоении, — скважины принятые на баланс НГДУ от буровых организаций и зачисленные в эксплуатационный фонд для последующей эксплуатации.
Коэффициент эксплуатации действующего фонда скважин – показатель, характеризующий уровень использования действующих скважин во времени, определяется как отношение времени эксплуатации к календарному времени работы действующего фонда.
Коэффициент использования эксплуатационного фонда скважин – показатель, характеризующий степень производственного использования всего эксплуатационного фонда скважин, определяется как отношение времени эксплуатации (наработки) к календарному времени работы эксплуатационного фонда.
Календарное время работы действующего фонда скважин – характеризует общее время эксплуатации и простоев всех скважин, пребывавших в течение отчетного периода в действующем фонде. Состоит из времени эксплуатации, времени ремонтных работ, времени ликвидации аварий, времени простоя скважин.
Календарное время эксплуатационного фонда – показатель, характеризующий время пребывания скважин в эксплуатационном фонде.
Баланс календарного времени эксплуатационного фонда скважин складывается из календарного времени действующего фонда скважин, бездействующего фонда скважин, нахождения скважин в освоении и ожидания освоения.
МРП (межремонтный период ) – средняя продолжительность работы скважины в сутках между двумя последовательными ремонтами.
Расчет МРП производится ежемесячно за скользящий год по эксплуатационному фонду скважин, как по способам эксплуатации, так и по всему фонду. Расчет МРП производится по формуле:
Т – календарное число суток за расчетный скользящий год (365 или 366 ) ;
Ф – среднеарифметический фонд эксплуатационных скважин на начало и конец расчетного скользящего года ;
k экспл – коэффициент эксплуатации за расчетный скользящий год ;
N – число ремонтов скважин с использованием подъемного агрегата.
Для добывающих скважин показатель N включает в себя текущие ремонты скважин, связанные с ревизией или заменой подземного оборудования (насос, НКТ и др.), за исключением :
· повторных (скважина не проработала с момента запуска 48 часов ;
· ремонтов, связанных со спуском оборудования в новые скважины ;
· геолого-технических мероприятий, выполняемых на рабочих скважинах, не связанных с выходом из строя подземного оборудования ;
· ремонтов по внедрению новой техники;
· ревизий устьев арматур.
Для нагнетательных скважин показатель N включает в себя текущие ремонты, связанные с подземным оборудованием, и капитальные ремонты, выполняемые в стволе скважины.
