Повышение эффективности разработки карбонатных коллекторов Карсовайского месторождения

  • Вид работы:
    Дипломная (ВКР)
  • Предмет:
    Геология
  • Язык:
    Русский
    ,
    Формат файла:
    MS Word
    2,93 Мб
  • Опубликовано:
    2015-02-19
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!

Повышение эффективности разработки карбонатных коллекторов Карсовайского месторождения

ВВЕДЕНИЕ

Значение нефти и газа в народном хозяйстве страны возрастает с каждым годом. Это не только наиболее экономичные виды топлива, но и важнейшее сырье для получения многих ценных химических продуктов. Нефть и газ превратились в главные источники энергетической мощи человеческого общества и важнейший источник химического сырья. Обеспеченность государства нефтегазовым сырьем определяет уровень экономического развития страны в дальнейшем времени. На базе нефти и газа развивается химическая индустрия по производству новых материалов, совершенствуется технология производства во многих отраслях промышленности, развиваются средства наземного, морского и воздушного транспорта.

В ведении ОАО «Удмуртнефть» разрабатываются 27 месторождения. Карсовайское месторождение открыто в 1977 году поисково-разведочным бурением, введено в промышленную разработку в 2009 году. В период с 1998 по 2006 годы на месторождении осуществлялась пробная эксплуатация разведочных скважин. Разработка ведется РИТС «Север» ОАО «Удмуртнефть» (направление «Игра»), в соответствии с проектом разработки. В соответствии с «Технологической схемой разработки Карсовайского газонефтяного месторождения Удмуртской республики» в промышленной эксплуатации находятся два объекта разработки:

Касимовско-мячковско-подоло-каширский объект

Верейско-башкирский объект

Карсовайское месторождение является одним из самых сложных по геологическому строению месторождений Удмуртии. Месторождение состоит из трех поднятий: Карсовайского, Южно-Карсовайского и Хомяковского, осложненные более мелкими куполообразными поднятиями, которые могут контролировать самостоятельные залежи. Нефтегазоносность Карсовайского поднятия приурочена к карбонатным отложениям касимовского яруса верхнего карбона, мячковского, подольского горизонта, каширского горизонта, верейского горизонта, башкирского яруса. На Южно-Карсовайском поднятии промышленная нефтеносность установлена в верейских и башкирских отложениях среднего карбона. Залежи Карсовайского поднятия осложнены газовыми шапками. Наиболее крупными по запасам являются залежи нефти пластов верейского горизонта и башкирского яруса.

Месторождение на начальной стадии разработки, осуществляется плановое разбуривание залежи верейско-башкирского объекта.

В связи со снижением эффективности бурения новых скважин, низкими фильтрационно-емкостными свойствами башкирского объекта, неразвитой системой ППД и неподтверждением коллекторских свойств объектов при бурении, средние дебиты с начала 2012 года по пробуренным скважинам Карсовайского месторождения не достигли плановых показателей (при плане 14,8 тн/сут, средний дебит нефти составил 11,4 тн/сут).

Ввиду этого, в дипломном проекте будут представлены результаты обоснования необходимости изменения типа заканчивания новых скважин на башкирский объект Карсовайского месторождения с наклонно-направленных на горизонтальные стволы, с разобщением продуктивных интервалов при помощи набухающих пакеров для возможности проведения поинтервальных большеобъемных обработок призабойной зоны пласта.

Цель данной работы: повышение эффективности разработки карбонатных коллекторов Карсовайского месторождения, с целью интенсификации текущей добычи нефти, и, в конечном счете, повышение коэффициента извлечения нефти.

1      
ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

 

1.1    Общие сведения о месторождении


В административном отношении Карсовайское месторождение находится на территории Балезинского и Кезского районов Удмуртской Республики, в 40 км восточнее г. Глазова и в 25 км северо-восточнее п. Балезино (рис.1). Непосредственно на площади месторождения расположены населенные пункты Демино, Мокино, Коршуново, Верх.-Люкино и др.

Ближайший нефтепровод расположен в 12 км южнее месторождения. Ближайшей железнодорожной станцией является ст. Балезино.

В орографическом отношении площадь работ находится в пределах Верхне-Камской возвышенности. Рассматриваемая территория представляет собой сильно-расчлененную возвышенность. Абсолютные отметки рельефа колеблются от +194 м в долинах реки до +300 м на берегах и водоразделах.

Гидрографическая сеть района работ представлена реками Люк, Мундес, Нюлса и их притоками.

Район месторождения характеризуется высокой степенью заселенности. Лесами занято более 50% территории, среди деревьев основными являются ель и пихта.

В климатическом отношении район относится к зоне умеренно-континентального климата с коротким прохладным летом и продолжительной зимой. Период отрицательных температур начинается в конце октября и заканчивается в первой половине апреля. Среднемесячная температура января - минус 15°С, а самого теплого месяца - июля составляет 18-19°С. Среднегодовая температура составляет +2оС. Глубина промерзания грунта зимой на открытых и высоких местах достигает 1.0-1.2 м, а толщина снегового покрова в конце зимы составляет 60-80 см. Среднегодовое количество осадков равно 500-600 мм, причем большая часть их выпадает в осенне-зимний период.

Дорожная сеть в большинстве своем представлена дорогами с гравийной засыпкой или проселочными дорогами, которые в период осеннего и весеннего бездорожья, являются непроезжими для автотранспорта.

Основу энергетической системы района составляют действующие ЛЭП-35 кВт.

В районе работ развито сельское хозяйство, нефтедобывающая отрасль и лесное хозяйство, на предприятиях, которых и занята основная масса населения.

На территории месторождения и в непосредственной близости от него находятся месторождения строительных материалов, в основном карбонатных пород.

Рис.1 - Обзорная карта

1.2    Геолого-физическая характеристика Карсовайского месторождения

нефть добыча скважина

В тектоническом отношении Карсовайское месторождение расположено в Северной структурно-тектонической зоне Верхнекамской впадины, основной особенностью которой является отсутствие в разрезе отложений рифейского комплекса протерозоя. По данным геофизических исследований фундамент имеет блоковое строение, ступенчато погружаясь в юго-восточном направлении. Поверхность фундамента облекают породы вендской системы протерозоя. Близость поверхности фундамента к палеозойскому чехлу определила основную особенность тектонического строения Карсовайского участка: структуры имеют разнообразную форму - от вытянутых по простиранию складок до куполообразных поднятий.

Карсовайская структура представляет собой брахиантиклинальную складку северо-западного простирания, состоящую из двух поднятий: Карсовайского и Южно-Карсовайского, разделенные узким прогибом, которые в свою очередь осложнены рядом куполообразных поднятий разной величины и ориентировки.

В 2008 г. в пределах месторождения проведены сейсморазведочные работы 3D, которые уточнили структурный план Карсовайской площади. По отражающему горизонту ОГ-IIб (кровля башкирского яруса) Карсовайское поднятие представлено несколькими куполовидными поднятиями различной величины и ориентировки. Западный склон поднятия пологий, северо-восточный - крутой. По замыкающей изогипсе минус 1220 м размеры поднятия составляют 19,0×7,5 км, амплитуда 35 м. Размеры Южно-Карсовайского поднятия составляют 5,5×6,0 км, амплитуда 15 м. Поднятие осложнено несколькими куполами различной величины.

Глубокими поисково-разведочными скважинами вскрыты породы кристаллического фундамента, венда, девонской, каменноугольной, пермской систем палеозоя и четвертичной системы. Кристаллический фундамент вскрыт скважиной 381 на глубине 2681 м. Вскрытая толщина фундамента составляет 122 м. Скважины 380 и 382 вскрыли отложения венда, остальные скважины закончены бурением в отложениях башкирского яруса среднего карбона.

Промышленная нефтегазоносность Карсовайского поднятия приурочена к карбонатным отложениям касимовского яруса верхнего карбона (пласт С3k), мячковского горизонта (пласт С2mc-II), подольского горизонта (пласты П2, П3), каширского горизонта (пласт К4), верейского горизонта (пласты В-0, В-II, В-IIIа, В-IIIб), башкирского яруса (пласты А4-0+1, А4-2, А4-3). Все залежи осложнены газовыми шапками. Содержание азота в газе составляет более 95 %.

На Южно-Карсовайском поднятии промышленная нефтеносность установлена в отложениях верейского горизонта (пласты В-II, В-IIIа, В-IIIб) и башкирского яруса (пласты А4-1, А4-2). Залежи азотного газа отсутствуют.

В соответствии с «Геологическим проектом на проведение поискового бурения на Хомяковской структуре Карсовайского участка». В начале 2011 года на Хомяковской структуре была заложена поисковая скважина 401Р с целью поисков залежей углеводородного сырья в отложениях среднего карбона. По результатам испытаний промышленно нефтеносными в разрезе скважины 401Р являются пласты B-II, B-IIIа верейского горизонта и пласты А4-0+1, А4-2 башкирского яруса.

Рис.2 -Тектоническое районирование района работ

Таблица 1

Характеристика параметров выявленных залежей нефти

Залежь

Район

Абс.отм

№ скв. по

Размеры залежи,

Высота

Тип залежи

пласта

скважин

ВНК, м

которой

длина

шири

залежи





принят

км

на

м





ВНК


км



1

2

3

4

5

6

7

8

Карсовайское поднятие

С3 к

1432

- 925,3

1432

1,5

1,1

7

пластовый сводовый


1436

-925,3

1436

2,6

1,1

5


С2mс-II

1432

-986,3

1432

1,6

1,0

11

пластовый сводовый


1438-1433

-984,2

1438

5,1

2,6

14


П2'+П2


-1060,2

1442, 1439

11,5

5,8

30

пласт. сводовый, лит.огранич.

П3

1441-1439

-1061,9

1441, 1439

3,0

2,3

8

пластовый сводовый


1433-1438

-1054,6

1443

4,8

4,8

20



1432

-1054,6

1443

1,7

1,2

10



380

-1046,8

380

2,1

1,5

7


К4

1441-1439

-1158,8

1439

3,4

2,7

12

пласт. сводовый, лит.огранич.


1433-1438

-1158,8

1439

7,5

6,5

24


B-0


-1181,5

1442

10,2

5,6-1,1

22

пласт. сводовый, лит.огранич.

В-II


-1202,6

1435

19,0

7,0

33

пласт. сводовый

В-IIIа


-1208,9

1435

18,8

7,0

34

пласт. сводовый

В-IIIб

1441

-1208,3

1439

3,0

2,5

11

пласт. сводовый


1433-1438

-1208,3

1439

7,5

5,5

24

пласт. сводовый, лит.огранич.

А4-1


-1218,4

1439

16,5

6,7

28

пласт. сводовый, лит.огранич.

А4-2

1441

-1223,7

1439

3,3

2,5

12

пласт. сводовый


1433-1438

-1223,7

1439,1442

12,2

6,3

29


А4-3

1432

-1215,6

1432

1,1

0,7

6

пласт. сводовый


1436

-1211,0

1436

0,6

0,4

1,5

пласт. сводовый

Южно-Карсовайское поднятие

В-II


-1198,7

1434

5,0

4,0

9

пласт. сводовый

В-IIIа


-1205,3

1440

5,0

3,8

10

пласт. сводовый

В-IIIб


-1212,2

1440

4,5

2,5

12

пласт. сводовый, лит.огранич.

А4-1


-1220,7

1440

5,0

3,5

11

пласт. сводовый

А4-2


-1227,0

1440

5,1

3,9

12

пласт. сводовый

Хомяковское поднятие

В-II


1202,6

1435

5,7

1,6

4,3

пласт. сводовый

В-III


1208,9

1435

5,2

1,5

3,6

пласт. сводовый

А4-1


1222,5

401Р

4,8

1,4

6,2

пласт. сводовый

А4-2


1227

401Р

3,2

0,8

3,2

пласт. сводовый

Верейско-башкирский объект

Верейский горизонт

На Карсовайском поднятии промышленно нефтеносными являются пласты В-0, В-II, В-III, на Южно-Карсовайском - пласты В-II, В-III., на Хомяковском поднятии - пласты В-II, В-III.

Пласт В-0

Нефтяные и газовые залежи пласта В-0. Пласт В-0 состоит из одного-трех проницаемых пропластков, расчлененность - 1,6, коэффициент песчанистости - 0,86. Средняя толщина пласта 1,3 м, средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта 1,0 м, средняя газонасыщенная толщина - 1,1 м. В скв. 381, 382, 383, 385 коллектор пласта замещается плотными разностями пород. По данным ГИС средневзвешенная пористость нефтенасыщенной части пласта составляет 16 %, нефтенасыщенность 64 %.

Пласт В-II

Нефтяные и газовые залежи пласта В-II. Пласт В-II состоит из 1-3 проницаемых пропластков, расчлененность - 1,5, песчанистость - 0,94. Общая эффективная толщина изменяется в пределах 1,3-4,2 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 2,5 м, средняя эффективная газонасыщенная толщина - 2,5 м. По данным ГИС средневзвешенная пористость нефтенасыщенной части пласта составляет 16%, нефтенасыщенность - 61%.

Пласт В-IIIa

Нефтяные и газовые залежи пласта В-IIIа. На Карсовайском поднятии пласт В-IIIа состоит преимущественно из одного проницаемого пропластка. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта в среднем составляет 1,0 м, средняя газонасыщенная толщина - 1,1 м. По данным ГИС средневзвешенная по нефтенасыщенной толщине пористость составляет 17 %, нефтенасыщенность 76 %. В подсчете запасов 2010 г. пласты B-IIIa и B-IIIб были объединены в один пласт B-III.

Пласт В-IIIб

Нефтяные и газовые залежи пласта В-IIIб. Пласт В-IIIб состоит из одного-трех, редко четырех пропластков, расчлененность 1,9, коэффициент песчанистости - 0,71. Толщина пласта изменяется от 0,5 до 5,9 м, общая эффективная толщина в пределах 0,5-3,8 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 1,6 м, средняя газонасыщенная толщина - 1,8 м. По данным ГИС средневзвешенная пористость нефтенасыщенной части пласта составляет 16%, нефтенасыщенность 71 %.

Башкирский ярус

На Карсовайском поднятии промышленная нефтеносность башкирских отложений установлена в пластах: А4-1, А4-2, и А4-3.

Верхний пласт А4-0 не выдержан по площади, имеет ограниченное распространение и небольшие толщины, характеризуется линзовидным строением и поэтому рассматривается совместно с пластом А4-1.

Пласт А4-0+1

Нефтяные и газовые залежи пласта А4-0+1. Пласт состоит от одного-шести, редко семи пропластков, расчлененность составляет 3,6, коэффициент песчанистости - 0,51. Общая эффективная толщина в пределах 0,5-5,2 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 2,7 м, средняя газонасыщенная толщина - 1,1 м. По данным ГИС средневзвешенная пористость нефтенасыщенной части пласта на Карсовайском поднятии составляет 15 %, нефтенасыщенность 74 %.

Пласт А4-2

Нефтяные и газовые залежи пласта А4-2. На Карсовайском поднятии пласт А4-2 состоит из одного-четырех, редко пяти-шести проницаемых пропластков, расчлененность составляет 3,3, песчанистость - 0,60. Общая эффективная толщина пласта в пределах 1,1-6,6 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная составляет 3,7 м, средняя газонасыщенная толщина - 3,3 м. По данным ГИС средневзвешенная пористость нефтенасыщенной части пласта составляет 16%, нефтенасыщенность 71 %.

Пласт А4-3

Нефтяные и газовые залежи пласта А4-3. На Карсовайском поднятии пласт А4-3 состоит из 1-3 пропластков, расчлененность - 1,8, коэффициент песчанистости - 0,81. Общая эффективная толщина составляет 0,5-3,6 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта - 1,5 м, средняя газонасыщенная толщина - 3,6м. По данным ГИС средневзвешенная пористость пласта в нефтенасыщенной части составляет 11%, нефтенасыщенность 63%.

1.3    Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов Карсовайского месторождения


Характеристика коллекторских свойств по данным геофизических исследований скважин

По комплексу ГИС нефтегазоносность Карсовайского поднятия приурочена к карбонатным отложениям: касимовского яруса (пласт С3k), мячковского горизонта (пласт С2mс-II), подольского горизонта (пласты П2’+П2, П3), каширского горизонта (пласт К4), верейского горизонта (пласты В-0, В-II, В-IIIа, В-IIIб), башкирского яруса (пласты А4-0+1, А4-2, А4-3).

Основным в данных отложениях принимается межзерновой тип пористости, предполагается незначительное влияние каверновой и трещинной пористости, что подтверждается описанием керна по продуктивным отложениям.

. Выделение коллекторов в скважинах, пробуренных на пресных глинистых растворах, проводилось по прямым качественным признакам проникновения фильтрата промывочной жидкости в пласты:

по наличию положительных приращений на диаграммах МКЗ;

по сужению диаметра скважины относительно номинала по кавернометрии.

Кроме того, при выделении коллекторов учитывалось, что пласты-коллекторы обладают такими геофизическими характеристиками как:

отрицательные аномалии ПС;

минимальные значения на кривой ГК;

средние значения на кривой НГК;

повышенные показания на кривой DТ по АК и пониженные на кривой объемной плотности d по ГГК-п.

. В скважинах, пробуренных на МКБПР (минеральный крахмал-биополимерный раствор) с удельным электрическим сопротивлением от 0,05 до 0,2 Омм.

исключаются глинистые пропластки (повышенные показания ГК, положительные аномалии ПС, увеличение диаметра скважины), используется граничное значение двойного разностного параметра по ГК - при DIγ< DIγгр, выделяются коллектора по граничным значениям пористости - при Кп≥Кпгр.

Так же при выделении коллекторов учитывается: наличие радиального градиента сопротивлений на диаграммах однотипных зондов с разным радиусом исследований ВИКИЗ или показаний комплекса разнотипных разноглубинных зондов комплекса БМК-БК-ИК, наличие сигнала ИСФ (индекс свободного флюида) на диаграммах ЯМК.

Для более уверенного выделения маломощных продуктивных коллекторов применялся метод «нормированных» кривых НГК и БК.

Хотелось бы отметить, что применение МКЗ на проводящих растворах вполне результативно. Положительный пример можно наблюдать в скважине 5, где против коллекторов на кривых МКЗ наблюдается положительное приращение.

Выделение коллекторов в отложениях касимовского, мячковского, подольского и каширского (исключая пласт К4) горизонтов затруднено, что связанно с особенностями литолого-фациальной характеристики разреза.

Данные отложения представлены в основном карбонатными породами с широко развитой вторичной, а иногда и первичной доломитизацией и сульфатизацией пород. Минеральный состав пород представлен в основном кальцитом и доломитом с небольшими составляющими халцедона, ангидрита, гипса, мельниковита, пирита (приуроченного в основном к внешним краям ангидритовых трещин) и гидроокислов железа.

Согласно, подробному микро-описанию шлифов, проведенному в скважине 2, содержание ангидрита в отложениях касимовского яруса доходит до 18%, в мячковском горизонте - до 40%, в подольском горизонте - до 28%, в каширском - до 25% .

Структура пород в основном тонкозернистая (встречается пелитоморфно-микрозернистая), текстура весьма разнообразна. Поры фрагментарные, неправильной формы, изолированные, редко сообщающиеся, полые. Цемент в основном кальцитовый, пелитоморфный, порового типа. Реже встречается базальный тип цемента, состоящий из пелитоморфного кальцита и темно-серого ангидрита.

Во всех отложениях присутствуют вторичные изменения - каверны и трещины, залеченные ангидритом.

Наличие в породе различных примесей так же влияет на коллекторские свойства. К примеру, содержание в породе гипса завышает результаты оценки объемной пористости, ангидрита - занижает.

Таким образом, породы касимовского, мячковского, подольского и каширского (исключая пласт К4) горизонтов имеют сложную структуру емкостного пространства и неоднородный минеральный состав.

Проведенный в скважинах месторождения комплекс ГИС ограничен по своим возможностям.

Использование ЯМК позволило выделить коллекторы в скважинах, где не было записано МКЗ. Сопоставление сигнала ЯМК и коэффициента пористости позволило разделить породы в разрезах скважин на несколько групп:

- коллекторы, характеризующиеся большой амплитудой ИСФ;

- неколлекторы с фоновыми значениями амплитуд ЯМК;

- ухудшенные коллекторы с небольшим сигналом ИСФ;

- коллекторы со средней по величине амплитудой сигнала ЯМК и повышенными показаниями ГК;

- неколлекторы с повышенными значениями по величине сигнала ЯМК и пониженными показаниями ГК.

Карбонатные породы характеризуются, как правило, низкой радиоактивностью. Однако, в карбонатных породах, приуроченных к зонам вторичной доломитизации (зонам унаследованной трещиноватости) содержание радиоактивного элемента повышено. В касимовско-мячковских отложениях такие породы встречаются (частично породы 4 группы) и при отсутствии ЯМК в комплексе методов ГИС не попадают в разряд коллекторов. Высокими значениями на кривых ЯМК выделяются пористые коллекторы, неколлекторы так же могут иметь высокую пористость, сопоставимую с хорошими коллекторами (породы 5 группы). Эта особенность пород разреза свойственна всем продуктивным горизонтам. Однако, в башкирских и верейских пластах высокая общая пористость неколлекторов обусловлена наличием глинистого материала, в то время как в касимовских, мячковских и подольских отложениях высокую пористость имеют чистые неглинистые породы. В этих отложениях встречаются отдельные прослои, которые имеют высокую общую пористость и низкую проницаемость. При недостаточном комплексе ГИС такие породы можно ошибочно отнести к водоносным коллекторам.

Анализ скважин, пробуренных на пресном растворе, показывает, что в ряде скважин на кривых МКЗ наблюдается отсутствие, смещение или отрицательное приращение микропотенциал зонда над микроградиент зондом, при этом сужение диаметра скважины относительно номинала по кавернометрии может не наблюдаться. Кроме того, такие пропластки характеризуются низким сопротивлением с повышенными показаниями на кривой DТ по АК, низкими значениями ГК, на НГК наблюдается повышенное водородосодержание, на кривой объемной плотности d по ГГК-п наблюдается значительное снижение (близкое к показаниям в размытой каверне напротив верейских глин), на ЯМК отмечаются повышенной амплитудой сигнала (рис.5), что говорит о наличии в породе связанной воды, но не о признаке коллектора. Такие породы в продуктивной части разреза выделяются без труда на фоне нефтегазонасыщенных пластов, поскольку имеют низкое удельное электрическое сопротивление. В водоносной части разреза их выделение сопряжено с трудностями.

Опробование данного типа пород было проведено в скв.1442 (пласт П2’), в результате испытания приток не получен. Наличие высокопористых не глинистых неколлекторов в верхней части продуктивного разреза создавало трудности в выделении коллекторов в водонасыщенной части разреза. При подсчете запасов эти трудности не имеют особого значения, поскольку возникают только в водонасыщенной зоне пласта.

Выделенные толщины пластов-коллекторов в продуктивной части касимовских отложений изменяются от 0,4 м до 3,0 м, в мячковских - от 0,4 м до 6,0 м, в подольских - от 0,4 м до 5,0 м, в каширском - от 0,4 м до 2,0 м, верейских - от 0,4 м до 2,8 м , башкирских - от 0,3 м до 2,5 м. Коллекторы с выделенной мощностью 0,3 м встречаются в карбонатных пластах, представленных переслаиванием плотных глинистых и пористых разностей.

В наклонно-направленных скважинах возможно искажение границ коллекторов, установленных по глинистой корке, поэтому положение подошвы и кровли уточнялись по данным РК, ЭМ, ЯМК.

Литологическая характеристика пластов

Керн для исследований отбирался как при поисково-разведочном, так и при эксплуатационном бурении.

Карсовайское поднятие

Верейский горизонт

Пласт B-0 сложен известняками детритово-фораминиферовыми и детритовыми. Цементирующим материалом является кальцит от микрозернистого до перекристаллизованного крупнозернистого. Поровое пространство образовано, в основном, порами катагенетического выщелачивания, как цемента, так и фрагментных остатков органики.

Пласт B-I сложен известняками фораминиферовыми, детритово-фораминиферовыми, водорослево-фораминиферовыми и известняково-раковинными песчаниками. Цементирующий материал представлен разнозернистым кальцитом и составляет от 2 до 14 %. Поровое пространство образовано межфрагментными и внутрифрагментными порами выщелачивания. Форма пор неправильная, размер колеблется от 0,02 до 0,6 мм.

Пласт B-II сложен известняками фораминиферовыми, детритово-фораминиферовыми, водорослево-фораминиферовыми и известняково-раковинными песчаниками. Цементирующий материал представлен разнозернистым кальцитом и составляет от 2 до 14 %. Поровое пространство образовано межфрагментными и внутрифрагментными порами выщелачивания. Форма пор неправильная, размер колеблется от 0,02 до 0,6 мм.

Пласт B-IIIа сложен известняками органогенно-детритовыми, детритово-фораминиферовыми, водорослево-фораминиферовыми, а также известняково-раковинными песчаниками. Цементирующий материал представлен разнозернистым перекристаллизованным кальцитом. Поровое пространство образовано межфрагментными и вторичными порами выщелачивания. Форма пор неправильная, размер колеблется от 0,012 до 0,56 мм.

Пласт B-IIIб по составу и структурно-текстурным особенностям аналогичен пласту B-IIIа.

Башкирский ярус

Продуктивные пласты башкирского яруса сложены известняками биоморфными, реже органогенно-детритовыми и известняковыми раковинными песчаниками.

Главными компонентами биоморфных известняков являются известковые водоросли и фораминиферы. Цемент (до 10%) представлен разнозернистым кальцитом. Тип цемента поровый регенерационный. Полостное пространство образовано межфрагментными, реже внутрифрагментными порами диагенетического выщелачивания. Форма пор неправильная. Размер пор 0,01-0,5 мм.

Органогенно-детритовые известняки на 65-85% сложены разнообразными по величине скелетными остатками морских беспозвоночных животных, постоянно присутствуют известковые водоросли. Цемент представлен разнозернистым кальцитом, общее содержание не превышает 15%. Полостное пространство образовано межфрагментными порами, неправильной формы, размером 0,01-0,5 мм.

Известняковые раковинные песчаники слагаются окатанными обломками морских беспозвоночных животных, в основном фораминифер. Цемент составляет до 10% и представлен разнозернистым кальцитом. Тип цемента поровый, крустификационный, емкостное пространство - поры катагенетического выщелачивания различной формы. Размер пор 0,08-1,0 мм.

Таблица 2

Стандартные исследования керна из скважин Карсовайского месторождения

Пласт (н/н часть)

Пористость (Кп), д.ед.

Проницаемость (Кпр), мкм2

Водоудерживающая способность (Квс), д.ед.


эффективная толщина (h эф)

Количество анализов, шт.

Значение

эффективная толщина (h эф)

Количество анализов, шт.

Значение

эффективная толщина (h эф)

Количество анализов, шт.

Значение

Кп

Кпр

Квс




минимальное

максимальное

среднее



минимальное

максимальное

среднее



минимальное

максимальное

среднее




1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

Карсовайское поднятие

С3k

1,9

13

0,123

0,234

0,178

2,3

13

0,008

5,228

0,110

-

-

-

-

-

2

2

-

П2/

2,7

10

0,115

0,188

0,153

2,7

8

0,0004

0,102

0,032

-

-

-

-

-

2

2

-

П2

8,3

31

0,126

0,195

0,153

8,3

26

0,0015

0,168

0,027

8,3

8

0,126

0,692

0,247

6

5

1

П3

11,0

72

0,128

0,329

0,197

11,0

60

0,0004

0,120

0,029

11,0

23

0,055

0,473

0,180

5

5

1

К4

1,6

5

0,132

0,145

0,137

1,6

5

0,001

0,014

0,005

1,6

-

-

-

-

1

1

-

В-II

13,2

66

0,085

0,251

0,168

13,2

60

0,0006

2,363

0,074

13,2

-

-

-

-

7

7

-

В-IIIа

2,9

28

0,112

0,228

0,147

2,9

22

0,0007

1,485

0,124

2,9

-

-

-

-

4

4

-

В-IIIб

3,0

12

0,120

0,183

0,144

3,0

8

0,001

0,714

0,214

3,0

2

0,238

0,252

0,245

2

2

1

А4-0

1,9

11

0,076

0,182

0,137

1,9

9

0,0001

0,232

0,058

1,9

1

-

-

-

3

3

-

А4-1

7,9

37

0,086

0,239

0,146

7,9

23

0,001

1,288

0,068

7,9

4

0,458

0,567

0,482

7

5

1

А4-2

14,0

91

0,066

0,284

0,142

14,0

65

0,0006

0,224

0,023

14,0

5

0,258

0,443

0,367

7

7

1

Коллекторские свойства пластов

Лабораторные исследования образцов керна производились по общепринятым методикам в соответствии с действующими ГОСТами, ОСТами и инструкциями по оценке различных физических характеристик коллекторов и пластовых жидкостей, прилагающимися к приборам и аппаратам.

Средние значения коэффициентов пористости, проницаемости и нефтенасыщенности рассчитаны как средневзвешенные по толщине прослоев, охарактеризованных керном, приведены в табл.2..

Смачиваемость поверхности каналов фильтрации горных пород

Смачиваемость поверхности каналов фильтрации горных пород характеризуется индексом Амотта-Гервея. Результаты лабораторных исследований на образцах горных пород приведены в табл.3.

В отложениях верейского горизонта в 12 исследованных образцах индексы Амотта-Гервея варьируют в пределах от 0,080 до 0,314, что соответствует углам смачивания поверхности каналов фильтрации 71,7 - 85,4°. Это характерно для образцов с промежуточной смачиваемостью поверхности каналов фильтрации.

Из башкирских отложениях было исследовано 12 образцов, в 5 из них индексы Амотта-Гервея изменяются от 0,002 до 0,280, им соответствуют углы смачивания 73,8 - 88,4°. Это характерно для пород с промежуточной смачиваемостью поверхности каналов фильтрации, 7 образцов из 12 проявили себя как преимущественно гидрофильные: индексы Амотта-Гервея варьируют в диапазоне от 0,360 до 0,602, им соответствуют углы смачивания от 53,0 до 68,9°.

Таблица 3

Характеристики смачиваемости поверхности каналов фильтрации пород

Месторождение

Возраст

Пласт

Количество определений

Диапазон изменения значения





индекс Амотта-Гервея

краевой угол смачивания

Карсовайское

C3k

C3k

6

0,185 … 0,294

72,9 … 79,3



C3k

7

0,370 … 0,749

41,5 … 68,3


C2mc^

C2mc^I

1

0,248

75,7



C2mc^I

10

0,419 … 0,993

6,6 … 65,2


C2pd

П2, П3

11

0,106 … 0,035

88,0 … 96,1



П3

1

0,809

36,0


C2ks

К1

6

0,158 … 0,299

72,6 … 80,9



К1

6

0,436 … 0,671

47,9 … 64,2


С2vr

B-II, B-IIIa

12

0,080 … 0,314

71,7 … 85,4


C2b

A4-0, А4-1, А4-2,

5

0,002 … 0,280

73,8 … 88,4



А4-1, А4-2

7

0,360 … 0,602

53,0 … 68,9


1.4    Физико-химические свойства и состав нефти, газа, воды


Свойства нефти в пластовых условиях

На Карсовайском поднятии охарактеризованы по результатам исследования 6 качественных проб, отобранным в скважинах 1439, 1442 (пласт В-II) и по 12 качественным пробам в скважинах 133, 134, 1439, 1442, 1443 (пласт В-III), имеют в среднем соответственно плотность в пластовых условиях - 0,8673; 0,8720 г/см3, динамическую вязкость - 17,29; 19,19 мПа·с, объемный коэффициент - 1,047; 1,049, газосодержание - 20,0; 20,41 м3/т, давление насыщения - 6,48; 6,99 МПа;

Таблица 4

Геолого-физическая характеристика объектов разработки

Параметры

Эксплуатационный объект (подсчетный объект)


Касимовско-мячковско-подоло-каширский объект

Каширский

Подольский

Мячковский

Касимовский

Верейско-башкирский объект

Карсовайское поднятие

Южно-Карсовайское поднятие








Башкирский

Верейский

Башкирский

Верейский

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

Средняя глубина залегания кровли (абс. отм.), м

1290

1410

1310

1190

1440

1470

1450

1430

1410

Тип залежи

пластовый-сводовый

пластовый-сводовый

пластовый-сводовый

пластовый-сводовый

пластовый-сводовый

пластовый-сводовый

пластовый-сводовый

пластовый-сводовый

пластовый-сводовый

пластовый-сводовый

Тип коллектора

карбонатный

карбонатный

карбонатный

карбонатный

карбонатный

карбонатный

карбонатный

карбонатный

карбонатный

карбонатный

Площадь нефтегазоносности, тыс.м2

18019

3518

14246

2148

1262

56426

34528

33994

7629

7480

Средняя общая толщина, м

193.9

2.8

9.7

12.8

9.7

50.9

15.4

8.1

8.8

5

Средняя газонасыщенная толщина, м

 

2.2

5.5

2.9

3.6

 

8

6

 -

 -

Средняя нефтенасыщенная толщина, м

4,0

1,2

5,2

3,7

3,2

7,2

7,9

6,1

3,5

4,7

Коэффициент пористости, доли ед.

0,17

0,14

0,17

0,17

0,17

0,15

0,16

0,16

0,13

0,14

Средняя начальная нефтенасыщенность нефтью, доли ед.

0,64

0,68

0,65

0,59

0,56

0,69

0,72

0,67

0,64

0,62

Проницаемость, 10-3 мкм2

26

5

26

22

56

127

84

217

37

9

Коэффициент песчанистости, доли ед.

0,67

0,8

0,66

0,64

0,66

0,34

0,42

0,27

0,37

0,15

Расчлененность

7,74

1,90

4,26

4,21

3,73

13,16

8,44

5,56

8,00

4,00

Начальная пластовая температура, оС

24,5

30,0

24,0

25,0

25,0

26,8

26,7

26,9

27,0

26,0

Начальное пластовое давление, Мпа

12,2

14,0

12,2

11,5

11,5

13,93

14,0

14,0

13,7

14,0

Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа с

15,95

21,57

15,36

17,17

17,17

16,99

16,97

18,24

10,56

14,10

Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3

0,864

0,880

0,863


0,868

0,870

0,870

0,871

0,864

0,858

Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3

0,883

0,899

0,882


0,8798

0,886

0,889

0,884

0,888

0,873

Абсолютная отметка ГНК, м

 

-1150.4-1155.1

-1038.0-1055.6

-977.9

-921.6-922.6

 

-1192.5-1212.6

-1160.8-1192.0

 -

 -

Абсолютная отметка ВНК, м

 

-1158.8

-1046.8-1061.9

-984.2-986.3

-925.3

 

-1215.6-1223.7

-1181.5-1208.9

-1220.7-1227.0

-1198.7-1212.2

Объемный коэффициент нефти, доли ед.

1,055

1,060

1,055

1,055

1,054

1,051

1,053

1,048

1,053

1,050

Содержание серы в нефти, %

3,05

 

3,13

3,13

2,88

1,78

1,55

1,46

2,33

1,77

Содержание парафина в нефти, %

3,55

3

3,68

 

3,97

3,99

3,27

3,92

3,76

4,99

Давление насыщения нефти газом, Мпа

6,6

5,2

6,82

 

5,47

7,26

7,81

6,74

5,35

7,63

Газосодержание нефти, м3/т

24,06

24,89

24,13

 

22,65

21,20

21,72

20,2

20,02

24,96

Вязкость воды в пластовых условиях, т/м3

1,25

1,25

1,25

1,25

1,25

1,25

1,25

1,25

1,25

1,25

Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3

1,168

1,168

1,168

1,168

1,168

1,17

1,168

1,168

1,168

1,168

Коэффициенты сжимаемости, 10-5 1/Мпа

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Нефти

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Воды

4,4

4,4

4,4

4,4

4,4

4,4

4,4

4,4

4,4

4,4

Породы

4,5

4,5

4,5

4,5

4,5

4,5

4,5

4,5

4,5

4,5

Коэффициент вытеснения, доли ед.

0,481

0,479

0,479

0,470

0,534

0,575

0,564

0,588

0,554

0,503

 

1.1    Нефти башкирских отложений по пластам (в целом по А4-1, А4-2, А4-3) среднего карбона на Карсовайском поднятии изучены по 41 пробе, отобранным в скважинах 1, 6, 10, 1432, 1436, 1438, 1441, 1443, имеют в среднем плотность в пластовых условиях - 0,8712 г/см3, динамическую вязкость - 16,97 мПа·с, объемный коэффициент - 1,053, газосодержание - 21,72 м3/т, давление насыщения - 7,81 МПа.

Нефти башкирских отложений по пластам (А 4-3) среднего карбона на Карсовайском поднятии изучены по 6 пробам, отобранным в скважин 1432, 1436, в среднем имеют плотность в пластовых условиях - 0,8672 г/см3, динамическую вязкость - 16,36 мПа·с, объемный коэффициент - 1,051, газосодержание - 22,95 м3/т, давление насыщения - 6.52 МПа.

Нефти подольских, верейских и башкирских отложений - повышенной вязкости (>15 и < 30 мПаЧЧс).

Свойства нефти в поверхностных условиях

Нефти касимовских отложений верхнего карбона охарактеризованы по 2 пробам, отобранным в процессе бурения и испытании в эксплуатационной колонне в скв. 1432, в среднем имеют плотность в стандартных условиях - 0,8798 г/см3, вязкость при t = 20°С - 25,52 мм2/с. Содержание асфальтенов - 4,34 %, парафина - 3,97 %, серы - 2,88 %, смол силикагелевых - 21,12 %.

Нефти верейских отложений среднего карбона по пластам В-II и В-III на Карсовайском поднятии изучены по результатам 5 проб ( пласт В-II), отобранным в скв. 1432, 1437, 1439 и по 12 пробам ( пласт В-III), отобранным в скважин 133, 134, 1439, 1442, 1443, имеют в среднем соответственно по пластам В-II и В-III - плотность в стандартных условиях - 0,8826; 0,8845 г/см3, вязкость при t = 20°С - 33,43; 40,92 мм2/с. Содержание асфальтенов - 5,35; 5,93 %, парафина - 4,02; 3,81 %, серы - 1,23; 1,76 %, смол силикагелевых - 20,05; 19,99 %;

Нефти башкирских отложений среднего карбона по пластам А 4-1, А 4-2, и по пласту А 4-3 на Карсовайском поднятии изучались по 1 пробе, отобранной в скважине 1432 ( пласт А4-1), по 10 пробам из скважин 1432, 1438, 1441, 1443 ( пласт А 4-2) и по 4 пробам из скважин 1432, 1436 (пласт А 4-3) и соответственно имеют плотность в стандартных условиях - 0,8951; 0,8861; 0,8848 г/см3, вязкость при t = 20°С - 51,98; 36,96; 31,04 мм2/с. Содержание асфальтенов - 4,22; 7,92; 6,82 %, парафина - 3,15; 3,47; 3,19 %, серы - 2,11; 1,11; 1,72 %, смол силикагелевых - 22,57; 21,15; 17,61 %;

По принятым классификациям нефти Карсовайского месторождения относятся к сернистым и высокосернистым (от 1,37 и > 2 % масс), парафиновым (< 6 % масс), высокосмолистым (> 15 % масс); средним по плотности в стандартных условиях (< 0,9 г/см3). Содержание легких фракций при t - 300°°C составляет 36 - 47 %.

Свободный газ

Изучение компонентного состава свободного газа производилось по 2 пробам, полученным в скважине 1433 в процессе бурения из верейских (пласт В-III) и башкирских (пласты А4-0+1-А4-2) отложений.

Состав свободного газа Карсовайского месторождения - азотный. Содержание азота достигает 95,44 - 95,26 %. Средние значения компонентов свободного газа Карсовайского месторождения приведены в табл.5.

Таблица 5

Компонентный состав свободного газа

Наименование

Единицы измерения

верейский



В-III

А 4-1, А 4-2



скв.1433

скв. 1433

Количество проб / скв.

шт.

1/1

1/1

Плотность газа по воздуху


0.9872

0.9698

Cодержание:

% мол.



 метана


0.99

2.58

 этана


не опр.

не опр.

 пропана


2.44

1.51

 бутана


0.56

0.33

 изобутана


0.46

0.19

 пентана


не опр.

не опр.

 изопентана


не опр.

не опр.

 гексана


не опр.

не опр.

 гелия


0.0183

0.0482

 азота


95.44

95.26

 углекислого газа


не опр.

не опр.

 водорода


0.1006

0.0776

 сероводорода


не опр.

не опр.


Растворенный в нефти газ

Изучение компонентного состава газа, растворенного в нефти, производилось при однократном разгазировании пластовых проб нефти в стандартных условиях, полученных из касимовских (пласт С3к), подольских (пласты П2, П3), каширских (пласт К4), верейских (пласты В-II, В-III) и башкирских (пласты А4-1, А4-2, А4-3 ) залежей нефти. Всего исследовано 85 кондиционных проб, средние значения компонентов растворенного газа по пластам месторождения приведены в табл.6.

Состав растворенного газа - углеводородный. Содержание азота достигает 29,53-55,71 %. Плотность по воздуху составляет 1,1673-1,2750 г/см3.

Таблица 6

Средние значения параметров растворенного в нефти газа

Наименование

Единица изме рения

Диапазон изменения / среднее значение



Карсовайское

Южно-Карсовайское средний карбон московский

Хомяковское поднятие средний карбон



верхний карбон

средний карбон





касимовский

московский

башкирский






подольский

каширский

верейский



верейский

верейский

башкирский



С3k

П2+П3

К4

B-II

B-III

A 4-2

A 4-3

B-II

B-IIIa





скв.1432

скв.1432, 1436

скв.1439

скв.1439,1442

скв.1439, 1442, 1443

скв.1432. 1436

скв.1432. 1436

скв.1434

скв.1434

скв. 401П

скв.401П

Кол-во проб/скв.

шт.

3/1

8/2

3/1

6/2

12/5

11/3

6/2

3/1

3/1

3/1

2/1

Плотность газа по воздуху

 г/см3

1,2582-1,2844 1,2750

1,1385-1,2663 1,2196

1,2059-1,2096 1,2073

1,2194-1,2307 1,2251

1,2043-1,4950 1,2977

1,1862-1,2780 1,2254

1,0893-1,3080 1,2125

1,1575-1,1737 1,1673

1,1643-1,2202 1,1908

1,164-1,423 1,256

1,521-1,543 1,532

Содержание - метана

% мол.

8,47-9,37 8,84

9,22-10,45 9,86

5,99-5,61 5,76

6,05-6,65 6,35

6,92-9,41 7,95

5,40-7,16 5,99

4,13-9,11 6,40

9,62-9,93 9,83

9,94-10,20 10,06

6,42-10,2 8,58

7,13-7,52 7,325

- этана


19,38-20,08 19,78

8,72-19,45 14,17

12,15-13,25 12,88

10,57-12,99 11,78

12,14-20,87 15,62

6,40-13,22 9,64

9,84-12,19 10,69

10,39-11,8 10,94

15,10-16,44 15,64

10,55-16,44 13,91

8,5-8,84 8,67

- пропана


27,06-28,14 27,69

15,55-26,21 22,10

20,73-20,90 20,81

20,40-20,59 20,50

20,28-32,08 24,42

17,80-25,18 20,93

14,37-26,15 21,50

19,75-19,99 19,84

22,82-25,25 23,70

15,95-25,25 21,21

17,66-17,68 17,67

- бутана


6,79-8,19 7,60

4,75-8,15 6,75

5,95-6,03 5,99

6,72-6,94 6,83

5,94-12,31 8,19

5,41-8,05 6,71

2,24-8,44 5,86

4,26-4,86 4,62

4,50-5,63 5,23

4,05-8,09 6,24

7,19-7,72 7,455

- изобутана


3,61-3,74 3,69

2,92-3,67 3,38

2,60-2,74 2,69

3,12-3,31 3,19

3,10-5/36 3,83

2,75-3,64 3,19

1,87-4,00 3,16

2,93-3,14 3,03

3,41-3,83 3,59

3,2-4,18 3,63

3,72-3,9 3,81

- пентана


1,07-1,12 1,10

0,88-1,45 1,17

0,95-0,99 0,98

1,07-1,27 1,17

0,874-3,49 1,83

0,69-1,54 1,13

1,54-1,60 1,57

0,58-0,75 0,69

0,59-0,88 0,71

0,59-2,21 1,35

1,76-2,05 1,905

- изопентана


1,63-1,69 1,67

1,00-2,02 1,48

1,41-1,42 1,41

1,51-1,87 1,69

1,35-4,16 2,33

1,11-2,14 1,68

0,97-2,25 1,69

1,30-1,49 1,42

1,03-2,46 1,63

1,03-2,46 1,96

2,14-2,41 2,275

-гексана+ высш.


не опр.

1.26

не опр.

не опр.

1,18

не опр.

не опр.

не опр.

не опр.

0,79-1,1 0,94

0,88-0,89 0,885

- гелия


0,0041-0,0044 0,0042

0,001-0,005 0,0037

0,0445-0,0461 0,0454

0,004-0,017 0,010

0,0044-0,0139 0,0088

0,0005-0,019 0,0123

0,001-0,006 0,002

0,008-0,052 0,026

0,013-0,085 0,051

0,01-0,09 0,05

не опр.

- азота


28,70-31,07 29,53

32,03-55,54 41,06

48,84-50,48 49,41

46,52-50,37 48,45

12,98-46,01 43,48

40,27-57,72 50,63

43,59-60,63 49,89

49,53

41,03

19,59-47,65 38,61

47,45-47,85 47,65

- углекисл. газа


не опр.

не опр.

не опр.

не опр.

не опр.

не опр.

не опр.

не опр.

не опр.

3,89-18,65 9,68

2,29-2,42 2,355

- водорода


0,020-0,022 0,021

0,007-0,0434 0,028

0,0445-0,0461 0,0454

0,007-0,033 0,020

0,006-0,019 0,012

0,017-0,049 0,026

0,025-0,030 0,027

не опр.

не опр.

0,02-0,03 0,02

не опр.

- сероводорода


не опр.

не опр.

не опр.

не опр.

не опр.

не опр.

не опр.

0,062

0.021

не опр.

не опр.

1       1.5    Запасы нефти, газа, КИН (утвержденное конечное и текущее значения), Кохв, Квыт


Оперативный подсчет запасов нефти Карсовайского месторождения произведен в 2003 г. объемным методом с учетом требований инструкции ГКЗ СССР. Начальные запасы прошли государственную экспертизу. В 2007 году начато эксплуатационное бурение. В 2008 году проведен оперативный прирост запасов категории С1 по пластам B-IIIa и B-IIIб в районе скважины 1441, путем перевода части запасов из категории С2. В 2011 году выполнен оперативный подсчёт запасов по Хомяковскому поднятию Карсовайского месторождения.

Сведения о состоянии запасов нефти, числящихся на Госбалансе на 01.04.2012 г., приведены в табл.7.

Газ газовых шапок на 95 % состоит из азота, поэтому на балансе стоят запасы азота. Начальные геологические запасы азота составили 4530 млн.м3.

Кохв:

касимовско-подоло-каширский объект: - 0,406;

верейско-башкирский объект: Кохв - 0,443;

Квыт:

касимовско-подоло-каширский объект: - 0,562;

верейско-башкирский объект: - 0,581.

По состоянию на 01.01.2012 г. в целом по месторождению добыто 595,0 тыс. т нефти, текущий КИН 0,014, отбор от НИЗ 4,7 %, накопленная добыча жидкости составила 775,9 тыс.. т, накопленная закачка составляет 195,1 тыс. м3.

Таблица 7

Состояние запасов нефти на 01.04.2012 г

Объект

Начальные запасы нефти, тыс. т

Текущие запасы нефти, тыс. т


утвержденные (ЦКЗ Минтопэнерго)

на Государственном балансе



геологические

извлекаемые

КИН С1/С2 д. ед.

геологические

извлекаемые

КИН С1/С2д. ед.

геологические

извлекаемые

текущий КИН С1/С2 д. ед.


AВ+С1

С2

AВ+С1

С2


AВ+С1

С2

AВ+С1

С2


AВ+С1

С2

AВ+С1

С2



Карсовайское поднятие

Касимовский C3k

463

406

123

107

0,266/0,264

463

406

123

107

0,266/0,264

447

406

107

107

0.036

Мячковский С2 mc-II

805

3010

205

730

0,255/0,243

805

3010

205

730

0,255/0,243

805

3010

205

730

0.000

Подольский П2`+П2, П3

5782

1564

2340

0,270/0,245

5782

9554

1564

2340

0,270/0,245

5733

9554

1515

2340

0,009

Каширский К4

304

2107

52

464

0,171/0,220

304

2107

52

464

0,171/0,220

301

2107

49

464

0,010

Верейский B-0, B-II, B-III

13428

11788

3834

3390

0,286/0,288

13428

11788

3834

3390

0,286/0,288

13202

11788

3608

3390

0,017

Башкирский А4-0+1, А4-2, А4-3

18806

8515

5667

2453

0,301/0,288

18806

8515

5667

2453

0,301/0,288

18518

8515

5379

2453

0,016


Южно-Карсовайское поднятие

Верейский B-II, B-III

1536

2029

322

430

0,210/0,212

1536

2029

322

430

0,210/0,212

1533

2029

319

430

0,002

Башкирский А4-0+1, А4-2

1927

1793

569

560

0,295/0,312

1927

1793

569

560

0,295/0,312

1917

1793

559

560

0,005


Хомяковское поднятие

Верейский B-II, B-III

664

1203

187

340

0,282/0,283

664

1203

187

340

0,282/0,283

664

1203

187

340

-

Башкирский А4-0+1, А4-2

331

591

99

177

0,299/0,299

331

591

99

177

0,299/0,299

331

591

99

177

-

Всего по месторождению

44046

40996

12622

10991

-

44046

40996

12622

10991

-

43451

40996

12027

10991

-

1.1    1.6    Осложняющие факторы геологического строения разреза на Карсовайском месторождении


Карсовайское месторождение является одним из самых сложных по геологическому строению месторождений Удмуртии. На месторождении выделено 12 подсчетных объектов в объеме пластов: С3k касимовского яруса верхнего карбона, С2mc-II мячковского горизонта, П2'+П2 и П3 подольского горизонта, K4 каширского горизонта, В-0, B-II, B-IIIа, В-IIIб верейского горизонта; А4-0+1, А4-2, А4-3 башкирского яруса. Месторождение состоит из трех поднятий: Карсовайского, Южно-Карсовайского и Хомяковского, осложненные более мелкими куполообразными поднятиями, которые могут контролировать самостоятельные залежи. Нефтегазоносность Карсовайского поднятия приурочена к карбонатным отложениям касимовского яруса верхнего карбона (пласт С3k), мячковского горизонта (пласт С2mc-II), подольского горизонта (пласты П2'+П2, П3), каширского горизонта (пласт К4), верейского горизонта (пласты В-0, В-II, В-IIIa, В-IIIб), башкирского яруса (пласты А4-0+1, А4-2, А4-3). На Южно-Карсовайском поднятии промышленная нефтеносность установлена в верейских (пласты В-II, В-IIIа, В-IIIб) и башкирских (пласты А4-1, А4-2) отложениях среднего карбона. Залежи Карсовайского поднятия осложнены газовыми шапками. Наиболее крупными по запасам являются залежи нефти пластов верейского горизонта и башкирского яруса. В тектоническом отношении Карсовайское месторождение расположено в Северной структурно-тектонической зоне Верхнекамской впадины, особенностью которой является отсутствие в разрезе отложений рифейского комплекса протерозоя. По данным ГИС фундамент имеет блоковое строение, ступенчато погружаясь в юго-восточном направлении. Поверхность фундамента облекают породы вендской системы протерозоя. Близость поверхности фундамента к палеозойскому чехлу определила основную особенность тектонического строения Карсовайского участка: структуры имеют разнообразную форму - от вытянутых по простиранию складок до куполообразных поднятий.

 

Выводы по разделу


Месторождение открыто в 1977 году, введено в промышленную разработку на основании технологической схемы разработки, составленной в 2009 году. Пробная эксплуатация залежей месторождения осуществлялась в период с 1998 г. по 2008 г.

В соответствии с «Технологической схемой разработки Карсовайского газонефтяного месторождения Удмуртской республики» [1] в промышленной эксплуатации находятся два объекта разработки:

Касимовско-мячковско-подоло-каширский объект

Верейско-башкирский объект

До 2006 года на месторождении осуществлялась пробная эксплуатация разведочных скважин, в соответствии с лицензионными соглашениями и «Планами пробной эксплуатации разведочных скважин № 1432, 1434, 1436, 1439, 1441, 1442, 1443». В период с 2006 по 2008 г.г. в соответствии с проектом пробной эксплуатации месторождения, начато опережающее бурение 12-ти скважин, с целью изучения режима работы залежи и установления оптимального режима работы скважин. В 2007 г. пробурены скважины: 1, 2, 5, 6, 133 в районе скважины 1443; в 2008 г. скважины: 7, 8, 9, 10, 11, 12 в районе скважины 1441 и скважина 134 в районе скважины 1443.

Месторождение на начальной стадии разработки, осуществляется плановое разбуривание залежи верейско-башкирского объекта в соответствии с «Технологической схемой разработки. В 2011 г. введено из бурения 29 скважин, включая поисковую скважину 401П. С начала освоения месторождения в добыче нефти участвовало 77 скважин, в том числе 74 скважины на верейско-башкирском объекте и 8 скважин на касимовско-мячковско-подоло-каширском объекте (скв. 14, 67, 84 - работали только на касимовско-мячковско-подоло-каширском объекте), закачка воды осуществлялась в 9 скважинах на верейско-башкирском объекте. Месторождение полностью недоразбурено. Таким образом, в целом проектный эксплуатационный фонд реализован на 23 % по категории С1+С2. Под закачкой находилось около 56 % от пробуренных нагнетательных скважин.

По состоянию на 01.01.2012 г. в целом по месторождению добыто 595,0 тыс. т нефти, текущий КИН 0,014, отбор от НИЗ 4,7 %, накопленная добыча жидкости составила 775,9 тыс.. т, накопленная закачка составляет 195,1 тыс. м3. Всего на месторождении пробурено 79 скважин, из них 69 числятся в добывающем фонде скважин, девять в нагнетательном фонде и одна скважина 385Р в консервации. В данной скважине при освоении пластов В-II и B-III верейского горизонта получена пластовая вода с пленкой нефти, в результате чего принято решение ликвидации заколонного перетока, которое оказалось неудачным (по данным ГИС вскрыто 3,6 м. эффективной нефтенасыщенной толщины). При освоении и опробовании пластов вышележащего объекта, так же получены неудовлетворительные результаты по причине заколонных перетоков и низкой продуктивности интервалов.

2       ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

 

2.1    Текущее состояние разработки Карсовайского месторождения


Месторождение открыто в 1977 году поисково-разведочным бурением. Введено в промышленную разработку на основании технологической схемы разработки Карсовайского газонефтяного месторождения Удмуртской республики, составленной в 2009 году. В период с 1998 по 2006 годы на месторождении осуществлялась пробная эксплуатация разведочных скважин в соответствии с лицензионными соглашениями и «Планами пробной эксплуатации разведочных скважин № 1432, 1434, 1436, 1439, 1441, 1442, 1443», выполненной ОАО «Удмуртгеология» и согласованными с Западно-Уральским округом Госгортехнадзора РФ.

Оперативный подсчет запасов нефти Карсовайского месторождения произведен в 2003 г. Начальные запасы прошли государственную экспертизу и подготовлены для составления проектного документа на разработку месторождения. В 2006 г. выполнен «Проект пробной эксплуатации Карсовайского месторождения».

В 2012 году выполнен оперативный подсчет запасов углеводородного сырья отложений среднего карбона (Пласты В-II, B-III, А4-0+1, А4-2) Хомяковского поднятия Карсовайского месторождения.

По состоянию на 01.01.2012 г. накопленная добыча нефти по месторождению в целом составляет 595,0 тыс.т, жидкости - 775,9 тыс.т, обводненность - 39,3 %, отбор от НИЗ 4,7 %. Верейско-башкирский объект разрабатывается самостоятельным фондом скважин, касимовско-мячковско-подоло-каширский объект является объектом приобщения с использованием компоновок для ОРЭ и ОРЗ.

2.2    Анализ текущего состояния разработки месторождения в целом

 

2.2.1 Сравнение утвержденных и фактических показателей разработки

В соответствии с «Технологической схемой разработки Карсовайского газонефтяного месторождения Удмуртской республики» в промышленной эксплуатации находятся два объекта разработки:

Касимовско-мячковско-подоло-каширский объект

Верейско-башкирский объект

До 2006 года на месторождении осуществлялась пробная эксплуатация разведочных скважин, в соответствии с лицензионными соглашениями и «Планами пробной эксплуатации разведочных скважин № 1432, 1434, 1436, 1439, 1441, 1442, 1443». В период с 2006 по 2008 г.г. в соответствии с проектом пробной эксплуатации месторождения, начато опережающее бурение 12-ти скважин, с целью изучения режима работы залежи и установления оптимального режима работы скважин. В 2007 г. пробурены скважины: 1, 2, 5, 6, 133 в районе скважины 1443; в 2008 г. скважины: 7, 8, 9, 10, 11, 12 в районе скважины 1441 и скважина 134 в районе скважины 1443.

Месторождение на начальной стадии разработки, осуществляется плановое разбуривание залежи верейско-башкирского объекта в соответствии с «Технологической схемой разработки. В 2011 г. введено из бурения 29 скважин, включая поисковую скважину 401П. С начала освоения месторождения в добыче нефти участвовало 77 скважин, в том числе 74 скважины на верейско-башкирском объекте и 8 скважин на касимовско-мячковско-подоло-каширском объекте (скв. 14, 67, 84 - работали только на касимовско-мячковско-подоло-каширском объекте), закачка воды осуществлялась в 9 скважинах на верейско-башкирском объекте. Месторождение полностью недоразбурено. Таким образом, в целом проектный эксплуатационный фонд реализован на 23 % по категории С1+С2. Под закачкой находилось около 56 % от пробуренных нагнетательных скважин.

По состоянию на 01.01.2012 г. в целом по месторождению добыто 595,0 тыс. т нефти, текущий КИН 0,014, отбор от НИЗ 4,7 %, накопленная добыча жидкости составила 775,9 тыс.. т, накопленная закачка составляет 195,1 тыс. м3. Всего на месторождении пробурено 79 скважин, из них 69 числятся в добывающем фонде скважин, девять в нагнетательном фонде и одна скважина 385Р в консервации. В данной скважине при освоении пластов В-II и B-III верейского горизонта получена пластовая вода с пленкой нефти, в результате чего принято решение ликвидации заколонного перетока, которое оказалось неудачным (по данным ГИС вскрыто 3,6 м. эффективной нефтенасыщенной толщины). При освоении и опробовании пластов вышележащего объекта, так же получены неудовлетворительные результаты по причине заколонных перетоков и низкой продуктивности интервалов.

Динамика основных технологических показателей разработки месторождения представлена на рис.3-4.

Рис.3 - Основные технологические показатели разработки месторождения в целом (Фонд добывающих скважин, добыча нефти, жидкости и закачка)

Рис.4 - Основные технологические показатели разработки месторождения в целом (дебит нефти, жидкости и приемистость)

Для сопоставления проектных и фактических показателей разработки были использованы показатели, утвержденные в проекте пробной эксплуатации (период 2007-2008 г.г.) и технологической схеме разработки (период 2009-2011 г.г.).

Основным объектом месторождения, является верейско-башкирский объект, разрабатываемый собственной сеткой скважин, который так же является основным, по входной добыче нефти и жидкости (89 % накопленной добычи нефти, от суммарной добычи нефти по месторождению в целом). Касимовско-мячковско-подоло-кашисркий объект - объект приобщения. Поэтому, изменение или отклонение от проектных показателей разработки связанно с верейско-башкирским объектом.

Проектные решения по бурению 12-ти новых скважин в 2007-2008 г.г. в соответствии с проектом пробной эксплуатации были выполнены, но следует отметить, что по новым скважинам были получены дебиты ниже запроектированных в 2007 году в 4,4 раза, в 2008 - в 1,3 раза. В результате чего, фактические показатели разработки в данный период, значительно ниже запроектированных. В 2007 году добыча нефти на 54 %, а в 2008 году на 48 % ниже проектного уровня. В соответствии, с проектом пробной эксплуатации добыча нефти из пластов касимовско-мячковско-подоло-каширского объекта не предполагалась, таким образом фактическое отклонение уровней добычи нефти в анализируемый период значительно, более чем в три раза. Годовая добыча жидкости в эти годы, так же, ниже проектного уровня, более чем на 50%. Накопленные показатели в 2007 незначительно ниже запроектированных, но уже к 2008 г. отклонение по накопленной добыче нефти и жидкости составило более 20 %. Действующий фонд добывающих скважин в описываемый период соответствует или выше запроектированного. Таким образом, в период пробной эксплуатации месторождения с 2007 по 2008 г. включительно, отставание от проектных уровней добычи нефти связанно с низкими дебитами по новым скважинам.

В значительной степени это связано с неподтверждением геологического строения эксплуатационных объектов принятого в подсчете запасов 2003 года. По результатам бурения новых скважин по данным ГИС наблюдается уменьшение прогнозных нефтенасыщенных толщин и увеличение газонасыщенных, что обусловлено наибольшим распространением газовых шапок, чем прогнозировалось на начальном этапе оценки геологического строения (рис.5-6). В районе скважины 1443, по верейским и башкирским залежам прогнозировалось, отсутствие газовой шапки, фактически же, верейские пласты насыщенны газом. Кроме того, практически все скважины, пробуренные в 2007 г. работали с большим газовым фактором, в результате чего из скважин 1, 2, 5, 6 пробурены боковые горизонтальные стволы.

В период с 2009 г. по 2011 г. фактические уровни добычи нефти и жидкости, в целом на уровне запроектированных (до 10 %). В 2009 году в сравнении с Технологической схемой разработки фактические годовые и накопленные показатели разработки по месторождению незначительно выше проектных, за счет большего дебита нефти вновь вводимых скважин, меньшего падения добычи нефти и ввода трех БННС (годовая добыча нефти: проект - 86,9 тыс.т, факт - 91,3 тыс.т, жидкости: проект - 93,8 тыс.т, факт - 98,8 тыс.т).

Рис.5 - Сравнение средней нефтенасыщенной толщины объектов разработки

Рис.6 - Сравнение средней газонасыщенной толщины объектов разработки

Таблица 8

Сопоставление утвержденных и фактических показателей разработки Карсовайского месторождения в целом


Рис.7 - Сопоставление утвержденных и фактических показателей по месторождению в целомВ 2010 и 2011 г.г. фактические уровни добычи нефти ниже проектных на 7,2 % и 3,7 %

Что связанно с меньшим количеством дней работы новых скважин и меньшей добычей нефти из них. Так же стоит отметить, рост обводнения в описываемый период, связанный с увеличением обводненности по переходящему фонду, в среднем до 20 % и вводом 3 высоко-обводненных, продуктивных скважин, за счет чего среднегодовая обводненность продукции увеличилась до 48,5 %. Рост обводнения по новым скважинам в основном связан с более сложным геологическим строением (с высокой расчлененностью залежей нефти и непосредственной близостью водоносных пропластков).

За 2011 год по месторождению добыто 174,1 тыс. т нефти (темп отбора от НИЗ 1,38 %), 286,7 тыс. т жидкости, в пласты закачано 104,9 тыс. м3 воды.

Подробнее сравнение утвержденных и фактических показателей разработки по объектам рассмотрено ниже.

Сопоставление утвержденных и фактических показателей по месторождению представлено в табл.8 и на рис.7.

2.2.2 Технико-эксплуатационная характеристика фонда скважин, анализ состояния фонда скважин

По состоянию на 01.01.2012 г. на месторождении пробурено 79 скважин (из них 9 из поисково-разведочного бурения, скважины: 1432, 1434, 1436, 1439, 1441, 1442, 1443, 385R, 401П), в том числе, согласно проектному назначению, 45 добывающих, 25 нагнетательных.

Состояние реализации проектного фонда скважин на 01.01.2012 г. приведено в табл.9.

Характеристика пробуренного фонда скважин по объектам месторождения и в целом представлена в табл.10.

Все пробуренные скважины, являются проектными верейско-башкирского объекта, и практически все скважины изначально работали на данном объекте, кроме скважин 14, 67, 82, 84. Скважина 82, на текущий момент возвращена на объект в 2010 г. Скважина 67 - переведена на касимовско-мячковско-подоло-каширский объект с целью оценки продуктивности залежи. Скважины 14 и 84 переведенны в результате низкой успешности бурения непосредственно на объект назначения.

На дату анализа всего в действующем добывающем фонде числится 69 скважин, 63 на верейско-башкисрком объекте и 6 переведенных на вышележащий объект. Одна скважина 401П числится в бездействии на верейско-башкирском объекте, в ожидании освоения - скважина Хомяковской структуры. Одна скважина 385R на касимовско-мячковско-подоло-каширском объекте - в консервации. В нагнетательном фонде числится девять скважин, все под закачкой и на верейско-башкирском объекте.

Действующие добывающие скважины на месторождении оборудованы в основном ШГН - 65 скважин, и 3 ЭЦН. Диапазон дебитов скважин на 01.01.2012 .г по нефти - от 0,8 до 28,4 т/сут, по жидкости - от 1 до 112,3 т/сут. Средний дебит скважин по нефти 9,0 т/сут, по жидкости 14,4 т/сут.

За 2009 - 2011 г.г. проанализировано выполнение программы ввода новых проектных скважин:

в 2009 г. введено 13 добывающих скважин, при запроектированном количестве - 12;

в 2010 г. пробурено на четыре скважины больше, одна скважина введена из специального фонда;

в 2011 г. на обоих объектах было введено 28 скважин, при запроектированном количестве - 25;

Таким образом, следует отметить, полномасштабное бурение верейско-башкирского объекта собственной сеткой скважин, с небольшим опережением бурения. Разработка касимовско-мячковско-подоло-каширского объекта ведется единичными скважинами возвратного фонда. Основные проектные решения по вводу новых скважин на объекты выполняется. Проектный эксплуатационный фонд реализован на 23 % (категория С1+С2).

Таблица 9

Состояние реализации проектного фонда скважин на 01.01.2012 г.

№ п/п

Категория фонда

Эксплуатацион-ное бурени

Приобщение объекта с помощь ОРЭ, ОРЗ



Вр+Бш

Кас+Мч+Пд+Кш

1

Утвержденный фонд, всего

351

220**


в том числе:

 

 


- добывающие

237

150**


- нагнетательные

109

70**


- контрольные

0

0


- водозаборные

5

0


- поглощающие

0

0

2

Фонд скважин на 01.01.2012 г.

79*

7*


в том числе:

 

 


- добывающие

63*

6


- нагнетательные

9

0


- контрольные

0

0


- водозаборные

0

0


- в консервации

0

1

3

Фонд скважин для бурения на 01.01.2012 г.

 

 


в том числе:

272

213


- добывающие

0

0


- нагнетательные

174

143


- контрольные

100

70


- водозаборные

0

0


- поглощающие

5

0


Таблица 10

Характеристика фонда скважин по состоянию на 01.01.2012 г.

Фонд добывающих скважин

Характеристика фонда скважин

Кол-во скважин


 

Вр+Бш

Кас+Мч+Пд+Кш

Месторождение


Пробурено

79

0

77


 в т.ч. из развед.-поисковых

9

0

0


 в т.ч. из специальных

25

0

0


 контрольные

0

0

0


 оценочные

0

0

0


 пьезометрические

0

0

0


 наблюдательные

0

0

0


Переведено с других объектов

0

7

0


Переведено из вспомогательных

0

0

0


Переведено из нагнетательных

0

0

17


Всего

63

7

69


 Действующие

62

6

68


 Фонтанные

0

0

0


 ЭЦН

3

0

3


 ШГН

59

6

65


 Бездействующие

1

0

1


 В освоении после бурения

0

0

0


 В консервации

0

1

1

6

0

0


 Переведены в нагнетательные

9

0

9


 Контрольные

0

0

0


 В ожидании ликвидации

0

0

0


 Ликвидированные

0

0

0

Фонд нагнетательных скважин

Характеристика фонда скважин

Кол-во скважин


 

Вр+Бш

Кас+Мч+Пд+Кш

Месторождение


Пробурено

0

0

25


 в т.ч. из развед.-поисковых

0

0

0


Переведено с других объектов

0

0

0


Переведено из добывающих

9

0

1


 в т.ч. из специальных

0

0

0


 из контрольных

0

0

0


 из оценочных

0

0

0


 из пьезометрических

0

0

0


 из наблюдательных

0

0

0


Переведено из вспомогательных

0

0

0


Всего

9

0

9


 Действующие

9

0

9


 Бездействующие

0

0

0


 В освоении

0

0

0


 В консервации

0

0

0


 Переведены на другие объекты

0

0

0


 В отработке на нефть

16

0

16


 Контрольные

0

0

0


 В ожидании ликвидации

0

0

0


 Ликвидированные

0

0

0


Анализ состояния фонда скважин

Верейско-башкирский объект

На 01.01.2012 г. на объект пробурено 74 добывающих и нагнетательных скважин. За период 2009-2011 г.г. согласно «Технологической схеме разработки Карсовайского месторождения» на объект было пробурено 55 скважин.

По состоянию на 01.01.2012 г. на объекте числится 63 добывающие скважины, из них одна в бездействии по причине ожидания освоения. Добыча нефти практически из всех скважин производится ШГН (56 скважин оборудованы насосами НГН-2-44, три - НГН-2-57, две скважины ЭЦН-50-2400 и одна скважина ЭЦН-80-2200). В нагнетательном фонде на объекте числятся 9 скважин, все под закачкой. Коэффициент эксплуатации добывающих скважин за декабрь 2010 года равен 0,97, коэффициент использования - 1,0.

В 2007 году обратно на объект переведена скважина 1439, работавшая до этого в период с 2000 г. по 2003 г. В 2008 г. на скважине 2 пробурен ГС. В 2009 г. проведено бурение ГС на трех скважинах объекта, а так же введена под закачку из добывающего фонда скважина 1441, согласно действующего проектного документа. Все ГС пробурены по причине высокого газового фактора, падения дебита по нефти и жидкости. В 2010 г. на объект переведена проектная скважина 82, работавшая до этого только на касимовско-мячковско-подоло-каширском объекте. В этом же году введена из бездействия высоко-обводненная скважина 1439. Под закачку из добывающего фонда введены скважины 47, 76, 1443. Так же в этом году введен боковой горизонтальный ствол в скважине 147B1 по причине высокой начальной обводненности скважины. В 2011 г. введены под закачку скважины 37, 54, 66, 69, 134. Так же стоит уделить внимание поисковой скважине 401П, находящейся в ожидании освоения. По результатам бурения данной скважины открыты залежи Хомяковской структуры, запасы нефти утверждены в 2012 году.

На дату анализа дебит нефти по скважинам изменяется от 0,8 до 28,4 т/сут, составляя в среднем 9,2 т/сут. Средний дебит жидкости составляет 11,8 т/сут, изменяясь от 1,0 до 33,7 т/сут (не были учтены три выскообводненные скважины).

Основная часть фонда скважин работает с обводненностью менее 20 %, лишь три высоко-обводненные скважины работают с долей воды более 90 %. Стоит отметить, что значительная часть фонда скважин (70 %) работает с дебитом нефти не превышающим 10 т/сут. Скважин же работающих с дебитом жидкости менее 10 т/сут более 50 %, а средний дебит нефти по данным скважинам составляет 5,6 т/сут. В целом же по 70 % фонда скважин дебит нефти не превышает 10 т/сут.

Распределение фонда скважин по дебитам нефти и жидкости в зависимости от обводненности приведено в табл.13 - 14 и на рис.8.

Таблица 11

Распределение фонда скважин верейско-башкирского объекта по дебитам нефти и обводненности по состоянию на 01.01.2012 г.

Интервал обводненности, %

Диапазон дебитов нефти, т/сут

Всего


<1

1....10

10....20

20....35

35....60

>=60

Кол.

%

< 5

0

16

5

3

0

0

24

38,7

5 .. 20

0

14

3

3

0

0

20

32,3

20 .. 50

1

4

3

0

0

0

8

12,9

50 .. 90

0

5

2

0

0

0

7

11,3

>= 90

3

0

0

0

0

0

3

4,8

Всего

1

42

13

6

0

0

62

 

%

1,6

67,7

21,0

9,7

0,0

0,0

 

100,0


Таблица 12

Распределение фонда скважин верейско-башкирского объекта по дебитам жидкости и обводненности по состоянию на 01.01.2012 г.

Интервал обводненности, %

Диапазон дебитов жидкости, т/сут

Всего


<5

5....10

10....20

20....35

35....60

>=60

Кол.

%

< 5

4

12

5

3

0

0

24

38,7

5 .. 20

10

4

3

3

0

0

20

32,3

20 .. 50

2

1

3

2

0

0

8

12,9

50 .. 90

1

0

2

4

0

0

7

11,3

>= 90

0

0

0

0

0

3

3

4,8

Всего

17

17

13

12

0

3

62

 

%

27,4

27,4

21,0

19,4

0,0

4,8

 

100,0


Рис.8 - Распределение фонда скважин верейско-башкирского объекта по дебитам нефти, жидкости и обводненности по состоянию на 01.01.2012 г.

На данный момент, требуется выработка мероприятий для малодебитного фонда скважин со среднесуточным дебитом по нефти менее 5 т/сут. Всего таких скважин - 21, со средним дебитом по нефти - 3 т/сут.

На начальном этапе разработки верейско-башкирского объекта Карсовайского месторождения, скважины с дебитом нефти менее 5 т/сут могут считаться как низкодебитные. Доля низкодебитных скважин начиная с 2007 г. растет, составляя к 2011 г. более 20 скважин действующего добывающего фонда. Количество скважин с дебитом нефти более 10 т/сут в период с 2008 г. по 2010 г. оставалось на одном уровне, лишь в 2011 г. наблюдается существенное увеличение дебита нефти вновь вводимых скважин, за счет ввода новых скважин. В целом же стоит отметить, рост добычи нефти из низкодебитного фонда и снижение доли добычи из высокодебитного фонда. Основной причиной падения добычи нефти из переходящих скважин, является падение добычи жидкости в результате падения пластового давления. Значительного влияния увеличения обводненности на уровни добычи нефти по объекту не наблюдается. Однако имеется группа скважин, с высокой обводненностью, по которым требуется выработка рекомендаций по изоляции водопритоков. На рис.9 представлены изменения добычи нефти. На рис.10 и рис.11 приведены гистограммы динамики количества малодебитных и высоко-обводненных скважин.

Темпы падения добычи базового фонда верейско-башкирского объекта по состоянию на 01.01.2012 г. достаточно высокие и составляют 24,4 %. Высокий темп падения обусловлен потерями из-за недостаточной компенсации отборов системой ППД на месторождении. Из общей величины потерь 92% составляют потери из-за снижения пластового давления, которые в дальнейшем сложно будет восполнить. Попытки восстановления пластового давления путем увеличения объемов закачки приведут к значительному росту обводненности при имеющемся сильно неоднородном коллекторе.

За весь срок разработки в добыче нефти из пластов объекта принимали участие 74 скважины. Накопленная добыча нефти, приходящаяся на одну скважину, пребывавшую в эксплуатации, составляет 5,9 тыс. т. В целом по объекту 9,5 % (7 скважин) добыли менее 1 тыс. т нефти на скважину, в основном это скважины пробуренные во второй половине 2011 г. и скважины переведенные под закачку на текущем объекте. Среди них так же, скважина 154 - высокообводненная и низкопродуктивная. Всего на объекте 5 скважин накопленная добыча нефти по которым превысила 20 тыс. т., это две разведочные скважины 1441, 1443 и высокопродуктивные скважины пробуренные в 2007 и 2008 г.г. (рис.12).

Рис.9 - Динамика падения суточной добычи переходящего фонда за 2011 г.

В продукции 25 скважин 2011 года сразу был получена значительная обводненность, что нехарактерно для скважин пробуренных ранее на объекте. При этом по большей части пробуренного фонда, отмечается значительное падение дебитов нефти и жидкости к концу года в результате падения пластового давления на объекте разработки.

Средний начальный дебит нефти 25 скважин, введенных в эксплуатацию в 2011 году, равен 17,5 т/сут (диапазон от 0,04 до 31,7 т/сут), при средней обводненности 12,4 % (диапазон от 1,3 до 68,9 %).

Рис.10 - Динамика количества малодебитных и высокодебитных скважин по верейско-башкирскому объекту

Рис.11 - Динамика количества малообводненных и высокообводненных скважин по верейско-башкирскому объекту

Рис.12 - Распределение скважин верейско-башкирского объекта по накопленной добыче нефти (тыс. т) по состоянию на 01.01.2012 г.

2.2.3 Анализ примененных на Карсовайском месторождении технических решений для увеличения нефтеотдачи пластов, интенсификации добычи нефти

Рациональная разработка нефтяных месторождений включает применение различных методов воздействия на пласт и призабойную зону пласта, направленных на максимально эффективное и экономически рентабельное извлечение нефти и бесперебойную работу подземного оборудования. Призабойная зона скважины (ПЗС) подвергается наиболее интенсивному воздействию различных физических, механических, гидродинамических, химических и физико-химических процессов, обусловленных извлечением жидкостей и газов из пласта или их закачкой в залежь в процессе ее разработки. Через ПЗС проходит весь объем жидкостей и газов, извлекаемых из пласта за все время его разработки. Вследствие радиального характера притока жидкости в этой зоне возникают максимальные градиенты давления и максимальные скорости движения. Фильтрационные сопротивления здесь также максимальны, что приводит к наибольшим потерям пластовой энергии. От состояния ПЗС существенно зависит текущая и суммарная добыча нефти, дебиты добывающих скважин и приемистость нагнетательных скважин. Поэтому в процессе вскрытия пласта, при бурении и последующих работах по креплению скважины, оборудованию ее забоя и т.д. очень важно не ухудшить, а сохранить естественную проницаемость пород ПЗС. Однако нередко в процессе эксплуатации скважины проницаемость пород оказывается ухудшенной по сравнению с первоначальной, естественной. Это происходит вследствие отложения в породах ПЗС глинистых частиц, смолы, асфальтенов, парафина, солей и т.д. В результате резко возрастают сопротивления фильтрации жидкости и газа, снижается дебит скважины и т.д. В таких случаях необходимо искусственное воздействие на ПЗС. Под воздействием на призабойную зону пластов предполагается комплекс осуществляемых в скважинах работ по изменению фильтрационных характеристик вскрытых пластов или физико-химических свойств насыщающих их жидкостей в непосредственной близости от скважины.

За последние пять лет на Карсовайском месторождении было проведено 42 геолого - технических мероприятия (ГТМ) на добывающих и 11 мероприятий - на нагнетательных скважинах. За анализируемый период суммарная дополнительная добыча нефти от мероприятий составила 22,1 тыс. т или 4,7 % от всей добычи по месторождению за эти годы, средний прирост дебита составил 5,1 т/сут. С учетом переходящих эффектов от ГТМ прошлых лет дополнительно добыто 57,4 тыс. т нефти или 12,3 % от общей добычи за период. Дополнительная закачка воды в результате ГТМ на нагнетательных скважинах составила 68,8 тыс. м3 (по итогам в год проведения ГТМ) со средним приростом приемистости скважин 59 м3/сут.

Динамика и структура добычи нефти в целом по месторождению за последние пять лет, с выделением дополнительно добытой за счет ГТМ, графически отображена на рис.13 и рис.14.

Рис.13 - Динамика добычи нефти и количества ГТМ

Рис.14 - Структура добычи нефти на Карсовайском месторождении

Таблица 13

Показатели эффективности ГТМ на добывающем фонде

Из графиков видно, что на стадии разбуривания месторождения при растущей базовой добыче дополнительно добытая за счет ГТМ нефть (с учетом переходящего эффекта) особого влияния на годовую добычу не оказывает.

Среди применяемых технологий отмечены: перфорационные работы, обработка призабойной зоны пласта (ОПЗ), гидроразрыв пласта (ГРП), ремонтно-изоляционные работы (РИР), ввод боковых стволов и перевод скважин на другие объекты. Динамика основных показателей эффективности ГТМ представлена на рис.15 и рис.16

Рис.15 - Динамика количества и видов ГТМ в целом по месторождению

Рис.16 - Динамика дополнительной добычи нефти по видам ГТМ

Таблица 14

Виды и показатели эффективности ГТМ на Карсовайском месторождении


По количеству лидерами являются мероприятия, связанные с перфорационными работами (23 мероприятия, что составляет 54,8 % от общего количества ГТМ), и на эти мероприятия приходится 55 % дополнительно добытой нефти. Наиболее эффективными оказались РИР (8,8 т/сут при средней эффективности ГТМ по месторождению 5,1 т/сут). Далее по эффективности идут мероприятия по вводу БС, ГРП, перфорационные работы. Низкоэффективными оказались ОПЗ и переводы на другой горизонт. Оптимизация ГНО проводилась во время выполнения других видов ГТМ, поэтому по ней эффективность и дополнительная добыча отдельно не выделены. Если анализировать ГТМ по годам, то наиболее высокоэффективным оказались перфорационные работы в 2007-2008 годах (+9,6 т/сут), ввод БС в 2008 году (+11 т/сут), РИР в 2009 году (+8,8 т/сут), ОПЗ в 2010 (+7,5 т/сут), ввод БС в 2011 году (+8,8 т/сут).

Рис.17 - Динамика удельной эффективности по видам ГТМ

2.2.4 Анализ выработки запасов нефти

Анализ выработки запасов по месторождению в целом, выполнен на запасы, числящиеся на государственном балансе. Так, на месторождении выделено три поднятия - Карсовайское, Южно-Карсовайское и Хомяковское поднятия включающие пласты верейского горизонта и башкирского яруса, рассматриваемые в качестве единого объекта разработки. Так же, на Карсовайском поднятии выделены в самостоятельный объект разработки пласты касимовского яруса и мячковского, подольского и каширского горизонтов. На указанную дату из залежей верейско-башкирского объекта добыто 527,2 тыс. т нефти, что соответствует текущему КИН 0,014 и 4,7 % отбора от НИЗ. Из залежей касимовско-мячковско-подоло-каширского объекта добыто 67,8 тыс. т. нефти, что соответствует текущему КИН 0,009 и 3,5 % от НИЗ при значении среднегодовой обводненности, равной 15,4 (таблица 15 и рис.18).

Таблица 15

Структура запасов нефти



Распределение НИЗ по объектам разработки (категория С1)

Распределение НИЗ по площадям (категория С1)

Распределение накопленной добычи нефти по пластам верейско-башкирского объекта разработки

Распределение накопленной добычи нефти по пластам касимовско-мячковско-подоло-кашисркого объекта разработки



Рис.18


2.2.5 Анализ эффективности реализуемой системы разработки

Разработка Карсовайского месторождения ведется в соответствии с «Технологической схемой разработки Карсовайского газонефтяного месторождения Удмуртской республики», составленной в 2009 году и в соответствии с «Дополнением к технологической схеме разработки Карсовайского месторождения», составленного в 2012 году. Выделено два эксплуатационных объекта - верейско-башкирский и касимовско-подоло-каширский.

Разбуривание верейско-башкирского объекта осуществляется самостоятельной сеткой скважин по обращенной семиточечной системе с расстоянием между скважинами 400 м.

Система ППД находится на начальном периоде формирования (с 2010 года). Закачка осуществляется с забором воды из специальных водозаборных скважин с водоносных пластов башкирского яруса (А4-4, А4-5) и подачей непосредственно в нагнетательные скважины.

Месторождение на первой стадии разработки. Текущее состояние разработки позволяет сделать выводы, что реализованная система разработки для геологических условий месторождения в целом эффективна и обеспечивает довольно высокие темпы разработки и нефтеотдачу. По состоянию на 01.01.2012 г. в целом по месторождению добыто 595,0 тыс. т нефти, текущий КИН 0,014, отбор от НИЗ 4,7%, накопленная добыча жидкости составила 775,9 тыс.т, накопленная закачка составляет 195,1 тыс.м3.

2.3    Выбор и обоснование проведения поинтервальных большеобъемных соляно-кислотных обработок в горизонтальных стволах для интенсификации добычи нефти


Перспективным направлением повышения эффективности разработки месторождения с учетом накопленного опыта на месторождениях УР следует считать более широкое применение методов увеличения нефтеотдачи, которые применимы для геолого-физических условий Карсовайского месторождения.

Основные из них:

-       проведение комплекса обработок призабойной зоны скважин (ОПЗ/БОПЗ), в т.ч. кислотных обработок призабойных зон скважин различных модификаций (СКО/БСКО);

-       одновременно раздельная добыча жидкости (ОРД);

-       одновременно-раздельная закачка жидкости в пласт (ОРЗ);

-       гидроразрыв пласта (ГРП)

-       щелевая перфорация, дострелы;

-       форсирование отбора жидкости путем оптимизации работы ГНО;

-       ввод боковых стволов (БС);

-       переход скважины на другой горизонт (ПСДГ);

-       ремонтно-изоляционные работы (РИР);

-       ремонтно-изоляционные работы по отключению выработанных обводненных пластов традиционными и новыми методами.

В настоящей работе предлагается рассмотреть возможность и рассчитать экономический эффект от изменения конструкции двух новых (проектных) скважин на Башкирском ярусе Карсовайского месторождения с наклонно-направленных скважин на горизонтальные скважины с дальнейшим разобщением набухающими пакерами продуктивных интервалов пласта и последующим освоением при помощи поинтервального БОПЗ (БСКО) с целью повышения эффективности разработки месторождения.

Так как, в масштабах ОАО «НК «Роснефть», отсутствует опыт проведения поинтервальных БОПЗ (БСКО) в горизонтальных стволах, далее будет проведен анализ эффективности проведения БОПЗ и отдельно анализ эффективности применения ГС на месторождениях ОАО «Удмуртнефть».

Горизонтальные скважины

Одним из перспективных методов интенсификации добычи нефти и увеличения полноты извлечения её из недр является разработка месторождений с использованием горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов. Опыт эксплуатации горизонтальных нефтяных скважин, а также боковых горизонтальных стволов в отработанных, нерентабельных скважинах у нас в стране и за рубежом показывает, что горизонтальные скважины и боковые горизонтальные стволы, позволяют:

1)      повышать нефтеизвлечение из недр за счёт увеличения площади фильтрации и интенсификации перетоков нефти и газа из залежи, а также за счёт повышения эффективности процессов воздействия на пласт;

2)      значительно повышать дебиты нефти и газа в сравнении с вертикальными скважинами за счёт увеличения площади фильтрации;

)        продлевать безводный или малообводненный период нефтяных скважин;

)        восстанавливать продуктивность месторождений на поздней стадии разработки;

)        в бездействующих и малодебитных скважинах, не только восстанавливать, но и значительно увеличивать, по сравнению с первоначальным (при вводе месторождений в разработку), дебит нефти;

)        снижать объёмы бурения скважин при вводе в разработку нефтяных и газовых месторождений4

)        снижать объёмы капитальных вложений, особенно в заболоченных и залесённых местах.

В работе авторов Кудинов В.И., Савельев В.А., Богомольный Е.И., Шайхутдинов Р.Т., Тимеркаев М.М., Голубев Г.Р. [6, С.47] показано, что применение ГС и БГС позволяет:

1)      существенно повысить рентабельность капитальных вложений добывающих предприятий;

2)      значительно увеличить период «незаводнённой» эксплуатации, снизить депрессию на пласт;

)        сократить простаивающий фонд скважин, ввести в эффективную промышленную эксплуатацию забалансовые запасы;

)        вести разведку и эксплуатацию месторождений в природоохранных зонах;

)        не допустить израсходования ранее разведанных запасов;

)        ввести в эффективную промышленную эксплуатацию трудноизвлекаемые запасы. Отечественная и мировая практика показала, что применение этих методов позволяет увеличить дебиты скважин в 3-8 раз и вывести простаивающий фонд скважин на рентабельный уровень добычи.

Средний дебит ГС по ОАО «Удмуртнефть» превышает 7 т/сут, при этом дебит скважин до бурения ГС не превышал 0,2 - 0,5 т/сут.

Высокой эффективностью характеризуется эксплуатация ГС на Ончугинском месторождении. Средний дебит нефти за весь период эксплуатации составляет 13,7 т/сут, накопленная добыча нефти 51,5 тыс.т.

В результате эксплуатации восьми горизонтальных скважин на Южно-Киенгопском месторождении добыто 113 тыс.т нефти (12% общей добычи из ГС). Средний дебит скважин составил 10,1 т/сут.

Несколько ниже эффекты по Киенгопской площади Чутырско-Киенгопского и Гремихинскому месторождениям. Продуктивность скважин изменяется от 6 до 8,6 т/сут.

Из боковых горизонтальных стволов добыча нефти за весь период эксплуатации составила 738 тыс.т. Средний дебит ГС превышает 7 т/сут, при этом дебит скважин до бурения ГС не превышал 0,2 - 0,5 т/сут.

Основные объемы добычи приходятся на скважины Мишкинского (368 тыс.т), Чутырско-Киенгопского (127 тыс.т), Гремихинского (72 тыс.т) и Ельниковского (51 тыс.т) месторождений.

Большеобъемные СКО

В период с 2007-2011гг. на объектах компании ОАО «Удмуртнефть» было проведено 30 скважин/мероприятий БСКО.

Эффективность и выбор наиболее оптимального метода воздействия были ранжированы по следующим критериям: дебит нефти (Qн, т/сут), дебит жидкости (Qж, м3/сут), обводнённость (W, %) - до проведения ГТМ, дебит нефти (Qн, т/сут), дебит жидкости (Qж, м3/сут), обводнённость (W, %) - после проведения ГТМ, средний прирост дебита нефти (Qн, т/сут), коэффициент успешности проведённого мероприятия (Кусп, %), причины недостижения планируемых показателей, средняя удельная добыча нефти на одну скважину, за период равный одному году, динамика тепа падения дебита нефти по объектам разработки

В таблице 16 представлена информация о проведённых мероприятиях, текущих и планируемых показателях, а так же об объектах, на которых проводили обработку. Исходя из этого при проведении БСКО были рассчитаны следующие параметры: средний Qн - 12 т/сут, обводнённость снизилась на 8%, редний прирост дебита нефти - 5,9 т/сут. Успешность проведения БСКО - 73%. Основными причинами недостижения планируемых показателей - рост обводнённости. Средняя удельная добыча нефти на 1 скважину - 4326 т.

На сегодняшний день в ОАО «Удмуртнефть» наибольшее количество запасов сосредоточенно в верейских и башкирских залежах.

На рис 19 представлена динамика прироста дебита нефти поле проведения БСКО по объектам разработки. Данные результаты были получены на основе ранее проведённого анализа за 2008-2010 года.

Рис.19. Динамика прироста дебита нефти после БСКО по объектам.

Рис.20. Продолжительность эффекта после проведеиня БСКО.

Таблица 16

Основные показатели работы скважин после проведения БСКО.

Месторождение

№ скв.

Объект до ГТМ

План. Параметры

Факт. Параметры




Qн, т/сут

Qж, м3/сут

W,%

Qн, т/сут

Qж, м3/сут

W,%

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Мишкинское

2428

Башкирский, Верейский

12,9

45,0

68

12,9

36,0

60

Мишкинское

3018

Башкирский

8,3

38,0

76

11,0

19,0

35

Мишкинское

2436

Верейский

9,2

26,0

61

18,9

27,0

22

Гремихинское

685

Верейский

10,4

13,0

13

11,3

16,0

24

Гремихинское

519

Верейский

9,4

14,4

29

8,7

12,4

24

Есенейское

4324

Верейский

9,2

14,0

27

6,9

9,0

14

Есенейское

4146

Верейский

11,8

28,0

53

11,5

16,0

19

Котовское

213

Подоло-каширо-верейский

16,0

20,8

13

20,5

29,0

20

Красногорское

2422

Верейский

11,2

27,3

54

12,6

26,1

45

Мишкинское

375

Турнейский

10,6

31,0

63

6,1

39,0

83

Мишкинское

591

Турнейский

8,9

24,0

60

8,9

242,0

96

Лозолюкско-Зуринское

674

Верейско-башкирский

10,7

12,9

5

10,9

17,0

27

Кезское

3351

Верейско-башкирский

14,5

27,7

40

14,8

20,0

15

Михайловское

673

Верейско-башкирский

19,0

30,0

28

6,5

12,0

38

Лозолюкско-Зуринское

1005

Башкирский

12,8

28,5

48

5,8

10,0

33

Месторождение

№ скв.

Объект до ГТМ

План. Параметры

Факт. Параметры




Qн, т/сут

Qж, м3/сут

W,%

Qн, т/сут

Qж, м3/сут

W,%

Красногорское

2704

Верейский

9,0

16,0

36

9,3

20,0

47

Михайловское

640

Верейско-башкирский

12,8

18,8

22

7,8

16,0

44

Чутырское

1842

Башкирский

9,6

15,1

27

9,7

13,0

15

Киенгопское

1553

Башкирский

20,1

25,0

10

13,7

18,0

15

Киенгопское

890

Башкирский

16,6

37,0

50

17,7

47,0

58

Чутырское

55

Башкирский

13,4

29,4

48

13,6

17,0

9

Гремихинское

564

Верейский

10,1

13,0

15

7,7

10,4

19

Гремихинское

309

Верейский

9,3

12,0

15

9,3

13,0

22

Котовское

210

Подоло-каширо-верейский

10,1

49,7

77

11,0

25,0

50

Мишкинское

2447

Верейский

14,5

35,0

54

14,5

19,0

15

Мишкинское

2448

Верейский

9,2

28,0

64

16,0

35,0

49

Мишкинское

2379

Верейский

13,3

36,0

59

15,8

22,0

20

Киенгопское

892

Башкирский

16,4

35,0

48

9,2

13,0

21

Чутырское

884

Башкирский

15,5

26,2

33

16,7

26,0

27

Красногорское

2520

Верейский

14,2

19,0

15

21,3

25,0

3


Выводы

Оценив эффективность эксплуатации ГС и проведение БСКО на месторождениях ОАО «Удмуртнефть», для достижения максимального эффекта, очевидным техническим решением является совмещение описанных технологий интенсификации добычи нефти.

В отношении Карсовайского нефтяного месторождения бурение ГС и проведение в них ПБОПЗ позволит решить следующие задачи:

. Повысить рентабельность капитальных вложений.

. Увеличить период «не заводненной» эксплуатации за счет снижения депрессии на пласт.

. Вовлечь в разработку целики нефти, увеличивая тем самым КИН.

4. Повысить удельную эффективность в сравнении с вертикальными скважинами за счёт увеличения площади фильтрации;

. Повысить нефтеизвлечение из недр за счёт увеличения площади фильтрации и интенсификации перетоков нефти из залежи, а также за счёт повышения эффективности процессов воздействия на пласт;

. Снизить объёмы бурения скважин при вводе в разработку Карсовайского месторожденияю

Анализ научных публикаций, отобранных по теме дипломного проекта

Горизонтальные стволы

При подготовке данного проекта мною рассмотрены следующие научные публикации и запатентованные научные разработки, касающиеся темы дипломного проекта:

В.А. Савельев, Н.А. Струкова, А.Р. Берлин. Отчет «Эффективность горизонтального бурения на месторождениях УР», 2003[16].

Институтом «УдмуртНИПИнефть» в 2000 году выполнено «Технико-экономическое обоснование разработки низко продуктивных залежей ОАО «Удмуртнефть», не вовлеченных в разработку. Порядка 70 млн.т извлекаемых запасов эксплуатируются единичными скважинами возвратного фонда из-за низкой их продуктивности и отсутствия эффективных технологий их разработки. К таким объектам относятся залежи каширо-подольских отложений, турнейских отложений с небольшой толщиной и высокой вязкостью нефти, нефтяные оторочки верейских залежей (Чутырско-Киенгопское, Красногорское, Есенейское, Лудошурское и др. месторождения, в целом запасы по Ломовскому месторождению, Ново-Глазовскому поднятию Лозолюкско-Зуринского месторождения). В рамках этой работы выполнены научные исследования по возможности вовлечения этих объектов в разработку с применением горизонтального бурения на льготных условиях налогообложения. Рассмотрен 21 объект, из которых на 8 объектах (верейская оторочка на Чутырско-Киенгопском, турнейский Ельниковского, верейско-подоло-каширский Кырыкмасского, верейский и яснополянский Ломовского, верейский Есенейского, верейский Ижевского, верейский Южно-Киенгопского месторождений) научно обоснована разработка с применением ГС и ГС. По двум объектам (верейские на Ижевском и Южно-Киенгопском месторождениях) проектные решения с применением горизонтальной технологии бурения уже утверждены. По остальным объектам рассмотрены варианты разработки с применением горизонтальных скважин, которые оказались экономически и технологически привлекательными при их реализации в льготных условиях налогообложения.

Учеными и специалистами ОАО «Удмуртнефть» был предложен, разработан, запатентован и внедрен метод бурения ГС (патент РФ №2097536 от 27.11.1997, авторы В.И. Кудинов, Е.И. Богомольный, Р.Т. Шайхутдинов, М.И. Дацик). В предложном авторами способе бурения решается задача повышения нефтеотдачи неоднородной многопластовой залежи за счёт более полного охвата пластов вытеснением за счёт бурения ГС из обводненных скважин.

Большеобъемные ОПЗ

ОАО «Урал-Дизайн-ПНП» разработало технологический регламент проведения БОПЗ составами КСПЭО (КСПЭО-2(2ВЛ)(2Н)).

С повышением скорости движения и давления закачки кислотного раствора происходит расширение существующих каналов и образование новых, в призабойной и удаленной зонах пласта. Это, в свою очередь, приводит к увеличению эффективности радиуса скважины и повышению дебита.

Повышение скорости движения и давления закачки кислотного раствора КСПЭО достигается двумя способами:

1.      Увеличением производительности закачки (массового расхода закачки агента) за счет применения при ОПЗ, 4-х насосных агрегатов типа АН-700 (СИН-31).

2.      Промежуточной закачкой специально подготовленной жидкости повышенной вязкости - гель или товарная нефть (со свойствами сходными по составу пластовым флюидам разрабатываемого участка месторождения). Данные жидкости так же являются потокоотклонителями для кислотных составов.

Данная технология позволяет:

·        существенно снизить влияние отрицательных факторов, имеющих место на ПЗП, пластовый флюид и т.д., имеющих место при проведении простых СКО, - за счет применения модифицированных кислотных составов;

·        повысить скорость закачки кислотных составов КСПЭО, за счет увеличения производительности насосных агрегатов, соответственно - увеличить глубину проникновения активной кислоты;

·        распределить кислотный состав по всей мощности пласта при наличии дифференцированности по проницаемости.

В «ТатНИПИнефти» разработан способ поинтервальной кислотной обработки горизонтального ствола (патент РФ №2082880). Суть способа заключается в том, что горизонтальный участок ствола заполняется высоковязким составом, нейтральным к соляной кислоте, а по плотности равным плотности соляной кислоты. Этот вязкоупругий состав выполняет функцию жидкого пакера. Обработка горизонтального ствола осуществляется поинтервально. Длина обрабатываемого участка составляет 20-25 м. Обработка может производиться избирательно в любом интервале ствола. При обработке всей длины горизонтального ствола операция начинается с наиболее удаленного участка и поочередно перемещается к началу горизонтального участка.

2.4    Проектирование ПБСКО в ГС для реализации на Карсовайском месторождении


2.4.1 Выбор участка для проведения ПБСКО в ГС

Учитывая сложный геологический разрез Карсовайского месторождения, состоящий из множества расчлененных неоднородных пропластков в башкирском и верейском объектах, а также наличие обширной газовой шапки, с целью увеличения эффективности бурения предлагается изменить конструкцию проектных скважин с наклонно-направленных на горизонтальные. При этом горизонтальные стволы запланировать в подгазовых районах месторождения с проводкой только в башкирском объекте. Верейский объект в данном случае в разработку не вовлекается, т.к. является газонасыщенным. Особенностью данной технологии является заканчивание горизонтального ствола со спуском фильтра-хвостовика в кровлю башкирского объкта с разобщением продуктивных интервалов с помощью набухающих пакеров для последующих поинтервальных обработок по технологии БОПЗ.

Накопленный опыт бурения горизонтальных скважин позволил определить основные геологические и технологические критерии для их размещения в пределах башкирского объекта Карсовайского месторождения и параметры ствола, гарантирующие получение эффекта. При выборе участков залежи или скважин, планируемых к бурению горизонтальных скважин, учитывались следующие критерии.

Геологические:

1)      эффективная нефтенасыщенная толщина не менее 3м;

2)      наличие непроницаемого экрана (уплотняющей пачки пород) между нефтенасыщенными или газонасыщенными коллекторами;

)        возможность формирования горизонтального ствола в верхней части нефтенасыщенного пласта на максимальном удалении от ВНК,

)        наличие в верейском объекте газовой шапки, которая обеспечит газонапорный режим вытеснения нефти, при этом при освоении башкирского объекта вертикальными скважинами за счет низких фильрационно-емкостных свойств пласта не достигается рентабельный дебит,

Технологические (учитывая, что Красовайское м/р находится на стадии разбуривания, все пункты данного критерия удовлетворяются):

1)      степенью выработанности запасов;

2)      текущими пластовыми и забойными давлениями;

)        дебитами скважин на перспективных участках залежи;

)        обводнённостью продукции;

)        плотностью сетки скважин;

)        текущим состоянием разработки объекта в целом.

Технические:

1)      возможность спуска в горизонтальный ствол хвостовика диаметром 114 мм с набухающими пакерами;

2)      возможность поинтервальной кислотной обработки через двупакерную компоновку по технологии БОПЗ через НКТ диаметром 73 мм;

)        отсутствие зон осложнений, наличие качественного цементирования хвостовика.

Экономические:

1)      минимизация затрат на бурение ГС, как временных, так и финансовых;

2)      минимальный срок окупаемости вложенных средств;

)        высокая рентабельность бурения ГС

2.4.2 Проектирование технологического решения

В качестве способа повышения эффективности разработки неоднородных пластов башкирского объекта и повышения нефтеотдачи пласта предлагается выделить участок для проводки горизонтального ствола. Исходя из описанных критериев бурение ГС по данной технологии предлагается в центральной части Карсовайского месторождения, имеющая обширную газовую шапку в верейском объекте. При этом пробуренные наклонные скважины в ввиду ухудшенных свойств башкирского объекта не обеспечивают проектный дебит.

Технология проведения предлагаемого метода интенсификации добычи, геолого-физические условия применения технологий приведены ниже. Главным преимуществом ГС с поинтервальной обработкой БОПЗ состоит в создании максимальной площади контакта с продуктивным пластом, приводящего к увеличению площади дренирования скважины и снижению депрессии в пласте. Данная технология предпочтительна для разработки месторождений, имеющих низкую проницаемость или естественную трещиноватость, тонкослоистые коллекторы или многослойные залежи.

В случае тонкослоистых продуктивных интервалов, многослойных залежей или пластов с неоднородным строением располагающиеся в вертикальной плоскости горизонтальные скважины увеличивают свои дебиты и степень извлечения из залежи за счет установления связей между несколькими продуктивными интервалами характеризующимися различными коэффициентами анизотропии, разделенными вертикальными барьерами или зонами резкого либо постепенного ухудшения проницаемости.

Предлагается к внедрению бурение горизонтальных скважин на башкирский объект Карсовайского месторождения. Опытно-промышленные испытания технологии запланированы во второй половине 2013 года с кустовой площадки № 17 на скважинах № 187 и 188.

Сама технология бурения горизонтального ствола будет производится по стадартной схеме. Основной наклонный ствол планируется пробурить до подошвенной части А4-3 башкирского объекта без вскрытия ВНК. Затем с целью определения интервалов коллекторов будет прописан промежуточный каротаж. После уточнения абсолютных отметок кровли башкирских пластов (А4-1, А4-2, А4-3) горизонтальный ствол будет проведен по скорректированному профилю. После заключительного каратожа будет спущен фильтрованный хвостовик с набухающими пакерами, при этом в интервалах коллекторов необходимо сориентировать фильтрованную часть хвостовика, а в интервалах глинистых перемычек - глухие трубы хвостовика с набухающими пакерами. В дальнейшем эти пакера набухнут и разобщат продуктивные пласты башкирского объекта. После чего будет выполнен этап освоения, включающий в себя несколько поинтервальных соляно-кислотных обработок в горизонтальном стволе при помощи БОПЗ через двупакерную компоновку.

Рис.23. Схема размещения горизонтальных скважин

Рис. 24. Проектный профиль скважины 188.

Рис. 25. Проектный профиль скважины 187.

Рис.26. Проектный профиль горизонтального ствола скважины

Краткая характеристика технологического оборудования

Рис.27. Схема расстановки технологического оборудования

Таблица 17

Краткая характеристика технологического оборудования

№, п/п

Наименование оборудования

Кол-во, шт.

Техническая характеристика

1.

СИН-32

2

Насос: трехплунжерный, горизонтальный, одинарного действия; наибольшее рабочее давление - 50 Мпа

2.

ЦА-320 (СИН-35)

2

Насос:двухпоршневой, горизонтальный, двухстороннего действия; наибольшее рабочее давление - 23 МПа при диаметре поршней - 115мм; 18,5МПа при диаметре поршней 127мм

3.

АЦ-10

3

Емкость - 10 куб.м.

4.

СИН-37

2

Кислотовоз

5.

СМ-20

1

Автомобиль (Краз, Урал) с емкостью=14 м3 и центробежным насосом производительностью до 3 м3 /мин.

6.

АН-700 (СИН-31)

4 (+ 1)

насос трех плунжерный одинарного действия наибольшее давление р=700 атм. при плунжерах диаметром 100 мм

7.

БМ-700

1

Напорная линия диаметром 50 мм. Общая длина 85 м. Клапанная коробка имеет 6 обратных клапанов. Максимальное рабочее давление 700 атм. Число присоединительных линий - 6, Число линий отводимых к устью - 2.

8.

2АУ-700 (АУ-700) устьевая арматура

1

Максимальное рабочее давление 700 атм. Условный диаметр приходных линий 50 мм. Краны проходные, условный проход - 50 мм. 2-АУ-700 АУ-700


количество напорн. линий

2 3


габаритные размеры: длина (мм) ширина (мм) масса (кг)

 2014 1177



1670 1005



500 150


Технологический регламент на проведение БОПЗ

Подготовительные работы:

. Перед проведением технологического процесса БОПЗ производится очистка забоя и ствола скважины от загрязняющих веществ промывкой технической водой с добавкой ПАВ ГФ-1 (ГФ-1К) в количестве 10 л ГФ-1 на 1 м3 промывочной жидкости или 2 л ГФ-1К на 1 м3.

При отложении АСПО в затрубном пространстве производят депарафинизацию ствола скважины от АСПО перед спуском пакера. При проведении операции обработки кислотными составами интервал установки пакера очищают скрепером. Применение пакера обязательно при ожидаемом давлении закачки состава, превышающем давление опрессовки обсадной колонны.

2. Спустить НКТ 2½" марки «К» с пакером и якорем (рассчитанным на давление 1000-700 ат) и опрессовочным узлом над якорем. Резьбовые соединения герметизировать лентой «ФУМ».

. Пакер установить на 10-15 м выше интервала перфорации.

. Посадить пакер. Спустить в НКТ опрессовочный шар диаметром 55 мм.

. Установить арматуру АУ-700 и закрепить.

. Опрессовать НКТ 2½" на 450 ат. Выдержать давление в течение 10 мин.

. Составить акт с представителем супервайзерской службы.

. Сорвать пакер и установить на НКТ ловитель шара.

. Обратной промывкой техводой вымыть опрессовочный шар при давлении согласно плану работ.

. Установить на устье скважины устьевую арматуру АУ-700.

. При не посаженном пакере закачать в НКТ товарную нефть в объеме НКТ с выходом жидкости в нефтепровод или емкость.

. Закрыть краны высокого давления на АУ-700.

. Посадить пакер в прежнем интервале.

. Закрепить арматуру АУ-700.

Порядок проведения работ по БОПЗ:

. Произвести расстановку агрегатов и вспомогательной техники согласно схемы расстановки.

. Собрать нагнетательные линии и линии низкого давления согласно схемы расстановки.

. Опрессовать нагнетательные линии СИН-31 водой на 560 атм., каждую линию индивидуально.

. Опрессовать линии низкого давления (рукава) водой подпорным насосом.

. Набрать емкость с подпорным насосом (СМ-20) 5-15 м3 товарной нефти.

этап - испытание пласта:

1.  Произвести испытание пласта, поэтапно наращивая темп закачки последовательным подключением насосных агрегатов СИН-31 (4АН-700). Если давление закачки не превышает расчетного, - увеличить обороты двигателей всех СИН-31 (4АН-700) до 1 800 об/мин и довести расход до Qсум=1,8 м3/мин. Продолжить закачку до опорожнения емкости СМ-20. Зафиксировать установившееся давление на каждом этапе.

2.      Остановить закачку. Определить время и параметры перераспределения в пласт.

.        Произвести корректировку объемов и режимов закачки химреагентов для эффективного проведения БОПЗ на 2-м этапе.

этап - БОПЗ (типовой порядок):

1.  Заполнить емкости ЦА-320 товарной нефтью в суммарном V =10 м3, иметь запас нефти (резерв) в V = 5 м3.

2.      Начать максимальную подачу нефти в емкость СМ-20 от двух агрегатов ЦА-320 одновременно. Следить за уровнем нефти в СМ-20.

.        После заполнения емкости СМ-20 в V = 3-4 м3 приступить к закачке нефти в пласт. Для чего запустить 4-е агрегата СИН-31 на заданном режиме и закачать в НКТ 5 м3 нефти не превышая заданного давления.

.        После подачи нефти от 2-х агрегатов ЦА-320 в СМ-20 в суммарном V = 5м3 прекратить подачу нефти и зафиксировав уровень в СМ-20 соответствующий V = 1 м3 произвести максимальную подачу КСПЭО-2 от 2-х агрегатов СИН-32 и СИН-37 в емкость СМ-20. Следить за уровнем в СМ-20, не допускать перелива жидкости.

.        Не останавливая агрегаты СИН-31 на заданном режиме закачать в НКТ 15 м3 КСПЭО-2 не превышая заданного давления закачки.

.        После подачи КСПЭО-2 от 2-х СИН-32 и СИН-37 в СМ-20 в суммарном V = 15 м3 прекратить подачу КСПЭО-2 и зафиксировав уровень в СМ-20 соответствующий V =1 м3 произвести максимальную подачу нефти от двух агрегатов ЦА-320 (необходимо предварительно заполнить емкости ЦА-320 нефтью в суммарном V = 5 м3) в емкость СМ-20. Следить за уровнем в СМ-20.

.        Не останавливая агрегаты СИН-31 на заданном режиме закачать в НКТ 10 м3 нефти не превышая заданного давления.

.        После подачи нефти от 2-х ЦА-320 в СМ-20 в суммарном V = 10 м3 прекратить подачу нефти и зафиксировав уровень в СМ-20 соответствующий V =1 м3 произвести максимальную подачу КСПЭО-2 от 2-х агрегатов СИН-32 и СИН-37 в емкость СМ-20. Следить за уровнем в СМ-20.

.        Не останавливая агрегаты СИН-31 на заданном режиме закачать в НКТ 15 м3 КСПЭО-2 не превышая заданного давления закачки.

.        После подачи КСПЭО-2 от 2-х СИН-32 в СМ-20 в суммарном V =15 м3 прекратить подачу КСПЭО-2 и зафиксировав уровень в СМ-20 соответствующий V =1 м3 произвести максимальную подачу жидкости продавки от 2-х агрегатов ЦА-320 (необходимо предварительно заполнить емкости ЦА-320 жидкостью продавки в суммарном V =5 м3 ) в емкость СМ-20. Следить за уровнем в СМ-20.

.        Не останавливая агрегаты СИН-31 на заданном режиме закачать в НКТ 5 м3 жидкости продавки не превышая заданного давления.

.        Остановить закачку. Зафиксировать давление на устье, время и параметры перераспределения давления в пласте. Продолжать регистрацию падения устьевого давления до Р=0 атм, но не более 60 минут.

Заключительные работы:

1.  После окончания закачки и регистрации и устьевого давления дождаться снижения давления на устье до безопасной величины, закрыть краны, снизить давление в линиях до атмосферного.

2.      При этом предусмотреть промывку скважины полным объемом жидкости.

.        Промыть емкости и нагнетательные линии водой с последующей утилизацией жидкости промывки. Место утилизации определяет Заказчик

.        Демонтировать обвязку насосных агрегатов, отсоединив нагнетательные и всасывающие линии.

.        Передать по акту территорию прилегающую к скважине.

.        Оформить технический и технологический акт о проделанной работе.

.        Дальнейшие работы проводить по плану бригады ПКРС с учетом проведения промывки скважины полным объемом скважины жидкостью глушения.

2.4.3 Состав реагента и его количество для проведения ПБСКО в ГС

Предлагаемый состав КСПЭО-2(2ВЛ)(2Н) предназначен для кислотной обработки нефтедобывающих (КСПЭО-2(2ВЛ) и нагнетательных (КСПЭО-2Н) скважин в карбонатных коллекторах позволяет существенно снизить влияние отрицательных факторов, имеющих место при СКО, и тем самым повысить эффективность и успешность кислотных обработок.

В качестве основы используются растворы соляной кислоты регламентированной по содержанию плавиковой кислоты с добавкой модификаторов МК-2 (МК-В марки К) для добывающих и МК-Н для нагнетательных скважин, представляющих собой смесь поверхностно-активных веществ в строго определенном соотношении.

Кислотный состав КСПЭО-2(2ВЛ)(2Н) предназначен для проведения работ по интенсификации притока нефти из продуктивного пласта нефтедобывающих скважин, и увеличения приемистости нагнетательных скважин, в карбонатных коллекторах путем кислотной обработки.

КСПЭО-2ВЛ содержит замедлитель и обладает в 10 раз меньшей скоростью реакции по сравнению с кислотными составами, не содержащими замедлителей, а также повышенной стабилизирующей способностью в отношении ионов железа. Применение состава позволяет увеличить радиус активного охвата пласта кислотным воздействием и эффективно предотвратить выпадение железосодержащих вторичных осадков в течение всего времени реакции кислотного состава с породой, а также после его нейтрализации.

Кислотный состав КСПЭО-2ВЛ:

·       совместим с нефтью, способствует удалению (выносу) связанной воды из ПЗП, что способствует более эффективному восстановлению ее проницаемости,

·        имеет высокую диспергирующую способность в отношении АСПО.

Состав выпускается (в товарном виде) под маркой «А» и «Б».

КСПЭО-2(2Н) марки «А» представляет собой состав, полностью готовый к проведению СКО.

КСПЭО-2(Н) марки «Б» представляет собой состав с концентрацией НС1 20-24%, который разбавляется пресной водой непосредственно на скважине или перед транспортировкой до концентрации 10-12%.

Состав КСПЭО-2(2ВЛ)(2Н) обладает следующими преимуществами по сравнению с соляной кислотой:

·        Высокая проникающая способность в поровое пространство нефтенасыщенной части пласта вследствие низкого (менее 0,03 мН/м) межфазного натяжения (s) на границе КСПЭО-2(2ВЛ)(2Н) - нефть.

·        Эффективное предотвращение образования стойких высоковязких эмульсий, приводивших к осложнениям при освоении скважин после обработки соляной кислотой вплоть до отсутствия притока нефти.

Как показали лабораторные исследования, проведенные в ОАО «ПермНИПИнефть», вязкие устойчивые эмульсии пластовой нефти с соляной кислотой образуют все (без исключения) исследованные нефти различных месторождений Пермского края.

При использовании КСПЭО-2(2ВЛ)(2Н) нефтекислотные эмульсии не образуются даже при наличии минерализованной воды с плотностью 1,18-1,19 г/см3 и продуктов реакции соляной кислоты с карбонатной породой. После отстаивания нефть имеет те же параметры, что и до обработки ее КСПЭО-2(2ВЛ)(2Н).

Количество кислоты для закачки рассчитывалось совместно со специалистами ОАО «Урал-Дизайн-ПНП» исходя из величины интервалов перфорации и их количества. Расчет количества кислоты выполнен для каждой из скважин и составляет 135 м3/скв.

2.4.4 Предполагаемая конструкция скважин

Эффективность строительства горизонтальных скважин с последующим поинтервальным БОПЗ определяется правильным выбором проектных решении по геологическому обоснованию их проектных параметров, соответствующим технологии заканчивания, геолого-технологическим условиям.

Рассмотрим основные этапы строительства горизонтальной скважины по данной технологии на примере скв. № 188 Карсовайского м/р:

бурение основного наклонного ствола до абс. глубины 1210 м, без вскрытия ВНС,

проведение промежуточного каротажа,

бурение основного горизонтального ствола длиной до глубины 1800 м., по стандартной технологии по пласту А-4

спуск хвостовика 114 мм осуществляется в пласт А-4 с перекрытием интервала неустойчивых глин глухими трубами с набухающими пакерами. Часть основного ствола в пределах продуктивной части пласта А-4 перекрывается фильтром.

цементирование хвостовика

перевод скважины на среду набухания(как правило нефть), демонтаж буровой, при этом пакера разбухнут и примут рабочее состояние

Предлагаемая конструкция скважины №188:

- кондуктор - 245 мм, на глубину 830,0 м, подъем цемента 10 м до устья.

ЭК - 146 мм, на глубину 1627 м, подъем цемента до устья.

сплошное сцепление цементного камня с колонной

проектный коридор бурения

Горизонтальный ствол на пласт А-4

Точка входа в пласт : 1650 м.

Забой: 1800 м

азимут бурения в продуктивном пласте: А-4 -170,8 гр.

проектная длина бокового ствола: по пласту А-4- 150 м

эксплуатационный горизонт - башкирский

Рис.28. - Конструкция горизонтального ствола с набухающими пакерами

2.5    Определение технологической эффективности при реализации ПБСКО в ГС


2.5.1 Исходные данные для определения технологической эффективности ПБСКО в ГС

Для определения технологической эффективности необходимы следующие данные: радиус контура питания; пластовое давление; глубина кровли пласта; глубина подошвы пласта; давление насыщения; газовый фактор; плотность нефти и воды в поверхностных условиях; вязкость нефти и воды; объемный коэффициент нефти и воды; удлинение; радиус скважины; глубина спуска ГНО; глубина верхних и нижних дыр перфорации; плотность перфорации; фазировка; радиус и длина перфорационных каналов; затрубное, буферное, линейное давления; текущий дебит жидкости, нефти, обводненность; динамический уровень; забойное давление; эффективная мощность пласта; проницаемость, пористость, нефтенасыщенность коллектора; объем и концентрация закачиваемой кислоты; остаточные извлекаемые запасы.

На основании этих данных производится предполагаемый расчет дебита нефти, жидкости, расчет обводненности.

2.5.2 Выбор метода определения технологической эффективности

Технологическая эффективность проведения БСКО определяется по приросту дебита нефти после выхода скважины на режим. Как правило, время выхода скважины на режим после бурения и проведения ПБСКО варьируется от 2 до 8 дней. После происходит мониторинг показателей добычи обработанных скважин в течение года, прослеживается темп падения добычи нефти.

Геологический потенциал работы скважин после проведения БСКО рассчитывался совместно со специалистами ЗАО «ИННЦ» с помощью модели в программном комплексе Eclipce Компании Schlumberger.

2.5.3 Сравнение технологических показателей проектируемого технического решения с утвержденным вариантом

Технологическая эффективность проведения ПБСКО определяется по приросту дебита нефти после выхода скважины на режим. Предполагаемое время выхода скважины на режим после бурения и проведения ПБСКО - от 2 до 8 дней. После происходит мониторинг показателей добычи обработанных скважин в течение года, прослеживается темп падения добычи нефти.

Геологический потенциал работы скважин после проведения ПБОПЗ рассчитывался в ЗАО «ИННЦ» на гидродинамической модели Карсовайского месторождения в программном комплексе Tempest Компании Roxar.

При проведении ПБСКО на 187 и 188 горизонтальных скважинах Карсовайского месторождения расчетный суммарный прирост запускных дебитов составляет 24,6 т/сут, расчетная продолжительность эффекта - более 15 лет, начальный дебит после ПБОПЗ в ГС 32,2 т/сут, до обработки - 7,6 т/сут. Дополнительная добыча от предлагаемой технологии за первый год - 5168 т., за 15 лет дополнительная добыча составит 78206 т.

Графики сравнения дебита нефти, жидкости и процента обводненности продукции наклонно-направленных скважин и ГС после ПБСКО приведены на рис.29 и 30.

Рис.29 Динамика добычи нефти по проетным скважинам

Рис.30 Динамика добыча жидкости и роста % обводненности по проектным скважинам.

Дополнительная добыча в графическом виде выражена на рис.31.

Рис.31 Дополнительная добыча нефти

Основные технологические показатели (добыча нефти, добыча жидкости, накопленная добыча) сравниваемых технологий (наклонно-направленные скважины и ГС с ПБСКО) по годам представлены в таблицах 18, 19 и 20.

Таблица 18

Сравнение технологических показателей по скважине 187

Год

ННС

ГС после БОПЗ

Технологический эффект


Qн, т/сут

Qж, м3/сут

Доб.н,т

Доб.ж. м.3

Qн, т/сут

Qж, м3/сут

Доб.н,т

Доб.ж. м.3

Qн, т/сут

Qж, м3/сут

Доб.н, тыс.т

Доб.ж. тыс.м.3

2013

4,5

4,6

720

741

19,1

27,2

3892

5539

14,6

22,6

3,2

4,8

2014

3,7

4,0

1119

1190

13,7

23,7

4747

8223

10,0

19,7

3,6

7,0

2015

3,1

3,3

1077

1165

12,9

23,2

4491

8078

9,8

19,9

3,4

6,9

2016

2,6

2,8

764

837

12,5

22,8

4336

7903

9,9

20,0

3,6

7,1

2017

2,1

2,4

592

656

12,0

22,3

4172

7734

9,9

19,9

3,6

7,1

2018

1,8

2,0

484

540

11,0

21,1

3816

7330

9,2

19,2

3,3

6,8

2019

1,5

1,6

409

460

9,7

19,6

3364

6819

8,2

18,0

3,0

6,4

2020

1,2

1,4

355

401

8,8

18,7

3067

6470

7,6

17,3

2,7

6,1

2021

1,0

1,1

313

355

8,5

18,3

2937

6328

7,5

17,1

2,6

6,0

2022

0,8

1,0

280

319

8,3

18,0

2873

6251

7,5

17,1

2,6

5,9

2023

0,7

0,8

253

290

8,0

17,6

2786

6115

7,3

16,8

2,5

5,8

2024

0,6

0,7

231

266

7,7

17,0

2669

5903

7,1

16,4

2,4

2025

0,5

0,5

213

245

7,3

16,3

2514

5660

6,8

15,8

2,3

5,4

2026

0,4

0,5

197

228

7,0

15,8

2420

5490

6,6

15,4

2,2

5,3

2027

0,3

0,4

183

213

6,3

14,2

2190

4922

6,0

13,8

2,0

4,7


Таблица 19

Сравнение технологических показателей по скважине 188

Год

ННС

ГС после БОПЗ

Технологический эффект


Qн, т/сут

Qж, м3/сут

Доб.н,т

Доб.ж.м.3

Qн, т/сут

Qж, м3/сут

Доб.н,т

Доб.ж.м.3

Qн, т/сут

Qж, м3/сут

Доб.н, тыс.т

Доб.ж.тыс.м.3

2013

3,1

3,2

660

679

13,1

19,1

2656

3881

10,0

15,9

2,0

3,2

2014

2,9

3,0

814

866

10,1

17,0

3519

5904

7,3

14,0

2,7

5,0

2015

2,7

2,9

974

1054

9,7

16,6

3372

5769

7,0

13,6

2,4

4,7

2016

2,6

2,9

691

757

9,4

16,2

3261

5626

6,8

13,3

2,6

4,9

2017

2,6

2,8

536

593

9,0

15,8

3125

5471

6,5

12,9

2,6

4,9

2018

2,5

2,8

438

489

8,7

15,4

3007

5353

6,2

12,6

2,6

4,9

2019

2,5

2,8

370

416

8,4

15,3

2917

5305

5,9

12,5

2,5

4,9

2020

2,4

2,7

321

362

8,0

15,0

2790

5206

5,6

12,3

2,5

4,8

2021

2,4

2,7

283

321

7,7

14,8

2684

5136

5,4

12,1

2,4

4,8

2022

2,3

2,7

253

289

7,5

14,5

2589

5046

5,1

11,9

2,3

4,8

2023

2,3

2,6

229

262

7,1

14,1

2485

4900

4,8

11,5

2,3

4,6

2024

2,3

2,6

209

240

6,9

13,7

2389

4733

4,6

11,0

2,2

4,5

2025

2,3

2,6

192

222

6,7

13,4

2328

4636

4,5

10,8

2,1

4,4

2026

2,2

2,6

178

206

6,5

13,1

2267

4547

4,3

10,5

2,1

4,3

2027

2,2

2,6

166

192

5,9

11,5

2045

4007

3,7

9,0

1,9

3,8


Таблица 20

Сравнение технологических показателей (суммарно)

Год

ННС

ГС после БОПЗ

Технологический эффект


Qн, т/сут

Qж, м3/сут

Доб.н,т

Доб.ж.м.3

Qн, т/сут

Qж, м3/сут

Доб.н,т

Доб.ж.м.3

Qн, т/сут

Qж, м3/сут

Доб.н, тыс.т

Доб.ж. тыс.м.3

2013

7,6

7,8

1380,0

1420,7

32,2

46,3

6548,0

9419,7

24,6

38,5

5,2

8,0

2014

6,6

7,0

1933,6

2055,4

23,8

40,7

8266,0

14127,7

17,3

33,7

6,3

12,1

2015

5,8

6,3

2050,2

2219,4

22,6

39,8

7863,0

13847,2

16,8

33,5

5,8

11,6

2016

5,2

5,7

1454,7

1594,9

21,9

39,0

7597,0

13530,0

16,7

33,3

6,1

11,9

2017

4,7

5,2

1128,3

1249,3

21,0

38,1

7297,0

13204,7

16,4

32,9

6,2

12,0

2018

4,3

4,8

921,9

1028,9

19,7

36,6

6823,0

12682,7

15,4

31,8

5,9

11,7

2019

3,9

4,4

875,7

18,1

34,9

6281,0

12123,5

14,1

30,5

5,5

11,2

2020

3,6

4,1

675,2

762,9

16,9

33,7

5857,0

11675,6

13,3

29,6

5,2

10,9

2021

3,4

3,8

595,6

676,3

16,2

33,1

5621,0

11464,2

12,8

29,2

5,0

10,8

2022

3,2

3,6

532,8

607,7

15,8

32,6

5462,0

11297,1

12,6

29,0

4,9

10,7

2023

3,0

3,4

481,9

551,9

15,2

31,7

5271,0

11015,6

12,2

28,2

4,8

10,5

2024

2,9

3,3

440,0

505,7

14,6

30,7

5058,0

10636,1

11,7

27,4

4,6

10,1

2025

2,7

3,1

404,7

466,8

14,0

29,7

4842,0

10296,7

11,2

26,5

4,4

9,8

2026

2,6

3,0

374,7

433,5

13,5

28,9

4687,0

10037,0

10,9

25,9

4,3

9,6

2027

2,5

2,9

348,9

404,8

12,2

25,7

4235,0

8928,7

9,6

22,7

3,9

8,5

 

Выводы по разделу


Всего на месторождении пробурено 79 скважин, из них 69 числятся в добывающем фонде скважин, девять в нагнетательном фонде и одна скважина 385Р в консервации.

В 2010 и 2011 г.г. фактические уровни добычи нефти ниже проектных на 7,2 % и 3,7 %, что связанно с меньшим количеством дней работы новых скважин и меньшей добычей нефти из них. Так же стоит отметить, рост обводнения в описываемый период, связанный с увеличением обводненности по переходящему фонду, в среднем до 20 % и вводом 3 высоко-обводненных, продуктивных скважин, за счет чего среднегодовая обводненность продукции увеличилась до 48,5 %. Рост обводнения по новым скважинам в основном связан с более сложным геологическим строением (с высокой расчлененностью залежей нефти и непосредственной близостью водоносных пропластков).

За 2011 год по месторождению добыто 174,1 тыс. т нефти (темп отбора от НИЗ 1,38 %), 286,7 тыс. т жидкости, в пласты закачано 104,9 тыс. м3 воды.

В 2011 году:

действующий фонд добывающих скважин выше проектного на 2 % (1 скважина);

действующий фонд нагнетательных скважин на одну меньше проектного;

дебит нефти на 10 % ниже проектного уровня, за счет большего падения скважин по добыче нефти, связанного с ростом обводнения и падением пластового давления;

как и в предыдущем году отмечается значительный рост обводнения скважин нового и переходящего фонда скважин;

добыча нефти за год на 5 % ниже проектной, за счет большого падения скважин по добыче жидкости и увеличения обводненности;

уровни закачки агента вытеснения на 23 % ниже проектных. Стоит отметить, что на месторождении имеется ограничение по закачке воды и поддержанию пластового давления. Для нужд системы ППД используется подтоварная вода, уровни добычи которой, на уровне с объемами закачки ее в пласт.

Таким образом, можно констатировать, что проектные уровни показателей разработки верейско-башкирского объекта за последние пять лет в целом выполняются, а уровни добычи нефти поддерживаются в основном за счет ввода новых добывающих и нагнетательных скважин.

Изменение кострукции двух проектных наклонно-направленных скажин на ГС и освоение из при помощи ПБОПЗ, дает общий прирост нефти 78206 тонн за 15 лет эксплуатации.

Сопоставляя полученные технологические показатели, достигнутые в результате бурения ГС и проведения в них ПБОПЗ на скважинах №187 и №188, с утвержденным вариантом, можно сказать, что по сравнению с наклонно-направленными скважинами, ГС с ПБОПЗ дают:

в 5 раза большую добычу нефти;

повышение коэффициентов охвата и конечного извлечения нефти;

более равномерную выработку запасов.

3       ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

 

3.1    Определение экономической эффективности при проведении ПБСКО в ГС на Карсовайском месторождении.


Повышение нефтеотдачи с применением ГС и освоением при помощи ПБОПЗ на сегодняшний день один из самых эффективных методов увеличения дебитов скважин и увеличения добычи нефти месторождений с трудно извлекаемыми запасами.

Главными принципами определения эффективности являются:

-       рассмотрение проекта на протяжении его жизненного цикла;

-       моделирование денежного потока, связанного с осуществлением проекта;

-       учет фактора времени.

В соответствии с РД 153-39-007-96 и темой дипломного проекта показателями для экономической эффективности проектируемого решения являются:

-       прибыль от реализации;

-       период окупаемости вложенных средств;

-       эксплуатационные затраты.

Прибыль от реализации продукции - это совокупный доход предприятия, уменьшенный на величину эксплуатационных затрат с включением в них амортизационных отчислений и общей суммы налогов, направляемых в бюджетные и внебюджетные фонды. Расчет прибыли производится с обязательным приведением разновременных доходов и затрат к первому расчетному году. Дисконтирование осуществляется путем деления величины прибыли за каждый год на соответствующий коэффициент приведения:


где Bt - выручка от реализации продукции в t-м году, руб.;

Эt - эксплуатационные затраты с амортизацией в t-м году, руб.;

Ht - сумма налогов, руб.;

Т - расчетный период оценки деятельности предприятия;

Пt - прибыль от реализации в t-м году, руб.;

Ен - норматив дисконтирования, доли ед.;

t, tp - соответственно текущий и расчетный год.

 Период окупаемости вложенных средств - продолжительность периода, в течение которого начальные негативные значения накопленной денежной наличности полностью компенсируются ее положительными значениями. То есть это отрезок времени, по истечении которого дисконтированный денежный поток становится и в дальнейшем остается положительным. Период окупаемости может быть определен из следующего равенства:


где Пок - период возврата вложенных средств, годы;

Пt - прибыль от реализации в t-м году, руб.;

At - амортизационные отчисления в t-м году, руб.;

Кt - капитальные вложения в разработку месторождения в t-м году (по теме дипломного проекта в капитальный ремонт методом бурения БГС), руб.;

Ен - норматив дисконтирования, доли ед.;

t, tp - соответственно текущий и расчетный год.

 Эксплуатационные затраты рассчитаны по следующим статьям:

-       обслуживание боковых горизонтальных стволов добывающих скважин;

-       сбор и транспорт нефти;

-       технологическая подготовка нефти;

-       энергетические затраты (подъём жидкости из пласта);

-       амортизация скважин.

Затраты на обслуживание добывающих скважин определяются в зависимости от количества действующих скважин и включают в себя заработную плату (основную и дополнительную) производственных рабочих, цеховые расходы, общепроизводственные расходы, а также затраты на содержание и эксплуатацию оборудования.

Энергетические затраты рассчитываются в зависимости от объема механизированной добычи жидкости. При расчете этих затрат исходят из средней стоимости электроэнергии, ее удельного расхода.

Расходы на сбор, транспорт нефти и газа, технологическую подготовку нефти рассчитываются в зависимости от объема добываемой жидкости без учета амортизационных отчислений.

Амортизация основных фондов рассчитывается исходя из их балансовой стоимости и действующих норм на их полное восстановление.

Наиболее широкое применение в настоящее время имеет линейный или пропорциональный метод начисления амортизации. Этот метод предусматривает расчет амортизационных отчислений на реновацию, исходя из среднего срока службы основных фондов. За этот срок балансовая стоимость этих фондов полностью переносится на издержки производства. Как правило, этот норматив в нефтяной отрасли принимается на уровне 10-20%.

Расчет эксплуатационных затрат производится следующим образом:

Энергетические затраты на подъем жидкости из скважины:


где Qж - добыча жидкости в текущем году, тыс.т;

тэнерг - удельные энергетические затраты на подъем жидкости, руб./т.

Затраты на сбор и транспорт продукции:


где тсб - удельные энергетические затраты на сбор и транспортировку жидкости, руб./т.

Затраты на подготовку нефти:


где тподг - удельные энергетические затраты на подготовку жидкости, руб./т.

 Всего эксплуатационных затрат:


Выручка от реализации продукции без НДС:


где Цн - соответственно цена реализации нефти в t-м году;

Qн - соответственно добыча нефти в t-м году.

 Балансовая прибыль или прибыль к налогообложению:


Чистая прибыль:


где Н - налог на прибыль.

Экономическая оценка проектируемого решения производится на основании РД 153-39-007-96.

3.2    Исходные данные для расчета экономических показателей проекта


При выполнении экономических расчетов были приняты исходные данные, предоставленные ФЭУ ОАО «Удмуртнефть», которые приведены в табл.21.

Таблица 21

Экономические условия расчетов

Показатели

Ед.изм.

Значение

Доля реализации нефти на внутреннем рынке

%

100

Цена реализации нефти на внешнем рынке

долл./бар.

100

Цена реализации нефти на внутреннем рынке (без НДС)

руб./тн

8516

Норма дисконта

%

10

Курс доллара

руб./долл.

30


Расчеты по данному проектному решению произведены в постоянных ценах в рублевом исчислении с использованием общепринятых критериев анализа эффективности проектных решений с учетом действующей налоговой системы.

Расчет эксплуатационных затрат выполнялся на основе фактически сложившихся за последний год затрат на данном месторождении за год. Источником для формирования нормативов эксплуатационных затрат послужила калькуляция затрат за 2012 г. Исходные данные для расчета эксплуатационных затрат представлены в табл.22

При расчете амортизационных отчислений учитывается остаточная стоимость основных фондов на месторождении на начало расчетов.

Таблица 22

Нормативы эксплуатационных затрат

Наименование

Единица измерения

Значение

Энергетические затраты на подъём жидкости

руб./м3

6,7

Затраты на технологическую подготовку нефти

руб./м3

46,2

Затраты по сбору и транспорту нефти

руб./м3

12,2

Процент амортизации скважин (годовой)

%

6,7


3.3    Расчет экономических показателей проекта

 

3.3.1 Платежи и налоги


Таблица 23

Ставки налогов и отчислений

Показатели

Ед. изм.

Значения

Ставка налога на добычу полезных ископаемых КНДПИ

руб./т

3368,8

Ставка налога на прибыль КПР

%

20,0


Платежи и налоги, включаемые в себестоимость нефти:

Налог на добычу полезных ископаемых:


где  - добыча нефти в году, тыс.т.;  - размер налоговой ставки на добычу полезных ископаемых в году, руб./т нефти.

Расчет ставки НДПИ:

Налог на добычу полезных ископаемых рассчитывается как 419 руб. за тонну нефти с учетом двух коэффициентов Кц и Кв :


где Кц - коэффициент, характеризующий динамику мировых цен на нефть, ежемесячно определяется налогоплательщиком самостоятельно путем умножения среднего за налоговый период уровня цен нефти сорта "Юралс", выраженного в долларах США, за баррель (Ц), уменьшенного на 9, на среднее значение за налоговый период курса доллара США к рублю Российской Федерации, устанавливаемого Центральным банком Российской Федерации (Р), и деления на 261.


где Кв - коэффициент, характеризующий степень выработанности запасов конкретного участка недр; N - сумма накопленной добычи нефти на конкретном участке недр (включая потери при добыче) по данным государственного баланса запасов полезных ископаемых утвержденного в году, предшествующем году налогового периода; V - начальные извлекаемые запасы нефти, утвержденные в установленном порядке с учетом прироста и списания запасов нефти (за исключением списания запасов добытой нефти и потерь при добыче) и определяемые как сумма запасов категорий А, В, С1 и С2 по конкретному участку недр в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых на 1 января 2006 года.

В расчетах ставки налога на добычу полезных ископаемых в размере 419∙(Ц - 15)∙Р/261∙Кв налогооблагаемой базой является объем добытой нефти (без потерь на транспортировку и подготовку нефти). С 01.01.2007 коэффициент Кв определяется следующим образом: при отборе меньше 80% от НИЗ Кв = 1, при отборе от 80% до 100% Кв = 3,8 - 3,5*(oтбор от НИЗ, д.ед), при отборе выше 100% Кв = 0,3.

Степень вырабатанности запасов Карсовайского месторождения менее 0,8, в связи с указанным Кв принимаем равным 1.


 рубля с каждой добытой тонны нефти

Налог на прибыль будет рассчитан ниже при определении чистой прибыли.

Единый социальный налог (ЕСН) - начисляется в соответствии с гл. 24 ч. 2 НК от фонда оплаты труда в размере 26%. Зачисляется в государственные внебюджетные фонды: пенсионный фонд РФ, фонд социального страхования, фонды обязательного медицинского страхования.

Налог на имущество предприятий - введен в РФ с 1 января 1992 года. Ставка налога определена в размере 2,2% от среднегодовой стоимости имущества, находящего на балансе предприятия.

Налог на прибыль на основании Закона РФ №110-ФЗ от 06.08.01, гл. 25, ст. 284., в соответствии с изменениями от 28 ноября 2008г. снизился с 24% до 20%.

3.3.2 Капитальные вложения

Затраты на бурение одной горизонтальной скважины составляют 30000 тыс. руб.

Расчет затрат на бурение ГС:

Тбур.БГС = 2 × 30000 = 60000,0 тыс.руб.

3.3.3 Эксплуатационные затраты

Вычисления эксплуатационных затрат произведены по формулам, приведенным выше в п. 3.1.

Расчет энергетических затрат на подъем жидкости из скважин приведен в табл.23.

Пример расчета: Тэнерг = 8,0 тыс.т. × 6,7 = 53,6 тыс. руб.

Расчет затрат на сбор и транспорт продукции приведен в табл.25. Пример расчета: Тсб = 9,0 тыс.т. × 12,2 = 97,6 тыс. руб.

Таблица 24

Расчет энергетических затрат на подъем жидкости из скважин

Год

Скважина №187

Скважина №188

Всего


Qж за год, тыс.т.

Затраты, тыс.руб.

Qж за год, тыс.т.

Затраты, тыс.руб.

Qж за год, тыс.т.

Затраты, тыс.руб.

2013

4,8

32,1

3,2

21,4

8,0

53,6

2014

7,0

47,1

5,0

33,8

12,1

80,9

2015

6,9

46,3

4,7

31,6

11,6

77,9

2016

7,1

47,3

4,9

32,6

11,9

80,0

2017

7,1

47,4

4,9

32,7

12,0

80,1

2018

6,8

45,5

4,9

32,6

11,7

78,1

2019

6,4

42,6

4,9

32,8

11,2

75,4

2020

6,1

40,7

4,8

32,5

10,9

73,1

2021

6,0

40,0

4,8

32,3

10,8

72,3

2022

5,9

39,7

4,8

31,9

10,7

71,6

2023

39,0

4,6

31,1

10,5

70,1

2024

5,6

37,8

4,5

30,1

10,1

67,9

2025

5,4

36,3

4,4

29,6

9,8

65,9

2026

5,3

35,3

4,3

29,1

9,6

64,3

2027

4,7

31,6

3,8

25,6

8,5

57,1

Итого:

 

 

 

 

159,4

1068,2


Таблица 25

Расчет затрат на сбор и транспорт

Год

Скважина №187

Скважина №188

Всего


Qж за год, тыс.т.

Затраты, тыс.руб.

Qж за год, тыс.т.

Затраты, тыс.руб.

Qж за год, тыс.т.

Затраты, тыс.руб.

2013

4,8

58,5

3,2

39,1

8,0

97,6

2014

7,0

85,8

5,0

61,5

12,1

147,3

2015

6,9

84,3

4,7

57,5

11,6

141,9

2016

7,1

86,2

4,9

59,4

11,9

145,6

2017

7,1

86,3

4,9

59,5

12,0

145,9

2018

6,8

82,8

4,9

59,3

11,7

142,2

2019

6,4

77,6

4,9

59,6

11,2

137,2

2020

6,1

74,0

4,8

59,1

10,9

133,1

2021

6,0

72,9

4,8

58,7

10,8

131,6

2022

5,9

72,4

4,8

58,0

10,7

130,4

2023

5,8

71,1

4,6

56,6

10,5

127,7

2024

5,6

68,8

4,5

54,8

10,1

123,6

2025

5,4

66,1

4,4

53,9

9,8

119,9

2026

5,3

64,2

4,3

53,0

9,6

117,2

2027

4,7

57,5

3,8

46,5

8,5

104,0

Итого:

 

 

 

 

159,4

1945,1


Расчет затрат на подготовку нефти приведен в табл.26. Пример расчета:

Тподг = 8,0тыс.т. × 46,2 =369,6тыс. руб.

Таблица 26

Расчет затрат на подготовку нефти

Год

Скважина №187

Скважина №188

Всего


Qж за год, тыс.т.

Затраты, тыс.руб.

Qж за год, тыс.т.

Затраты, тыс.руб.

Qж за год, тыс.т.

Затраты, тыс.руб.

2013

4,8

221,6

3,2

147,9

8,0

369,6

2014

7,0

325,0

5,0

232,8

12,1

557,7

2015

6,9

319,4

4,7

217,8

11,6

537,2

2016

7,1

326,5

4,9

224,9

11,9

551,4

2017

7,1

327,0

4,9

225,3

12,0

552,3

2018

6,8

313,7

4,9

224,7

11,7

538,4

2019

6,4

293,8

4,9

225,9

11,2

519,7

2020

6,1

280,4

4,8

223,8

10,9

504,2

2021

6,0

276,0

4,8

222,4

10,8

498,4

2022

5,9

274,1

4,8

219,8

10,7

493,9

2023

5,8

269,1

4,6

214,3

10,5

483,4

2024

5,6

260,5

4,5

207,6

10,1

468,0

2025

5,4

250,2

4,4

204,0

9,8

454,1

2026

5,3

243,1

4,3

200,6

9,6

443,7

2027

4,7

217,6

3,8

176,2

8,5

393,8

Итого:

 

 

 

 

159,4

7365,8


Расчет эксплуатационных затрат по годам приведен в табл.27.

Амортизация была вычислена согласно фиксированной ставке 6,7%.

Пример расчета амортизации за первый период:

Ним = 6,7% от 60000,0 = 4000,0 тыс.руб.

Имущественный налог был вычислен согласно фиксированной ставке 2,2%.

Пример расчета имущественного налога за первый период:

Ним = 2,2% от (60000,0+60000,0-4000)/2. = 1474,0 тыс.руб.

Таблица 27

Расчет эксплуатационных затрат по годам

Год

Тэнерг, тыс.руб.

Тсбор, тыс.руб.

Тподг, тыс.руб.

Амортизация, тыс.руб.

Налог на имущество, тыс.руб.

Операц.затраты, тыс.руб.

Кап.вложения, тыс.руб.

Эксплуатац. затраты, тыс.руб.

2013

53,6

97,6

369,6

4000,0

1474,0

5600,0

60000,0

11594,7

2014

80,9

147,3

557,7

4000,0

1188,0

 

 

5973,9

2015

77,9

141,9

537,2

4000,0

1100,0

 

 

5857,0

2016

80,0

145,6

551,4

4000,0

1012,0

 

 

5789,0

2017

80,1

145,9

552,3

4000,0

924,0

 

5702,3

2018

78,1

142,2

538,4

4000,0

836,0

 

 

5594,7

2019

75,4

137,2

519,7

4000,0

748,0

 

 

5480,2

2020

73,1

133,1

504,2

4000,0

660,0

 

 

5370,4

2021

72,3

131,6

498,4

4000,0

572,0

 

 

5274,3

2022

71,6

130,4

493,9

4000,0

484,0

 

 

5179,9

2023

70,1

127,7

483,4

4000,0

396,0

 

 

5077,2

2024

67,9

123,6

468,0

4000,0

308,0

 

 

4967,5

2025

65,9

119,9

454,1

4000,0

220,0

 

 

4859,9

2026

64,3

117,2

443,7

4000,0

132,0

 

 

4757,2

2027

57,1

104,0

393,8

4000,0

44,0

 

 

4598,9

Итого:

 

 

 

60000,0

10098,0

 

 

86077,1


3.3.4 Выручка от реализации

Цена реализации нефти на внутреннем рынке принята 8516 руб/т. Выручка от реализации продукции () рассчитывается как произведение цены реализации нефти на объем добычи нефти:

 (18)

где  - цена реализации нефти, руб/т;

 - соответственно добыча нефти, т.

Bt = 8516 х 78,2 = 666002,3 тыс.руб.

Расчет выручки от реализации нефти по годам приведен в табл.28.

3.3.5 Прибыль от реализации

Ставка налога на добычу полезных ископаемых приведена из расчета:

С = 419 × Кц × Кв = 419х85х30/261 = 4093,63 руб. 

Таким образом, НДПИ составляет:

КНДПИ = 4093,63 руб./тонна.

НДПИ = 78,2тыс.т * 4093,63 = 320146,4 тыс.руб.

Расчет НДПИ по годам приведен в табл.28.

Прибыль от реализации вычисляется следующим образом:


Расчет прибыли от реализации нефти по годам приведен в табл.28.

Чистая прибыль вычисляется по формуле:


Расчет чистой прибыли от реализации нефти по годам приведен в табл.28.

Таблица 28

Расчет выручки от реализации по годам

Год

Доп.доб.н., тыс.тонн

Выручка от реализации, тыс.руб

Прибыль от реализации, тыс.руб

Чистая прибыль, тыс.руб

НДПИ, тыс.руб

2013

5,2

44010,7

9786,1

7828,9

21155,9

2014

6,3

53926,4

20842,1

16911,3

25922,3

2015

5,8

49501,5

18749,2

15219,4

23795,3

2016

6,1

52308,1

20362,7

16492,6

25144,4

2017

6,2

52532,4

20653,9

16707,9

25252,3

2018

5,9

50253,7

19666,1

15900,1

24156,9

2019

5,5

46851,1

18101,6

14630,9

22521,3

2020

5,2

44128,2

16885,4

13640,3

21212,4

2021

5,0

42796,6

16378,0

13216,8

20572,3

2022

4,9

41977,4

16135,1

13004,9

20178,5

2023

4,8

40783,7

15705,8

12643,9

19604,7

2024

4,6

39327,1

15147,1

12179,3

18904,5

2025

4,4

37787,7

14543,3

11678,6

18164,5

2026

4,3

36723,3

14181,3

11371,4

17652,9

2027

3,9

33094,3

12543,0

10043,2

15908,4

Итого:

78,2

666002,3

249680,8

201469,4

320146,4


3.3.6 Поток денежной наличности (NPV)

Чистый дисконтированный доход (NPV) - выражает стоимость капитала в будущем и определяется как сумма текущих эффектов за весь расчетный период, приведенный к начальному шагу, или как превышение интегральных результатов над интегральными затратами.

По формуле

NPV =

рассчитаем чистый дисконтированный доход недропользователю.

Пt - прибыль от реализации в t-м году; At - амортизационные отчисления в t-м году; Kt - капитальные вложения в разработку месторождения в t-м году.

NPV = 88665,8

Доход государству:

Д = Нндпи + налог на прибыль + Ним = 320,1 + 249,7 * 0,2 + 10,0 = 380,04 млн. руб.

3.3.7 Индекс доходности (PI)

Индекс доходности (PI) характеризует экономическую отдачу вложенных средств и представляет собой отношение суммарных приведенных чистых поступлений (прибыли от реализации нефти и амортизационных отчислений) к суммарному дисконтированному объему капитальных вложений:


где nt - прибыль от реализации в t-м году;- амортизационные отчисления в t-м году;- первоначальные инвестиции в разработку месторождения в t-м году.

Т - расчетный период оценки деятельности предприятия;

Ен- норматив дисконтирования, доли ед.;, tp - соответственно текущий и расчетный год.PI = 1,5

3.3.8 Период окупаемости вложенных средств

Это тот период, за пределами которого NPV становится положительным и в дальнейшем остается неотрицательным. Так как NPV в конце 4 года реализации проектного решения становится положительным, то период окупаемости равен 4 годам.

3.4    Сравнение технико-экономических показаиелей проведения ПБСКО в ГС с утвержденным вариантом и выбор варианта, рекомендуемого к реализации


В таблице 29 приведены основные показатели экономической эффективности проекта.

Таблица 29

Экономическая эффективность проведения ПБСКО в ГС

№ п/п

Показатели

Ед. изм.

Кол-во

1

Дополнительная добыча нефти

т

78295

2

Выручка

тыс. руб.

666002

3

Капитальные вложения

тыс. руб.

60000

4

Эксплуатационные затраты

тыс. руб.

86077

5

Прибыль от реализации

тыс. руб.

249681

6

Чистая прибыль

тыс. руб.

201469

7

Чистый дисконтированный доход

тыс. руб.

88656

8

Доход государства

тыс. руб.

380040


Выводы по разделу


Сопоставляя полученные технико-экономические показатели, достигнутые в результате изменении конструкции проектных 187 и 188 скважин на ГС и освоении новых скважин при помощи поинтервальных большеобъемных обработок призабойной зоны пласта, с утвержденным вариантом, можно сказать, что по сравнению с наклонно-направленными скважинами, предлагаемая технология дает:

·        в 4 раза большую добычу нефти (по 2 проектным скважинам)

·        повышение коэффициентов охвата и конечного извлечения нефти

·        примерно в 4 раза большую прибыль, по сравнению с эксплуатацией наклонно-направленных скважин.

Таким образом, при дополнительной добыче нефти порядка 78 тысяч тонн, чистая прибыль предприятия составляет 201 миллион рублей, доход государства - 380 миллионов рублей, чистый дисконтированный доход 88 миллионов рублей.

4.      РАЗДЕЛ ОХРАНЫ ТРУДА И ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ


Охрана труда - система обеспечения безопасности жизни и здоровья работников в процессе трудовой деятельности, включающая правовые, социально-экономические, санитарно-гигиенические, психофизические, лечебно-профилактические, реабилитационные и иные мероприятия.

Функциями охраны труда являются исследования санитарии и гигиены труда, проведение мероприятий по снижению влияния вредных факторов на организм работников в процессе труда.

Основная цель управления охраной труда - создание и поддержание в процессе производства такой организации работ, при которой обеспечивается сохранность жизни и здоровья персонала, осуществляется обеспечение его безопасности.

На нефтегазодобывающих предприятиях в задачи охраны труда входит выявление и устранение производственных опасностей и профессиональных вредностей, ликвидация причин производственных несчастных случаев и профессиональных заболеваний работающих, оздоровление условий труда, предупреждение аварий, взрывов и пожаров, обеспечение охраны природы, защита соседних населенных пунктов и предприятий от неблагоприятных и опасных влияний.

4.1.   План мероприятий по обеспечению требований промышленной безопасности при проведении ПБСКО в ГС


В ОАО «Удмуртнефть» разработан, утвержден и принят к исполнению «Регламент по обеспечению безопасного ведения работ при ремонте и освоении скважин». В соответствии с ним предусмотрены следующие меры по обеспечению промышленной безопасности при ремонте скважин, связанным с бурением ГС:

При подготовительных работах:

-       Перед проведением ремонтных работ территория кустовой площадки или одиночной скважины должна быть спланирована и освобождена от посторонних предметов, а в зимнее время - очищена от снега и льда.

-       Спланированная территория должна иметь размеры, обеспечивающие размещение оборудования в соответствии с утвержденной схемой расстановки оборудования. Если размеры территории куста не позволяют устанавливать оборудование в соответствии с утвержденной схемой, мастер бригады обязан составить фактическую схему расположения оборудования, согласовать её с начальником цеха добычи и утвердить начальником цеха ПКРС.

-       Взаимное расположение подъёмного агрегата, рабочей площадки и мостков, относительно устья скважины и её наземного оборудования, производится с таким расчетом, чтобы машинист подъемника или бурильщик, находящийся за пультом управления, имел возможность без помех наблюдать за действиями рабочих на рабочей площадке и мостках, а также движением талевого блока.

-       Обвязка устья ремонтируемой скважины противовыбросовым оборудованием (ПВО) производится по схеме, утвержденной главным инженером Общества, и согласовывается с территориальными органами Ростехнадзора и противофонтанной военизированной службой. После монтажа противовыбросовое оборудование опрессовывается на устье скважины на максимально ожидаемое давление, но не выше давления опрессовки эксплуатационной колонны. Качество ПВО должно подтверждаться ревизией и опрессовкой на испытательном стенде не реже двух раз в год (или после каждого применения ПВО в аварийных случаях).

-       При передвижке буровой установки, а также при аварийных работах, связанных с нагружением вышки (ликвидация прихватов, испытание), работы на скважинах, находящихся в пределах опасной зоны (высота вышки + 10м), должны быть прекращены, персонал выведен за пределы опасной зоны.

-       Нахождение людей и транспортных средств в пределах установленных опасных зон эксплуатирующихся скважин запрещается, если они не связаны с непосредственным выполнением работ на них.

4.2.   План мероприятий по обеспечению санитарно-гигиенических требований при проведении ПБСКО в ГС


Требования санитарии и гигиены при выполнении работ по бурению ГС и БСКО направлены на обеспечение безопасности для здоровья людей выполняемых эти работы.

Предельная температура, ниже которой не могут производиться работы на открытом воздухе на объектах ОАО «Удмуртнефть» устанавливается -30°С при отсутствии ветра, и -25°С при скорости ветра 20 м/с и более, во время ливня, потере видимости при тумане и снегопаде.

Предельно допустимая концентрация (ПДК) сероводорода в воздухе рабочей зоны - 10 мг/м3, в смеси с углеводородами 3 мг/м3.

ПДК концентрация сероуглерода в воздухе рабочей зоны - 1 мг/м3.

Уровень шума и вибрации на рабочих местах не должны превышать норм (80 дБ). Бытовые передвижные вагон-домики бригад капитального ремонта скважин должны быть оборудованы безопасными обогревателями, сушильными помещениями для сушки спецодежды, также должен быть запас чистой питьевой воды, средства индивидуальной защиты, средства оказания первой медицинской помощи.

Требуемая освещенность регламентируется отраслевыми нормами освещенности в соответствии с «Правилами безопасности в нефтегазодобывающей промышленности».

Норма электрического освещения устья скважины составляет 26 лк. Площадь, необходимая для освещения равна 100 м. для общего равномерного освещения площадки применяются:

-       светильники и прожектора с лампами ДРЛ;

-       прожекторы с обычным накаливанием, кварцевыми галогенными лампами КГ и лампы ДРИ;

-       светильники и прожекторы с ксеноновыми лампами ДКсТ, лампами КГ и ДРИ.

Наибольшее применение находят прожекторы ПЭС-25, ПЭС-35, ПЭС-45, ПФС-45-1 с лампами накаливания мощностью 150, 300 - 500 и 1000 Вт, с лампами ДРЛ, мощностью 400-1000 Вт, мощностью 250-700 и 1000 Вт.

Необходимо проводить аттестацию рабочих мест по условиям труда:

Аттестация рабочих мест по условиям труда предполагает проведение оценки условий труда на рабочих местах в целях выявления вредных и (или) опасных производственных факторов и осуществления мероприятий по приведению условий труда в соответствие с государственными нормативными требованиями охраны труда.

Аттестация рабочих мест по условиям труда включает гигиеническую оценку условий труда, оценку травмобезопасности и обеспеченности работников средствами индивидуальной защиты (далее - СИЗ).

Гигиеническая оценка условий труда:

При аттестации рабочих мест по условиям труда оценке подлежат все имеющиеся на рабочем месте вредные и (или) опасные производственные факторы (физические, химические и биологические факторы), тяжесть и (или) напряженность. Уровни вредных и (или) опасных производственных факторов определяются на основе инструментальных измерений (далее - измерения) при ведении производственных процессов в соответствии с технологической документацией при исправных и эффективно действующих средствах коллективной защиты. При этом используются методы контроля, предусмотренные действующими нормативными актами.

Оценка травмобезопасности рабочих мест:

Оценка травмобезопасности рабочих мест проводится на соответствие их требованиям безопасности труда, исключающим травмирование работников в условиях, установленных нормативными правовыми актами по охране труда.

Основными объектами оценки травмобезопасности рабочих мест являются: производственное оборудование; приспособления и инструменты; обеспеченность средствами обучения и инструктажа.

Оценка обеспеченности работников СИЗ:

Оценка обеспеченности работников СИЗ осуществляется посредством сопоставления фактически выданных средств с нормами бесплатной выдачи рабочим и служащим сертифицированной специальной одежды, специальной обуви, а также смывающих и обезвреживающих средств и правилами, утвержденными в установленном порядке, а также путем проверки соблюдения правил обеспечения СИЗ (наличие личной карточки учета, заполненной в установленном порядке).

При оценке обеспеченности работников СИЗ одновременно производятся:

-       оценка соответствия выданных СИЗ фактическому состоянию условий труда на рабочем месте;

-       проверка наличия сертификата соответствия СИЗ при условии включения СИЗ в Номенклатуру продукции и услуг (работ), подлежащих обязательной сертификации, и номенклатуру продукции, соответствие которой может быть подтверждено декларацией о соответствии, утвержденной Постановлением Госстандарта России от 30 июля 2002 года № 64 (по заключению Минюста России данный документ в государственной регистрации не нуждается - письмо Минюста России от 3 сентября 2002 г. №07/8285-ЮД).

Оценка фактического состояния условий труда на рабочих местах:

Фактическое состояние условий труда на рабочем месте определяется на основании оценок:

-       по классу и степени вредности и (или) опасности факторов производственной среды и трудового процесса;

-       по классу условий труда по травмобезопасности;

-       по обеспеченности работников СИЗ.

Гигиеническая оценка фактического состояния условий труда производится на основе сопоставления результатов измерений факторов производственной среды и трудового процесса с установленными для них гигиеническими нормативами. На базе таких сопоставлений и на основе действующей классификации условий труда определяется класс условий труда и степени вредности и (или) опасности как для каждого вредного и (или) опасного производственного фактора, так и для рабочего места в целом.

4.3    План мероприятий по обеспечению требований противопожарной безопасности при проведении ПБСКО в ГС


Содержание производственных объектов в чистоте и порядке - одно из основных правил пожарной безопасности. Производственную территорию запрещено загрязнять легковоспламеняющимися и горючими жидкостями, мусором, отходами производства. Нефть и другие горючие жидкости запрещено хранить в открытых ямах и амбарах. У устья скважины запрещено пользоваться огнем, курить, включать электрооборудование, проводить сварочные работы. В целях предупреждения пожаров курение и разведение огня запрещено.

Бригады капитального ремонта скважин, производящие зарезку бокового окна и бурение бокового ствола оснащаются первичными средствами пожаротушения огнетушителями, ящиком с песком, стандартным инструментом.

Мероприятия по пожарной безопасности разделяются на следующие основные группы:

-       предупреждение пожаров, т.е. исключение причин их возникновения;

-       ограничение сферы распространения огня;

-       обеспечение успешной эвакуации людей и материальных ценностей из сферы пожара;

-       создание условий эффективного тушения пожаров.

К мероприятиям первой группы относится установление противопожарного режима, в котором:

-       определяются и оборудуются места для курения;

-       определяются места и допустимое количество единовременно хранящихся в обваловке химических реагентов и технологических жидкостей;

-       устанавливается порядок уборки горючих отходов и хранения промасленной одежды;

-       определяется порядок обесточивания электрооборудования по окончании рабочего дня;

-       устанавливается порядок ежедневных проверок состояния пожарной безопасности объекта;

-       регламентируются порядок проведения временных огневых и других пожароопасных работ.

К мероприятиям второй группы относится создание условий, при которых распространение очага пожара было бы минимальным до прибытия сил пожарной части и боевых расчетов пожарного караула. К этим условиям относится использование первичных средств пожаротушения.

Мероприятия третьей группы включают безопасную эвакуацию людей согласно предварительно разработанного плана эвакуации персонала при пожаре, а также возможную и необходимую эвакуацию материальных ценностей. Также в этих мероприятиях предусматриваются меры по оказанию первой доврачебной помощи пострадавшим в результате пожара.

К мероприятиям четвертой группы относится своевременное информирование диспетчера о возникновении пожара с предоставлением максимальной и точной информации о причинах и ходе пожара, ограждение места пожара путем выставления предупреждающих знаков и постов, создание условий для быстрого и беспрепятственного подъезда сил пожарной части и боевых расчетов пожарного караула.

4.4    План мероприятий по обеспечению требований безопасности жизнедеятельности в чрезвычайных ситуациях при проведении ПБСКО в ГС


Мероприятиями по защите работников и инженерно-технического
комплекса в чрезвычайных ситуациях занимается отдел Гражданской обороны (ГО) и Чрезвычайных ситуаций (ЧС), а также комиссия по чрезвычайным ситуациям (КЧС). Разрабатываются и составляются планы ликвидации аварий. В планах должны быть предусмотрены следующие способы защиты рабочих и служащих в ЧС: эвакуация людей, укрытие в защитных сооружениях, применение средств индивидуальной защиты.

В каждой бригаде капитального ремонта скважин должен быть план ликвидации аварий (ПЛА), где должны предусматриваться:

-       Возможные аварии.

-       Мероприятия по ликвидации аварий в начальной стадии их возникновения, а также первоочередные действия производственного персонала при возникновении аварий.

-       Порядок взаимодействия с газоспасательными, пожарными и противофонтанными отрядами.

-       Мероприятия по спасению людей, застигнутых аварией.

ПЛА (или его оперативная часть) вывешивается на видном месте, определенном руководителем объекта. Полные экземпляры ПЛА должны находиться у технического руководителя предприятия, в диспетчерской, у газоспасателей, в отделе техники безопасности и на рабочем месте.

Проводятся периодические учебно-тренировочные занятия по выработке навыков выполнения мероприятий ПЛА.

Виды аварий при выполнении ГС могут быть следующие:

-       неконтролируемые выбросы нефти и газа;

-       падение подъемного агрегата и его частей;

-       падение талевой системы подъемного агрегата;

-       взрывы и пожары.

При возникновении аварийной ситуации в процессе выполнения ГС необходимо немедленно прекратить работы. Сообщить диспетчеру о возникновении аварийной ситуации. При возможности произвести герметизацию устья скважины, в случае невозможности герметизации устья немедленно вывести людей из опасной зоны. Если есть пострадавшие, оказать первую доврачебную помощь. Заглушить двигатели внутреннего сгорания, отключить электроэнергию и все бытовые топки. Принять меры для предотвращения движения людей и техники в опасной зоне и прилегающей к ней территории. Для этого необходимо выставить предупреждающие знаки или посты. Принять меры предотвращающие растекание пластового флюида дальнейшие работы ведутся по особому плану.

 

Выводы по разделу


В целом, проектные решения предусматривают ведение технологического процесса с учетом всех требований и норм проектирования, в том числе норм пожарной и экологической безопасности. Планируемые природоохранные мероприятия направлены на минимизацию производимого влияния при штатном режиме функционирования и возникающей аварийной ситуации. Предусмотрен запас сорбентов и применение других профилактических мер, направленных на быструю ликвидацию аварийных ситуаций.

На Карсовайском месторождении в обязательном порядке имеются разработанные и утвержденные техническими службами и органами безопасности технологические регламенты ведения процесса и планы ликвидации возможных аварий. Для предотвращения последствий аварийных разливов нефти на промыслах имеется запас специальных сорбентов.

5       РАЗДЕЛ ОХРАНЫ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ И НЕДР


Район разработки нефтяного месторождения является территорией повышенной техногенной нагрузки на окружающую среду. Загрязнению в этом районе подвергается воздушный бассейн, почва, растительность, животный мир, поверхностные и подземные воды, памятники природы и недра. Разработка Карсовайского месторождения также сопровождается неизбежным техногенным воздействием на объекты природной среды и для устранения отрицательного влияния существующей и намечаемой деятельности объектов нефтедобычи на окружающую природную среду и недра предусматривается комплекс мероприятий, направленных на ее охрану и восстановление.

Одним из главных вопросов охраны окружающей среды при выборе технических решений является наличие экологических ограничений хозяйственной деятельности. При выборе земельного участка следует учитывать размеры водоохранных зон водотоков, санитарно - защитные зоны объектов и зоны санитарной охраны артезианских скважин, и другие ограничения. Они могут быть обнаружены при проведении натурных исследований биологического разнообразия (наличие редких и исчезающих видов, памятников природы), а также попадание объектов на заповедные территории и т.п.

При реализации КГРП/БСКО наиболее важным из загрязнений окружающей среды может стать попадание в грунтовые воды кислотных композиций. Это происходит, когда повреждаются обсадные колонны скважин или при некачественном цементаже скважины, когда появляются заколонные и межпластовые перетоки. Поэтому важным является качественный контроль за техническим состоянием скважин.

Для организации работ в последующем будет разрабатываться
соответствующая выбранной стадийности проектирования документация с
обязательным экологическим сопровождением, включающим разделы ООС и
ОВОС.

5.1    Мониторинг воздействия на атмосферу, гидросферу, литосферу, биоту при проведении ПБСКО в ГС


Карсовайское месторождение расположено на территории Балезинского и Кезского районов Удмуртской Республики. Процесс строительства скважин организуется с максимальным использованием существующих объектов (подъездных путей, линий электропередач, промысловых водоводов, артезианских скважин и т.д.). Около трети территории занимают смешанные леса. Свободные от лесов земли заняты сельскохозяйственными угодьями и лугами.

Основными загрязнителями окружающей среды при строительстве и эксплуатации ГС являются:

-       продукты испытания скважин и эксплуатации промыслового оборудования: нефть, нефтяной газ, минерализованные пластовые воды;

-       хозяйственно-бытовые сточные воды и загрязненные ливневые сточные воды;

-       буровые и тампонажные растворы, буровые сточные воды и шлам;

-       твердые технологические и бытовые отходы;

-       легкие углеводороды нефти;

-       выхлопные газы ДВС спецавтотракторной техники.

Наибольшее воздействие при строительстве ГС оказывается:

-       атмосферный воздух - на этапах СМР, бурения и освоения скважины: работа котельных установок и ДВС; испарение нефтепродуктов при хранении ГСМ; пыление сыпучих химреагентов и других материалов; ГНВП.

-       почва: отработанные растворы и выбуренный шлам; потери буровых и цементных растворов; промышленные и бытовые отходы; химреагенты и материалы технологических жидкостей.

-       поверхностные воды: ливневые и буровые сточные воды; водорастворимые химреагенты; утечки технологических жидкостей и растворов.

-       недра - на этапах бурения и освоения скважины: поглощение бурового раствора; не герметичность обсадных колонн; перетоки по цементному кольцу.

-       животный мир - на всех этапах: эффект беспокойства, изменение мест обитания и шумовое воздействие.

Уровень экологичности процесса строительства ГС оценивается исходя из факторов химического и физического воздействия, как при нормальном режиме функционирования, так и при возможных аварийных ситуациях.

При химическом воздействии оценивается количество выбрасываемых веществ по всем указанным ранее этапам и анализируется уровень загрязнения приземного слоя.

Среди факторов физического воздействия рассматриваются: акустическое, и электромагнитное.

Почвенный покров в различной степени подвержен эрозии. Причины, обуславливающие развитие эрозии: климатические условия (характер осадков, глубокое промерзание почв), неудовлетворительное структурное состояние и неблагоприятные физические свойства почв, а также производственная деятельность человека.

Важным элементом функционирования любой структуры производства является постоянный контроль за параметрами технологического процесса и производимым влиянием его на элементы природного комплекса.

Основными процессами контроля при эксплуатации месторождения являются визуальный и инструментальный (физико-химические, гидрохимические) методы анализа.

Визуальный метод контроля заключается в осмотре территории месторождения, регистрации места нарушения и загрязнения. Эти работы выполняются службами, на которые возложены функция технической эксплуатации месторождения.

Контроль за содержанием вредных веществ в природной среде проводят специализированные подразделения, имеющие соответствующие лицензии и аттестованные или аккредитованные химико-аналитические лаборатории.

Контроль в воздухе рабочей зоны может осуществляться переносными газоанализаторами, приобретаемыми предприятиями за счет хозяйственной деятельности. Периодичность данного контроля - не реже 1 раза в смену непосредственно на устье скважины; в местах периодического обслуживания - перед началом и в процессе работы.

Согласно ГОСТ 17.1.3.12-86 для данного района работ необходимо постоянное наблюдение за состоянием качества воды в поверхностных водоемах, родниках, колодцах, артезианских скважинах. В качестве контролирующих параметров следует рассматривать общую минерализацию, ионный состав воды, содержание взвешенных веществ, нефтепродуктов и микроэлементов. Отбор проб предполагается осуществлять ежеквартально по графику в соответствии с правилами отбора проб, руководствуясь ГОСТ 13.1.3.05-82 и ГОСТ 17.1.3.10-83.

5.2    План мероприятий, обеспечивающий выполнение требований охраны окружающей среды и охраны недр при проведении ПБСКО в ГС

 

План мероприятий, обеспечивающий выполнение требований охраны окружающей среды и охраны недр при проведении ГС

Управление промышленной и экологической безопасности ОАО «Удмуртнефть» разработало на Карсовайское месторождение необходимую проектную и разрешительную природоохранную документацию, а также план мероприятий по охране и рациональному использованию природных ресурсов.

Природоохранные мероприятия необходимо проводить по направлениям:

-       охрана недр;

-       охрана и рациональное использование водных ресурсов;

-       охрана и рациональное использование земель.

Следует отметить, что важнейшим элементом комплекса мероприятий, направленных на охрану и рациональное использование водных ресурсов и охрану недр при разработке нефтяных месторождений, является организация систематического контроля за состоянием гидросферы.

Согласно СанПиН 2.2.1/2.1.1.1200-03 «Санитарно-защитные зоны и санитарная классификация предприятий, сооружений и иных объектов» нормативная санитарно-защитная зона составляет 500 м.

Площадки скважин размещены за пределами водоохранных зон, ширина которых определена «Положением о водоохранных зонах рек, озер и водохранилищ в РСФСР», утвержденным постановлением правительства РФ от 23 ноября 1996 г. за №1404.

В последние годы при бурении ГС все возрастающее внимание уделяют совершенствованию системы циркуляции и повышению ее надежности, а также сбору, обработке и захоронению остатков промывочной жидкости и шлама.

В области промывки скважины проводят следующие мероприятия:

-       полный отказ от использования земляных амбаров и замена их металлическими резервуарами большой емкости;

-       применение циркуляционной системы усовершенствованной конструкции с надежными закрытыми трубопроводами для перепуска бурового раствора;

-       освоение на практике транспортирования бурового раствора со скважины на скважину для многократного его использования (в первую очередь это относится к растворам на нефтяной основе и эмульсионным);

-       обработка и обезвреживание остатков бурового раствора, и захоронение их в специально отведенных местах.

Мероприятия по охране недр:

Охрана недр предусматривает осуществление комплекса мероприятий, направленных как на исключение возможности загрязнения артезианских горизонтов пресных вод, так и на предотвращение безвозвратных потерь нефти и газа в недрах вследствие низкого качества проводки скважин. Последнее может привести к открытому фонтанированию и появлению нерегулируемых перетоков жидкости между продуктивными и водоносными горизонтами.

Для обеспечения выполнения требований к охране недр выполняются следующие мероприятия:

-       перед бурением ГС и вырезания «окна» в эксплуатационной колонне необходимо провести геофизические исследования по определению герметичности колонны и цементного камня. Вырезание «окна» в неисправной колонне запрещено;

-       при строительстве скважин, в том числе и ГС, на строительство должны быть отражены организационные и инженерные мероприятия по устранению межпластовых перетоков, поглощению бурового раствора и его фильтрата в процессе углубления скважины;

-       разобщение в заколонном пространстве нефтеносных и водяных горизонтов производится путем спуска и цементирования эксплуатационной колонны;

-       с целью предупреждения открытого фонтанирования бурение скважин проводится на буровом растворе с параметрами, соответствующими требованиям «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности»;

-       во всех случаях получения из нефтеносных пластов притоков нефти с водой, переход к оборудованию последующих объектов допускается для установки причин обводнения скважины, и проведения в необходимых случаях ремонтных работ.

В процессе эксплуатации скважин проводятся геофизические исследования по определению герметичности колонн и цементного камня.

Мероприятия по охране атмосферного воздуха:

-       соблюдение технологических регламентов и правил технической эксплуатации всех систем сбора, транспорта и сепарации нефти;

-       внедрение трубопроводов с внутренним изоляционным покрытием для снижения аварийности;

-       автоматизация и блокировка технологического процесса (включая бурение и эксплуатацию ГС) для предупреждения аварийных ситуаций.

Мероприятия по охране водных объектов:

-       исключение попадания нефтепромысловых объектов в водоохранные зоны поверхностных водотоков;

-       надежное обвалование площадок нефтепромысловых объектов и постоянный контроль над их состоянием;

-       очистка площадок от снега перед его массовым таянием в весенний период и регулярный вывоз дождевых и ливневых вод;

-       использование только гидроизолированных амбаров при бурении ГС, а также ремонтных операциях на скважинах;

-       сбор отработанных жидкостей производить в герметичные емкости с последующей их утилизацией;

-       при эксплуатации разведочных, горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов предусмотреть герметизацию резьбовых соединений, обеспечить регулярные испытания проверки герметичности колонн и их восстановление для исключения заколонных перетоков.

Мероприятия по охране почвенного покрова:

-       максимальное использование под строительство объектов малоценных земель;

-       перед проведением буровых и любых строительно-монтажных работ:

-       снятие плодородного слоя на определенную глубину;

-       перемещение плодородного слоя почвы в места временного складирования и хранения для повторного использования при восстановлении земель;

-       своевременное проведение технической и биологической рекультивации и противоэрозионных работ;

-       прокладка трубопроводов и коммуникаций в одном коридоре для сокращения отводимых земель;

-       откачка технологических жидкостей из амбаров и обратная их засыпка.

Мероприятия по охране биоты:

-       производить ограждение движущихся частей машин и механизмов во избежание гибели животных.

Специальные мероприятия:

-       проведение комплекса геолого-промысловых и геофизических исследований состояния пластов, эксплуатационных и поглощающих скважин и своевременное предупреждение коррозионных процессов.

План мероприятий, обеспечивающий выполнение требований охраны окружающей среды и охраны недр при проведении БОПЗ

В связи с отсутствием отрицательного воздействия на гидросферу, литосферу и биоту, будет освещена только оценка уровня воздействия на атмосферу. При проведении работ по увеличению нефтеотдачи пластов потребуется подземные, наземные, цементировочные агрегаты, смесительные ёмкости, автоцистерны для технологических операций и блок манифольдов.

В результате работы автотехники вредные выбросы будут в виде сажи, азота диоксида, серы диоксида, углерода диоксида, углеводородов (керосин).

Все выбросы не превышают ПДВ и ПДК так как весь транспорт подрядной организации периодически проходит контроль на выбросы выхлопных газов и сертифицирован.

С целью снижения рисков аварийных выбросов разработаны мероприятия, которые отражены в технологических инструкциях в разделе охраны окружающей среды и недр:

. Закачка рабочих агентов в пласт осуществляется подготовленной бригадой под руководством ответственного лица из числа ИТР, назначенного приказом по предприятию, производящему работы. До проведения закачки должны быть разработаны план производства работ на конкретной скважине и план ликвидации возможных аварий, утвержденные главным инженером предприятия.

. Технические средства, используемые для подготовки и закачки рабочих агентов, должны соответствовать требованиям ГОСТ 12.2.003-91, ОСТ 39064-78 . Не допускается использование неисправных технических средств.

. Все временные трубопроводы должны быть надежно закреплены и защищены от механических повреждений.

. При закачке химреагентов на нагнетательной линии на устье скважины должен быть установлен обратный клапан.

. Остатки химреагентов следует собирать и доставлять в специально отведенное место, оборудованное для утилизации или уничтожения.

. После закачки химреагентов до разборки нагнетательной системы агрегата должна прокачиваться инертная жидкость объемом, достаточным для промывки нагнетательной системы. Сброс жидкости после промывки должен производиться в сборную емкость.

. Категорически запрещается попадание химреагентов в водоемы, канализационные системы, почву.

. С целью исключения попадания химреагентов в воздух рабочей зоны требуется обеспечить необходимую герметичность емкостей, оборудования, коммуникаций.

. Герметичность запорной арматуры и нагнетательных линий, которые должны быть опрессованы на 1,5 - кратное ожидаемое давление нагнетания, и исключение попадания химреагентов на землю и в водоемы.

. Утилизация жидкостей, извлекаемых из скважины, в соответствии с требованиями окружающей среды.

. Наличие металлической емкости объемом не менее 25 м3 для аварийного сброса технологических жидкостей.

. Детальное ознакомление производителей работ с технологией использования химических продуктов, со свойствами этих продуктов, правилами работ с ними на промысловых объектах, контроль за проведением работ.

. Утилизация жидкостей, извлекаемых из скважины, в соответствии с требованиями окружающей среды в места захоронения отходов, согласованные с соответствующими органами Госнадзора (Роспотребнадзора, Ростехнадзора и др.).

. Для захоронения выбираются грунты, где отсутствует циркуляция грунтовых вод, в незаболоченных местах, вдали от водоемов. Основным требованием к яме или бункеру для захоронения отходов является обеспечение герметичности их, что достигается выкладыванием стенок изнутри глинистыми материалами (суглинками) или другими непроницаемыми материалами.

. Загрязненные грунты перемешиваются с песком, загружаются механизированным способом (экскаватором) и вывозятся на спецмашинах (самосвалы и др.) в места захоронения.

. При разгерметизации системы обвязки во время проведения работ под давлением необходимо немедленно прекратить закачку, стравить давление в системе обвязки, заменить рабочий раствор на воду (промыть систему с изливом в желобную или другую емкость) и провести необходимые ремонтные работы.

. При нарушении требований инструкции и техники безопасности возможны незначительные разливы реагентов, применяемых в технологическом процессе, которые локализуются у скважины в специально оборудованных, в пределах рабочей площадки приямки с непроницаемыми стенками.

. При разливе продукта на территории вокруг скважины, необходимо произвести работы по рекультивации поверхности земли в месте разлива с использованием технологий, принятых в ОАО «Удмуртнефть».

Как и на других добывающих предприятиях нефтяной компании «Роснефть», в Удмуртнефти» внедряется система экологического менеджмента (СЭМ), соответствующая международному стандарту ИСО-14001. Это позволит встать в один ряд с ведущими нефтяными компаниями в вопросах экологической безопасности. Главной целью экологического менеджмента является улучшение экологической обстановки на производственных объектах, снижение аварийности на трубопроводах, уменьшение выбросов загрязняющих веществ в окружающую среду.

Выводы по разделу


Разработка Карсовайского месторождения сопровождается неизбежным техногенным воздействием на объекты природной среды и для устранения отрицательного влияния существующей и намечаемой деятельности объектов нефтедобычи на окружающую природную среду и недра предусматривается комплекс мероприятий, направленных на ее охрану и восстановление.

Для минимизирования загрязнения ОС проводится:

разработка и создание технических средств для раздельного сброса и транспортировки карбопатно-силикатного и нефтесодержащего шлама с целью его дальнейшей переработки;

оснащение всех буровых бригад металлическими емкостями циркуляционной промывочной жидкости от шлама.

разработка экологически безопасных систем буровых растворов с низким содержанием твердой фазы;

разработка экологически безвредных смазывающих добавок для утяжеленных буровых растворов;

разработка технологии и технических средств вторичного вскрытия, исключающих получение водонефтяной эмульсии на территории скважины при освоении;

разработка эффективной технологии закачивания горизонтальных скважин, обеспечивающей повышение добывающих возможностей, с целью сокращения количества наклонно-направленных скважин;

При внедрении всех перечисленных выше мероприятий негативное воздействие на окружающую среду при строительстве скважин практически сводится к минимуму.

Заключение


В данной работе рассмотрено внедрение технологии интенсификации добычи нефти на верейско-башкирском объекте Карсовайского месторождения при помощи изменения конструкции новых (проектных) скважин с наклонно-направленных на горизонтальные и освоения их с применением технологии поинтервальной большеобъемной обработки призабойной зоны.

Проведение ПБОПЗ в горизонтальных стволах в ОАО «Удмуртнефть» и НК «Роснефть» можно с уверенностью назвать новым направлением в области разработки месторождений, поскольку опыта проведения данной технологии в Компании еще небыло. Теоретические вопросы, касающиеся проектирования и анализа разработки месторождений с применением данной технологии, являются весьма актуальными.

Увеличение начальных дебитов добывающих скважин Карсовайского месторождения возможно благодаря описанной в дипломной проекте технологии.

Применение технологии вскрытия продуктивного пласта ГС является одним из наиболее эффективных методов повышения производительности и реанимации скважин, повышения темпов отборов нефти, увеличения конечного коэффициента извлечения нефти, а проведение поинтервального БСКО, позволяет увеличить площадь фильтрации на каждом продуктивном интервале пласта, что так же приведет к росту дебитов нефти.

В результате проведения анализа эффективности бурения ГС с проведением поинтервальных БОПЗ видно, что экономический эффект достигается, в первую очередь, за счет увеличения дебита скважины.

В данной работе проведен анализ текущего состояния разработки, состояния фонда скважин, оценка эффективности ГТМ, охарактеризован действующий фонд скважин по дебитам нефти, жидкости и обводненности. Предложены к бурению два боковых горизонтальных ствола на башкирском объекте разработки Карсовайского месторождения.

Таким образом, бурение ГС с последующим проведение в них поинтервальных БОПЗ позволяет значительно увеличить начальные дебиты скважин, рентабельность освоения остаточных запасов, а в итоге увеличить коэффициент нефтеизвлечения.

В работе представлены геологическая информация, проведен анализ научных публикаций по теме дипломного проекта, дан расчет технологической эффективности при реализации проектируемого решения. Представлены планы конкретных мероприятий по обеспечению требований по охране труда, промышленной безопасности, безопасности жизнедеятельности в чрезвычайных ситуациях, охране окружающей среды и охране недр.

В экономическом разделе приведены все необходимые данные и расчет экономической эффективности от внедрения проектируемого решения, проведен расчет затрат на охрану окружающей среды и охрану труда.

Поскольку проект обеспечивает интенсификацию добычи нефти, увеличивает коэффициент нефтеизвлечения и приносит экономическую выгоду, следовательно является жизнеспособным.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ


1.  Кудинов В.И. Основы нефтепромыслового дела/Москва-Ижевск, 2004г.-728с.

2.      Кудинов В.И., Савельев В.А., Богомольный Е.И., Шайхутдинов Р.Т., Тимеркаев М.М., Голубев Р.Г. Строительство горизонтальных скважин. - М.: .Нефтяное хозяйство, 2007г.

.        Технологическая схема разработки карсовайского месторождения. - ЗАО «ИННЦ», Ижевск, 2010 - 339с.

.        Дополнение к технологической схеме разработки карсовайского месторождения. - ЗАО «ИННЦ», Ижевск, 2012 - 415с.

.        Савельев В.А., Шайхутдинов Р.Т., Тимеркаев М.М., Голубев Г.Р. Научное обоснование и сопровождение разработки трудноизвлекаемых запасов нефти горизонтальными стволами. Сборник докладов VIII Международной конференции по горизонтальному бурению (г.Ижевск, 21-22 октября)/М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004г. - 232с.

.        Строительство горизонтальных скважин. Сборник докладов V Международной научно-практической конференции по горизонтальному бурению, г. Ижевск , 23-25 октября, 2000г. - ГУП издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Москва, 2001г.

.        Бурачок А.В. Исследование взаимодействия горизонтальных боковых стволов в кусте скважин. Нефтепромысловое дело - 2005 №9, с.8-11.

.        Подготовка методик расчета и апробация показателей разработки с применением горизонтальных скважин. Отчет о НИР, ЗАО «УдмуртНИПИнефть». Ижевск, 1998г. - 73с.

.        Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности ПБ08-624-03. СПб, Деан, 2003г. - 321с.

.        Богомольный Е.И., Сучков Б.М., Савельев В.А., Зубов Н.В., Головина Т.И. Технологическая и экономическая эффективность бурения горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов. Нефтяное хозяйство - 1998г. № 3, с. 19-21.

.        Анализ горно-геологических условий, техники, технологии и эффективности строительства ГС и ГС в республике Удмуртия, критерии применения ГС и ГС. Отчет ООО «Геотех». Ижевск, 2001г.

.        Справочник по нефтепромысловой геологии. М., Недра, 1983г.

.        Методическое руководство по расчету коэффициента извлечения нефти из недр. РД 39-0147035-214-86, М.,1986г.

.        Гилязов Р.М. «Бурение нефтяных скважин с боковыми стволами», 2002г.

.        Методической руководство по проектированию, строительству и эксплуатации дополнительных (боковых) стволов скважин. РД39-0147275-057-2000, Уфа, 2000

.        Горизонтальные скважины. Бурение, исследование, эксплуатация. Материалы семинара, дискуссии 2-3 декабря 1999г., Казань «Мастерлайн», 2000

.        Савельев В.А., Струкова Н.А., Берлин А.Р. Отчет «Эффективность горизонтального бурения на месторождениях УР», 2003г.

.        Патент РФ №2097536 от 27.11.1997, авторы Кудинов В.И., Богомольный Е.И., Шайхутдинов Р.Т., Дацик М.И.

19.    Отчет о выполнении программы работ. Мониторинг состояния недр и природной среды на объектах ОАО «Удмуртнефть» за 2007 г. ОАО « Удмуртнефть». Ижевск 2008 г.-187с.

20.    Программа работ. Мониторинг состояния недр и природной среды на объектах ОАО «Удмуртнефть» на 2006-2007г. ОАО « Удмуртнефть». Ижевск 2006 г.-89с.

.        Никитин А.Н. «Анализ эффективности применения технологии БСКО с ограничением водопритока», технический совет по СНТ. - Москва, 2006г

.        Гапонова Л.М., Казанцев П.Ю., Шилов А.В. «Факторы, определяющие целесообразность проведения кислотного ГРП», Тюмень, 2003г

.        Постановление Госгортехнадзора РФ от 5 июня 2003г №56 «Об утверждении Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности», Москва, 2003г

.        Правила пожарной безопасности в Российской Федерации, ППБ-01-93.-198с.

.        Важинский Ф.И. «Вероятностный подход к вопросам образования и развития трещин при кислотном гидроразрыве пласта и БСКО», - тезисы докладов XXXVI научной конференции студентов и молодых ученых вузов южного федерального округа, Краснодар,2008

26.    Дунаев В.Ф. Экономика предприятий нефтяной и газовой промышленности. Москва, 2004г.

27.    Лысенко В.Д. Разработка нефтяных месторождений. Проектирование и анализ. - М.: ООО «Недра - Бизнесцентр», 2003. - 638 с.

28.    Желтов Ю.П. «Разработка нефтяных месторождений» ОАО «Издательства недра», 1998

Похожие работы на - Повышение эффективности разработки карбонатных коллекторов Карсовайского месторождения

 

Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу
Без плагиата!