Типовая структура нефтегазодобывающего управления:
цех поддержания пластового давления;
цех подготовки и перекачки нефти
газакомпрессорный (газовый)цех
цех подземного ремонта скважин
прокатно-ремонтный цех эксплуатационного оборудования
прокатно-ремонтный цех электрооборудования и электроснабжения
прокатно-ремонтный цех электропогружных установок
цех автоматизации производства
цех пароводоснабжения
цех научно исследовательских и производственных работ
цех футирования труб
В ОАО «Удмуртнефть» применяется следующая расстановка основных и вспомогательных производств:
Основное производство:
ЦДНГ (Цех добычи нефти и газа)
ЦИТС (Центральная инженерно-технологическая служба)
ЦППД (Цех поддержания пластового давления)
ЦППН (Цех подготовки и перекачки нефти)
ЦПНП (Цех повышения нефтеотдачи пластов и закачки пара высокого давления)
Вспомогательное производство:
ИВС (Информационно вычислительная служба)
ТОПОГРУППА, Маркшрейдерско геофизическая служба (МГС)
ПРЦЭО (Прокатно-ремонтный цех эксплуатационного оборудования)
ПРЦЭиЭ (Прокатно-ремонтный цех электрооборудования и электроснабжения)
ЦНИПР (Цех научно-исследовательских и производственных работ)
БПО (База производственного обслуживания)
ЦКПРС (Цех капитального и подземного ремонта скважин)
ЦАП (Цех автоматизации производства)
ЦСТ (Цех по изготовлению специализированных труб)
ЦТТ (Цех технологического транспорта)
СБЦ (Социально бытовой цех)
УКРЗИС (Участок капитального ремонта зданий и сооружений)
СВО (Служба ведомственной охраны)
Билет № 3
Разработка нефтяных месторождений системой горизонтальных скважин. Выбор профиля горизонтальной скважины. Обоснование длины горизонтального ствола скважины. Освоение скважин.
В СССР впервые применение многоствольных скважин было предложено еще в 1941 году Н.С. Тимофеевым. В 1947 г под руководством А.М.Григоряна и В.А. Брагина на Краснокамском месторождении из основного вертикального ствола длиной 240 м пробурили в продуктивном пласте два дополнительных ствола по 30 и 35 м.
Первая ГС (горизонтальная скважина) в Удмуртии пробурена в 1992 году на Мишкинском месторождении. Дебит скважины получен в 4 раза выше соседних вертикальных скважин. Плановое опытно-промышленное бурение ГС начато в 1994 году. Внедрение горизонтального бурения на месторождениях Удмуртии показало, что оно может успешно применяться как на начальной стадии разработки, так и на поздней, с целью повышения эффективности реализуемых систем разработки. Горизонтальные скважины и боковые горизонтальные стволы применяются в сочетании с вертикальными, по которым имеется информация о параметрах пластов (прежде всего, о нефтенасыщенных толщинах и их изменении по площади, продуктивности скважин и др.), позволяющей наиболее обоснованно размещать горизонтальные стволы.
Существует четыре группы основных критериев выбора объектов под горизонтальное бурение: геологические, технологические, технические и экономические.
Анализ влияния особенностей геологического строения объектов разработки Удмуртии на эффективность горизонтальных стволов позволяет выделить следующие основные геологические критерии при выборе скважин для горизонтального бурения: эффективная нефтенасыщенная толщина не менее 2.5-3 м; наличие непроницаемого экрана (уплотненной пачки пород) между водонасыщенными и нефтенасыщенными коллекторами; возможность формирования горизонтального ствола в верхней части нефтенасыщенного пласта на максимальном удалении от ВНК, особенно при наличии развитой трещиноватости пород; проводка горизонтального ствола по горизонтальной, либо по нисходящей линии и недопущение седловидных перегибов его в вертикальной плоскости в целях предотвращения вероятности образования гидрозатвора; эффективная (приходящаяся на нефтенасыщенные интервалы) длина бокового горизонтального ствола составляет 80-200 м, в зависимости от реализованной сетки скважин.
Технологические критерии определяются многими факторами: расположением невыработанных и слабо дренируемых зон пласта по площади и разрезу с учетом реализованной системы разработки; степенью выработанности запасов; текущими пластовыми и забойными давлениями; дебитами скважин на перспективных участках залежи; обводненностью продукции; плотностью сетки скважин; текущим состоянием разработки объекта в целом.
Технические критерии включают: состояние эксплуатационной колонны; состояние цементного камня за колонной; наличие зон осложнений в интервале зарезки и бурения БГС (бокового горизонтального ствола).
Главными экономическими критериями являются: минимизация затрат на бурение БГС, как временных, так и финансовых; окупаемость вложенных средств; рентабельность бурения БГС.
Первоочередными объектами для бурения БГС следует рассматривать простаивающие скважины: бездействующие, пьезометрические, законсервированные и т.д. Объектами для бурения БГС также могут быть скважины, находящиеся в эксплуатации на нефть с предельно низким, нерентабельным дебитом, в которых существующие методы увеличения продуктивности исчерпаны и не дают положительного результата.
При площадных системах размещения скважин в процессе разработки нефтяных месторождений целики нефти остаются в слабо дренируемых участках залежи, расположенных между добывающими скважинами, в зонах распространения коллекторов с ухудшенными геолого-физичекими характеристиками, которые "обходятся" нагнетаемой водой, а при слабой активности внедрения в залежь пластовых вод на участках, не охваченных процессом заводнения.
Определение местоположения целиков нефти, не участвующих в процессе дренирования, производится по картам разработки, картам изобар, с учетом продуктивности окружающих скважин. Размеры целиков нефти обусловлены характером размещения добывающих скважин на залежи и геологической неоднородностью коллектора, которая влияет на их продуктивность.
Прогнозирование технологической эффективности горизонтального бурения является важнейшей задачей. В специалистами института УдмуртНИПИнефть предложена следующая методика оценки технологических показателей работы ГС.
Дебит горизонтальной скважины при двухфазной (вода-нефть) фильтрации выражается формулой: 
, (1)
здесь fв(s), fн(s) - относительные фазовые проницаемости для воды и нефти; s - водонасыщенность; в, н - вязкости воды и нефти, К - проницаемость пласта в горизонтальном направлении, мкм2; L - длина горизонтального ствола, м, 
- большая полуось эллипса (контура питания).
Существуют оценки площади дренирования для горизонтальных скважин по сравнению с вертикальными. Так, если площадь области питания для вертикальной скважины составляет 
, то для горизонтальной скважины длиной L - 
. Эквивалентный этой площади радиус круга равен 
. Данный радиус используется при расчете величины a в предложенной формуле.
Для расчетов динамики дебита используется метод последовательной смены стационарных состояний. Вводится достаточно малый шаг по времени Dt, в течение которого давление и насыщенности в пласте предполагаются постоянными. Дебит скважины на отрезке времени Dt определяется по приведенной выше формуле. Для очередного отрезка времени, учитывая упругие свойства пласта, из балансовых уравнений определяются новые значения пластового давления и водонасыщенности, которые предполагаются постоянными на очередном отрезке времени. Измененный дебит скважины определяется по формуле с новыми значениями pк и s. И так от шага к шагу.
Известно, что в силу неопределенности параметров пластовой системы и несовершенства скважины расчетные дебиты по теоретическим формулам могут значительно отличаться от фактических. Выполним согласование теоретических дебитов с фактическими для вертикальных скважин.
Дебит вертикальной скважины в начальный период разработки определяем по формуле Дюпюи для двухфазной фильтрации: 
. Из истории разработки известны начальные фактические дебиты вертикальных скважин 
.Для согласования расчетных дебитов с фактическими правую часть формулы необходимо умножить на поправочный коэффициент 
. Поправочный коэффициент a в комплексе учитывает несоответствие параметров пластовой системы и скважины, использованных в формуле (1), реальным их значениям. Найденный поправочный коэффициент используется для уточнения расчетных дебитов БГС. Таким образом, умножая правую часть формулы (1) на этот поправочный коэффициент, получим конечную формулу дебита жидкости горизонтальной скважины 
. Дебит скважины по воде определяется по формуле 
, (F(s) – функция Баклея-Леверетта, характеризующая долю воды в общем потоке жидкости). Дебит по нефти в этом случае определяется как разность дебитов по жидкости и по воде.
Заметим, что дебит горизонтальной скважины, рассчитанный по формуле (1) зависит от длины ствола - чем больше длина, тем выше дебит (см рисунок). Следует отметить, что при увеличении длины горизонтального ствола пласт вырабатывается более интенсивно, поэтому возможен несколько более высокий рост обводненности продукции.
Оптимальная длина ГС определяется реализованной сеткой скважин, текущим состоянием разработки, размерами прогнозируемых целиков нефти (для БГС) и техническими возможностями бурения. При чрезмерно большой длине горизонтального ствола увеличивается риск вскрытия им уже частично дренированной зоны вблизи соседних добывающих скважин. Практические данные работы БГС на месторождениях Удмуртии указывают, что дебит горизонтального ствола в условиях неоднородных коллекторов, при сетке скважин 500´500 м и отходах от старого ствола на 150 м при увеличении его длины более 150 м не растет.
При бурении ГС для контроля траектории ствола скважины используются телесистемы с кабельным каналом связи СТТ-108 или "Радиус". Бурение осуществляется турбинным способом с использованием винтовых забойных двигателей и долот PDS фирмы "REED". Для первичного вскрытия продуктивных пластов горизонтальными стволами рекомендуется использовать буровые растворы с малым содержанием твердой фазы. Большое значение имеют улучшенные смазывающие, противоизносные, ингибирующие способности бурового раствора. Это позволяет обеспечить высокую механическую скорость бурения, долговременную работоспособность телеметрических систем, устойчивость стенок скважины при бурении в толщах терригенных пород, склонных к обвалам и осыпям, повысить качество вскрытия продуктивных пластов. Характерными осложнениями при бурении горизонтального ствола являются осыпи и обвалы стенок скважины, образование шламовых отложений и наличие прихватоопасных зон. Основными мероприятиями по предотвращению осложнений являются: применение высококачественных буровых растворов с низким показателем фильтрации, обладающих улучшенными смазывающими и ингибирующими свойствами; снижение колебания давления в процессе бурения, за счет ограничения скорости движения бурильного инструмента в горизонтальном стволе при выполнении спуско-подъемных операций до величины не более 0,2 м/с; недопущение снижения уровня при подъеме бурильных труб за счет постоянного долива бурового раствора; постоянный контроль выноса выбуренной породы, недопущение образования шламовых скоплений в горизонтальном стволе скважины за счет аксиального и радиального расхаживания бурильной колонны и прокачек пачек бурового раствора повышенной вязкости перед остановкой циркуляции. Основными мерами по предупреждению загрязнения призабойной зоны продуктивного пласта при первичном вскрытии наклонно-направленными скважинами являются: ограничение гидравлического перепада давления на продуктивный пласт; применение буровых растворов с низким показателем фильтрации; придание фильтрату бурового раствора гидрофобизирующих и ингибирующих свойств; применение буровых растворов с дисперсной фазой, размер частиц которой соответствует размерам поровых каналов призабойной зоны и исключает глубокую ее кольматацию; сокращение времени контакта бурового раствора с призабойной зоной. Важным, с точки зрения сохранения проницаемости призабойной зоны продуктивного пласта, является сокращение времени ее контакта с буровым раствором. Процесс вызова притока и ввода в эксплуатацию горизонтальных скважин должен представлять собой неразрывный технологический комплекс, при проведении которого необходимо стремиться избежать работ по глушению скважины и не допустить контакта призабойной зоны продуктивного пласта с водой. Вызов притока осуществляется свабированием.