Разработка месторождений НГДУ «Прикамнефть»
После открытия уникального Ромашкинского месторождения на юго-востоке Татарстана, все взоры с надеждой были обращены на остальные регионы республики. Но, несмотря на большие объёмы геолого-разведочных работ, долгое время пробуренные скважины были пустыми.
Наконец долгожданная счастливая весть в 1955 году пришла с правобережья реки Кама. Со скважины № 15 из девонских отложений был получен мощный фонтан нефти, возвестивший об открытии крупного Бондюжского месторождения.
На сегодняшний день НГДУ «Прикамнефть» ведёт разработку около 20 месторождений, из которых одно относится к крупным, два - к средним, остальные - к мелким. Каждое месторождение имеет свою специфику, отличающуюся характеристиками по нефти, нефтенасыщенностью пластов, дебитами нефти со скважин и выработанностью запасов при схожих условиях разработки. Основными объектами разработки являются: карбонатные отложения среднего карбона и терригенные отложения карбона и девона.
Разработка месторождений ведётся в основном механизированным способом, однако на удалённых участках представленных единичными скважинами добыча ведётся методом свабирования. До 70% механизированной добычи ведётся ШГНами. На выработанных участках, где основной фонд представлен ЭЦНами, используются методы циклирования и форсированного отбора.
Добыча по ряду месторождений находятся на начальном этапе и ведётся в режиме истощения, но по большинству месторождений с целью поддержания пластового давления используется заводнение. При этом используется в основном: законтурная, внутриконтурная или адресная закачки. В качестве агентов закачки используется: сточная, пластовая и пресная вода. Пресная вода используется при закачке в специфических условиях (Национальный парк «Нижняя Кама», акватория водохранилища Нижнекамской ГЭС) в целях экологии. В последние годы на удалённых участках и на месторождениях в целом широкое применение получила технология межскважинной перекачки, используя в качестве агента закачки пластовую воду. Использование данной технологии было продиктовано решением экономических вопросов: отказ от строительства КНС и длинных водоводов. Также применение МСП положительно влияет на процесс выработки запасов, пластовая вода характеризуется лучшими вытесняющими свойствами.
Сегодня несколько месторождений вступают в позднюю стадию разработки, обводнённость скважин превышает 80%, а доля трудноизвлекаемых запасов значительно возросла, Геологической службе приходится решать задачи удержания достигнутых темпов добычи. Основными направлениями в решении данной задачи является прирост запасов за счёт геолого-разведочных работ и увеличение коэффициента нефтеизвлечения.
На своей территории деятельности НГДУ ежегодно проводит поисково-разведочное бурение скважин. На отдельных участках и поднятиях получены промышленные притоки нефти, по которым, путём дополнительного бурения, проводится уточнение размера и запасов нового месторождения.
В целях увеличения коэффициента извлечения нефти в НГДУ «Прикамнефть» используются:
- новые методы бурения (малый диметр, бурение горизонтальных и многозабойных скважин);
- внедряются новые химические и физические методы увеличения нефтеотдачи пластов;
- ведутся поиски новых методов добычи, на отдельных скважинах внедряется оборудование ОРЭ и ОРЗ (одновременно-раздельной эксплуатации и закачки);
- проводятся мероприятия по регулированию процессов разработки.
Несмотря на сложные условия работы, геологи стараются обеспечить достижение экономических критериев проводимых геолого-технических мероприятий, выполнение установленных геологических заданий, выполнение заданий по внедрению и эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов.