|
6
|
Плотность
в пластовых условиях, г/см3
|
1,014
|
1,008
|
1,009
|
1,004
|
1,004
2.1 Анализ показателей разработки объекта АВ11-2
Самотлорского месторождения
Эксплуатация объекта АВ11-2 Самотлорского
месторождения в границах деятельности ОАО «ТНК-Нижневартовск» начата в 1977
году. С начала разработки по объекту по состоянию на 1.01.2014 г. добыто около
30 млн. т нефти, что составляет 17,4 % от начальных извлекаемых запасов. Темп
отбора от НИЗ - 1,8 %, от ТИЗ - 2,1 %. Текущий коэффициент нефтеизвлечения
составляет 0,057 при конечном 0,325 д. ед. Остаточные извлекаемые запасы -
более 130 млн. т.
В разбуренной части пласта реализуется площадная
обращенная 7-ми точечная система разработки с элементами очаговой,
преимущественно на основе скважин, переведенных с нижележащих объектов. В
неразбуренной зоне запроектирована однорядная система.
Ввиду того, что ранее объект АВ11-2 считался
возвратным, на протяжении длительного периода (1977 - 1987 гг.) его разработка
осуществлялась единичными скважинами. Затем начался перевод скважин с
нижележащих объектов и, соответственно, рост добычи нефти до уровня 450 - 585
тыс. т. Более 20 лет разработки объекта фонд добывающих скважин кратно превышал
фонд нагнетательных скважин, соответственно отборы жидкости не были в
достаточной мере компенсированы объемами закачки воды. С 2001 г. начинается
активное освоение объекта в основном за счет ввода возвратных скважин с
нижележащих пластов. С 2005 г. начато активное формирование системы ППД. В
настоящее время разработка объекта характеризуется дальнейшим наращиванием
отборов нефти и жидкости, связанным с увеличением фонда как за счет возвратов,
так и бурения скважин.
В 2013 году добыча нефти составила около 3 млн.
т, добыча жидкости - около 15 млн. т, при годовой закачке воды - около 14 млн.
м3. Таким образом, в 2013 году отборы жидкости компенсированы закачкой воды на
89,6 %, накопленная компенсация отборов закачкой составляет 57,1 %.
Доля участия пласта АВ11-2 в накопленной добыче
месторождения лишь 10,6 %, при этом начальные извлекаемые запасы пласта
составляют третью часть от общих извлекаемых запасов, что объясняется низкими
темпами освоения объекта из-за сложности его геологического строения. В 2013 г.
скважинами пласта обеспечено 50 % добычи месторождения в пределах л.у. ОАО
«ТНК-Нижневартовск».
Необходимо отметить, что при невысоком отборе от
НИЗ (17,4 %) обводненность продукции составляет 79,5 %. Причиной опережающего
роста обводненности являются несколько факторов: наличие зон слияния пласта
АВ11-2 с высокообводненным пластом АВ13, заколонные перетоки, распространение
трещин после ГРП, также обеспечивающих связь с пластом АВ13, негерметичность
эксплуатационной колонны, а также недонасыщенность коллектора.
Отмечается рост дебитов жидкости, связанный с
формированием системы ППД и вводом в 2012 - 2013 гг. новых
высокопроизводительных горизонтальных скважин с мультистадийным ГРП. Дебит
нефти в последние 6 лет стабилен и составляет более 8 - 9 т/сут. Темпы роста
обводненности продукции незначительны, среднегодовой уровень обводненности в
2013 г. составил 79,5 % (таблица 2.1).
Таблица 2.1 - Основные показатели разработки
объекта АВ11-2 на 01.01.2014г
|
Показатели
|
АВ11-2
|
|
Добыча
нефти в 2013 г, тыс.т
|
2952,3
|
|
Дебит
нефти в 2013 г, т/сут
|
9,0
|
|
Накопленная
добыча нефти, тыс.т
|
28555,3
|
|
Добыча
жидкости в 2013 г, тыс.т
|
14394,2
|
|
Дебит
жидкости в 2013 г, т/сут
|
43,9
|
|
Накопленная
добыча жидкости, тыс.т
|
93747,5
|
|
Обводненность,
%
|
79,5
|
|
Закачка
воды в 2013 г, тыс.м3
|
13894,3
|
|
Приемистость
в 2013 г, м3/сут
|
116,9
|
|
Накопленная
закачка воды, тыс.м3
|
59663,4
|
|
Текущий
КИН, д.ед
|
0,057
|
|
Отбор
от НИЗ, %
|
17,4
|
|
Темп
отбора от НИЗ, %
|
1,8
|
|
Темп
отбора от ТИЗ, %
|
2,1
|
|
Экспл.
фонд добывающих скважин, шт.
|
1050
|
|
Действующий
фонд добывающих скв., шт.
|
971
|
|
Экспл.
фонд нагнетательных скважин, шт.
|
370
|
|
Действующий
фонд нагн. скв., шт.
|
366
|
пласт месторождение
скважина добыча
Продолжается работа по формированию системы ППД
объекта, обеспечивающая рост объемов закачки воды и, соответственно,
компенсации отборов закачкой. За последние 6 лет эксплуатационный фонд
нагнетательных скважин увеличился практически в 10 раз. В 2013 г. годовой объем
закачки воды составил около 14 млн. м3, Текущая компенсация отборов закачкой
составила 89,6 %, накопленная - 57,1 %.
С начала разработки пласта АВ11-2 извлечено
около 4 млрд. м3 газа, в т.ч. около 2,0 млрд. м3 растворенного газа и более 1,5
млрд. м3 свободного газа газовой шапки. В 2013 г. ресурсы попутного газа
составили около 330 млн. м3, в том числе более 200 млн. м3 растворенного газа и
около 120 млн. м3 свободного газа.
Динамика основных технологических показателей
разработки объекта АВ11-2 приведена на рисунках 2.1 - 2.3 и в таблице 2.2.
Рисунок 2.1 - Динамика добычи нефти и жидкости и
закачки воды на объекте АВ11-2 Самотлорского месторождения
Рисунок 2.2 - Динамика дебита нефти и жидкости и
обводненности на объекте АВ11-2 Самотлорского месторождения
Рисунок 2.3 - Динамика изменения фона скважин на
объекте АВ11-2 Самотлорского месторождения
По состоянию на 1.01.2014 г. общий фонд объекта
составляет 1477 скважин, в т. ч. добывающий - 1105 ед., нагнетательный - 372
ед. Распределение добывающих и нагнетательных скважин по категориям приведено
на рисунке 2.4.
а) добывающий фонд б)
нагнетательный фонд
Рисунок 2.4 - Распределение фонда скважин по
категориям на объекте АВ11-2 на 1.01.2014 г.
Таблица 2.2 - Динамика показателей разработки
объекта АВ11-2
|
Дата
|
Добыча
нефти, тыс.т
|
Дебит
нефти, т/сут
|
Накопл.
добыча нефти, тыс. т
|
Добыча
жидкости, тыс. т
|
Дебит
жидкости, т/сут
|
Накопл.
добыча жидкости, тыс. т
|
Обводненность,
%
|
Закачка
воды, тыс. м3
|
Приемистость
м3/сут
|
Накопл.
закачка воды, тыс. м3
|
Экспл.
фонд добыв. скв.
|
Действ.
Фонд добыв. скв.
|
Экспл.
фонд нагн. скв.
|
Действ.
фонд нагн. скв.
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
11
|
12
|
13
|
14
|
15
|
|
1978
|
|
|
0.0
|
|
|
0.0
|
|
|
|
|
1
|
0
|
|
|
|
1979
|
8.4
|
6.4
|
8.4
|
8.4
|
6.4
|
8.4
|
0.0
|
|
|
0.0
|
8
|
6
|
|
|
|
1980
|
20.3
|
7.9
|
28.7
|
20.3
|
7.9
|
28.7
|
0.1
|
|
|
0.0
|
10
|
8
|
|
|
|
1981
|
27.0
|
8.4
|
55
7
|
27.0
|
8.4
|
55
7
|
0.1
|
|
|
0.0
|
11
|
9
|
|
|
|
1982
|
27.9
|
6.3
|
83.6
|
28.3
|
6.4
|
83.9
|
1.3
|
|
|
0.0
|
26
|
19
|
|
|
|
1983
|
47.9
|
5.5
|
131.0
|
48.1
|
5.6
|
132.1
|
1.5
|
|
|
0.0
|
27
|
26
|
|
|
|
1984
|
103.5
|
13.6
|
234.5
|
104.6
|
13.8
|
236.7
|
1.1
|
7.1
|
54.2
|
7.1
|
25
|
21
|
4
|
2
|
|
1985
|
152.6
|
21.3
|
387.1
|
154.9
|
21.6
|
391.6
|
1.4
|
37.0
|
81.5
|
44.1
|
29
|
26
|
4
|
1
|
|
1986
|
144.5
|
18.3
|
531.6
|
148.7
|
18.8
|
540.3
|
2.8
|
37.5
|
84.8
|
81.5
|
30
|
27
|
4
|
2
|
|
1987
|
154.9
|
18.5
|
686.5
|
179.7
|
21.4
|
720.0
|
13.8
|
17.5
|
27.8
|
99.0
|
34
|
30
|
4
|
2
|
|
1988
|
450.4
|
36.9
|
1136.9
|
638.7
|
52.3
|
1358.6
|
29.5
|
17.8
|
24.7
|
116.9
|
41
|
40
|
4
|
2
|
|
1989
|
439.3
|
31.5
|
1576.3
|
597.2
|
42.8
|
1955.8
|
26.4
|
21.9
|
30.0
|
138.8
|
46
|
43
|
4
|
2
|
|
1990
|
459.1
|
26.4
|
2035.4
|
727.6
|
41.9
|
2683.4
|
36.9
|
118.6
|
129.9
|
257.4
|
63
|
61
|
4
|
2
|
|
1991
|
585.8
|
25.0
|
2621.2
|
1021.6
|
43.5
|
3705.0
|
42.7
|
404.6
|
274.8
|
662.0
|
90
|
80
|
9
|
7
|
|
1992
|
513.2
|
17.5
|
3134.3
|
848.4
|
29.0
|
4553.4
|
39.5
|
635.5
|
265.5
|
1297.5
|
119
|
88
|
10
|
9
|
|
1993
|
406.0
|
12.8
|
3540.3
|
699.5
|
22.0
|
5253.0
|
42.0
|
494.9
|
208.5
|
1792.3
|
129
|
95
|
9
|
8
|
|
1994
|
363.0
|
12.0
|
3903.4
|
657.0
|
21.8
|
5910.0
|
44.7
|
463.8
|
217.0
|
2256.1
|
135
|
91
|
9
|
7
|
|
1995
|
375.8
|
11.6
|
4279.2
|
745.7
|
23.0
|
6655.7
|
49.6
|
108.7
|
85.2
|
2364.8
|
152
|
111
|
9
|
5
|
|
1996
|
309.2
|
9.2
|
4588.4
|
619.1
|
18.4
|
7274.9
|
50.0
|
342.5
|
147.9
|
2707.3
|
138
|
105
|
9
|
5
|
|
1997
|
289.5
|
8.3
|
621.0
|
17.9
|
7895.9
|
53.4
|
448.5
|
194.2
|
3155.9
|
155
|
101
|
9
|
7
|
|
1999
|
277.4
|
8.6
|
5155.3
|
707.1
|
21.9
|
8603.0
|
60.8
|
324.4
|
174.7
|
3480.3
|
168
|
90
|
9
|
4
|
|
1999
|
334.3
|
11.6
|
5489.6
|
876.6
|
30.3
|
9479.6
|
61.9
|
154.7
|
96.9
|
3635.0
|
173
|
86
|
9
|
5
|
|
2000
|
350.9
|
10.1
|
5840.5
|
987.8
|
28.3
|
10467.5
|
64.5
|
224.0
|
124.2
|
3859.0
|
189
|
107
|
9
|
5
|
|
2001
|
459.1
|
12.0
|
6299.6
|
1007.7
|
26.4
|
11475.1
|
54.4
|
145.9
|
98.7
|
4004.9
|
203
|
121
|
12
|
4
|
|
2002
|
641.5
|
13.7
|
6941.1
|
1268.0
|
27.1
|
12743.2
|
49.4
|
104.2
|
107.4
|
4109.1
|
239
|
157
|
11
|
2
|
|
2003
|
838.2
|
13.0
|
7779.2
|
1863.9
|
28.8
|
14607.
1
|
55.0
|
25.6
|
35.6
|
4134.7
|
337
|
248
|
11
|
1
|
|
2004
|
1133.0
|
12.2
|
8912.3
|
2501.2
|
27.0
|
17108.3
|
54.7
|
8.7
|
14.6
|
4143.4
|
439
|
301
|
10
|
2
|
|
2005
|
1563.6
|
13.5
|
10475.3
|
3418.5
|
29.5
|
20526.3
|
54.3
|
39.6
|
43.4
|
4182.9
|
521
|
369
|
10
|
4
|
|
2006
|
1900.5
|
13.0
|
12376.4
|
4633.8
|
31.6
|
25160.6
|
59.0
|
201.3
|
79.4
|
4384.3
|
632
|
473
|
13
|
9
|
|
2007
|
2027.6
|
10.6
|
14404.0
|
6365.7
|
33.3
|
31526.3
|
68.1
|
725.9
|
133.5
|
5110.2
|
785
|
617
|
33
|
29
|
|
2008
|
1941.7
|
8.9
|
16345.7
|
7495.9
|
34.4
|
39022.2
|
74.1
|
3021.0
|
134.6
|
8131.2
|
776
|
631
|
95
|
92
|
|
2009
|
1957.4
|
8.8
|
18303.2
|
8033.4
|
36.0
|
47055.5
|
75.6
|
6324.4
|
129.9
|
14455.5
|
716
|
645
|
180
|
178
|
|
2010
|
2222.9
|
9.2
|
20526.1
|
9442.1
|
39.3
|
56497.6
|
76.5
|
9575.5
|
126.8
|
24031.0
|
771
|
724
|
240
|
237
|
|
2011
|
2420.9
|
9.1
|
22947.0
|
10844.4
|
40.5
|
67342.0
|
77.7
|
10336.6
|
114.3
|
34367.6
|
834
|
783
|
272
|
267
|
|
2012
|
2656.0
|
9.0
|
25603.0
|
12011.3
|
40.7
|
79353.3
|
77.9
|
11401.5
|
109.3
|
45769.1
|
971
|
906
|
323
|
317
|
|
2013
|
2952.3
|
9.0
|
23555.3
|
14394.2
|
43.9
|
93747.5
|
79.5
|
13394.3
|
116.9
|
59663.4
|
1050
|
971
|
370
|
366
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.2 Анализ показателей работы фонда
В добывающем фонде объекта числятся 1105
скважин, из них: действующих - 971, бездействующих - 79, в консервации - 8,
пьезометрических - 27, ликвидированы или в ожидании ликвидации - 20.
Эксплуатационный фонд добывающих скважин составляет 1050 единиц (95 % от общего
числа добывающих скважин).
В нагнетательном фонде числится 372 скважины, из
них: действующих - 366, бездействующих - 4, ликвидированы - 2. Эксплуатационный
нагнетательный фонд составляет 370 скважин (99,5 % от общего числа
нагнетательных скважин)(таблица 2.3).
В настоящее время добывающий фонд скважин
эксплуатируется механизированным способом, 94 % скважин эксплуатируются с
помощью ЭЦН, 6 % скважин с помощью ШГН.
Использование пробуренного фонда
Объект АВ11-2 находится в стадии активной
разработки и для него характерно значительное увеличение фонда за счет перевода
скважин с других пластов и бурения новых скважин. За последние пять лет
действующий нагнетательный фонд вырос более чем в 2 раза (с 178 ед. в 2009 г.
до 366 ед. в 2013 г.). Действующий добывающий фонд за аналогичный период
увеличился в 1,5 раза (с 645 ед. в 2009 г. до 971 ед. в 2013 г.). На рисунке
2.5 и 2.6 представлена динамика фонда объекта и коэффициентов использования и
эксплуатации за последние пять лет.
Таблица 2.3 - Характеристика фонда скважин на
объекте АВ11-2 по состоянию на 1.01.2014 г.
|
Категория
скважин
|
Использование
фонда скважин
|
АВ11-2
|
|
1
|
2
|
3
|
|
Добывающие
|
Действующие
|
971
|
|
В
освоении после бурения
|
0
|
|
Бездействующие
|
79
|
|
Эксплуатационный
фонд
|
1050
|
|
В
консервации
|
8
|
|
Пьезометрические
|
27
|
|
Наблюдательные
|
0
|
|
Ликвидированные
|
20
|
|
Всего
|
1105
|
|
Нагнетательные
|
Под
закачкой
|
366
|
|
В
освоении
|
0
|
|
В
отработке на нефть
|
180
|
|
Нагнетательные
|
Бездействующие
|
4
|
|
Эксплуатационный
фонд
|
370
|
|
В
консервации
|
0
|
|
Пьезометрические
|
0
|
|
Наблюдательные
|
0
|
|
Ликвидированные
|
2
|
|
Всего
|
372
|
|
|
|
|
На 1.01.2014 г. действующий фонд добывающих
скважин составил 87,9 % от общего фонда и 92,5 % от эксплуатационного. В 2013
году, по сравнению с предыдущим годом, действующий добывающий фонд увеличился
на 65 скважин. При этом следует отметить, всего в 2011 году из действующего
фонда выбыло 40 скважин. Основные причины выбытия - нерентабельность
(малодебитность) фонда, выбытие под закачку и обводнение. Коэффициент
использования добывающих скважин увеличивался в 2009 - 2011 гг. на фоне
сокращения бездействующего фонда. Последние два года наблюдается некоторое
снижение с 0,91 д. ед. в 2011 г. до 0,89 д. ед. в 2013 г. Коэффициент
эксплуатации на протяжении всего рассматриваемого периода стабилен, составляя
0,97 д. ед.
Рисунок 2.5 - Динамика фонда, коэффициентов
использования и эксплуатации добывающих скважин на объекте АВ11-2
Рисунок 2.6 - Динамика фонда, коэффициентов
использования и эксплуатации нагнетательных скважин на объекте АВ11-2
Действующий нагнетательный фонд в 2013 году
составил 372 скважины. Последние годы объект характеризуется постоянным
увеличением нагнетательного фонда. Так, за пятилетний период фонд увеличился на
188 единиц, по сравнению с предыдущим годом - на 49 единиц. Соотношение
добывающих и нагнетательных скважин значительно уменьшилось: на конец 2007 года
- 3,6 : 1, на конец 2011 года - 2,7 : 1.
На 1.01.2014 г. действующий нагнетательный фонд
составляет 98,4 % от общего фонда и 98,9 % от эксплуатационного. Коэффициент
использования нагнетательных скважин в 2007 - 2009 гг. сохранялся на уровне
0,98 д. ед. Последние два года наблюдается снижение, в текущем году коэффициент
использования составил 0,95 д. ед. Коэффициент эксплуатации нагнетательных
скважин достаточно высок все годы, небольшое снижение в 2013 году до 0,97 д.
ед. связано с остановкой ряда нагнетательных скважин по причине ожидания
исследований или ремонта.
Распределение действующего фонда скважин по
дебитам нефти, жидкости и обводненности на рассматриваемую дату приведено в
таблице 2.4.
Две примерно равнозначные группы (36,7 % и 33,8
%) эксплуатируются с дебитами нефти от 0 до 5 т/сут и от 5 до 10 т/сут. При
этом 10 % добывающего фонда работает с предельно рентабельным дебитом нефти
менее 2 т/сут. 80 % скважин (77 ед.) этой группы работают с обводненностью
продукции более 90 %, в том числе 19 ед. добывают в совместном режиме. С
дебитом нефти в интервале от 10 до 20 т/сут работают 211 скважин (21,7 %). Доля
скважин с дебитом нефти в диапазоне 20 - 50 т/сут очень мала (66 ед. - 6,7 %),
а высокопродуктивный фонд объекта (с дебитом нефти более 50 т/сут) представлен
только восьмью скважинами (0,8 %), из них 4 - с горизонтальным окончанием
ствола, пробуренные в последние несколько лет. Все высокодебитные скважины
расположены в зонах смешанного коллектора (МТ+ТСТ).
Таблица 2.4 - Распределение действующего фонда
по дебитам нефти, жидкости и обводненности на 1.01.2014 г.
|
Дебит,
т/сут
|
Обводненность,
%
|
Всего
|
|
0-20
|
20-60
|
60-90
|
90-98
|
>
98
|
|
|
нефть
|
|
0-2
|
0
|
3
|
17
|
58
|
19
|
97
|
|
2-5
|
2
|
14
|
125
|
114
|
5
|
260
|
|
5-10
|
13
|
59
|
202
|
55
|
0
|
329
|
|
10-20
|
7
|
74
|
122
|
8
|
211
|
|
20-50
|
9
|
38
|
19
|
0
|
0
|
66
|
|
>50
|
1
|
7
|
0
|
0
|
0
|
8
|
|
Итого
|
32
|
195
|
485
|
235
|
24
|
971
|
|
жидкость
|
|
0-10
|
11
|
21
|
17
|
3
|
1
|
53
|
|
10-20
|
9
|
65
|
73
|
11
|
2
|
160
|
|
20-50
|
9
|
86
|
285
|
84
|
5
|
469
|
|
50-100
|
3
|
16
|
93
|
89
|
8
|
209
|
|
>100
|
0
|
7
|
17
|
48
|
8
|
80
|
|
Итого
|
32
|
195
|
485
|
235
|
24
|
971
|
Основная часть действующего фонда (469 скважин -
48,3 %) эксплуатируется с дебитами жидкости в диапазоне от 20 до 50 т/сут. Доля
низкодебитных скважин (дебит жидкости менее 10 т/сут) составляет 5,4 % (53
скважины), с дебитом 50 - 100 т/сут работают более 20 % действующего фонда (209
скважин). И 8 % действующего фонда (80 скважин) эксплуатируется с дебитами
жидкости более 100 т/сут.
В настоящее время практически половина скважин
объекта (485 ед. - 49,9 % действующего фонда) эксплуатируется с обводненностью
продукции в диапазоне 60 - 90 %. Высокообводненными (обводнение превысило 90 %)
являются 259 скважин (26,6 % фонда), в том числе 24 скважины работают с
критической обводненностью (более 98 %). Низкообводненный фонд (содержание воды
в продукции скважин менее 20 %) представлен очень незначительным числом скважин
(32 ед. - 3,2 %).
На конец 2013 года 114 скважин действующего
добывающего фонда работают в совместном режиме. На рисунках 2.7 и 2.8
представлено распределение дебита нефти, жидкости и обводненности совместного
фонда по состоянию на 1.01.2014 г. Дебит нефти скважин объекта АВ11-2,
работающих в совместном режиме, не превышает 20 т/сут. Наибольшее число
совместных скважин добывают менее 5 т/сут (55 %), в том числе 23 % работают с
предельно рентабельным дебитом нефти менее 2 т/сут. Треть скважин (30 %)
характеризуются дебитом 5 - 10 т/сут и 15 % работает достаточно эффективно,
добывая 10 - 20 т/сут.
Большая часть скважин совместного фонда работает
с обводненностью 60 - 90 % - 65 скважин, 57 %. Скважины с невысокой
обводненность 20 - 60 % составляют 14 % и, в основном, характеризуются
производительностью по нефти 5 - 20 т/сут. высокообводненный совместный фонд с
обводненностью более 98 % незначителен - 6 скважин, почти все работают с
предельно рентабельным дебитом нефти менее 2 т/сут.
Рисунок 2.7 - Распределение действующего фонда
по дебиту нефти и обводненности на 1.01.2014 г.
Рисунок 2.8 - Распределение действующего фонда
по дебиту жидкости и обводненности на 1.01.2014 г.
Дебит жидкости основной части совместно
добывающих скважин (70 %) находится в диапазоне 10 - 50 т/сут. Низкодебитные
скважин (дебит жидкости менее 10 т/сут) составляют 11 %, дебитом жидкости более
50 т/сут) характеризуется работа 19 % совместного добывающего фонда.
Распределение действующего нагнетательного фонда
по приемистости представлено на рисунке 2.9. Большая часть нагнетательного
фонда (205 скважин - 56 % действующего фонда) эксплуатируется с приемистостью
более 100 м3/сут, в том числе 8 скважин (2 % действующего нагнетательного
фонда) осуществляют закачку с приемистостью более 300 м3/сут. Также
значительная часть нагнетательных скважин работает с приемистостью ниже 100
м3/сут и составляет 161 скважину (43 % действующего фонда), включая 40 скважин
с приемистостью ниже 50 м3/сут. Средняя приемистость нагнетательных скважин за
2013 год составила около 120 м3/сут.
Рисунок 2.9 - Распределение нагнетательных
скважин по приемистости на 1.01.2014 г.
За все время эксплуатации в добыче участвовали
1360 скважин, на одну скважину, участвовавшую в добыче, приходится около 21,0
тыс. т добытой нефти. Остаточные запасы на одну действующую скважину составляют
более 130 тыс. т.
За всю историю разработки объекта закачка воды
осуществлялась в 373 нагнетательные скважины. Таким образом, накопленная
закачка воды на 1 скважину, участвовавшую в нагнетании, составляет около 160,0
тыс. м3.
Распределение добывающего фонда скважин по
накопленной добыче нефти представлено на рисунке 2.10. Распределение
нагнетательных скважин по накопленной закачке воды приведено на рисунке 2.11.
Большая часть скважин объекта (1103 ед. - 81 %
от общего числа, участвовавшего в добыче фонда) характеризуется накопленной
добычей нефти менее 30 тыс. т. на скважину. Добыча этой группы скважин
составила более 10 млн. т (40 % от накопленной добычи объекта). Наименее
производительными (накопленная добыча менее 3 тыс. т на скважину) являются 278
скважин (20 % от общего числа скважин), добыча этих скважин составила более 0,2
млн. т (1,2 % от накопленной добычи). Необходимо отметить, что большая часть
этих скважин (174 ед. - 63 %) по разным причинам участвовали в добыче менее
года (в том числе 74 скважины введены в 2013 году). Остальные скважины
характеризуются невысокой эффективностью, обусловленной низким уровнем входных
показателей или быстрым обводнением. Доля скважин с накопленной добычей более
50 тыс. т на скважину составляет 8,2 % (111 скважин), суммарная добыча нефти по
ним составила 11,6 млн. т (40,6 % от всей накопленной добычи по объекту). В
высокопроизводительном фонде 25 скважин, отобравших более 100 тыс. т нефти на
скважину, суммарная добыча по ним составила около 6 млн. т (20,6 % от всей
накопленной добычей). Все скважины расположены в зоне распространения
коллекторов преимущественно массивного типа (МТ).
Рисунок 2.10 - Распределение скважин по
накопленной добыче нефти
Более половины всех участвовавших в нагнетании
скважин (235 ед. - 63 %) характеризуются накопленной закачкой выше 100 тыс. м3
на скважину. Они обеспечили 89 % накопленной закачки воды по объекту. В числе
низкопроизводительных, 68 нагнетательных скважин с накопленной закачкой менее
50 тыс. м3 на скважину.
С накопленной закачкой на скважину в диапазоне
от 50 до 100 тыс. м3 эксплуатировались 70 скважин нагнетательного фонда (18,8 %
от общего числа), суммарная закачка этой группы скважин составила 8,6 %
накопленной закачки воды по объекту. Накопленной закачкой более 500 тыс. м3 на
скважину характеризуется лишь 1 % нагнетательного фонда (5 скважин), при этом
суммарная закачка в них составляет 8,4 % накопленной закачки воды по объекту.
Максимальной накопленной закачкой более 2 млн. м3 воды характеризуется скважина
7187, эксплуатирующаяся совместно с пластом АВ13.
Рисунок 2.11 - Распределение скважин по
накопленной закачке воды
Бурение новых скважин
За период 2010 - 2013 гг. в эксплуатацию на
объект АВ11-2 из бурения были введены 53 добывающие скважины, в т.ч. три из них
пробурены на 2 пласта - АВ11-2+АВ13. Показатели эксплуатации новых скважин по
годам представлены в таблице 2.5 и на рисунке 2.12.
Таблица 2.5 - Показатели эксплуатации скважин,
введенных из бурения
|
Дата
|
Кол-во
новых доб. скв.
|
Фактический
режим за год
|
Добыча
нефти, тыс. т
|
Суммарное
кол-во новых доб. скв.
|
Накопл.
добыча нефти, тыс. т
|
Уд.
накопл. добыча нефти, тыс. т/скв.
|
|
|
qн,
т/сут
|
qж,
т/сут
|
обв-ть,
%
|
Годовая
добыча
|
Уд.
год. добыча
|
|
|
|
|
2010
|
9
|
34,5
|
82,1
|
57,9
|
28,9
|
3,2
|
9
|
28,9
|
3,2
|
|
2011
|
0
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
9
|
138,8
|
15,4
|
|
2012
|
21
|
37,7
|
67,6
|
44,2
|
97,1
|
4,6
|
30
|
304,7
|
10,2
|
|
2013
|
23
|
36,8
|
97,3
|
62,2
|
126,6
|
5,5
|
53
|
724,4
|
13,7
|
Рисунок 2.12 - Показатели эксплуатации скважин,
пробуренных в 2009 - 2013 гг.
На дату анализа из 53 пробуренных на объект
добывающих скважин в действующем добывающем фонде пребывают 49 ед., 3 скважины
переведены под нагнетание, скважина 50758 переведена под закачку на пласт ЮВ1.
Добывающие скважины продолжают работу на объекте с дебитом нефти от 4,4 т/сут
(скв. 19855) до 110,4 т/сут (скв. 19957) и обводненностью от 15,2 % (скв.
19017) до 96,4 % (скв. 19877). Средний текущий дебит нефти по действующим
скважинам - 31,7 т/сут, обводненность - 54,7 %.
Дебит нефти менее 5 т/сут отмечается по 2
скважинам (19973 и 19855). Скважина 19855 пробурена на пласты АВ11-2+АВ13,
характеризуется относительно невысоким дебитом жидкости (40 т/сут), дебит нефти
в сумме по 2 пластам составляет 10 т/сут. В скважине 19973, несмотря на
проведение 2 ГРП на горизонтальном участке ствола, получен весьма низкий дебит
жидкости (19 т/сут), который в течение года снизился до 8 т/сут. Полученный
дебит не является характерным для разреза пласта, вскрытого скважиной
(преимущественно МТ), что подтверждают входные дебиты жидкости (60 - 100 т/сут)
пробуренных рядом скважин.
Обводненность выше 90 % наблюдается в 2
скважинах (19680 и 19877), обе скважины расположены в разбуренной зоне. По
горизонтальной скважине 19877, введенной с ГРП, получена высокая входная
обводненность 96,5 %, что, вероятно, связано с обводнением закачиваемой водой
от скважин 5651 и 11076, расположенных на расстоянии 450 м, накопленная закачка
воды по которым составила по 200 тыс. м3. По скважине 19860 входная
обводненность составила 81,8 %, проведенная в скважине оптимизация насосного
оборудования способствовала ее увеличению до 95,4 % менее чем за год работы.
Удельная годовая добыча нефти на скважину за
первый год работы увеличивается (с 3,2 тыс. т/скв. в 2010 г. до 5,5 тыс. т/скв
в 2013 г.), что, в первую очередь, связано с введением новых технологий при
освоении скважин из бурения (многостадиный ГРП на скважинах с горизонтальным
окончанием ствола).
Бурение скважин осуществлялось как в разбуренной
части залежи с размещением уплотняющего фонда, так и в краевой неразбуренной
части на юго-востоке.
Всего за счет бурения новых скважин в 2010 -
2013 гг. добыто 724,4 тыс. т нефти или 13,7 тыс. т на скважину. Средняя
обводненность по новым скважинам варьирует от 57,9 % до 62,2 %.
Основными причинами высокой начальной
обводненности являются:
недонасыщенность коллектора нефтью и наличие в
нефтенасыщенном поровом объеме рыхлосвязанной пластовой воды,
проникновение трещин в нижележащие заводненные
интервалы пласта АВ13 при проведении ГРП.
Из 53 пробуренных скважин 45 имеют
горизонтальное окончание ствола. Практически во всех скважинах, как в
наклонно-направленных, так и в горизонтальных, перед вводом на пласт проводился
гидроразрыв пласта. Из 45 горизонтальных скважин в 31 при освоении реализован
мультистадийный ГРП.
Для сравнения в таблицах 2.6 - 7 приведена
динамика среднегодовых дебитов новых скважин с горизонтальным и
наклонно-направленным окончанием ствола. Большая часть горизонтальных скважин
(21 ед.) была пробурена в 2013 г. (в т.ч. 20 - с МГРП), 17 ед. - в 2012 г. (в
т.ч. 11 - с МГРП), 7 ед. - в 2010 г.
Таблица 2.6 - Динамика дебитов пробуренных
наклонно-направленных скважин
|
Дата
|
Кол-во
новых доб. скв.
|
Дебит
нефти, т/сут
|
Уд.
Qн нак., тыс. т/скв.
|
|
|
2010
|
2011
|
2012
|
2013
|
|
|
2010
|
2
|
32,7
|
63,0
|
81,0
|
67,7
|
5,1
|
|
2012
|
4
|
-
|
-
|
30,4
|
23,6
|
4,8
|
|
2013
|
2
|
-
|
-
|
-
|
26,7
|
3,0
|
|
Всего
|
8
|
32,7
|
63,0
|
48,9
|
31,7
|
20,2
|
Из 9 скважин наклонно-направленного профиля 7
пробурены в зонах преимущественного распространения коллекторов массивной
текстуры, остальные 2 - в смешанном коллекторе. Среди скважин с горизонтальным
профилем 30 % скважин пробурены в зоне смешанного коллектора, остальные - в
зоне коллекторов массивной текстуры.
Таблица 2.7 - Динамика дебитов пробуренных
горизонтальных скважин
|
Дата
|
Кол-во
новых доб. скв.
|
Дебит
нефти, т/сут
|
Уд.
Qн нак., тыс. т/скв.
|
|
|
2010
|
2011
|
2012
|
2013
|
|
|
2010
|
7
|
35,6
|
28,8
|
15,4
|
14,2
|
2,7
|
|
2011
|
17
|
|
|
40,1
|
38,8
|
4,6
|
|
2013
|
21
|
|
|
|
37,5
|
5,7
|
|
Всего
|
45
|
35,6
|
28,8
|
26,1
|
32,8
|
12,5
|
Преимущество в показателях наклонно-направленных
скважин, пробуренных в 2010 г., связано с вводом в эксплуатацию высокодебитной
скважины 19554, разрез которой представлен массивным коллектором, начальный
дебит нефти составил 99,7 т/сут и по состоянию на 1.01.2014 г. скважина
отобрала 96 тыс. т. При сопоставлении показателей скважин, пробуренных в 2012 -
2013 гг., отмечается преимущество по дебиту нефти горизонтальных скважин, что
связано с увеличением в структуре объемов бурения скважин с МГРП (Рис. 2.13).
Рисунок 2.13 - Динамика дебитов скважин,
пробуренных в 2009 - 2013 гг.
Кусты 2019 и 2041 реализованы в 2012 году в
неразбуренной зоне в юго-восточной части залежи, в зоне преимущественного
распространения коллекторов массивной текстуры. При этом куст 2019 Скважины
куста 2015В пробурены в 2013 г. в зоне смешанного коллектора и являются
уплотняющими. Все 5 наклонно-направленных скважин введены с ГРП, из 16 скважин
с горизонтальным окончанием ствола в 13 проведен мультистадийный ГРП.
.3 Анализ выполнения проектных решений объекта
АВ11-2 Самотлорского месторождения
С начала разработки по объекту отобрано 28555,3
тыс. т нефти, что ниже проектного значения на 31,8 тыс. т (проект - 28587,1
тыс. т).
Накопленная добыча жидкости составляет 93747,5
тыс. т, что выше проектной на 71,9 тыс. т (по проекту - 93675,6 тыс. т).
Накопленная закачка с начала разработки составила 59663,4 тыс.м3 (по проекту
59611,4 тыс.м3), что выше проектного уровня на 52 тыс. м3.
В 2011 г. по объекту АВ1 отобрано 2952,3 тыс. т
нефти (по проекту - 2984,1 тыс. т), что меньше проектного уровня на 31,8 тыс. т
(- 1,01 %). Добыча жидкости составила 14394,2 тыс. т (по проекту - 14322,2 тыс.
т), что выше проектного уровня на 72 тыс. т. Фактическая обводненность - 79,5 %
при проектной 76,9 %.
Эксплуатационный добывающий фонд ниже
планируемого значения на пять скважин. Величина действующего добывающего фонда
(971 скважин) также ниже проектного показателя на 24 единицы (- 1,02 %).
Эксплуатационный фонд нагнетательных скважин составляет 370 единиц и превышает
проектный показатель на 6 скважин. Фактический действующий нагнетательный фонд
больше проектного на 7 скважин и составляет 366 скважину.
Средний дебит жидкости в 2013 г. близок к
проектному и составил 43,9 т/сут (проект - 44,3 т/сут). Средний дебит нефти
составил 9,0 т/сут, что ниже проекта на 0,2 т/сут (9,2 т/сут по проекту), что
связано с более высокой обводненностью продукции.
Приемистость действующих нагнетательных скважин
по объекту в 2011 г. ниже проектной и составила 116,9 м3/сут при проекте 120,6
м3/сут. Закачка воды в 2011 г. превышает проектный показатель (факт - 13894,3
тыс. м3, проект - 13768,4 тыс. м3) за счет более высокого действующего фонда,
текущая компенсация при этом практически равна проектной (факт - 96,5 %, проект
- 96,1 %).
Уровень фактической обводненности добываемой
продукции выше проектного значения - 79,5 % при проекте 76,9 %, при этом само
значение среднегодовой обводненности является высоким для объекта,
характеризующегося начальной стадией освоения (отбор от НИЗ - 17,4 %). Причины
этого заключаются, с одной стороны, в недонасыщенности коллектора нефтью и
наличии рыхлосвязанной воды, с другой стороны, в проникновении трещин в
нижележащие заводненные интервалы пласта АВ13 при проведении ГРП. Кроме того,
учитывая, что скважины на «рябчике» эксплуатируются после ГРП, существует
высокая вероятность «подтягивания» фронта нагнетания по существующим трещинам и
высокопроницаемым пропласткам. Анализ причин обводнения за 2013 г. показал, что
рост обводненности в целом по объекту связан как с естественным ее ростом, так
и с опережающими темпами обводнения по отдельным скважинам, вызванными трещиной
ГРП и влиянием нагнетательных скважин.
Согласно «Авторскому надзору за выполнением
проектных решений по разработке Самотлорского месторождения», утвержденный
проектный фонд по объекту АВ11-2 в пределах деятельности л.у. ОАО
«ТНК-Нижневартовск» составляет 2322 скважины, в том числе 1612 добывающих и 710
нагнетательных
В границах лицензионного участка предполагалось
бурение 738 скважин, в том числе 442 добывающих и 296 нагнетательных скважин. В
период после принятия проектного документа (2011 - 2013 гг.) планировалось
пробурить 15 скважин. Фактически за этот период пробурены и введены в
эксплуатацию 44 скважины, из них 33 соответствуют проектному местоположению.
Кроме того, выполнение двух зарезок вторых стволов и 16 возвратов с нижележащих
объектах вблизи точек проектного бурения привело к их отмене. Таким образом, на
объекте наблюдается существенное опережение по реализации бурения проектного
фонда. С учетом вышесказанного, оставшийся к бурению фонд объекта АВ11-2 по
состоянию на 1.01.2014 г. составил 705 скважин, в том числе 420 добывающих и
285 нагнетательных.
. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ ДИПЛОМНОГО ПРОЕКТА
.1 Анализ эффективности применяемых методов
Самотлорское месторождение находится в зоне
деятельности ОАО «ТНК-Нижневартовск» и ОАО «Самотлорнефтегаз».
На Самотлорском месторождении в период 2009-2013
года проводились такие геолого-технологические мероприятия (ГТМ) как
гидроразрыв пласта (ГРП), зарезка боковых стволов (ЗБС), оптимизация работы
насосного оборудования, прострелочно-взрывные работы (ПВР), обработка
призабойных зоны (ОПЗ), ремонтно-изоляционные работы (РИР), возвраты (переводы)
на другие объекты и приобщения.
На месторождении было выполнено 14124
геолого-технологических мероприятий. За пятилетний период работы скважины
работали как на одном, так и на разных пластах, большое число скважин
эксплуатируют совместно несколько пластов. При анализе эффективности ГРП в
общем объеме мероприятий рассматривались и скважины, переведенные с других
объектов с проведением ГРП.
Дополнительная добыча нефти за счёт ГТМ за
рассматриваемый период составила 42,9 млн.т нефти, на одну скважино-операцию
приходится 3,0 тыс.т. Приросты дебитов нефти и жидкости составляют 10,6 т/сут и
48,7 т/сут соответственно. Средние показатели по проведенным
геолого-технологическим мероприятиям представлены в таблице 3.1.
Таблица 3.1 - Осредненные параметры по видам
мероприятий в 2009-2013гг.
|
Вид
ГТМ
|
Год
|
Количество
скважино-операций
|
Прирост
дебита нефти, т/сут
|
Прирост
дебита жидкости, т/сут
|
Годовая
доп. добыча нефти, тыс. т
|
Уд.
доп. добыча нефти, тыс. т/скв
|
Нак.
доп. добыча нефти, тыс. т
|
Коэфф.
эффективности, %
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
|
ГРП
|
2009
|
632
|
19,6
|
61,8
|
1655,5
|
2,6
|
5293,4
|
70
|
|
2010
|
746
|
15,5
|
49,8
|
1667,8
|
2,2
|
4899,0
|
69
|
|
2011
|
867
|
14,4
|
51,1
|
1568,8
|
1,8
|
3899,6
|
52
|
|
2012
|
739
|
10,6
|
47,5
|
981,7
|
1,3
|
1867,1
|
29
|
|
2013
|
446
|
9
|
48,4
|
481,1
|
1,1
|
481,1
|
12
|
|
Итого
по ГРП
|
3430
|
14,1
|
51,7
|
6355
|
1,9
|
16440,2
|
48
|
|
ЗБС
|
2009
|
131
|
49,8
|
104,3
|
851,9
|
6,5
|
3167,9
|
79
|
|
2010
|
212
|
34,8
|
90,2
|
1237,1
|
5,8
|
3916,4
|
78
|
|
2011
|
229
|
30,3
|
117
|
1045,7
|
4,6
|
2953,2
|
67
|
|
2012
|
282
|
21,1
|
164,8
|
910,6
|
3,2
|
1880,9
|
46
|
|
2013
|
278
|
18,8
|
136,3
|
3,3
|
911,2
|
87
|
|
Итого
по ЗБС
|
1132
|
27,7
|
127,2
|
4957
|
4,4
|
12829,6
|
84
|
|
РИР,
ЛНЭК ЛА
|
2009
|
87
|
3,9
|
-44,0
|
51,1
|
0,6
|
51,1
|
40
|
|
2010
|
192
|
5,3
|
-30,6
|
280,2
|
1,5
|
280,2
|
51
|
|
2011
|
126
|
4,6
|
-127,3
|
118,4
|
0,9
|
118,4
|
44
|
|
2012
|
250
|
2,4
|
-162,3
|
185,1
|
0,7
|
185,1
|
40
|
|
2013
|
235
|
2,6
|
-186,9
|
108,5
|
0,5
|
108,5
|
40
|
|
Итого
по РИР
|
890
|
4,5
|
-104,3
|
743
|
0,8
|
743,3
|
40
|
|
ОПЗ
|
2009
|
624
|
3,4
|
10,5
|
377,0
|
0,6
|
377,0
|
51
|
|
2010
|
786
|
3,8
|
14,6
|
561,8
|
0,7
|
561,8
|
68
|
|
2011
|
495
|
4,7
|
44,6
|
319,3
|
0,6
|
319,3
|
60
|
|
2012
|
555
|
4,4
|
47,6
|
435,1
|
0,8
|
435,1
|
65
|
|
2013
|
214
|
4,2
|
22,3
|
136,8
|
0,6
|
136.8
|
39
|
|
Итого
по ОПЗ
|
2674
|
4,0
|
26,9
|
1830
|
0,7
|
1830,0
|
56
|
|
ПВР
|
2009
|
561
|
5,7
|
38,2
|
387,3
|
0,7
|
387,3
|
61
|
|
2010
|
344
|
5,0
|
31,0
|
370,1
|
1,1
|
370,1
|
58
|
|
2011
|
177
|
6,3
|
51,7
|
220,3
|
1,2
|
220,3
|
55
|
|
2012
|
131
|
5,4
|
57,1
|
120,8
|
0,9
|
120,8
|
63
|
|
2013
|
72
|
4,4
|
25,5
|
38,6
|
0,5
|
38,6
|
50
|
|
Итого
по ПBP
|
1285
|
5,5
|
40,0
|
1137
|
0,9
|
1137,1
|
59
|
|
Оптимизация
|
2009
|
509
|
7,1
|
95,1
|
609,8
|
1,2
|
643,6
|
45
|
|
2010
|
429
|
6,9
|
86,6
|
500,2
|
1,2
|
568,6
|
43
|
|
2011
|
529
|
8,4
|
107,9
|
908,4
|
1,7
|
988,3
|
73
|
|
2012
|
708
|
8,7
|
131,7
|
1030,2
|
1,5
|
1076,1
|
65
|
|
2013
|
461
|
6,8
|
106,8
|
522,6
|
1,1
|
522,6
|
65
|
|
Итого
по оптимизации
|
2636
|
7,7
|
108,4
|
3571
|
1,4
|
3799,1
|
61
|
|
Возвраты
и приобщения
|
2009
|
459
|
9,7
|
104,1
|
684,2
|
1,5
|
2386,0
|
56
|
|
2010
|
445
|
9,9
|
104,9
|
533,0
|
1,2
|
1568,3
|
57
|
|
2011
|
433
|
9,7
|
111,2
|
486,2
|
1,1
|
1249,6
|
50
|
|
2012
|
473
|
7,2
|
98,4
|
394,3
|
0,8
|
786,6
|
36
|
|
2013
|
267
|
7,4
|
96
|
215,5
|
0,8
|
215,5
|
38
|
|
Итого
по возвратам и приобщениям
|
2077
|
9,1
|
103,4
|
2313
|
1,1
|
6206
|
46
|
|
В
целом за период 2009 - 2013 гг.
|
|
Итого
по ГТМ
|
2009
|
3003
|
14,2
|
52,9
|
4616,8
|
1,5
|
12306,2
|
58
|
|
2010
|
3154
|
11,6
|
49,5
|
5150,3
|
1,6
|
12164,3
|
60
|
|
2011
|
2856
|
11,2
|
50,9
|
4667,1
|
1,6
|
9748,7
|
57
|
|
2012
|
3138
|
8,5
|
55,0
|
4057,8
|
1,3
|
6351,8
|
49
|
|
2013
|
1973
|
7,6
|
35,5
|
2414,3
|
1,2
|
2414,2
|
47
|
|
Средние
показатели за календарные годы
|
14124
|
10,6
|
48,7
|
20906
|
1,5
|
42985,2
|
56
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Кроме ГРП и ОПЗ, так же многочислеными видами
ГТМ за 2009-2013 гг. являются оптимизация насосного оборудования (2636
мероприятия или 19 %), возвраты и переводы на другие объекты (2077 операции или
15 %).
Наибольший прирост дебита нефти (27,7 т/сут) и
удельная добыча нефти на 1 скважину (4,4 тыс.т) получены при зарезке боковых
стволов. Максимальный вклад в величину общей дополнительной добычи нефти за
2009-2013 гг. внесли мероприятия по гидроразрыву пласта и ЗБС: 16440 тыс.т и
12830 тыс.т нефти соответственно 39 % и 30 % и немного меньше было добыто нефти
за счет возвратов и приобщений (5760 тыс.т 13 %). Распределение объемов ГТМ и
дополнительной добычи по видам ГТМ приведено на рисунках 3.1 и 3.2.
Рисунок 3.1 - Распределение объемов ГТМ по годам
Рисунок 3.2 - Распределение объемов ГТМ по видам
Приросты дебитов нефти составили 14,1 т/сут. по
ГРП и 27,7 т/сут по ЗБС, удельная добыча нефти на 1 скважину по ГРП составила
1,9 тыс.т и 4,4 тыс.т. по ЗБС (Рисунок 3.3 - 3.5). Самыми многочисленными
мероприятиями за анализируемый период оказались: ГРП - 3430 операций (24 %),
обработка призабойных зон (ОПЗ) - 2674 (19 %) и оптимизация насоснгого
оборудования - 2636 (19 %).
Рисунок 3.3 - Распределение дополнительной
добычи по видам ГТМ
Рисунок 3.4 - Распределение удельной доп. добычи
нефти по видам ГТМ
Рисунок 3.5 - Динамика изменения приростов
дебита нефти и дебита жидкости по годам
В 2009-2013г. эффективность по мероприятиям
изменяется от 0,40 по РИР до 0,84 по ЗБС и в среднем составляет 0,56 (Таблица
3.1).
В 2009-2013 гг. распределение дополнительной
добычи по пластам следующее: наибольшая накопленная дополнительная добыча нефти
в отчетный переод приходится на объект АВ11-2 (рябчик) 14522 тыс.т (34 %) и БВ8
8907 тыс.т (21%). Наибольшее число мероприятий за анализируемый период провели
на объектах АВ11-2 - 4940 операций (35 %) и на объекте АВ2-3 - 2991 операций
(21 %) (Рисунки 3.6 - 3.7).
Рисунок 3.6 - Распределение объемов ГТМ по
пластам
Рисунок 3.7 - Распределение удельной доп. добычи
нефти на 1 скв/опер. по пластам
.2 Обоснование необходимости применения на
месторождении методов воздействия на ПЗП
История разработки Самотлорского месторождения
насчитывает большое количество проведенных опытных и экспериментальных работ,
направленных на изучение возможностей широкого круга методов увеличения
нефтеотдачи (МУН) пластов и интенсификации добычи нефти. При этом основной
технологией вытеснения запасов нефти является заводнение объектов, успешно
освоенное на всех месторождениях Западно-Сибирского региона. Однако, несмотря
на ее несомненные преимущества - простоту реализации и высокие
технико-экономические показатели - имеются и негативные аспекты, которые на современном
этапе эксплуатации месторождения приводят к значительному снижению
эффективности разработки. Определяющим фактором здесь является существенное
ухудшение структуры запасов.
Увеличение доли малоэффективных и
трудноизвлекаемых запасов нефти, прежде всего, связано с разноскоростной
выработкой нефтенасыщенных пропластков, различных по своим фильтрационным
свойствам. Это обстоятельство в условиях заводнения объектов неизбежно приводит
к увеличению обводненности продукции скважин и «защемлению» запасов нефти. В
настоящее время известно несколько причин, осложняющих доизвлечение остаточных
запасов нефти, все они условно подразделяются на геологические и техногенные
факторы.
К геологическим факторам относятся:
факторы неоднородности строения коллектора такие,
как прерывистость и анизотропия по проницаемости;
капиллярные явления, вызванные особенностями
текстурного строения пород, активностью глинистого материала и смачиваемостью
водой поверхности минерального скелета.
К техногенным факторам относятся:
капиллярные явления, проявляющиеся в результате
различной скорости фильтрации вытесняющей жидкости, химического взаимодействия
закачиваемых и пластовых флюидов и охлаждения пласта нагнетаемой водой;
развитие системы искусственных трещин в
призабойной зоне пласта водонагнетательных скважин, возникающих под действием
высокого забойного давления.
Накопленный опыт разработки нефтяных
месторождений убедительно свидетельствует, что вариант стандартного заводнения
объектов зачастую не только оказывается малоэффективным в борьбе с
вышеперечисленными факторами, но и способствует их развитию. Такое положение
дел привело к развитию широкого спектра методов и средств увеличения
нефтеотдачи пластов, которые подразделяются на 4 основные группы: газовые,
химические, физические и гидродинамические.
Начальным этапом апробации МУН на Самотлорском
месторождении можно считать период с середины 1970-х до начала 1990-х годов,
когда были проведены промышленные испытания:
циклического заводнения в сочетании с изменением
направления фильтрационных потоков (ИНФП);
закачки ПАВ в различной концентрации, а также в
сочетании с другими реагентами;
закачки ШФЛУ;
газового и водогазового воздействия;
закачки полимер-дисперсных систем (ПДС).
На рисунке 3.8 представлена обобщенная схема
МУН, прошедших апробацию на Самотлорском месторождении за всю историю
разработки.
Рисунок 3.8 - Методы увеличения нефтеотдачи
пластов, апробированные на месторождении
Экспериментальные работы и исследования
возможностей МУН в промышленных масштабах проводились практически на всей
территории Самотлорского месторождения, о чем свидетельствует приведенная на
рисунке 3.9 схема расположения опытных участков и полигонов.
Начиная с конца 1990-х годов, благодаря
полученному опыту по апробации различных методов увеличения нефтеотдачи
пластов, спектр работ был сужен и, в основном, сконцентрирован на промышленном
внедрении технологий закачки химических составов, позволяющих корректировать
нагнетаемые потоки воды. Проведены экспериментальные работы по закачке
комплекса полимер + щелочь (ПАА+МДС) и биополимерное заводнение (БП-92).
Представление об объемах проведенных работ дано в таблице 3.2. Аналитические
данные и заключения об эффективности экспериментов представлены на основании
работ специалистов ВНИИнефть, СибНИИНП, НижневартовскНИПИнефть и ТИНГ.
Наиболее масштабными были работы по организации
циклического заводнения, заводнения с применением ПАВ, полимер-дисперсных
систем, а также методы воздействия на околоскважинную зону малообъемными оторочками
потококорректирующих составов.
Рисунок 3.9 - Схема расположения опытных
участков по апробации МУН на территории месторождения
Из всех применявшихся методов выделяются
потокоотклоняющие технологии. Так, за период разработки было опробовано до 90
различных видов композиций химреагентов, применяющихся для выравнивания профиля
приёмистости. В организации работ участвовало более 20 подрядных и сервисных
компаний, обработано почти 2000 нагнетательных скважин с суммарным числом
скважино-обработок около 6000. Максимальные объемы работ по выравниванию
профиля приемистости на скважинах месторождения были достигнуты в 2000 году,
при этом доля обработанного фонда составляла 50-80 %. На таких объектах
разработки Самотлорского месторождения, как АВ11-2 в области «дельты», АВ13,
АВ4-5 и БВ8 работами по ВПП были охвачены практически все действующие
нагнетательные скважины.
|
№
|
Технология
|
Период
времени
|
Количество
скважин на участках, всего (доб+нагн)
|
Объем
дополнительной добычи нефти, тыс.т
|
Накопленная
удельная дополнительная добыча нефти, тыс.т/скв в год
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
|
1
|
Циклическое
заводнение (ИНФП)
|
1974
- 1978
|
2000
|
6630
- 10312
|
0,2
- 0,4
|
|
2
|
Поверхностно-активные
вещества
|
|
ПАВ
низкой концентрации
|
1978
- 1983
|
370
|
164
|
0,1
|
|
ПАВ
высокой концентрации
|
1984
- 1985
|
83
|
400
|
0,8
|
|
Состав
ИХН (ПАВ+щелочь)
|
1986
- 1989
|
24
|
116
|
1
|
|
3
|
Закачка
ШФЛУ
|
1982
- 1984
|
25
|
261
|
5,2
|
|
4
|
Газовое
и водогазовое воздействие
|
1984
- 1993
|
87
|
1511
- 2290
|
2,5
- 3,0
|
|
|
2008-2009
|
22
|
0
|
0
|
|
МВГС
|
2009-2010
|
28
|
24
|
0,4
|
|
|
2010
|
57
|
0
|
0
|
|
5
|
Модификации
полимерно-щелочного заводнения
|
|
Полимер-дисперсные
системы (ПДС)
|
1988
- 1992
|
492
|
664
|
0,3
|
|
Комплекс
ПДС+ПАВ
|
1988
|
28
|
73
|
2,6
|
|
Комплекс
полимер+щелочь (ПАА+МДС)
|
1999
- 2000
|
17
|
13
|
0,7
|
|
6
|
Комплексные
технологии воздействия на нагнетательных и добывающих скважинах
|
|
ВПП
+ ГТМ + ввод из б/д
|
1987
- 1988
|
63
|
40
|
1,1
|
|
ИТНАВ
(ИНФП+ВПП+ГТМ)
|
1997
|
32
|
8
|
0,2
|
|
7
|
Потокорректирующие
технологии в нагнетательных скважинах
|
|
Выравнивание
профилей приемистости (ВПП) нагнетательных скважин небольшими оторочками
(<1,0 тыс.м3/скв); Всего около 90 различных химических составов
|
1994
- 2001
|
6000
|
14054
|
2,3
|
|
Bright
Water
|
2011
|
11
|
0
|
0
|
|
8
|
Биополимерное
заводнение (БП-92)
|
2001-2002
|
60
|
31
|
0,5
|
|
|
2009-2012
|
62
|
19,5
|
0,08
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
По оценкам специалистов научных институтов,
проводивших анализ эффективности методов повышения нефтеотдачи, в большинстве
случаев удалось получить дополнительную добычу нефти по отношению к базовой
технологии заводнения.
Поскольку эффект применения МУН достаточно
сильно зависит от количества задействованных скважин и продолжительности
проведения работ, в таблице 3.2 также приведен унифицированный показатель
дополнительно извлеченной нефти, рассчитанный на одну скважину за один
календарный год. Этот параметр свидетельствует о сравнительно высокой
эффективности технологий закачки ШФЛУ, водогазового воздействия, закачки
комплексных составов ПДС+ПАВ и выравнивания профиля приемистости.
Методы циклического заводнения объектов с
изменением направления потоков фильтрации и нестационарного воздействия прошли
экспериментальную апробацию на Самотлорском месторождении в период с 1974 по
1978 гг. Их применение направлено на устранение геологических факторов
концентрации остаточных запасов нефти в гидродинамически связанных коллекторах
с высоким контрастом по проницаемости. Несмотря на высокий процент вовлечения
фонда скважин в экспериментальные исследования возможностей этого метода (около
37 % добывающих и 36,7 % нагнетательных скважин) результаты работы были
неоднозначными. Анализ эффективности применения циклического воздействия
показал, что наибольший эффект получен по горизонту БВ8.
К гидродинамическим МУН также относится
форсированный отбор жидкости. Суть его заключается в компенсации падения
отборов нефти при высокой обводненности продукции за счет увеличения дебитов
жидкости. Этот метод в настоящее время применяется на всех объектах.
Максимальная средняя эффективность за последние пять лет получена на пласте
БВ81-3 - 2,3 тыс.т/скв-опер., средняя эффективность по всем пластам составляет
1,4 тыс.т/скв-опер (ОАО ТНК-Нижневартовск).
В 1978 г. на Самотлорском месторождении были
проведены первые опытные работы по закачке ПАВ низкой концентрации. Первоначально
воздействию подверглись пласты АВ2-3, БВ8 и БВ10, средняя концентрация
неионогенных ПАВ в воде составляла 0,06 %. За первые три года применения
технологии дополнительная добыча нефти на 1 тонну закаченного ПАВ составила
около 36 т по объекту АВ2-3, 29 т - по объекту БВ10, на объекте БВ8 эффект не
проявился. Однако в целом по опытному участку с учетом всех трех
задействованных пластов этот показатель в среднем составил только 4 т. Итого,
за 6 лет применения технологии, на опытном участке месторождения был получен
суммарный эффект в виде 164 т дополнительно добытой нефти. В качестве возможных
причин столь низкой эффективности реализации технологии называются как снижение
концентрации растворов ПАВ ниже проектного показателя (0,1 %) на 40 %
процентов, так и ряд иных технологических и геологических причин. Среди
последних отмечаются адсорбция химреагента и опережающий прорыв состава по
системе высокопроницаемых каналов.
В 1984 г. на месторождении были инициированы
работы по закачке ПАВ высокой концентрации. В отличие от предыдущей технологии,
предполагавшей достижения результата, в основном, за счет снижения сил
поверхностного натяжения на границе контакта нефти и воды, закачка ПАВ высокой
концентрации предполагает создание в пласте водонефтяной эмульсии, характеризующейся
повышенными вязкостными характеристиками. В течение 1984-85 гг. на Самотлорском
месторождении данная технология прошла опытное испытание на 11 участках,
концентрация неионогенных ПАВ в закачиваемом растворе составляла 5-10 %.
Раствор ПАВ (превоцел) закачивался индивидуально в каждую скважину агрегатом
ЦА-320, в итоге было использовано около 8 тыс.т ПАВ. Анализ результатов
показал, что положительный эффект был достигнут на 5 из 11 участков
месторождения, при этом прирост КИН составил от 1 до 4,8 %. Таким образом, было
показано, что основное влияние на конечную эффективность метода оказывает не
концентрация ПАВ в растворе, а технология и выбор участка заводнения.
В 1986-1989 гг. на пластах АВ13, АВ2-3, БВ10
проводились опытно-промышленные работы по испытанию технологии с применением
композиций ИХН - на основе ПАВ и щелочной буферной системы под авторским
надзором Института Химии Нефти СО АН СССР (г. Томск).
В композицию ИХН входили АПАВ (сульфанол,
сульфанит, волгонат), аммоний, аммиачная селитра и карбамид. Удельный объем
закачки на одну скважину составлял 8-10 тыс.м3. Привлечение результатов
геофизических, гидродинамических и физико-химических исследований на опытных
участках позволил выявить несколько факторов, положительно влияющих на процесс заводнения:
стабилизация или уменьшение темпов роста
обводненности продукции добывающих скважин;
улучшение параметров призабойной зоны
нагнетательных скважин таких как проницаемость, продуктивность, пьезо- и
гидропроводности;
увеличение приемистости скважин;
увеличение динамических уровней;
снижение остаточной нефтенасыщенности;
улучшение характеристик вытеснения нефти.
Результирующая технологическая эффективность
опытно-промышленных работ оценивается в 116 тыс.т дополнительной добычи нефти,
в эксперименте участвовало 4 нагнетательные скважины. По показателю удельной
накопленной дополнительной добычи нефти на одну скважину в год этот метод
занимает одну из лидирующих позиций (см. табл. 3.2). Стоит отметить, что
основной эффект от применения данной технологии заключается в возможности
снижения остаточной нефтенасыщенности, не обеспечивая при этом высокого
коэффициента охвата пластов по площади и разрезу.
В период с 1982 по 1984 гг. на месторождении
проводились опытно-промышленные исследования технологии заводнения объектов с
применением растворителей на основе широкой фракции легких углеводородов
(ШФЛУ). Закачка растворителей осуществлялась на двух участках объектов АВ13 (3
семиточечных элемента разработки в составе 3 нагнетательных и 14 добывающих
скважин) и БВ8 (1 семиточечный элемент с 1 нагнетательной и 7 добывающими
скважинами) Мыхпайской площади. Эффективному освоению данной технологии
препятствовал низкий уровень технической организации процесса закачки, в
результате чего за 2 года объем закачки ШФЛУ составил 198 тыс.т, что составляет
лишь 18 % от проектного уровня. Дальнейшее развитие технология также не
получила из-за отсутствия специального высоконапорного оборудования и в
последующем - в связи с отсутствием достаточного объема ШФЛУ.
Апробация газовых методов на Самотлорском
месторождении началась в 1984 г. с проектов закачки газа высокого давления в
низкопроницаемые пласты АВ11-2 и БВ10. В качестве вытесняющего агента
использовался нефтяной газ, поступающий с первой ступени сепарации КСП.
В дальнейшем был произведен переход на
технологию водогазового воздействия, суть которой заключается в попеременной
закачке газа и воды в один и тот же пласт. На Самотлорском месторождении ВГВ
подвергались пласты АВ11-2, АВ13, АВ2-3, БВ8 и БВ10. За период с 1984 по 1993 гг.
в общей сложности закачено газа в объеме 3156,8 млн.м3, что превысило проектные
нормы в 1,4 раза. Необходимо отметить, что и продолжительность проведения работ
по организации ВГВ также превысила проектный срок (5 лет) практически в 2 раза,
тем не менее, достичь запланированных уровней добычи нефти не удалось.
К началу реализации технологии, добывающие
скважины опытных участков ВГВ на пластах АВ11-2, АВ13, АВ2-3 и БВ10
эксплуатировались безводной продукцией. В этой связи для оценки технологической
эффективности ВГВ был проведен сравнительный анализ с привлечением участков,
разрабатываемых методом заводнения и характеризующихся сходными геологическим
строением и плотностями сетки скважин. Наибольший эффект, выраженный в приросте
запасов нефти на уровне 10-15 %, был получен по объекту АВ13. На остальных
пластах сравнение темпов изменения добычи нефти не выявило существенных
преимуществ ВГВ по сравнению с традиционным заводнением объектов. Среди причин
низкой эффективности реализации водогазового воздействия называются отклонения
от проектных решений, технологические трудности в реализации технологии, а
также гидродинамически открытые границы опытных участков и некачественное
разобщение пластов.
Развитие идеи ВГВ привело в новейшей истории
Самотлора к проведению двух экспериментов по закачке мелкодисперсной
водогазовой смеси (МВГС) на объектах БВ8 и АВ4-5 в 2009-2012 гг. Механизм
вытеснения нефти здесь основан на увеличении охвата заводнением путем изменения
поля фазовых проницаемостей в зоне дренирования и вытеснении нефти газом из
кровли пласта. Для создания мелкодисперсной водогазовой смеси, которую получают
эжектированием и последующим диспергированием попутного нефтяного газа в воде в
виде пузырьков размером несколько единиц микрон, используется специальное
эжекционно-диспергирующее устройство.
В обоих экспериментах не были выдержаны
запланированные объемы закачанного газа и временные интервалы воздействия. Во
время эксперимента на объекте БВ8 объем газа был сокращен почти в 2 раза
(закачали 80 млн. м3), на объекте АВ4-5 - в 10 раз (9,5 млн. м3).
Технологический эффект от воздействия МВГС в первом случае оценивается в 24
тыс. т дополнительной нефти, во втором случае эффект вывить не удалось.
Апробация методов полимерного заводнения
объектов на Самотлорском месторождении началась в 1988 году с закачки
комплексного состава ПДС и ПАВ. Испытания проходили на 4 участках,
представляющих собой семиточечные элементы площадного заводнения с центральной
нагнетательной скважиной. Один участок исследований располагался на пласте
АВ11-2 и три участка - на АВ13. В течение первого года на участках пласта АВ13
наблюдалось снижение обводненности продукции добывающих скважин на величины от
3,5 до 10 %, однако уже на следующий год эти показатели превысили
первоначальные значения. На участке пласта АВ11-2 эффект не проявился.
Позднее, в 1999 году, на территории ЧНЗ
юго-западной части пласта АВ2-3 были проведены работы по испытанию
физико-химического метода заводнения, на основе закачки композиции полимеров
ПАА и щелочи МДС с концентрациями 0,05 % и 0,5 %, соответственно. Первым этапом
проведения данного эксперимента являлась закачка небольших объемов растворов
ПДС с последующим штуцированием нагнетательных скважин для предотвращения
развития новых техногенных трещин в ПЗП. Всего было закачено 6,9 т ПАА и 45,6 т
МДС, что, соответственно, составляет 13320 и 8101 м3 растворов реагентов в
указанных выше концентрациях. По результатам интерпретации данных ГДИ
нагнетательных скважин на опытном участке до и после проведения работ было зафиксировано
уменьшение гидропроводности как призабойной (в 1,2 - 2 раза), так и удаленной
(в 1,5 - 10 раз) зон пласта. В некоторых нагнетательных скважинах наблюдалось
3-х кратное увеличение скин-фактора, радиус зоны трещиноватости уменьшился в
1,5 - 2 раза. Анализ эффективности за первые 12 месяцев проведения работ
позволил также сделать следующие основные заключения. Накопленная
дополнительная добыча нефти по полигону составила 13 тыс.т. Доля нефти в
продукции скважин увеличилась на 15 %. Анализ зональных карт показал, что
скважины, в которых действительно наблюдался положительный эффект, с равной
вероятностью находились в зонах как гидродинамически связанных, так и
прерывистых коллекторов. Исследования также позволили сделать вывод о том, что
положительно отреагировавшие скважины преимущественно находились на участках с
пониженной проницаемостью пласта.
Опыт сочетания различного рода работ по
повышению нефтеотдачи пластов включает и комплексные технологии воздействия
одновременно на добывающие и нагнетательные скважины. Комплексный подход
подразумевает системное воздействие на залежь посредством обработки призабойных
зон пласта химическими реагентами, различных видов физического воздействия,
гидроразрыва пласта, глубинной перфорацией и других видов геолого-технологических
мероприятий. В период 1987-1988 гг. на пяти опытных участках пластов АВ13 и
АВ2-3 были обработаны 37 нагнетательных и 26 добывающих скважин. Технология
работ предусматривала на первом этапе закачку тампонирующих составов на основе
гелиевых систем, на втором - закачку оторочек ПАВ и щелочи, третий этап включал
обработку ПЗП в добывающих скважинах физико-химическими реагентами. За год
опытных работ на участках добыто почти 40 тыс.т. дополнительной добычи нефти.
Дальнейшее развитие данные методы получили в
1997 году, когда были предложены интегрированные технологии нестационарного
адресного воздействия (ИТНАВ). В этих технологиях в качестве методов
воздействия используются гидродинамические методы, в частности циклическое
заводнение и изменение направления фильтрационных потоков. На Самотлорском
месторождении ИТНАВ прошла успешное кратковременное испытание в 1997 г. на
объекте БВ10, проведенное специалистами ОАО «Самотлорнефтегаз» и РМНК
«Нефтеотдача». Цикличность воздействия составляла 40-50 суток. На территории
опытного участка были расположены 24 добывающие и 8 нагнетательных скважин. В
процессе эксперимента было реализовано 3 цикла закачки полимерной суспензии в 3
нагнетательные скважины участка для выравнивания профиля приемистости. Свойства
закачиваемого состава подбирались таким образом, чтобы он сохранял свои
изоляционные свойства в течение 20-25 суток. Расчеты показали, что
реализованная продолжительность цикла была близка к оптимальной и обеспечивала
почти двукратное снижение неравномерности фильтрационных потоков.
Технологическая оценка проведенных работ сводится к следующему: обводненность
продукции скважин снизилась на 8-10 %, дебиты нефти возросли в 1,5-2 раза,
дополнительная добыча нефти составила более 8 тыс.т. Результаты работ позволяют
сделать вывод о высоком потенциале применения данной технологии на Самотлорском
месторождении.
Развитие химических методов выравнивания профиля
приемистости водонагнетательных скважин привело к созданию технологии
заводнения с применением биополимера БП-92. Продукт БП-92 представляет собой
полисахаридный комплекс растительного происхождения - крахмал, который в водном
растворе образует суспензию, хорошо фильтрующуюся в поровом пространстве.
Воздействие повышенной температуры пласта приводит к образованию гидрогеля.
Физико-химические и реологические свойства этой группы полимеров не уступают
свойствам дорогостоящих растворов полиакриламида, а устойчивость к
температурным и сдвиговым нагрузкам выше, чем у последнего. Важным моментом
является то, что стоимость производства полимера и, как следствие, реализация
технологий на его основе кратно более низка по сравнению с импортными
полиакриламидами, и на порядок по сравнению с импортными биополимерами.
Первая апробация данной технологии на
Самотлорском месторождении проводилась в 2001 году. В качестве объекта
испытания была выбрана отдельная залежь пласта ЮВ1, разбуренная сеткой скважин
с расстоянием 500 м и разрабатываемая с организацией приконтурного заводнения.
Закачка полимера производилась двумя порциями через КНС, поэтому воздействием
были охвачены все нагнетательные скважины участка. Провести корректный анализ
эффективности технологии не удалось в связи с тем, что её применению
предшествовала смена подземного насосного оборудования на более
высокопроизводительное (с ШГН на ЭЦН). Поэтому, несмотря на рост добычи нефти,
разделить эффект от проведения двух этих операций с высокой степенью
достоверности не представляется возможным. Дальнейшее наращивание дебитов
жидкости спровоцировало увеличение обводненности добываемой продукции, что, в
свою очередь, привело к снижению добычи нефти по залежи.
В 2009-2013 гг использование технологии
заводнения с использованием продукта БП-92 получило продолжение на объектах ЮВ1
и АВ13+АВ2-3. Внедрение технологии сопровождалось попутными ГТМ, создавшими
сильную зашумленность показателей работы скважин. Несмотря на очевидные
трудности при разделении эффекта, было выделено 8 тыс. т дополнительной нефти
по объекту ЮВ1 и, соответственно. 11 тыс. т по объектам АВ13+АВ2-3.
Ухудшение показателей разработки по основным
эксплуатационным объектам на фоне отсутствия явных технологических успехов от
внедрения технологий МУН на Самотлорском месторождении, подтолкнуло ОАО
«Самотлорнефтегаз» к использованию новых безальтернативных для нашей страны технологий
повышения нефтеотдачи, таких как закачка состава Bright WaterTM. В 2008г в
результате проведенного в ТНК-ВР ранжирования месторождений с целью выявления
потенциальных кандидатов для внедрения этой технологии был выделен участок
пласта БВ80 Усть-Вахской площади.
Технология Bright WaterTM основана на
использовании химреагента, который смешиваясь с потоком воды, нагнетаемым
пласт, движется по поровому пространству в интервалах охлаждаемых нагнетаемой
водой. Постепенно разогреваясь до пластовой температуры, полимер расширяется в
объеме как зерно воздушной кукурузы, блокируя таким образом поры и отклоняя
маршрут нагнетаемой воды. После разрыва внутренних связей в полимерных зернах
каждая частица увеличивается в объеме в 50 - 100 раз (коэффициент увеличения
объема зависит от солевого состава раствора).
Закачка состава Bright WaterTM была проведена в
августе 2013г по пяти скважинам, в безаварийном режиме с соблюдением
запланированного объема химреагента и ПАВ. В последующие 4 месяца в результате
мониторинга работы семи реагирующих добывающих скважин каких-либо значимых
изменений в их режимах работы обнаружено не было.
Из физических методов на Самотлорском
месторождении наиболее широкое применение получили методы ГРП и ЗБС.
Технология ГРП широко применяется при разработке
низкопродуктивных объектов на многих месторождениях Западной Сибири.
Гидроразрыв пласта является мощным средством увеличения продуктивности скважин.
Суть технологии состоит в создании искуственной трещины (системы трещин) путем
закачки жидкости под высоким давлением. Для предотвращения смыкания трещины
производится закачка проппанта.
Интенсификация притока в скважинах с применением
технологии ГРП проводилась практически на всех объектах разработки
Самотлорского месторождения. Всего в период 2009-2013 гг. на месторождении
проведено - 3430 операций ГРП, сумарная добыча нефти составила 16440 тыс. т.
Наибольшее распространение метод ГРП получил на
пласте АВ11-2, где за 2009 - 2013 гг. выполнено 2251 операции, суммарная добыча
нефти на пласте от применения метода составила 11335,8 тыс.т. или 5,0
тыс.т/скв. Также большое количество ГРП выполнено на пластах АВ2-3, БВ10, АВ13,
БВ8 на остальных пластах проведено не более 60 операций за 5 лет (Таблица 3.3).
Таблица 3.3 - Объемы и эффективность ГРП
|
Объект
|
Количество
операций, ед.
|
Суммарная
добыча нефти, тыс.т
|
Уд.
добыча нефти, тыс.т/скв
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
|
АВ11-2
|
2251
|
11335,8
|
5,0
|
|
АВ13
|
199
|
979,1
|
4,9
|
|
АВ2-3
|
483
|
1829,3
|
3,8
|
|
АВ4-5
|
21
|
79,2
|
3,8
|
|
АВ6-8
|
1
|
5,8
|
5,8
|
|
БВ0-4
|
1
|
3,5
|
3,5
|
|
БВ80
|
102
|
390,4
|
3,8
|
|
БВ81-3
|
1
|
1,3
|
1,3
|
|
БВ100
|
135
|
527,7
|
3,9
|
|
БВ101-2
|
138
|
1006,3
|
7,3
|
|
БВ16-22
|
40
|
136,4
|
3,4
|
|
ЮВ1
|
58
|
145,3
|
2,5
|
|
Итого
|
3430
|
16440,2
|
4,8
|
Ввиду хорошей эффективности ГРП, рекомендуется
его дальнейшее применение с учетом особенностей геолого-физического строения и
текущего состояния разработки объектов.
Несмотря на его эффективность, ГРП не позволяет
в полной мере вырабатывать остаточные запасы нефти в межскважинном пространстве
из-за ограниченности радиуса прямого воздействия. Кроме того, в последние годы
применение ГРП все больше осложняется высокой текущей обводненностью пластов.
В связи с этим в 1999 г. на месторождении начато
бурение боковых стволов из аварийных, высокообводненных и низкопродуктивных
скважин, в которых применение других методов и проведение ремонтных работ не
привело к положительным результатам.
На фоне снижения эффективности ГРП, зарезка
боковых стволов (ЗБС) становится наиболее эффективным методом увеличения
нефтеотдачи, позволяющим вырабатывать запасы нефти из слабодренируемых зон, зон
защемленных рабочим агентом, пластов имеющих линзовидное строение, пластов с
активной подошвенной водой.
Кроме того, данный метод позволяет вывести из
неработающих категорий аварийный фонд, а также использовать скважины, попавшие
в зоны с неблагоприятными геологическими условиями (зоны замещения, газовые
шапки и др.).
Работы по забуриванию и углублению
дополнительных стволов малым диаметром долота (120,6мм или 139,7 мм) ведутся из
ранее пробуренных скважин. Подавляющая часть боковых стволов с целью крепления
скважины оснащается беспроволочным фильтром 101,6х6,4 Д ОТТМ. Данный фильтр
имеет диаметр 102 мм, 20 отверстий на 1м.п. фильтровой части, диаметр отверстий
16 мм.
Также используется беспроволочный фильтр 114х7,4
Д ОТТМ. Данный фильтр имеет диаметр 114 мм, 32 отверстий на 1м.п. фильтровой
части, диаметр отверстий 16 мм. Средняя длина горизонтального участка ствола
составляет 215 м. Количество скважин с длиной фильтра более 215 м составляет 10
шт.
Всего в период 2009-2013 гг. на Самотлорском
месторождении проведено 1132 скважино-операции по зарезке боковых стволов
(Таблица 3.4). Наибольшее количество мероприятий выполнено в 2012-2013 гг. 282
- 278 ед., соответственно.
Таблица 3.4 - Суммарные показатели эффективности
ЗБС в 2009-2013 гг.
|
Объект
|
Кол-во
скв - опер., ед
|
Вх
ср. год дебит нефти т/сут
|
Вх
ср год дебит жидк. т/сут
|
Ср
год доп добыча нефти, тыс. т
|
Уд.
ср год доп добыча нефти, тыс. т/скв
|
Нак
доп доб нефти на 1.01.2014 г тыс. т
|
Уд
нак доп доб нефти на 1.01.2014 г. тыс. т
|
Коэф-т
эфф-ти, д. ед.
|
|
AB11-2
|
152
|
17,2
|
52,2
|
337,4
|
2,2
|
846
|
5,6
|
0,4
|
|
AB13
|
86
|
27,9
|
193,8
|
385,1
|
4,5
|
786
|
9,1
|
0,6
|
|
AB2-3
|
116
|
20,2
|
108,5
|
332,3
|
2,9
|
665
|
5,7
|
0,4
|
|
ab4-5
|
297
|
28,2
|
213,9
|
1368,2
|
4,6
|
3080
|
10,4
|
0,5
|
|
AB6-8
|
2
|
12,8
|
55,2
|
7,5
|
3,7
|
13
|
6,5
|
0,5
|
|
БВ8
|
323
|
34,3
|
92,1
|
1893,1
|
5,9
|
5690
|
17,6
|
0,8
|
|
в
т. ч. БВ80
|
250
|
33,9
|
71,1
|
1445,2
|
5,8
|
4270
|
17,1
|
0,8
|
|
в
т. ч. БВ81-3
|
84
|
35,8
|
163,6
|
448,0
|
5,3
|
1420
|
16,9
|
0,7
|
|
БВ10
|
100
|
25,2
|
81,3
|
330,4
|
3,3
|
1047
|
10,5
|
0,6
|
|
в
т. ч. БВ100
|
18
|
27,6
|
49,2
|
58,1
|
3,2
|
144
|
8,0
|
0,6
|
|
в
т. ч. БВ101-2
|
82
|
24,7
|
87,4
|
272,3
|
3,3
|
903
|
11,0
|
0,5
|
|
БВ16-22
|
23
|
22,2
|
52,6
|
74,6
|
3,2
|
141
|
6,1
|
0,7
|
|
ЮВ1
|
59
|
27,2
|
65,6
|
227,9
|
3,9
|
561
|
9,5
|
0,7
|
|
Итого
|
1132
|
27,7
|
127,2
|
4956,4
|
4,4
|
12830
|
11,3
|
Максимальная дополнительная добыча нефти в
первый год работы получена в 2008 году и составляет 1237,1 тыс.т. Максимальный
показатель удельной дополнительной добычи нефти в первый год работы на одну
скважину, приходится на 2007 год - 6,5 тыс.т.
По состоянию на 1.01.2014 г. накопленная добыча
нефти от зарезки боковых стволов, на Самотлорском месторождении, за период
2009-2013 г. составляет 12830 тыс.т, что в пересчете на одну скважино-операцию
составляет 11,3 тыс.т. Средний прирост дебита нефти составил 27,7 т/сут, дебита
жидкости - 127,2 т/сут (см. таблица 3.4).
Таким образом, несмотря на широкий спектр
опробованных на территории Самотлорского месторождения методов увеличения
нефтеотдачи выявить однозначных положительных реакций по пластам (за
исключением методов ГРП и ЗБС) практически не удалось.
Анализ фактических данных показывает, что
причиной этому зачастую является отклонение методик проведения работ от
проектных технологий. Среди других факторов, негативно сказывающихся на
эффективности внедрения технологий повышения нефтеотдачи, следует отметить
зашумленность показателей работы скважин незапланированными осложнениями и
эффектами от параллельно проводившихся работ, а также несоответствие выбора
участков требованиям конкретной технологии повышения нефтеотдачи.
.3 Программа применения методов увеличения
добычи нефти на проектный период
Для поддержания добычи нефти на Самотлорском
месторождении для каждого продуктивного объекта разработана программа ГТМ.
Программа включает в себя мероприятия направленные на оптимизацию использования
пробуренного фонда скважин, интенсификацию притока и оптимизацию системы ППД.
Для снижения объёма попутно добываемой воды и повышения охвата выработкой
запасов нефти предусмотрены мероприятия по ограничению водопритока и
ремонтно-изоляционные работы. Схема формирования программы ГТМ на добывающем
фонде скважин представлена на рисунке 3.10.
Рисунок 3.10 - Схема формирования программы ГТМ
на добывающем фонде скважин
В качестве исходной информации для формирования
программы ГТМ использовались карты плотности остаточных запасов нефти по
состоянию на 1.01.2012 г., карты структурных поверхностей и геологических
свойств пласта, карты изобар, геолого-промысловая информация о результатах
исследований и режимов эксплуатации скважин, информация о конструкции скважин и
технологиях, применяемых на Самотлорском месторождении.
По результатам обобщения перечисленных
материалов принималось решение о целесообразности использования той или иной
технологии повышения нефтеизвлечения для конкретных объектов разработки
Самотлорского месторождения.
С учётом программы работ на добывающем фонде
скважин формировались рекомендации по оптимизации системы ППД. В зависимости от
конкретных геологических условий и задач оптимизации отбора остаточных запасов
нефти предложены корректирующие мероприятия либо по снижению объемов закачки,
либо по их увеличению посредством перевода добывающих скважин под закачку воды
или путем зарезки боковых стволов в случае нехватки существующего фонда.
Программа ГТМ предусматривает уплотнение сетки
скважин зарезками боковых стволов и использованием транзитного фонда,
мероприятия по переносу фронта нагнетания ближе к зонам отбора, перенос
нагнетания в другие скважины с целью изменения фильтрационных потоков в пласте.
Кроме оптимизации текущих систем разработки
объектов путем площадного регулирования сетки скважин, для повышения
нефтеотдачи пластов предусмотрен комплекс мероприятий с применением ГРП,
закачкой различных химреагентов, использованием потокоотклоняющих технологий,
закачки воды в горизонтальные стволы, форсированного отбора жидкости и
ограничения водопритока (Рисунок 3.11).
Рисунок 3.11 - Комплекс мероприятий по
увеличению нефтеотдачи пластов
Объемы ГТМ и их ожидаемая эффективность на
дальнейший срок разработки, запланированы в соответствии с результатами анализа
эффективности применения геолого-технических мероприятий по всем объектам
Самотлорского месторождения за период 2009-2013 гг.
Проектная программа ГТМ и удельная эффективность
мероприятий являются частью технологических расчетов уровней добычи нефти.
Динамика проектного количества ГТМ и объёмов дополнительной добычи по пластам
за период 2014 - 2018 гг. и в целом за проектный срок приведены в таблицах 3.5
- 3.11.
Динамика дополнительной добычи нефти от
мероприятий за проектный срок приведена на рисунке 3.12.
Рисунок 3.12 - Динамика дополнительной добычи
нефти от ГТМ
Ниже в таблицах. приводятся краткие сведения по
объему и эффективности основных ГТМ на ближайшие 2012 - 2016 гг и в целом за
проектный срок разработки Самотлорского месторождения.
Таблица 3.5 - Планируемые объемы и ожидаемая
эффективность по ГРП
|
Объект
|
Показатели
по ГРП
|
2014
|
2015
|
2016
|
2017
|
2018
|
За
Проектный срок
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
|
AB11-2
|
количество
операций
|
225
|
258
|
230
|
227
|
225
|
4834
|
|
доп.
добыча нефти, тыс. т
|
626,9
|
788,0
|
864,5
|
1060,4
|
1234,0
|
32615
|
|
AB13
|
количество
операций
|
13
|
11
|
10
|
8
|
6
|
841
|
|
доп.
добыча нефти, тыс. т
|
10,6
|
18,9
|
26,4
|
25,2
|
28,6
|
2402
|
|
АВ2-3
|
количество
операций
|
63
|
64
|
64
|
66
|
68
|
1476
|
|
доп.
добыча нефти, тыс. т
|
53,2
|
127,4
|
189,2
|
243,2
|
294,9
|
4747
|
|
АВ4-5
|
количество
операций
|
7
|
2
|
3
|
1
|
2
|
64
|
|
доп.
добыча нефти, тыс. т
|
7,7
|
11,3
|
8,3
|
8,6
|
8,4
|
207
|
|
АВ6-8
|
количество
операций
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
|
доп.
добыча нефти, тыс. т
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0
|
|
БВ0-4
|
количество
операций
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
|
доп.
добыча нефти, тыс. т
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0.0
|
0
|
|
БВ8
|
количество
операций
|
105
|
83
|
69
|
57
|
38
|
790
|
|
доп.
добыча нефти, тыс. т
|
158,5
|
342,4
|
436,3
|
491,1
|
512,7
|
5072
|
|
БВ10
|
количество
операций
|
21
|
41
|
49
|
48
|
46
|
607
|
|
доп.
добыча нефти, тыс. т
|
24,3
|
75,1
|
144,6
|
200,7
|
247,0
|
2538
|
|
БВ16-22
|
количество
операций
|
10
|
18
|
22
|
26
|
25
|
187
|
|
доп.
добыча нефти, тыс. т
|
25,1
|
80,2
|
146,9
|
218,6
|
283,9
|
2278
|
|
ЮВ1
|
количество
операций
|
7
|
9
|
9
|
9
|
9
|
125
|
|
доп.
добыча нефти, тыс. т
|
5,7
|
13,1
|
20,6
|
27,0
|
32,8
|
379
|
|
Итого
|
количество
операций
|
484
|
453
|
456
|
442
|
419
|
8924
|
|
доп.
добыча нефти, тыс. т
|
572,9
|
1295,3
|
1836,8
|
2274,7
|
2642,3
|
50236
|
Таблица 3.6 - Планируемые объемы и ожидаемая
эффективность по ЗБС
|
Объект
|
Показатели
по ЗБС
|
2014
|
2015
|
2016
|
2017
|
2018
|
За
Проектный срок
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
|
AB11-2
|
количество
операций
|
68
|
62
|
59
|
68
|
84
|
1604
|
|
доп.
добыча нефти, тыс. т
|
168,6
|
382,4
|
507,1
|
614,5
|
751,3
|
39418,3
|
|
AB13
|
количество
операций
|
2
|
6
|
16
|
18
|
21
|
1036
|
|
доп.
добыча нефти, тыс. т
|
4,4
|
22,3
|
64,5
|
106,9
|
145,9
|
26114,1
|
|
АВ2-3
|
количество
операций
|
5
|
18
|
21
|
21
|
25
|
776
|
|
доп.
добыча нефти, тыс. т
|
12,9
|
74,5
|
146,5
|
192,5
|
229,6
|
15835,6
|
|
АВ4-5
|
количество
операций
|
45
|
30
|
30
|
31
|
30
|
1175
|
|
доп.
добыча нефти, тыс. т
|
137,9
|
225,7
|
289,6
|
348,7
|
399,5
|
34147,1
|
|
АВ6-8
|
количество
операций
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
|
доп.
добыча нефти, тыс. т
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
|
БВ0-4
|
количество
операций
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
|
доп.
добыча нефти, тыс. т
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0.0
|
0.0
|
|
БВ8
|
количество
операций
|
35
|
41
|
46
|
43
|
43
|
722
|
|
доп.
добыча нефти, тыс. т
|
121,4
|
326,3
|
495,8
|
630,7
|
726,3
|
28392,6
|
|
БВ10
|
количество
операций
|
35
|
28
|
11
|
11
|
1
|
493
|
|
доп.
добыча нефти, тыс. т
|
104,7
|
185,3
|
185,8
|
177,7
|
155,3
|
12430,3
|
|
БВ16-22
|
количество
операций
|
31
|
8
|
9
|
3
|
2
|
53
|
|
доп.
добыча нефти, тыс. т
|
140,8
|
241,8
|
171,8
|
113,6
|
1313,2
|
|
ЮВ1
|
количество
операций
|
11
|
22
|
20
|
15
|
5
|
219
|
|
доп.
добыча нефти. тыс. т
|
29,3
|
105,9
|
157,1
|
173,2
|
158,9
|
4060,3
|
|
Итого
|
количество
операций
|
232
|
215
|
212
|
210
|
211
|
6078
|
|
доп.
добыча нефти, тыс. т
|
720,0
|
1573,8
|
2088,2
|
2416,0
|
2680,5
|
161711,3
|
Таблица 3.7 - Планируемые объемы и ожидаемая
эффективность по переводам и приобщениям
|
Объект
|
Показатели
по ПИП
|
2014
|
2015
|
2016
|
2017
|
2018
|
За
проектный срок
|
|
AB11-2
|
количество
операций
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
|
доп.
добыча нефти, тыс. т
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
|
AB13
|
количество
операций
|
32
|
41
|
36
|
39
|
28
|
1395
|
|
доп.
добыча нефти, тыс. т
|
27,9
|
64,2
|
97,3
|
126,7
|
144,6
|
20301,3
|
|
АВ2-3
|
количество
операций
|
33
|
47
|
43
|
38
|
38
|
613
|
|
доп.
добыча нефти, тыс. т
|
-10,1
|
103,7
|
149,1
|
183,3
|
219,5
|
8906,6
|
|
АВ4-5
|
количество
операций
|
27
|
18
|
10
|
4
|
5
|
583
|
|
доп.
добыча нефти, тыс. т
|
38,8
|
65,6
|
74,5
|
71,0
|
68,4
|
6071,2
|
|
АВ6-8
|
количество
операций
|
0
|
3
|
3
|
3
|
3
|
157
|
|
доп.
добыча нефти тыс. т
|
0,0
|
5,2
|
11,8
|
15,8
|
18,4
|
2193,2
|
|
БВ0-4
|
количество
операций
|
0
|
2
|
1
|
2
|
1
|
18
|
|
доп.
добыча нефти, тыс. т
|
0,0
|
4,0
|
8,6
|
11,7
|
13,1
|
821,0
|
|
БВ8
|
количество
операций
|
39
|
38
|
40
|
39
|
40
|
711
|
|
доп.
добыча нефти, тыс. т
|
51,9
|
146,5
|
197,2
|
231,1
|
254,1
|
11133,0
|
|
БВ10
|
количество
операций
|
2
|
1
|
1
|
8
|
2
|
35
|
|
доп.
добыча нефти, тыс. т
|
10,1
|
19,3
|
15,4
|
24,3
|
24,3
|
518,2
|
|
БВ16-22
|
количество
операций
|
0
|
2
|
8
|
2
|
2
|
29
|
|
доп.
добыча нефти, тыс. т
|
0,0
|
2,6
|
23,5
|
40,2
|
36,7
|
413,0
|
|
ЮВ1
|
количество
операций
|
2
|
6
|
5
|
3
|
0
|
16
|
|
доп.
добыча нефти, тыс. т
|
3,9
|
18,1
|
31,8
|
34,8
|
29,3
|
227,2
|
|
Итого
|
количество
операций
|
135
|
158
|
147
|
138
|
119
|
3559
|
|
доп.
добыча нефти, тыс. т
|
172,7
|
429,3
|
609,1
|
738,9
|
808,4
|
50584,8
|
Таблица 3.8 - Планируемые объемы и ожидаемая
эффективность по ОПЗ
|
Объект
|
Показатели
по ОПЗ
|
2014
|
2015
|
2016
|
2017
|
2018
|
За
Проектный срок
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
|
AB11-2
|
количество
операций
|
154
|
236
|
241
|
251
|
239
|
12419
|
|
доп.
добыча нефти, тыс. т
|
98,9
|
232,3
|
278,3
|
377,2
|
380,8
|
15397,6
|
|
AB13
|
количество
операций
|
26
|
26
|
26
|
26
|
27
|
3915
|
|
доп.
добыча нефти, тыс. т
|
14,1
|
26,0
|
33,8
|
35,5
|
36,5
|
4208,3
|
|
АВ2-3
|
количество
операций
|
65
|
90
|
90
|
87
|
78
|
2597
|
|
доп.
добыча нефти, тыс. т
|
34,4
|
90,9
|
144,6
|
155,5
|
149,7
|
3765,4
|
|
АВ4-5
|
количество
операций
|
7
|
7
|
8
|
6
|
7
|
1066
|
|
доп.
добыча нефти, тыс. т
|
3,1
|
7,1
|
10,3
|
10,0
|
10,7
|
1264,4
|
|
АВ6-8
|
количество
операций
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
|
доп.
добыча нефти, тыс.т
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
|
БВ0-4
|
количество
операций
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
|
доп.
добыча нефти, тыс.т
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
|
БВ8
|
количество
операций
|
38
|
48
|
48
|
45
|
46
|
1304
|
|
доп.
добыча нефти, тыс. т
|
47,9
|
119,2
|
184,5
|
202,3
|
202,9
|
4108,7
|
|
БВ10
|
количество
операций
|
25
|
34
|
34
|
30
|
26
|
665
|
|
доп.
добыча нефти, тыс. т
|
26,3
|
79,9
|
131,9
|
153,5
|
146,7
|
2658,5
|
|
БВ16-22
|
количество
операций
|
0
|
0
|
0
|
0
|
82
|
|
доп.
добыча нефти, тыс. т
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
174,7
|
|
ЮВ1
|
количество
операций
|
5
|
5
|
4
|
5
|
6
|
90
|
|
доп.
добыча нефти, тыс. т
|
2,7
|
5,3
|
6,7
|
7,1
|
7,6
|
126,5
|
|
Итого
|
количество
операций
|
320
|
446
|
451
|
450
|
429
|
22138
|
|
доп.
добыча нефти, тыс. т
|
227,4
|
560,7
|
789,9
|
941,2
|
935,0
|
31704,1
|
Таблица 3.9 - Планируемые объемы и ожидаемая
эффективность по МУН
|
Объект
|
Показатели
по МУН
|
2014
|
2015
|
2016
|
2017
|
2018
|
За
проектный срок
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
|
AB11-2
|
количество
операций
|
5
|
0
|
0
|
0
|
0
|
1691
|
|
доп.
добыча нефти, тыс. т
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
543,6
|
|
AB13
|
количество
операций
|
0
|
0
|
10
|
20
|
20
|
10997
|
|
доп.
добыча нефти, тыс. т
|
0,0
|
0,0
|
4,2
|
11,3
|
10,7
|
4687,6
|
|
АВ2-3
|
количество
операций
|
0
|
5
|
14
|
18
|
24
|
9541
|
|
доп.
добыча нефти, тыс. т
|
0,0
|
5,0
|
11,1
|
8,9
|
12,9
|
4535,1
|
|
АВ4-5
|
количество
операций
|
0
|
0
|
0
|
5
|
0
|
6125
|
|
доп.
добыча нефти, тыс. т
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
5,0
|
2,5
|
3295,8
|
|
АВ6-8
|
количество
операций
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
290
|
|
доп.
добыча нефти, тыс. т
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
169,1
|
|
БВ0-4
|
количество
операций
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
|
доп.
добыча нефти, тыс. т
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
|
БВ8
|
количество
операций
|
0
|
0
|
15
|
15
|
17
|
9107
|
|
доп.
добыча нефти, тыс. т
|
0,0
|
0,0
|
9,0
|
8,5
|
8,0
|
4714,3
|
|
БВ10
|
количество
операций
|
0
|
5
|
0
|
0
|
5
|
7105
|
|
доп.
добыча нефти, тыс. т
|
0,0
|
5,0
|
2,5
|
1,0
|
4,0
|
3660,5
|
|
БВ16-22
|
количество
операций
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
|
доп.
добыча нефти, тыс. т
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
|
ЮВ1
|
количество
операций
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
|
доп.
добыча нефти, тыс. т
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
|
Итого
|
количество
операций
|
5
|
10
|
39
|
58
|
66
|
44856
|
|
доп.
добыча нефти, тыс. т
|
0,0
|
10,0
|
26,8
|
34,7
|
38,1
|
21605,9
|
Таблица 3.10 - Планируемые объемы и ожидаемая
эффективность по оптимизации насосного оборудования
|
Объект
|
Показатели
по оптимизации
|
2014
|
2015
|
2016
|
2017
|
2018
|
За
проектный срок
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
|
AB11-2
|
количество
операций
|
76
|
87
|
90
|
91
|
82
|
6288
|
|
доп.
добыча нефти, тыс. т
|
74,0
|
132,4
|
202,2
|
248,8
|
238,4
|
11937,9
|
|
AB13
|
количество
операций
|
44
|
44
|
43
|
40
|
28
|
3160
|
|
доп.
добыча нефти, тыс. т
|
58,6
|
119,4
|
168,0
|
162,7
|
134,7
|
7250,4
|
|
АВ2-3
|
количество
операций
|
45
|
46
|
46
|
56
|
39
|
1491
|
|
доп.
добыча нефти, тыс. т
|
51,3
|
112,2
|
161,1
|
170,7
|
162,4
|
3208,3
|
|
АВ4-5
|
количество
операций
|
31
|
51
|
51
|
48
|
33
|
1895
|
|
доп.
добыча нефти, тыс. т
|
39,4
|
112,9
|
182,5
|
200,2
|
173,2
|
4163,8
|
|
АВ6-8
|
количество
операций
|
5
|
5
|
5
|
4
|
2
|
77
|
|
доп.
добыча нефти, тыс. т
|
6,0
|
13,5
|
19,4
|
17,9
|
13,8
|
208,9
|
|
БВ0-4
|
количество
операций
|
3
|
3
|
3
|
2
|
1
|
28
|
|
доп.
добыча нефти, тыс. т
|
13,7
|
30,5
|
43,9
|
39,2
|
30,0
|
312,2
|
|
БВ8
|
количество
операций
|
81
|
79
|
78
|
59
|
40
|
1814
|
|
доп.
добыча нефти, тыс. т
|
127,0
|
263,7
|
373,0
|
347,2
|
273,7
|
5471,8
|
|
БВ10
|
количество
операций
|
38
|
38
|
35
|
27
|
18
|
|
доп.
добыча нефти, тыс. т
|
37,2
|
75,5
|
104,0
|
94,2
|
77,0
|
1374,3
|
|
БВ16-22
|
количество
операций
|
1
|
1
|
1
|
1
|
0
|
4
|
|
доп.
добыча нефти, тыс. т
|
0,2
|
0,3
|
0,3
|
0,3
|
0,2
|
1,4
|
|
ЮВ1
|
количество
операций
|
12
|
12
|
12
|
10
|
10
|
194
|
|
доп.
добыча нефти, тыс. т
|
10,1
|
17,7
|
24,1
|
26,5
|
24,2
|
371,7
|
|
Итого
|
количество
операций
|
336
|
366
|
364
|
338
|
253
|
15714
|
|
доп.
добыча нефти, тыс. т
|
417,3
|
878,1
|
1278,7
|
1307,7
|
1127,5
|
34300,8
|
Таблица 3.11 - Планируемые объемы и ожидаемая
эффективность по РИР, ликвидации негерметичности и прочих аварий
|
Объект
|
Показатели
по РИР
|
2014
|
2015
|
2016
|
2017
|
2018
|
За
проектный срок
|
|
AB11-2
|
количество
операций
|
75
|
51
|
52
|
52
|
54
|
2566
|
|
доп.
добыча нефти, тыс. т
|
63,6
|
73,1
|
73,3
|
80,4
|
80,9
|
2895,8
|
|
AB13
|
количество
операций
|
33
|
17
|
16
|
16
|
16
|
2089
|
|
доп.
добыча нефти, тыс. т
|
23,5
|
24,8
|
23,5
|
25,8
|
26,2
|
2474,4
|
|
АВ2-3
|
количество
операций
|
17
|
16
|
17
|
22
|
22
|
2211
|
|
доп.
добыча нефти, тыс. т
|
8,7
|
19,6
|
28,6
|
34,2
|
38,9
|
2641,4
|
|
АВ4-5
|
количество
операций
|
15
|
16
|
16
|
16
|
16
|
1811
|
|
доп.
добыча нефти, тыс. т
|
4,1
|
10,9
|
16,0
|
19,9
|
20,3
|
1033,5
|
|
АВ6-8
|
количество
операций
|
2
|
2
|
2
|
2
|
2
|
28
|
|
доп.
добыча нефти, тыс. т
|
1,1
|
2,7
|
3,7
|
4,6
|
4,5
|
53,6
|
|
БВ0-4
|
количество
операций
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
|
доп.
добыча нефти, тыс. т
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
|
БВ8
|
количество
операций
|
18
|
30
|
30
|
30
|
29
|
1406
|
|
доп.
добыча нефти, тыс. т
|
4,0
|
20,6
|
30,2
|
37,1
|
37,8
|
1331,6
|
|
БВ10
|
количество
операций
|
4
|
2
|
2
|
2
|
2
|
390
|
|
доп.
добыча нефти, тыс. т
|
2,9
|
5,4
|
7,4
|
8,8
|
8,8
|
921,1
|
|
БВ16-22
|
количество
операций
|
1
|
1
|
1
|
1
|
1
|
19
|
|
доп.
добыча нефти, тыс. т
|
0,4
|
0,6
|
1,0
|
1,3
|
1,7
|
25,2
|
|
ЮВ1
|
количество
операций
|
6
|
3
|
3
|
3
|
3
|
57
|
|
доп.
добыча нефти, тыс. т
|
8,1
|
11,8
|
15,0
|
17,7
|
16,4
|
266,0
|
|
Итого
|
количество
операций
|
171
|
138
|
139
|
144
|
145
|
10577
|
|
доп.
добыча нефти, тыс. т
|
116,5
|
169,5
|
198,8
|
229,7
|
235,5
|
11642,6
|
Основные выводы
ЗБС
Наиболее эффективным видом ГТМ, основанном на
вовлечении в разработку слабовырабатываемых участков залежей при отсутствии
транзитного фонда является ЗБС: всего запланировано проведение 6078
скважино-операций, планируемая дополнительная добыча ожидается на уровне 161711
тыс. тонн.
Основными объектами для проведения ЗБС в
прогнозном периоде являются АВ11-2, программа зарезок на котором
предусматривает 1604 скважино-операций (26 % от общего количества ЗВС) и АВ4-5
- 1175 зарезок (19% от общего количества ЗВС).
Увеличено количество мероприятий ЗБС на объектах
АВ13 , АВ2-3 и БВ8 в зонах концентрации остаточных запасов нефти и
сформированной системой поддержания пластового давления, с целью полной
выработки, доизвлечения остаточных запасов и достижения проектных показателей
по объектам.
ГРП
До настоящего времени ГРП являлся наиболее
применяемым и дающим максимальный прирост добычи нефти видом ГТМ на фонде
пласта. В прогнозируемом периоде объемы мероприятий по традиционному ГРП
уменьшены ввиду снижения рентабельности из-за повышенной начальной
обводненности продукции. Всего запланировано проведение 8924 скважино-операции,
планируемая дополнительная добыча ожидается на уровне 49736 тыс. тонн. Основным
объектом для проведения ГРП остается АВ11-2 , на котором планируется проведение
4834 скважино-операции (54 % от общего количества ГРП) с планируемой доп.
добычей нефти 32115 тыс. тонн (65% доп. добычи от всех ГТМ на данном объекте).
Это объясняется тем, что ГРП на объекте АВ11-2 является наиболее эффективным
методом увеличения нефтеотдачи из-за особенностей геологического строения
объекта АВ11-2 и его низких коллекторских свойств.
Возвраты и приобщения без дополнительных
мероприятий
Возвраты и приобщение способствуют вовлечению в
разработку застойных и слабодренируемых участков при минимальных затратах на
ГТМ. В прогнозном периоде запланировано проведение 3559 возвратов и приобщений
без дополнительных мероприятий, планируемая дополнительная добыча ожидается на
уровне 50585 тыс. тонн. Основными объектами для проведения данного вида ГТМ
планируются: АВ13 - 1395 скважино-операций (39 % от общего количества), ожидаемая
дополнительная добыча нефти - 20301 тыс.т и БВ8 - 711 скважино-операция (20 %
от общего количества), ожидаемая дополнительная добыча нефти - 11133 тыс.т.
ОПЗ
Обработка призабойной зоны пласта традиционно
является наименьшим по эффективности видом ГТМ из вышеперечисленных, и
направлена, в основном, на поддержание базовой добычи путем снятия скин-фактора
в обрабатываемых скважинах при проведении ГКО и СКО. В прогнозном периоде
запланировано 22138 скважино-операций, планируемая дополнительная добыча ожидается
на уровне 31704 тыс. тонн. Основными объектами для проведения ОПЗ планируются:
АВ11-2 - 12419 скважино-операциq (56 % от общего количества), ожидаемая
дополнительная добыча нефти - 15398 тыс.т. и АВ13 - 3915 скважино-операций (18
% от общего количества), ожидаемая дополнительная добыча нефти - 4208 тыс.т.
Это связано с увеличением количества скважин на объектах АВ11-2 и АВ13,
подвергнутых ранее гидроразрыву, и требующих дальнейшей стимуляции притока
из-за снижения дебита после ранее проведенного мероприятия.
Оптимизация
Важными аспектами планирования оптимизации,
заслуживающими особого внимания ввиду достаточно высоких показателей успешности
и удельной дополнительной добычи нефти, являются энергетическое состояние
объекта, близость подошвенной воды и газовой шапки, соотношение забойного
давления и давления насыщения нефти. В прогнозном периоде запланировано
проведение 15714 скважино-операций с ожидаемой дополнительной добычей на уровне
34301 тыс. тонн. Основной объем оптимизаций планируется на объектах: АВ11-2 -
6288 скважино-операций (40 % от общего количества), ожидаемая дополнительная
добыча - 11938 тыс.т и АВ13 - 3160 скважино-операций (20 % от общего
количества), ожидаемая дополнительная добыча - 7250 тыс.т.
РИР, ЛНЭК
Проведение ремонтно-изоляционных работ,
ликвидации негерметичностей эксплуатационных колонн, ликвидации аварий,
запланировано в количестве 10577 скважино-операций, планируемая дополнительная
добыча ожидается на уровне 11643 тыс. тонн. Основной объем данных мероприятий в
прогнозном периоде планируется на объекте АВ11-2 - 2566 скважино-операций (24 %
от общего количества), ожидаемая дополнительная добыча - 2896 тыс.т. На
объектах АВ13 и АВ2-3 планируется провести по 2089 операций и 2211 операций (20
% и 21 % от общего количества) соответственно. Это связано с большим
количеством скважин, простаивающих по причине негерметичности эксплуатационной
колонны, а также с наличием в кровельной части объектов АВ13 и АВ2-3
невыработанных запасов нефти, которые возможно вовлечь в разработку с помощью
технологии селективной изоляции.
МУН
Как известно, главными причинами невозможности
достижения проектного уровня вытеснения нефти закачиваемой водой является:
Капиллярное удержание части содержащейся в
пласте нефти
Недостаточный объем прокачки воды через
определенные участки залежи
Неполный охват пласта заводнением вследствие его
геологической или технической (приобретенной) неоднородности
Для увеличения коэффициента нефтеотдачи
применяют различные способы - например, форсированный отбор жидкости из сильно
обводненных пластов, отклонение потоков закачиваемой воды, химические методы
выравнивающие подвижности нефти и воды или снижающие остаточную
нефтенасыщенность на капиллярном уровне и прочее.
В таблице 3.12 представлен перечень
перспективных МУН для применения на Самотлорском месторождении. Всего на
месторождении предлагается провести 44856 скважино-операций, с суммарным
эффектом в виде дополнительной нефти в объеме 21606 тыс. т.
Таблица 3.12 - Перспективы применения отдельных
методов увеличения нефтеотдачи на месторождении
|
Метод
|
Краткое
описание
|
Критерии
применения
|
Рекомендация
в ТПР
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
|
Газовые
|
Газовое
воздействие
|
Наличие
остаточных запасов. необходима соответствующая инфраструктура
|
Применение
технологии нецелесообразно, в связи с отсутствием необходимой инфраструктуры.
Требуются значительные затраты на ее восстановление
|
|
Водогазовое
воздействие
|
|
|
|
Закачка
МВГС
|
|
|
|
Химические
методы
|
Закачка
ПЩС, ПАВ
|
Наличие
остаточных запасов. Хорошая гидродинамическая связь между нагнетательными и
добывающими скважинами,подтвержденная индикаторными исследованиями
|
Предусматривается
на всех пластах кроме БВ0-4, БВ16-22, ЮВ1
|
|
Хим.
методы ВПП
|
|
|
|
Закачка
БП-92
|
|
Не
предусматривается, применение технологии не окупается дополнительно добытой
нефтью
|
|
Химические
методы
|
Закачка
Bright WaterTM
|
Комплекс
критериев, в т.ч.: Кпр=100мД...ЗД Kп>0,17, Тпл=50...900С
|
Предусматривается
ОПР 2-х участков пластов АВ2-3 и БВ101-2 тиражирование - по результатам ОПР
|
|
Гидродинамические
методы
|
Циклическое
заводнение
|
Сформированная
система разработки, хорошая гидродинамическая связь между высоко- и
низкопроницаемыми зонами
|
Не
предусматривается, в связи с преобладанием избирательного заводнения
|
|
Форсированный
отбор
|
|
|
На Самотлорском месторождении применение тех или
иных методов диктуется геолого- физическими свойствами пластов, существующей
системой разработки, наличием соответствующей инфраструктуры. Почти на всех
пластах имеются зоны с разбалансированной системой разработки, в которых велика
вероятность образования целиков нефти. Актуальность применения МУН определяется
также наличием хорошей гидродинамической связи между добывающими и
нагнетательными скважинами по большинству пластов.
Использование отмывающих технологий выглядит
перспективным только на отдельных локализованных участках с высокой
концентрацией запасов. Применение циклического заводнения нецелесообразно в
виду отсутствия сформированных систем разработки по большинству
эксплуатационных объектов. Водогазовое воздействие (в т.ч. мелкодисперсные
смеси) показало хорошую технологическую эффективность на месторождении.
Применение этого метода ограничивается отсутствием инфраструктуры по подводу
газа к нагнетательным скважинам и необходимого экономического обоснования
успешности применения.
На текущей стадии разработки месторождения в
условиях низкой эффективности закачки наиболее целесообразно применение методов
выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин, в частности
технологий основанных на образовании вязкого геля в пласте. Использование
гелеобразующих систем на Самотлорском месторождении показало высокую
технолгическую эффективность за все время применения, начиная с 1994 года - в
среднем 2,3 тыс. т дополнительной нефти в расчете на одну добывающую скважину.
В настоящее время известно несколько десятков различных модификаций и товарных
форм этой технологии. На основе опыта не только Самотлора, но и других
месторождений среднего Приобья, можно рекомендовать следующие составы:
Водорастворимый полимер (гидролизованный
полиакриламид)
Полимердисперсный состав (раствор полимера и
бетонитовой глины в воде в равных концентрациях 0,1-0,2%)
Полимерсшитый состав (полакриламид + соли
поливалентынх металлов)
Модифицированный полимерсшитый состав Темпоскрин
Гелеобразующие составы типа «ГАЛКА»,
«ГАЛКА-термогель» (хлористый алюминий + карбамид)
Гелеобразующие составы на основе полимеров
биологического происхождения (водорастворимые полимеры производных целлюлозы и
продукты жизнедеятельности бактерий)
Как правило, основным недостатком гелеобразующих
технологий является малая жесткость геля и небольшой срок его существования в
пластовых условиях. Кроме гелеобразующих технологий можно рекомендовать
технологии образующие в пласте барьеры в виде жесткого нерастворимого осадка.
Этот метод применяется на последней стадии разработки, когда отключение
промытых зон не может нанести существенного ущерба и снижения извлекаемых
запасов.
. ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ
.1 Характеристика мероприятия
Гидроразрыв пласта (ГРП) - один из методов
интенсификации работы нефтяных, газоконденсатных, газовых скважин и увеличения
приёмистости нагнетательных скважин.
Метод заключается в создании высокопроводимой
трещины в целевом пласте для обеспечения притока добываемого флюида (газ, вода,
конденсат, нефть либо их смесь) к забою скважины.
После проведения ГРП дебит скважины, как
правило, резко возрастает. Метод позволяет «оживить» простаивающие скважины, на
которых добыча нефти или газа традиционными способами уже невозможна или
малорентабельна. Кроме того, в настоящее время метод применяется для разработки
новых нефтяных пластов, извлечение нефти из которых традиционными способами
нерентабельно ввиду низких получаемых дебитов. Также применяется для добычи
сланцевого газа и газа уплотненных песчаников.
.2 Методика расчета экономической эффективности
предприятия
Годовой прирост добычи (∆ Q):
∆ Q = 365 · Кэ ·∆q, (4.1)
где Кэ - коэфициент эксплуатации;
∆q - прирост дебита (т/скв-сут);
Прирост выручки (∆В):
∆В = ∆Q · Ц, (4.2)
где Ц - цена 1 тонны нефти;
Текущие затраты:
= Uд.д.+ UГРП, (4.3)
где Uд.д. - затраты на дополнительную
добычу;д.д. = ∆Q · Упер = ∆Q · с/с · dпер,
где Упер - условно-переменные затраты;
с/с
- себестоимость нефти;пер - доля условно-переменных затрат;
Прибыль
от реализации:
Пр
= В - Зс/с = В - U - Ам, (4.4)
где
В - выручка;
Зс/с
- затраты.
Налог
на прибыль :
Нпр
= Пр · 20%/100%, (4.5)
Поток
денежной наличности:
ПДН
= В - U - Н (млн. руб.), (4.6)
Накопленный
поток денежной наличности:
НПДН
= ∑ ПДНt, (4.7)
Коэфициент
дисконтирования:
άt = (1 + Енп)tр - t = (1 +
0,1) tр - t , (4.8)
где tр - расчетный год,- текущий год;
Дисконтированнный поток денежной наличности:
ДПДНt = ПДНt · άt ,
(4.9)
Накопленный дисконтированный поток денежной
наличности:
НДПДНt = ∑ ДПДНt, (4.10)
.3 Исходные данные
Применение технологии ГРП дает эффект продолжительностью
4 года, этот временной интервал берем как полный период расчета.
В 2014 году планируем провести 225 гидроразрывов
пласта.
Условно-постоянные расходы включают затраты на
ГРП. В составе стоимости одного гидроразрыва пласта включены расходы на
основные материалы и химреагенты, расходы на оплату труда, амортизацию
оборудования, расходы на содержание, эксплуатацию, текущий и капитальный ремонт
оборудования подготовку к ГРП и освоение скважины после ГРП.
Ставка дисконтирования (коэффициент дисконтирования)
является нормативом приведения разновременных затрат к настоящему моменту
времени.
С учетом плановых потерь дополнительна добыча в
2014г - 626,9 тыс. т,
г - 525,6 тыс. т, 2016г - 427,1 тыс. т, 2017 -
312,1 тыс. т.
4.4 Расчет НПДН и ЧТС от проведения ГРП
Таблица 4.1 - Исходные данные для расчета
|
Показатель
|
Единица
измерения
|
Абсолютное
значение
|
|
1
|
2
|
3
|
|
1.
Количество скважин
|
ед.
|
225
|
|
2.
Прирост среднесуточного дебита на скважину
|
т/скв·сут
|
7,6
|
|
3.
Стоимость одной операции
|
тыс.руб
|
2000
|
|
4.
Цена 1 т реализуемой нефти
|
руб.
|
|
6.
Коэффициент эксплуатации скважин
|
д.ед.
|
0,94
|
|
7.
Себестоимость 1т нефти
|
руб.
|
8200
|
|
8.
Ставка налога на прибыль
|
%
|
20
|
|
9.
Расчетный период
|
лет
|
4
|
|
10.
Доля условно-переменных расходов
|
%
|
62
|
Произведя расчет экономической эффективности
получаем значения, указанные в таблице 4.2.
Таблица 4.2. - Расчет НПДН и ЧТС
|
Показатель
|
2014
г.
|
2015
г.
|
2016
г.
|
2017
г.
|
|
1.
Доп. добыча, тыс. т
|
626,9
|
525,6
|
427,1
|
312,1
|
|
2.
Прирост выручки, млн. р
|
5
642,1
|
4
730,4
|
3
843,9
|
2
808,9
|
|
3.
Текущие затраты, млн. р
|
3
637,2
|
2
672,2
|
2
171,4
|
1
586,7
|
|
3.1.
Затраты на доп. добычу, млн. р
|
3
187,2
|
2
672,2
|
2
171,4
|
1
586,7
|
|
3.2.
Затраты на ГРП, млн. р
|
450,0
|
-
|
-
|
-
|
|
4.
Налог на прибыль, млн. р
|
401,0
|
411,6
|
334,5
|
244,4
|
|
5.
ПДН, млн. р
|
1
604,0
|
1
646,6
|
1
338,0
|
977,7
|
|
6.
НПДН, млн. р
|
1
604,0
|
3
250,6
|
4
588,6
|
5
566,3
|
|
7.
Коэф. Дисконтирования
|
1,0000
|
0,9091
|
0,8264
|
0,7513
|
|
8.
ДПДН, млн. р
|
1
604,0
|
1
496,9
|
1
105,7
|
734,6
|
|
9.
НДПДН, млн. р
|
1
604,0
|
3
100,9
|
4
206,6
|
4
941,2
|
Рисунок 4.1 - Динамика НПДН и ЧТС.
Из графика видно, что гидроразрыв пласта
начинает приносить прибыль в первый год применения, т.к. ЧТС составляет 4 941,2
млн.р.
.5 Анализ чувствительности ГРП к риску
Проекты в нефтегазодобывающем производстве имеют
определенную степень риска, связанную с природными факторами и рыночными (риск
изменения цен), то необходимо провести анализ чувствительности ГТМ связанного с
проведением ГРП. Для этого выбирается интервал наиболее вероятного диапазона
изменения каждого фактора, например:
годовая добыча (-30%; +10%);
цена на нефть (-20%; +20%);
текущие затраты (-10%; +15%);
налоги (-10%; +10%);
Для каждого фактора определяем зависимость: ЧТСΔQ;
ЧТСЦ;
ЧТСТЗ; ЧТСН - все расчеты сведены в таблице 4.3.
Таблица 4.3 - Чистая текущая стоимость при
различных вариациях показателей
|
ЧТС
|
-30%
|
-20%
|
-10%
|
10%
|
15%
|
20%
|
|
Прирост
добычи
|
3
350,84
|
|
|
5
471,32
|
|
|
|
Цены
на нефть
|
|
2
504,49
|
|
|
|
7
377,91
|
|
Текущие
затраты
|
|
|
5
665,43
|
|
3
854,84
|
|
|
Налоги
|
|
|
5
064,73
|
4
915,93
|
|
|
Результаты расчетов сведены в таблицы 4.4 -
4.11.
Таблица 4.4 - Расчет экономических показателей
при уменьшении добычи на 30%
|
Показатель
|
2014
г.
|
2015
г.
|
2016
г.
|
2017
г.
|
|
1.
Доп. добыча, тыс. т
|
438,8
|
367,9
|
299,0
|
218,5
|
|
2.
Прирост выручки, млн. р
|
3
949,5
|
3
311,3
|
2
690,7
|
1
966,2
|
|
3.
Текущие затраты, млн. р
|
2
681,0
|
1
870,5
|
1
520,0
|
1
110,7
|
|
3.1.
Затраты на доп. добычу, млн. р
|
2
231,0
|
1
870,5
|
1
520,0
|
1
110,7
|
|
3.2.
Затраты на ГРП, млн. р
|
450,0
|
-
|
-
|
-
|
|
4.
Налог на прибыль, млн. р
|
253,7
|
288,2
|
234,2
|
171,1
|
|
5.
ПДН, млн. р
|
1
014,8
|
1
152,6
|
936,6
|
684,4
|
|
6.
НПДН, млн. р
|
1
014,8
|
2
167,4
|
3
104,0
|
3
788,4
|
|
7.
Коэф. Дисконтирования
|
1,0000
|
0,9091
|
0,8264
|
0,7513
|
|
8.
ДПДН, млн. р
|
1
014,8
|
1
047,8
|
774,0
|
514,2
|
|
9.
НДПДН, млн. р
|
1
014,8
|
2
062,6
|
2
836,6
|
3
350,8
|
Таблица 4.5 - Расчет экономических показателей
при увеличении добычи на 10%
|
Показатель
|
2014
г.
|
2015
г.
|
2016
г.
|
2017
г.
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
|
1.
Доп. добыча, тыс. т
|
689,6
|
578,2
|
469,8
|
343,3
|
|
2.
Прирост выручки, млн. р
|
6
206,3
|
5
203,4
|
4
228,3
|
3
089,8
|
|
3.
Текущие затраты, млн. р
|
3
955,9
|
2
939,4
|
2
388,5
|
1
745,4
|
|
3.1.
Затраты на доп. добычу, млн. р
|
3
505,9
|
2
939,4
|
2
388,5
|
1
745,4
|
|
3.2.
Затраты на ГРП, млн. р
|
450,0
|
-
|
-
|
-
|
|
|
4.
Налог на прибыль, млн. р
|
450,1
|
452,8
|
368,0
|
268,9
|
|
|
5.
ПДН, млн. р
|
1
800,3
|
1
811,3
|
1
471,8
|
1
075,5
|
|
|
6.
НПДН, млн. р
|
1
800,3
|
3
611,6
|
5
083,4
|
6
158,9
|
|
|
7.
Коэф. Дисконтирования
|
1,0000
|
0,9091
|
0,8264
|
0,7513
|
|
|
8.
ДПДН, млн. р
|
1
800,3
|
1
646,6
|
1
216,3
|
808,0
|
|
|
9.
НДПДН, млн. р
|
1
800,3
|
3
447,0
|
4
663,3
|
5
471,3
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 4.6 - Расчет экономических показателей
при уменьшении налогов 10%
|
Показатель
|
2014
г.
|
2015
г.
|
2016
г.
|
2017
г.
|
|
1.
Доп. добыча, тыс. т
|
626,9
|
525,6
|
427,1
|
312,1
|
|
2.
Прирост выручки, млн. р
|
5
642,1
|
4
730,4
|
3
843,9
|
2
808,9
|
|
3.
Текущие затраты, млн. р
|
3
637,2
|
2
672,2
|
2
171,4
|
1
586,7
|
|
3.1.
Затраты на доп. добычу, млн. р
|
3
187,2
|
2
672,2
|
2
171,4
|
1
586,7
|
|
3.2.
Затраты на ГРП, млн. р
|
450,0
|
-
|
-
|
-
|
|
4.
Налог на прибыль, млн. р
|
360,9
|
370,5
|
301,1
|
220,0
|
|
5.
ПДН, млн. р
|
1
644,1
|
1
687,8
|
1
371,5
|
1
002,2
|
|
6.
НПДН, млн. р
|
1
644,1
|
3
331,8
|
4
703,3
|
5
705,5
|
|
7.
Коэф. Дисконтирования
|
1,0000
|
0,9091
|
0,8264
|
0,7513
|
|
8.
ДПДН, млн. р
|
1
644,1
|
1
534,3
|
1
133,4
|
752,9
|
|
9.
НДПДН, млн. р
|
1
644,1
|
3
178,4
|
4
311,8
|
5
064,7
|
Таблица 4.7 Расчет экономических показателей при
увеличении налогов 10%
|
Показатель
|
2014
г.
|
2015
г.
|
2016
г.
|
2017
г.
|
|
1.
Доп. добыча, тыс. т
|
626,9
|
525,6
|
427,1
|
312,1
|
|
2.
Прирост выручки, млн. р
|
5
642,1
|
4
730,4
|
3
843,9
|
2
808,9
|
|
3.
Текущие затраты, млн. р
|
3
637,2
|
2
672,2
|
2
171,4
|
1
586,7
|
|
3.1.
Затраты на доп. добычу, млн. р
|
3
187,2
|
2
672,2
|
2
171,4
|
1
586,7
|
|
3.2.
Затраты на ГРП, млн. р
|
450,0
|
-
|
-
|
-
|
|
4.
Налог на прибыль, млн. р
|
441,1
|
404,3
|
328,6
|
240,1
|
|
5.
ПДН, млн. р
|
1
563,9
|
1
344,0
|
982,1
|
|
6.
НПДН, млн. р
|
1
563,9
|
3
217,8
|
4
561,7
|
5
543,8
|
|
7.
Коэф. Дисконтирования
|
1,0000
|
0,9091
|
0,8264
|
0,7513
|
|
8.
ДПДН, млн. р
|
1
563,9
|
1
503,6
|
1
110,7
|
737,8
|
|
9.
НДПДН, млн. р
|
1
563,9
|
3
067,4
|
4
178,1
|
4
915,9
|
Таблица 4.8 - Расчет экономических показателей
при уменьшении цены на нефть на 20%
|
Показатель
|
2014
г.
|
2015
г.
|
2016
г.
|
2017
г.
|
|
1.
Доп. добыча, тыс. т
|
626,9
|
525,6
|
427,1
|
312,1
|
|
2.
Прирост выручки, млн. р
|
4
513,7
|
3
784,3
|
3
075,1
|
2
247,1
|
|
3.
Текущие затраты, млн. р
|
3
637,2
|
2
672,2
|
2
171,4
|
1
586,7
|
|
3.1.
Затраты на доп. добычу, млн. р
|
3
187,2
|
2
672,2
|
2
171,4
|
1
586,7
|
|
3.2.
Затраты на ГРП, млн. р
|
450,0
|
-
|
-
|
-
|
|
4.
Налог на прибыль, млн. р
|
175,3
|
222,4
|
180,7
|
132,1
|
|
5.
ПДН, млн. р
|
701,2
|
889,7
|
723,0
|
528,3
|
|
6.
НПДН, млн. р
|
701,2
|
1
591,0
|
2
313,9
|
2
842,3
|
|
7.
Коэф. Дисконтирования
|
1,0000
|
0,9091
|
0,8264
|
0,7513
|
|
8.
ДПДН, млн. р
|
701,2
|
808,9
|
597,5
|
396,9
|
|
9.
НДПДН, млн. р
|
701,2
|
1
510,1
|
2
107,6
|
2
504,5
|
Таблица 4.9 - Расчет экономических показателей
при увеличении цены на нефть на 20%
|
Показатель
|
2014
г.
|
2015
г.
|
2016
г.
|
2017
г.
|
|
1.
Доп. добыча, тыс. т
|
626,9
|
525,6
|
427,1
|
312,1
|
|
2.
Прирост выручки, млн. р
|
6
770,5
|
5
676,5
|
4
612,7
|
3
370,7
|
|
3.
Текущие затраты, млн. р
|
3
637,2
|
2
672,2
|
2
171,4
|
1
586,7
|
|
3.1.
Затраты на доп. добычу, млн. р
|
3
187,2
|
2
672,2
|
2
171,4
|
1
586,7
|
|
3.2.
Затраты на ГРП, млн. р
|
450,0
|
-
|
-
|
-
|
|
4.
Налог на прибыль, млн. р
|
626,7
|
600,9
|
488,3
|
356,8
|
|
5.
ПДН, млн. р
|
2
506,7
|
2
403,5
|
1
953,0
|
1
427,2
|
|
6.
НПДН, млн. р
|
2
506,7
|
4
910,2
|
6
863,2
|
8
290,4
|
|
7.
Коэф. Дисконтирования
|
1,0000
|
0,9091
|
0,8264
|
0,7513
|
|
8.
ДПДН, млн. р
|
2
506,7
|
2
185,0
|
1
614,0
|
1
072,2
|
|
9.
НДПДН, млн. р
|
2
506,7
|
4
691,7
|
6
305,7
|
7
377,9
|
Таблица 4.10 - Расчет экономических показателей
при уменьшении текущих затрат на 10%
|
Показатель
|
2014
г.
|
2015
г.
|
2016
г.
|
2017
г.
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
|
1.
Доп. добыча, тыс. т
|
626,9
|
525,6
|
427,1
|
312,1
|
|
2.
Прирост выручки, млн. р
|
5
642,1
|
4
730,4
|
3
843,9
|
2
808,9
|
|
3.
Текущие затраты, млн. р
|
3
273,4
|
2
404,9
|
1
954,2
|
1
428,0
|
|
3.1.
Затраты на доп. добычу, млн. р
|
3
187,2
|
2
672,2
|
2
171,4
|
1
586,7
|
|
3.2.
Затраты на ГРП, млн. р
|
450,0
|
-
|
-
|
-
|
|
4.
Налог на прибыль, млн. р
|
473,7
|
465,1
|
377,9
|
276,2
|
|
5.
ПДН, млн. р
|
1
894,9
|
1
860,4
|
1
511,7
|
1
104,7
|
|
6.
НПДН, млн. р
|
1
894,9
|
3
755,3
|
5
267,0
|
6
371,7
|
|
7.
Коэф. Дисконтирования
|
1,0000
|
0,9091
|
0,8264
|
0,7513
|
|
8.
ДПДН, млн. р
|
1
894,9
|
1
691,3
|
1
249,3
|
829,9
|
|
9.
НДПДН, млн. р
|
1
894,9
|
3
586,2
|
4
835,5
|
5
665,4
|
Таблица 4.11 - Расчет экономических показателей
при увеличении текущих затрат на 15%
|
Показатель
|
2014
г.
|
2015
г.
|
2016
г.
|
2017
г.
|
|
1.
Доп. добыча, тыс. т
|
626,9
|
525,6
|
427,1
|
312,1
|
|
2.
Прирост выручки, млн. р
|
5
642,1
|
4
730,4
|
3
843,9
|
2
808,9
|
|
3.
Текущие затраты, млн. р
|
4
182,7
|
3
073,0
|
2
497,1
|
1
824,7
|
|
3.1.
Затраты на доп. добычу, млн. р
|
3
187,2
|
2
672,2
|
2
171,4
|
1
586,7
|
|
3.2.
Затраты на ГРП, млн. р
|
450,0
|
-
|
-
|
-
|
|
4.
Налог на прибыль, млн. р
|
291,9
|
331,5
|
269,4
|
196,8
|
|
5.
ПДН, млн. р
|
1
167,5
|
1
325,9
|
1
077,5
|
787,3
|
|
6.
НПДН, млн. р
|
1
167,5
|
2
493,4
|
3
570,9
|
4
358,2
|
|
7.
Коэф. Дисконтирования
|
1,0000
|
0,9091
|
0,8264
|
0,7513
|
|
8.
ДПДН, млн. р
|
1
167,5
|
1
205,4
|
890,4
|
591,5
|
|
9.
НДПДН, млн. р
|
1
167,5
|
2
372,9
|
3
263,3
|
3
854,8
|
Полученные зависимости чистой текущей стоимости
от вариации факторов изображаем графически. Значения ЧТС на каждой прямой,
соответствующие крайним точкам диапазона, соединяются между собой, образуя
фигуру, напоминающую «паука» который представлен ниже на рисунке 4.2.
Проведя анализ чувствительности ГРП к риску,
связанных с природными факторами и рыночными (риск изменения цен), получаем изменения
ЧТС при заданной вариации параметров в положительной области, т.е. проект не
имеет риска.
Рисунок 4.2 - Анализ чувствительности ГРП к
риску
Проанализировав данные, полученные при расчете,
можно сделать вывод что данное мероприятие резко увеличивает экономическую
эффективность производства по всем показателям. Согласно расчетам гидроразрыв
пласта обеспечивает чистую текущую стоимость по окончании эффекта, равную 4
941,2 миллионам рублей.
. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА
.1 Обеспечение безопасности работающих
При изучении безопасных методов работы
практическим пособием является инструкция по безопасности труда, которая
разработана на основе «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности»
(РД-08-200-98), «Правил пожарной безопасности в нефтяной промышленности»
(ППБ-93).
Физические факторы
. Повышенная запыленность воздуха рабочей
зоны. Регламентируется ГОСТ 12.1.005-88 «Воздух рабочей зоны». Действие данного
фактора наблюдается в засушливое время года (летом), когда недостаток
атмосферных осадков усугубляется наличием повышенной подвижности сухого воздуха
у поверхности земли.
Повышенная загазованность воздуха рабочей зоны
(ГОСТ 12.1.005-88 «Воздух рабочей зоны»).
Повышенная или пониженная температура воздуха
(ГОСТ 12.1.005-88 «Воздух рабочей зоны»). Для условий Западной Сибири
характерны длительные и суровые зимы с частыми метелями и снегопадами.
Температура воздуха порой бывает -400С и ниже.
Повышенная или пониженная влажность воздуха
(ГОСТ 12.1.005-88).
Опасный уровень напряжения в электрической цепи,
замыкание которой может произойти через тело человека. Действующими
электроустановками называются объекты, которые полностью или частично находятся
под напряжением, или на которые в любой момент может быть подано напряжение
путем включения коммутационных аппаратов.
Движущиеся машины и механизмы, незащищённые
подвижные элементы производственного оборудования, передвигающиеся изделия,
заготовки, материалы. Для данного вида работ это постоянно действующий фактор.
Основными движущимися элементами являются кронблоки, талевая система, с помощью
которой производятся спускоподъёмные операции насосно-компрессорных труб,
всевозможные лебёдки, пневматические и полуавтоматические ключи, наземное
оборудование скважин, станки качалки и др.
Недостаток естественного света (СНиП II-4-79
«Естественное и искусственное освещение. Нормы проектирования»).
Химические факторы
. Вредные химические факторы, действующие через
дыхательные пути. К ним относят влияние химических веществ общетоксического и
раздражающего действия, таких как хлор, бензол, метанол, неонол, и др.
. Химические факторы, действующие через кожный
покров. Для данного производства свойственно применение химических реагентов,
имеющих раздражающее, сенсибилизирующее и канцерогенное воздействие на организм
человека. К ним относятся: нефть, ПАВ, кислоты, ингибиторы коррозии и др.
По степени воздействия на организм в
соответствии с ГОСТ 12.1.007-86 вредные вещества подразделяются на 4 класса
опасности: чрезвычайно опасные, высокоопасные, умеренноопасные и малоопасные.
Тяжесть и глубина действия различных вредных
веществ на организм человека и животных зависит от вида вещества и его физико-
химических свойств. Разделяют вредные вещества на ядовитые и неядовитые. К ядовитым
относятся вещества, вызывающие любое ухудшение состояния здоровья и снижение
работоспособности. К неядовитым относятся вещества, которые при прямом
воздействии на организм не оказывают видимого ухудшения состояния здоровья, но
при длительном контакте действуют раздражающе на дыхательные пути, глаза, кожу.
Например, газообразные вещества (метан, азот) при больших концентрациях снижают
содержание кислорода. что отрицательно сказывается на органах дыхания человека.
Вредные вещества могут находится в газообразном, жидком, твердом состояниях.
Характеристика вредных веществ приведена в
таблице 5.1.
Таблица 5.1 - Характеристика вредных веществ.
|
Наименование
|
Структурная
формула
|
Плотность,
г/см3
|
Ткип,
0С
|
Тзамер.,
0С
|
ПДК,
мг/м3
|
|
1.Соляная
кислота
|
НСl
|
1,154-1,188
|
110
|
-20
|
5
|
|
2.Фтористоводородная
|
HF
|
1,15
|
120
|
-35
|
1
|
|
3.Уксусная
кислота
|
СН3СООН
|
1,04
|
118
|
15,7
|
5
|
|
4.Сероводород
|
Н2S
|
|
|
|
10
|
|
5.Оксид
углерода
|
СО
|
|
|
|
20
|
Биологические факторы
Бактерии и вирусы.
Кровососущие насекомые и укусы животных. В
тёплое время года наибольшую опасность для человека представляют летающие
кровососущие насекомые. Огромные количества комаров и мошек, наносят
многочисленные укусы на открытые, не защищённые участки кожи и забираясь под
одежду, создавая тем самым серьёзные помехи при работе.
Пожаробезопасность
К основным объектам нефтяной промышленности по
взрывоопасности относятся помещения нефтяных насосных, газовых компрессорных
станций, газораспределительных будок и другие помещения, в которых
взрывоопасные смеси не образуются при нормальных условиях работы, но могут
образоваться при авариях и неисправностях.
Легковоспламеняющимися называют горючие вещества
и материалы, способные воспламеняться от кратковременного воздействия источника
зажигания с низкой энергией. Смеси некоторых газов способны самовоспламеняться.
Электробезопасность
Электробезопасность представляет собой систему
организационных и технических мероприятий и средств, обеспечивающих защиту
людей от вредного и опасного воздействия электрического тока.
К скважинам, оборудованным УЭЦН и ШГН, подведены
линии электропередач, кабели к ним большой длины, в которых может возникнуть
обрыв провода. На территории кустов, скважин, имеются трансформаторы, станции
управления. Всё это создаёт опасность поражения электрическим током.
При эксплуатации скважин УЭЦН увеличивается зона
поражения электротоком, т.к. резко возрастает длина токопроводящего кабеля от
пульта управления до электродвигателя, причём часть его проходит по
поверхности. Настройка, ремонт, монтаж, демонтаж электрооборудования ЭЦН, вывод
электродвигателя в оптимальный режим, окончательная наладка и защита станции
управления; а также дальнейшие осмотры, ремонт наземного оборудования и замер
сопротивления, изоляция системы "кабель - погружной насос АТС"
представляют собой электроопасные работы.
Одним из наиболее слабых узлов УЭЦН является
силовой кабель. Повреждения кабельного ввода электродвигателя заключается в
пробое электрической изоляции ввода с последующим коротким замыканием жил
кабеля между собой и на корпус электродвигателя.
Чаще других работников травмируются электрики,
дизелисты буровых установок, сварщики.
Принимают следующие технические защитные меры:
малые напряжения;
контроль и профилактика повреждения изоляции;
обеспечение недоступности токоведущих частей;
защитное заземление;
зануление;
двойная изоляция;
защитное отключение.
Для электротехнического персонала используются
средства индивидуальной защиты (спец. обувь, спец. перчатки).
Технические требования к оборудованию и рабочему
инструменту, гарантирующему безопасность
Оборудование для проведения ГТМ должно
удовлетворять требованиям стандартов и технических условий на их изготовление,
монтироваться в соответствии с проектами и действующими нормами
технологического проектирования и обеспечивать полную сохранность продукции.
Оборудование и трубопроводы должны оснащаться
приборами контроля (с выходом показаний на пульт управления), регулирующей и
предохранительной аппаратурой и автоматическим управлением.
Исправность предохранительной, регулирующей и
запорной арматуры, установленной на аппаратах и трубопроводах, подлежит
периодической проверке в соответствии с утвержденным графиком. Результаты
проверок заносятся в вахтовый журнал.
Аппараты, работающие под давлением, оснащаются
манометрами, указателями уровня.
Специальная одежда должна быть несгораема.
Согласно правилам безопасности в нефтегазовой промышленности, ткань типа «NOMEX
IIIA» термостойкий антистатический.
Санитарные требования
Нормирование метеорологических условий.
Метеорологические условия для рабочей зоны
производственных помещений (пространство высотой до 2 м над уровнем пола)
регламентируется ГОСТ12.1.005-76 "Воздух рабочей зоны". Этот ГОСТ
устанавливает оптимальные и допустимые микроклиматические условия в зависимости
от характера производственных помещений, времени года и категории выполняемой
работы.
Климат района Самотлорского месторождения резко
континентальный. Зима суровая и снежная с метелями и заносами. Лето короткое и
довольно тёплое. Весна и осень продолжительные, часто холодные. Среднегодовая
температура - 3,2 С, - 2,6 С. Самый холодный месяц январь (Средняя температура
-26 С) иногда с понижением до -45-50 С. Максимальная температура самого тёплого
месяца июля достигает до +30 С.
Преобладающие ветры зимой - северные до 15-20
м/с и северо-восточные, летом - западные и юго-западные.
Производственное освещение.
Свет - условие для работы глаза. Через
центральную нервную систему свет оказывает влияние на общее нервно-психическое
состояние, приводит к изменению частоты пульса и интенсивности некоторых
процессов обмена веществ. Недостаток света снижает работоспособность человека,
ухудшает его ориентировку в пространстве, снижает различимость предметов,
способствуя аварийности и травматизму. Эффективные меры для повышения контраста
объектов различения с фоном: поддержание оборудования в чистоте, правильное
цветовое решение элементов оборудования.
Рациональное освещение помещений и рабочих мест
- один из важнейших элементов благоприятных условий труда. При правильном
освещении повышается производительность труда, улучшаются условия безопасности,
снижается утомляемость. При недостаточном освещении рабочий плохо видит
окружающие предметы и плохо ориентируется в обстановке. Неправильное или
недостаточное освещение может привести к созданию опасных ситуаций.
В АГЗУ применяется искусственное освещение, на
территории кустов скважин искусственное освещение не установлено, что создаёт
определённые трудности при работе в тёмное время суток.
Средства индивидуальной защиты.
Средства индивидуальной защиты обеспечивают
безопасность органов дыхания, зрения, слуха; головы и кожного покрова тела.
Поражение органов дыхания приводит к наиболее
тяжелым последствиям для человека. Средства индивидуальной защиты органов
дыхания по принципу действия и конструкции делятся на два типа - фильтрующие и
изолирующие, которые работающий носит на себе при выполнении работ в среде
вредной для здоровья. Такие вещества могут быть в виде аэрозолей, паров и
газов. Которые выделяются из кислот (серная, соляная), растворителей
(дистиллят) и другие соединения .
К обработке скважин соляной кислотой допускаются
лица, прошедшие обучение, инструктаж на рабочем месте, проверку знаний по ТБ. К
работе по закачке в скважину кислоты допускаются рабочие, которым по
медицинскому заключению не противопоказаны работы с применением химических
реагентов.
При работе с кислотами рабочие бригады должны
быть обеспечены средствами защиты: костюм из суконной или шерстяной ткани,
защитные очки, резиновые сапоги. Резиновые перчатки, прорезиненный фартук,
противогазы промышленные фильтрующие марки В и БКФ. Штанины брюк необходимо
носить на выпуск, а перчатки на рукава куртки.
Противопожарные требования и средства
пожаротушения.
В соответствии с общесоюзными нормами
технологического проектирования (НПБ 105-95) по взрывопожарной опасности
относится к категории А.
У взрыво- и пожароопасных зон на открытых
установках указываются классы по ПЭУ: взрывоопасные В-1г и категории ПА-Т3,
ПВ-Т3, ПС-Т1.
Опасная величина тока для человека 0,05А, а
смертельная 0,1А. Безопасных напряжений нет.
Защита объектов от прямых ударов молнии по
классу В- 1г. Ожидаемое количество поражений в год, N > 1 не ограничивается.
Категория устройства молниезащиты II. Здесь зоны защиты А и Б.
Огнеопасные и газоопасные работы проводятся
только по наряду - допуску.
Более 70% электротравм на объектах нефтяной
промышленности происходит при обслуживании распределительных устройств,
воздушных, кабельных линий, электропроводки, электросварочной установки.
На промысле применяются следующие средства
пожаротушения: огнетушители типа ОП -5 - ГОСТ (82-60). Также существуют
противопожарные щиты, на которых находятся багры, ведра.
При пожаре вызываются пожарные машины из города.
Мероприятия по безопасности при выполнении
одного из видов работ
Меры безопасности при транспортировке и хранении
кислот.
Упаковку, маркировку, транспортировку опасных
химических веществ (кислот) производят согласно предъявляемых требований.
Техническую соляную кислоту перевозят в стальных
гуммированных из нутри цистернах емкостью до 50 т., а также в стальных
гуммированных контейнерах или керамических контейнерах или керамических
контейнерах емкостью до 200л.
Для производственных нужд кислоты должны
перевозиться на исправных, соответственно оборудованных и специализированных
автоцистернах.
Загрязненные автоцистерны перед наливом в них
кислот очищают, пропаривают или промывают до полного удаления остатков ранее
перевозимого продукта.
Для управления автомобилем при перевозке опасных
грузов допускаются опытные водители первого и второго классов, хорошо знающие
дорогу. Проинструктированные о свойствах перевозимого груза.
При движении скорость автомашин на шоссейных и
твердых грунтовых дорогах не должна превышать для 3-х тонного грузовика 30км/час,
для 5-ти тонного и выше - не более 25км/час.
Слив, налив производить механизированным
способом при помощи насосов или самотеком. Во время этих работ под скаты
необходимо подкладывать противооткатные башмаки. Запрещается въезжать на
территорию склада транспортным средствам, глушитель которых не оборудован
искрогасителем, а также с неисправной системой питания и зажигания.
При сливно-наливных операциях обслуживающему
персоналу стоять с наветренной стороны.
Соляную кислоту хранят в стальных резервуарах,
гуммированных изнутри и покрытых поверх гуммировки кислотоупорной пленкой . Для
хранения чистой соляной кислоты используют керамические емкости.
Плавиковая кислота хранится в эбонитовых баках и
полиэтиленовых баллонах емкостью до 50 литров. Эбонитовые баки с кислотой
помещают в деревянную обрешетку с просветами 15-30мм.
Общие положения по технике безопасности при
закачке кислоты в пласт.
Кислотная обработка скважин должна
осуществляется подготовленной бригадой под руководством мастера или другого
инженерно-технического работника по плану, утвержденному главным инженером
предприятия, в котором предусмотрен план ликвидации возможных аварий.
Перед началом работы по закачке кислоты в пласт
руководитель обязан объяснить последовательность выполнения операции,
обязанности каждого рабочего и провести на рабочем месте дополнительный
инструктаж по технике безопасности с отметкой в журнале и подписью
инструктируемого.
На месте производства работ необходимо иметь
запас воды для моментального смыва кислоты и спец. аптечку для оказания первой
помощи с наличием растворов двууглекислой соли, аммиака и борной кислоты, а
также нейтрализующих средств( мел, известь) на случай разлива кислоты.
При работе с кислотами следует строго соблюдать
требования безопасности, т.к. все кислоты действуют разрушающе на предметы
одежды, обуви и на тело человека не только при прямом обливе или обрызгивании,
но и при испарении.
В случае приготовления раствора из
неразбавленной кислоты последнюю следует наливать в воду, а не наоборот.
При закачке кислоты в пласт необходимо:
не допускать расстановку спец.техники и другого
оборудования под действующими линиями электропередач;
обвязку оборудования производить так, чтобы
устранить колебания трубопроводов при закачке кислоты.
Обвязка оборудования должна быть герметичной и
установленные на них аппараты и вентили- кислотостойкие. Нагнетательные
трубопроводы должны иметь обратные клапана.
Вся схема обвязки после монтажа на скважине
должна быть опрессована на полуторократное рабочее давление в течении 5минут.
При появлении утечек снизить давление до атмосферного, устранить утечки и вновь
опрессовать с оформлением акта.
Во время опрессовки и закачки кислоты в пласт
присутствие посторонних лиц на территории скважины запрещается.
Опрессовочную жидкость ( обезвоженную нефть.
дизтопливо) не сливать в амбар, а закачать в пласт.
Во время работы агрегата водитель должен
находится в кабине автомобиля, а машинист на площадке цистерны.
Запрещается проводить ремонтные работы на
нагнетательной линии во время закачки.
Не допускается утечка кислоты во время закачки.
Ликвидация течи и любой другой ремонт коммуникаций производятся только после
остановки агрегата, стравливания в нагнетательных линиях до атмосферного и
промывки коммуникаций водой.
Требования безопасности после окончания работ.
По окончании работ по обработке скважин
кислотами необходимо остановить насосный агрегат, сбросить давление до нуля.
Все оборудование и коммуникации должны быть промыты дизельным топливом или
обезвоженной нефтью, а затем водой. Остатки кислоты нейтрализуются известью.
После каждой операции по закачке кислоты производить ревизию гидравлической
части насосов агрегатов. Обнаружение неисправности устраняются, а резино-
технические элементы заменяются на новые. Категорически запрещается слив кислоты
на почву. Разлитую на землю кислоту немедленно надо засыпать песком или землей.
.2 Экологичность проекта
В зоне производственной деятельности
нефтегазодобывающих управлений, использующих при разработке месторождений
химические реагенты, достаточно широко применяются системы контроля за
состоянием пресных водоисточников, почвы и атмосферного воздуха.
Для улучшения экологической обстановки и
увеличения продолжительности безаварийной работы трубопроводов на
нефтепромыслах производится внедрение стеклопластиковых труб и гибких
полиметаллических труб, коррозионно-стойких рукавов. В плане повышения
надежности трубопроводов проведена их реконструкция. Функционирует лаборатория
входного контроля и дефектоскопии, которая ведет контроль за безопасностью поступающих
материалов, химреагентов, оборудования. В состав лаборатории входит служба
радиационной безопасности, которая ведет работы по контролю уровней гамма-фона
на объектах нефтедобычи.
Проведена аккредитация химлаборатории ЦЛПА и
УОП. Проведено обследование структурных подразделений, нефтегазопромыслов на
предмет радиационной безопасности, экологический аудит кустов скважин
Самотлорского месторождения. Выполнен экологический аудит фонда ликвидированных
и законсервированных скважин. Разработаны технологические регламенты на
эксплуатацию нефтепроводов и водоводов и получены результаты аудиторской
экспертизы по экологической безопасности. Выполнена инвентаризация источников
выбросов загрязняющих веществ в атмосферу и корректировка проекта нормативов
ПДВ для ОАО «СНГ».
Определение путей повышения природоохранной
деятельности нефтегазодобывающих объединений и его предприятий предполагает не
только разработку и внедрение наиболее эффективных мероприятий, но и
совершенствование нормирования и планирования затрат на охрану среды,
совершенствование системы экономического стимулирования внедрения мероприятий,
улучшение организации работ и материально-технического снабжения, повышение
роли моральных стимулов, улучшение пропаганды и т.д.
Защита атмосферы
В целях охраны атмосферы проектом
предусматривается полная герметизация всей системы сбора и транспортировки
нефти и газа; соблюдение технологических регламентов и правил технической
эксплуатации всех частей системы нефтедобычи. Установлены перепускные газовые
клапаны в устьевой арматуре скважин. Внедряются методы освоения скважин с
минимальным выбросом веществ в атмосферу. Проводится 100-процентный контроль
сварных соединений при строительстве трубопроводов.
Загрязнение воздушного бассейна связано с
выделением СО2 , Н2 S в местах подготовки нефти , сжигание газа или шлама в
факелах. При этом. Кроме воздушного бассейна, могут загрязнятся почвы и
водоемы. При выпадении осадков СО2 , Н2 S могут образовывать кислоты,
находящиеся в капельно- взвешенном и жидком состоянии, которые могут
конденсироваться на поверхности и образовывать скопления.
Защита гидросферы
На Самотлорском месторождении контроль за
изменением физико-химических свойств воды начинается с геологического и
гидрогеологического изучения источника. Изучению подлежат как поверхностные,
так и глубинные источники. Обычно в зоне деятельности НГДУ строится
поверхностная карта водостоков, совмещенная с коммуникациями по транспорту
нефти, газа, воды и их смесей. Наибольшее внимание уделяется трубопроводам,
перекачивающим сточные воды. Определяются границы распространения водостока,
населенные пункты и источники питьевых вод (колодцы. Пруды, родники). Строится
карта поверхности. Совмещенная с картой расположения коммуникаций и
определяются контрольные пункты наблюдения. При пересечении местности в зоне
деятельности НГДУ реками, ручьями пункты наблюдения выбираются в начале,
середине и конце стока воды. Отбор проб и их анализ на токсичность проводится
по методикам отбора и исследования вод. Определяются ионы Са2+, Мg2+, Na+,HCO3,
Cl , SО2 , рН , общая жесткость воды, наличие ПАВ.
Для охраны пресных вод размещение буровых
площадок осуществляется за пределами водоохранных зон, ширина которых
определяется Постановлением Правительства Российской Федерации № 1404 от
23.11.96 г. "Об утверждении Положения о водо-охранных зонах водных
объектов и их прибрежных защитных полосах".
Границы поясов санитарной охраны для подземных
источников водоснабжения установлены в зависимости от степени защищённости
водоносных горизонтов, а именно:
Для незащищённых или недостаточно защищённых
горизонтов границу 1 пояса устанавливают на расстоянии не менее 50 метров от
водозабора. Для одиночных подземных водозаборов допускается уменьшение этой
границы до 20м;
Границы 2 пояса определяются расчётами, исходя
из санитарных и гидрогеологических условий, условий питания горизонта, а также
возможности загрязнения используемого водоносного горизонта в зависимости от
связи его с поверхностными водами или другими водоносными горизонтами.
При бурении скважин и добыче нефти выполняются
следующие рекомендации по охране подземных вод:
Подъём цемента до устья скважин.
Проверка качества крепления скважин АКЦ в целях
предотвращения вертикальных заколонных перетоков.
Глубина спуска кондуктора, его качественный
цементаж должны обеспечивать перекрытие зоны пресных вод на полную мощность и
исключить попадание глубинных флюидов в приповерхностную гидросферу.
Обеспечивание регулярных (не реже одного раза в
полгода) проверок герметичности колонны нагнетательных скважин и исследование с
помощью термометрии заколонных перетоков скважин.
Для герметизации резьбовых соединений
используются соответствующие смазки.
Предусматриваются обваловки площадок на
нефтепромысловых объектах (кустах скважин и ДНС).
Установлены временные ловушки на ручьях и мелких
реках.
Предусмотрена усиленная изоляция труб с защитой
двухслойной обёрткой или футеровкой, при переходах трубопроводов через ручьи и
реки.
При возможных аварийных ситуациях предусмотрено:
Обваловывание участка с разлившимися
загрязняющими веществами и присыпку его песчано-цементной смесью, уменьшающей
фильтрацию компонентов.
Локализация нефтяного загрязнения на реках с
помощью фоновых заграждений.
Откачка жидкости из обвалованного участка и
удаление нефти с поверхности воды передвижными средствами и утилизацию ее в
поглощающую скважину.
Защита литосферы
Основной ущерб почвам при эксплуатации
месторождения причиняется в результате воздействия следующих факторов:
химического загрязнения местности
нефтепродуктами и минерализованными водами (солями);
механического разрушения почв и уничтожения
произрастающей растительности при прохождении тяжелой строительной техники и
проведении траншее-устроительных и планировочных работ;
подтопления и заболачивания прилегающих покрытых
лесом территорий в результате перегораживания линий почвенно-грунтового
(поверхностного) стока воды трассами наземных участков трубопроводов.
Контроль за состоянием почвы проводится как
визуально, путем осмотра, так и лабораторным методом. Визуально исследуется
изменение внешних характеристик, цвет, плотность, наличие растительности.
Лабораторный анализ включает отбор проб почвы, измельчение, отмыв в пресной
воде (предварительно исследованной) , отстой и химический анализ этой воды.
На Самотлорском месторождении ведутся
мероприятия по предупреждению загрязнения поверхности почвы и водоемов
аналитической лабораторией. Один раз в месяц отбираются пробы с водоемов на
полный химический анализ, один раз в квартал анализ почв на нефтепродукты.
.3 Чрезвычайные ситуации
Расчет взрыва газовоздушной смеси
Определение вероятных параметров ударной волны
при взрыве газовоздушной смеси:
По статистическим материалам или путем
экспертных оценок определяются наиболее вероятные ЧС на объекте, прогнозируются
их последствия и разрабатываются мероприятия по их предотвращению.
При аварии на трубопроводе количество газа Q(т)
берется до 20% от объема вытекшей нефти.
Рисунок 5.1 - Взрыв газовоздушной смеси
- зона детонационной волны, радиусом R1 (м);
- зона ударной волны, R2 (м);
- зона смертельного поражения людей, Rспл (м);
- зона безопасного удаления, где DРф=
5 (кПа);
- зона предельно допустимой взрывобезопасной
концентрации;
- скважина;
- административно-бытовой комплекс НГП-2;, r3 -
расстояние от эпицентра взрыва до элементов предприятия.
Проведём расчёт чрезвычайной ситуации:
Вероятный взрыв резервуаров заполненных нефтью
(для приготовления состава) объёмом 50 м3 каждый. При этом объём газо-воздушной
смеси (Q(Т)) принимается равным 20% от общего объёма резервуаров. При взрыве
выделяют зону детонационной волны с радиусом (R1), где происходит полное
разрушение. Избыточное давление в зоне детонационной волны DРФ1
= 900 (кПа).
. Радиус зоны детонационной волны (R1)
определяется по уравнению:
 (м), (5.1.)
где Q - количество газа, тонн;
Для нашего случая масса объёма
газовоздушной смеси 15,3 т, тогда радиус зоны детонационной волны:
 (м)
. Давление во фронте ударной волны ∆Рф2
на расстоянии r2 =45м до ближайшего кустового сооружения, находящегося в зоне
ударной волны определим по табличным данным.
 (5.2.)
Следовательно, ∆Рф=162кПа
Определим по табличным данным
степень разрушения кустовых сооружений. При взрыве кустовые сооружения
подвергнутся сильному разрушению.
. Радиус зоны смертельного поражения
людей (Rспл) определяется по формуле:
 (м) (5.3.)
Для нашего случая  м.
. Радиус безопасного удаления людей
соответствует давлению ∆Рф=5кПа во фронте ударной волны и составит:
бу=436,7м.
Таким образом, при возможном взрыве
15,3т газовоздушной смеси на кусту Ватинского месторождения радиус смертельного
поражения людей составит 59 метров, а радиус зоны полного разрушения 36,5
метров. Избыточное давление в зоне детонационной волны составит 900кПа и
кустовые сооружения подвергнутся сильному разрушению. Радиус безопасного
удаления людей будет 436,7 м.
Определение глубины распространения
ядовитых сильнодействующих веществ (СДЯВ) при разливе их с поражающей
концентрацией:
При расчете зон принимаем:
метеоусловия - изотермия, t=200С, скорость ветра 1м/с, направление ветра на
предприятие; принимаем что разрушается одна наибольшая емкость или выливается
наибольшее из возможных количество СДЯВ из резервуара.
При свободном разливе толщина слоя
СДЯВ принимается равной 0,05м.
При разливе СДЯВ образуется
первичное облако пара (мгновенное испарение) и вторичное облако пара (испарение
слоя жидкости).
. Определяем эквивалентное
количество вещества Qэ1 по первичному облаку (по отношению к соляной кислоте)
по формуле:
э1 = К1 * К3 *Qо (тонн), (5.4.)
где К1 - коэффициент, зависящий от
условий хранения СДЯВ
К3 - коэффициент, равный отношению
пороговой токсодозы хлора к пороговой токсодозе другого СДЯВ (таблица 4 МУ
«Безопасность и экология»). о - количество выброшенного (разлившегося) при
аварии вещества,тн., Qо=200 тонн.
э1 = 0,021*200=4,2 т.
. Определяем эквивалентное
количество вещества Qэ2 = по вторичному облаку в тоннах по формуле:
э2 = (1-К1) *К20,2 * К3 * (Qо/h0,2 d0,2), (5.5.)
где
К2 - коэффициент, зависящий от свойств СДЯВ (таблица 4 МУ «Безопасность и
экология»). К2 = 0,021- плотность СДЯВ, т/м3 - толщина слоя СДЯВ, м.
=1,198т/м3=0,05м
э2
= (1-0)*0,0210,2*0,30*(200/0,050,2*1,1980,2)=48,3
.
По таблице 5 определяем максимальное значение глубин зон заражения первичным Г1
и вторичным Г2 облаком СДЯВ. Полная глубина зоны заражения Г (км) определим по
формуле:
Г
= Г/ + 0,5 Г// (км), (5.6.)
где
Г/ - наибольшее число из Г1 и Г2
Г//
- наименьшее число из Г1 и Г2.
Г=52,67+0,5*12,53
=58,94 (км)
Таким
образом, глубина зон поражения первичным и вторичным облаком хлора составляет
12,53 км и 52,67км, а полная глубина заражения соответствует величине 58,94 км.
НГП-2 попадают в зону действия соляной кислоты, и поэтому является химически
опасным объектом, где рабочие обеспечены противогазами в обязательном порядке.
На НПА-2 работает 254 человек. Вне здания пострадает 10% и внутри здания 4%.
Следовательно, на НПА- 2 при разливе 200 тонн соляной кислоты пострадает 36
человек.
Чрезвычайные
ситуации мирного времени
Помимо
возможных взрывов паро- и газовоздушных смесей, разливов СДЯВ, аварий на
объектах НПА-2 Самотлорского месторождения возможно возникновение чрезвычайных
ситуаций, вызванных террористическими актами.
Необходимость
подготовки мероприятий вызваны фактами проявления актов терроризма и
экстремизма на территории Российской Федерации. Мерами, принимаемыми
правоохранительными органами, удалось не допустить данных негативных проявлений
на территории автономного округа.
Однако
вследствие осложнения криминогенной обстановки, активно развивающихся
миграционных процессов требуется принятие дополнительных мер межведомственного
характера для противодействия возможным фактам терроризма и экстремизма на
территории автономного округа.
Для
предотвращения и предупреждения террористических актов на Самотлорском
месторождении разработаны следующие мероприятия:
.
Для предотвращения установки взрывчатых веществ в процессе работы акцентировать
особое внимание на лицах, имеющих различные сумки, свертки, пакеты и т.п.,
проявляющих подозрительную настороженность и беспокойство, пытающихся предать
эти вещи другим сотрудникам или избавиться от них различным образом.
.
В процессе работы осуществлять постоянный контакт оперативным дежурным в части
выявления граждан, вызывающих подозрение, информации об их поведении.
.
Уделять особое внимание тщательному осмотру мест возможной установки взрывчатых
устройств (мест общего пользования, под столами, креслами, на подоконниках и
т.п.). Помнить, что наиболее возможными, подходящими для различных небольших
взрывчатых веществ являются:
цветы,
крупные букеты или корзины с цветами, упаковки, различного рода сувениры,
игрушки, видеокассеты.
.
При обнаружении на объекте посторонних предметов, имеющих нестандартную форму,
масляные пятна, выпуклые детали, неоднородности содержимого, запах миндаля или
гуталина, в которых видны или прощупываются провода и металлическая фольга
немедленно сообщить о находке по телефону и оповестить оперативного дежурного.
Передача информации должна быть четкой и ясной, с перечислением имеющихся
фактов.
Категорически
запрещается осуществлять какие-либо действия с обнаруженным взрывчатым
предметом.
.
При объявлении эвакуации необходимо брать с собой вещи первой необходимости:
документы, ценности. Не допускать паники, действовать хладнокровно.
.
Категорически запрещается:
вскрывать,
осматривать, встряхивать подозрительные предметы, пользоваться средствами
радиосвязи после обнаружения таких предметов.
В
целях предупреждения террористических актов, работникам НПА-2 Самотлорского
месторождения необходимо проявлять бдительность, выявляя подозрительных лиц и
предметы, отвечающие вышеуказанным признакам, немедленно информировать об этих
лицах и предметах сотрудников милиции.
Чрезвычайные
ситуации мирного времени, вызванные природными явлениями
На
Самотлорском месторождении возможны следующие чрезвычайные ситуации природного
характера:
паводковые
наводнения;
лесные
и торфяные пожары;
ураганы;
сильные
морозы (ниже -400С);
метели
и снежные заносы;
Самотлорское
месторождение находится в условиях сурового климата Западной Сибири с низкими
температурами (зимой до -500С) и высокой влажностью летом. Поэтому важную роль
играют метеорологические факторы при работе персонала на объектах, находящихся
на открытом воздухе.
При
низкой температуре окружающей среды тепловой баланс нарушается, что вызывает
переохлаждение организма, ведущее к заболеванию.
В
целях охраны труда, предупреждения случаев обморожения, а также несчастных
случаев, связанных с работой при низких температурах воздуха (Постановление от
20 июля 1992 г. N 194 «О работе на открытом воздухе в холодное время года»)
была установлена предельная температура, ниже которой не могут производиться
работы на открытом воздухе.
Для
предотвращения заболеваний при температуре воздуха минус 280С и ниже лицам,
работающим на открытом воздухе, должны предоставляться перерывы для обогревания
в специально отведенных и приспособленных согласно СНиП 2.09.04-87 помещениях.
При
сильных ветрах, случается поднятие частиц песка и пыли, которые могут попасть в
глаза и верхние дыхательные пути.
Сильные
ветры могут быть причиной снежных заносов, пыльных и песчаных бурь, а также
других опасных явлений, нарушающих жизнедеятельность людей и производственные
процессы в нефтяной промышленности.
Пожары
являются одним из наиболее распространенных явлений, сопровождающих крупные
промышленные аварии, которые можно классифицировать как чрезвычайные ситуации.
Лесные и торфяные пожары могут послужить причиной несчастного случая вследствие
задымления и теплового воздействия на организм в виде отравления, ранения или
ожога различной степени.
Мероприятия,
направленные на предупреждение и предотвращение чрезвычайных ситуаций антропогенного
и природного характера
На
НПА-2 ОАО СНГ разработаны мероприятия по предупреждению и предотвращению
чрезвычайных ситуаций природного и антропогенного характера. К ним относятся:
. В
процессе эксплуатации следует осуществлять систематический контроль за осадкой
фундаментов емкостей, насосов, трубопроводов, факела, основания резервуара.
. Обслуживающий
персонал должен постоянно контролировать уровень жидкости и давление в емкостях
по приборам, а также производить каждые 2 часа обход и осмотр установки.
. Необходимо
постоянно контролировать дозировку химических реагентов.
. Внутренний
осмотр и зачистку емкостей и резервуара необходимо производить через каждые два
года.
. Вентиляторы
и вытяжные устройства должны быть в исправности, кнопки включения вентиляторов
должны быть расположены у входов.
. Должны
быть надежными связь и аварийная сигнализация.
. Все
электрооборудование в пределах взрывоопасной зоны должно быть взрывозащищенным
в соответствии с категорией и группой взрывоопасной смеси.
. Все
промышленные сооружения - операторная, насосные блоки, внутриплощадочное
оборудование, резервуар и т.д. - в целях защиты от прямых ударов, вторичных
воздействий молнии и проявления статического электричества заземлены.
. Дренажные
емкости должны быть свободными от нефти.
. Необходимо
постоянно контролировать состояние оборудования и обвалования резервуара.
. ЦППН
должен быть оснащен средствами пожаротушения по перечню, согласованному с
местными органами пожарного надзора, укомплектована средствами индивидуальной
защиты, спецодеждой и предохранительными приспособлениями в соответствии с
действующими "Типовыми отраслевыми нормами бесплатной выдачи спецодежды,
спец.обуви и предохранительных приспособлений рабочим и служащим предприятий
нефтяной и газовой промышленности".
. Обслуживание
может быть поручено лицам не моложе 18 лет, обученным и имеющим удостоверение,
выданное квалификационной комиссией предприятия или организацией, проводившей
обучение по программе, утвержденной в установленном порядке.
. Не
допускается включение в работу аппаратов и трубопроводов с замершими дренажными
вентилями и линиями.
.В
случае образования ледяной пробки в трубопроводах, находящихся под давлением,
необходимо отключить замороженный участок от общей системы, разогреть снаружи
паром или горячей водой.
. Не
допускается скопления разлитой нефти на территории установки.
. Запрещается
использовать в работе неисправное оборудование и инструмент.
. Запрещается
производить какие-либо ремонтные работы на технологических емкостях и
трубопроводах, находящихся под давлением.
. Поверхности
трубопроводов и аппаратов, имеющие температуру выше 50 0С изолируются.
. Обслуживающий
персонал должен следить за чистотой оборудования и прилегающей территории.
. При
ведении ремонтных работ внутри технологической емкости необходимо отключить ее
на линиях входа и выхода продукта, слить остатки через дренажную линию,
пропарить и провентилировать емкость, отглушить стандартными заглушками.
. Все
вращающиеся и движущиеся части оборудования должны быть ограждены.
.
Создать и поддерживать в образцовом состоянии уголки по пожарной безопасности
для обучения и пропаганды противопожарных знаний.
.
Ежеквартально проводить инструктажи рабочих и служащих по соблюдению мер
пожарной безопасности на производстве и в быту.
.
Обеспечить на предприятиях соблюдение строгого противопожарного режима.
.
Усилить контроль за сохранностью и содержанием в исправном состоянии систем
обнаружения и тушения пожаров, первичных средств пожаротушения и пожарного
инвентаря.
.
Усилить контроль за техникой безопасности и исполнительской дисциплиной на
основных травмоопасных производствах (автотранспорт, бурение, ремонт и освоение
скважин).
.
Мастерам цехов и производств, прорабам, бригадирам, и т.д. проводить ежедневный
контроль за состоянием рабочих мест, обращая особое внимание на использование
персоналом соответствующего требованиям безопасности оборудования и
инструмента, средств индивидуальной защиты, правильное выполнение приемов
работы, состояние трудовой и производственной дисциплины; при выявлении
нарушений принимать экстренные меры по их устранению.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
При
планировании работ на перспективу с учетом выработки объектов разработки очень
важно использовать не только хорошо зарекомендовавшие себя в прошлом
технологии, но и создавать и испытывать новые, которые обеспечат более высокую
эффективность выработки запасов при снижении удельных затрат на добычу нефти.
Из анализа, представленного в предыдущих главах данной работы, видно, что по
мере выработки запасов все большую долю в общем числе обработок составляют
гидроразрыв пласта и забуривание боковых стволов. Естественно, что эта
тенденция будет иметь место и в перспективе. Вместе с тем, технологическая
эффективность существующих технологий будет снижаться по следующим двум
причинам:
Во-первых,
по мере обработки практически всего фонда скважин обработки проводятся на
скважинах, где эффективность обработок заведомо ниже, а повторные обработки
дают меньший эффект, чем первоначальные. Во-вторых, доля нефти в добываемой
жидкости снижается по мере истощения пластов.
Анализ
результатов реализации комплексной технологии, запланированных объемов
применения технологий обработок нагнетательных и добывающих скважин и их
эффективность позволяют прогнозировать применение технологий.
Прогноз
основных технико-экономических показателей осуществлялся исходя из состояния
выработки запасов по месторождению и степени охвата скважин воздействием в
предыдущие годы.
В
общем объеме ГТМ ГРП составляет 24%. Дополнительная добыча от ГРП составляет
38% от общего объема всех ГТМ. Планируемая дополнительная добыча нефти за
проектный срок от всех методов оценивается в 427697 тыс.т., при этом от ГРП
планируется 50236 тыс.т.
Затраты
на проведение ГРП в 2014г. составят около 450 млн. рублей. Если исходить из
того, что цена нефти на внутреннем рынке составляет 9000 рублей за тонну, то
прибыль от дополнительной добычи составит около 4,9 млрд. рублей.
Наиболее
эффективным видом ГТМ, основанном на вовлечении в разработку
слабовырабатываемых участков залежей при отсутствии транзитного фонда является
ЗБС: всего запланировано проведение 6078 скважино-операций, планируемая
дополнительная добыча ожидается на уровне 161711 тыс. тонн. Основными объектами
для проведения ЗБС в прогнозном периоде являются АВ11-2, программа зарезок на
котором предусматривает 1604 скважино-операций (26 % от общего количества ЗБС).
Возвраты
и приобщение способствуют вовлечению в разработку застойных и слабодренируемых
участков при минимальных затратах на ГТМ. В прогнозном периоде запланировано
проведение 3559 возвратов и приобщений без дополнительных мероприятий,
планируемая дополнительная добыча ожидается на уровне 50585 тыс. тонн.
Обработка
призабойной зоны пласта традиционно является наименьшим по эффективности видом
ГТМ из вышеперечисленных, и направлена, в основном, на поддержание базовой
добычи путем снятия скин-фактора в обрабатываемых скважинах при проведении ГКО
и СКО. В прогнозном периоде запланировано 22138 скважино-операций, планируемая
дополнительная добыча ожидается на уровне 31704 тыс. тонн. Основными объектами
для проведения ОПЗ планируются: АВ11-2 - 12419 скважино-операций (56 % от
общего количества), ожидаемая дополнительная добыча нефти - 15398 тыс.т.
Важными
аспектами планирования оптимизации, заслуживающими особого внимания ввиду
достаточно высоких показателей успешности и удельной дополнительной добычи
нефти, являются энергетическое состояние объекта, близость подошвенной воды и
газовой шапки, соотношение забойного давления и давления насыщения нефти. В
прогнозном периоде запланировано проведение 15714 скважино-операций с ожидаемой
дополнительной добычей на уровне 34301 тыс. тонн. Основной объем оптимизаций
планируется на объекте АВ11-2 - 6288 скважино-операций (40 % от общего
количества), ожидаемая дополнительная добыча - 11938 тыс.т.
Проведение
ремонтно-изоляционных работ, ликвидации негерметичностей эксплуатационных
колонн, ликвидации аварий, запланировано в количестве 10577 скважино-операций,
планируемая дополнительная добыча ожидается на уровне 11643 тыс. тонн. Основной
объем данных мероприятий в прогнозном периоде планируется на объекте АВ11-2 -
2566 скважино-операций (24 % от общего количества), ожидаемая дополнительная
добыча - 2896 тыс.т.
Для
увеличения коэффициента нефтеотдачи применяют различные способы - например,
форсированный отбор жидкости из сильно обводненных пластов, отклонение потоков
закачиваемой воды, химические методы выравнивающие подвижности нефти и воды или
снижающие остаточную нефтенасыщенность на капиллярном уровне и прочее. Всего на
месторождении предлагается провести 44856 скважино-операций, с суммарным
эффектом в виде дополнительной нефти в объеме 21606 тыс. т.
На
текущей стадии разработки месторождения в условиях низкой эффективности закачки
наиболее целесообразно применение методов выравнивания профилей приемистости нагнетательных
скважин, в частности технологий основанных на образовании вязкого геля в
пласте. Использование гелеобразующих систем на Самотлорском месторождении
показало высокую технолгическую эффективность за все время применения, начиная
с 1994 года - в среднем 2,3 тыс. т дополнительной нефти в расчете на одну
добывающую скважину.
Кроме
того, увеличение срока работы скважин позволяет решать целый комплекс
социальных проблем района, связанный с занятостью населения.
Таким
образом, применение методов повышения нефтеотдачи позволит существенно повысить
эффективность выработки трудноизвлекаемых запасов нефти за счет применения
технологий, обоснованных для конкретных геолого-физических условий выбранного
объекта разработки.
СПИСОК
ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
Методические
указания к выполнению дипломных проектов для студентов специальности 130503
«Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» всех форм
обучения/ Стрекалов А.В., Королев М.С. и др. _ ТюмГНГУ, 2010.
Басарыгин
Ю.М. Технология капитального и подземного ремонта скважин. М., «Недра», 1977
Данные
геологического отдела ОАО "Самотлорнефтегаз", 2009 г.
Отчетные
материалы ОАО "Самотлорнефтегаз" по разработке и подсчету запасов на
Самотлорском месторождении 2009 г.
«Авторский
надзор за реализацией проектных решений по разработке Самотлорского
месторождения», ООО «Тюменский нефтяной научный центр»,2009г.
«Уточненный
проект разработки Самотлорского месторождения», ЗАО «Тюменский нефтяной научный
центр»,2005
Хоботько
В.И., Эстрин Р.Я., Сулейманов М.М., Противопожарная безопасность и защита на
предприятиях нефтяной промышленности. Справочник. М., недра, 1982
Годовой
отчет за 2009г. Отдела добычи нефти ОАО «Самотлорнефтегаз»
ПБ
08-624-03. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности.- С-Петербург:
Гостехнадзор РФ, 2003.- С.93.
Методическое
указание по организационно-экономической части дипломных проектов студентов
специальности 130503 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых
месторождений» очного и заочного обучения Краснова Т.Л., Курушина Е.В. Тюмень:
«Нефтегазовый университет». 2007. - 20 с.
Шеломенцева
И. В. и др. Промышленная безопасность опасных производственных объектов. Часть
2. Специальные вопросы: Учебное пособие. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2007.-402 с.
Рабочие
материалы научно-практической конференции ОАО «Самотлорнефтегаз», Нижневартовск
2010г.
Панов
Г.Е. Охрана окружающей среды на предприятиях нефтяной и газовой промышленности.
- М.: Недра, 1986. - 241 с.
Методические
указания к выполнению раздела "Безопасность и экологичность проекта" в
дипломных проектах технологических специальностей. Тюмень: «Нефтегазовый
университет». 2004. - 44 с.
Технологический
регламент проведения солянокислотной обработки скважин на месторождениях
ТНК-BP. Отдела Геолого-технических мероприятий ОАО «Самотлорнефтегаз»\
Похожие работы на - Анализ методов воздействия на призабойную зону пласта в условиях объекта АВ1 Самотлорского месторождения
|