Разработка Юрчукского месторождения

ВВЕДЕНИЕ

Нефть и российская нефтяная промышленность имеют важнейшее значение для страны и мира в целом. Россия в настоящее время занимает лидирующие позиции в мире по уровню нефтедобычи. Кроме того, Россия является одной из стран с самыми большими разведанными месторождениями нефти. Экспорт сырья (и в том числе нефти) является основной доходной статьей российского бюджета и главным условием относительной стабильности экономики.

Современный этап развития российской нефтяной промышленности характеризуется осложнением условий разработки нефтяных месторождений, определяющим фактором которого, наряду с известной диспропорцией между подготовкой запасов нефти и их извлечением, является существенное ухудшение их структуры, увеличением доли трудноизвлекаемых запасов. Последнее обусловлено как вступлением большого числа высокопродуктивных залежей и месторождений в завершающую стадию разработки, характеризующуюся интенсивным снижением добычи нефти и резким ростом обводненности добываемой продукции, так и неблагоприятными качественными характеристиками запасов нефти в залежах, вновь вводимых в разработку - коллектора низкой проницаемости, сложное строение продуктивных пластов, значительные размеры водонефтяных зон, повышенная вязкость нефти и т.д.

В курсовом проекте рассмотрены следующие вопросы: геологическая характеристика месторождения, геолого-физическая характеристика объекта разработки, анализ состояния разработки, анализ эксплуатации скважин, технико-экономическое обоснование рекомендуемых геолого-технических мероприятий.

1. Геологический раздел

скважина нефть газ буровой

1.1 Общие сведения о месторождении

Юрчукское месторождение нефти в административном отношении расположено на юге Соликамского района Пермской области, севернее г. Березники. Областной центр, г. Пермь, находится в 165 км южнее месторождения (рис. 1.1 <file:///C:\Users\Поплыгин\Desktop\Рисунки\Рис_1.1.doc>).

Связь с областным центром осуществляется по железной дороге Пермь Соликамск. Рядом с месторождением проходит автодорога Пермь - Чусовой - Березники - Соликамск. Кроме того, в летнее время развита довольно густая сеть грунтовых дорог.

В геоморфологическом отношении территория представляет собой всхолмленную равнину, прорезанную на западе рекой Кама. Наблюдается постепенное повышение рельефа с запада на восток.

Речная сеть представлена многочисленными мелкими притоками реки Камы.

Большая часть площади (80%) покрыта лесом хвойных и лиственных пород, характерна заболоченность пойменных участков рек.

Климат района умеренно-континентальный с продолжительной зимой и относительно теплым летом. Среднегодовая температура воздуха составляет около плюс 0,70С, максимальная - плюс 370С (июль), минимальная минус 480С (январь).

Среднегодовое количество осадков около 633 мм, большая их часть выпадает с апреля по октябрь - 73%. Максимальная глубина снегового покрова достигает 80 - 90 см, грунт промерзает на глубину до 176 см. Безморозный период составляет 80 - 105 дней.

Преобладающее направление ветров южное и юго-западное.

Экономика Соликамского района основывается на добыче и переработке калийных солей. Юрчукское нефтяное месторождение расположено на территории Верхнекамского месторождения калийных солей (ВКМКС).

Большое развитие в районе получили нефтедобывающая, химическая и целлюлозно-бумажная промышленность, цветная металлургия, лесоразработка и переработка древесины.

Помимо калийно-магниевых солей и нефти, на территории производственного комплекса добываются алмазы и золото (бассейн рек Вишеры и Камы). Из местных строительных материалов разрабатываются кирпичные глины, пески, гравийно-галечные отложения.

Ближайшими нефтяными месторождениями, запасы которых утверждены ГКЗ РФ, являются: Логовское, Сибирское, Уньвинское и Чашкинское.

Нефть с Юрчукского месторождения поступает на перекачивающую станцию «Чашкинское» и далее по магистральному нефтепроводу на Каменноложскую УППН, а затем на ООО «ЛУКОЙЛ-ПНОС».

Энергоснабжение района осуществляется от Уральской энергетической системы. Непосредственное энергоснабжение месторождения ведется от трансформаторной подстанции 110/6кВ «Юрчукская».

Источником производственно-противопожарного водоснабжения является 15 гидрогеологических скважин средней глубиной до 30 метров, пробуренных на территории месторождения, и воды ливнево-сточной канализации, прошедшие соответствующую очистку.

Хозяйственно-питьевое водоснабжение осуществляется от водовода Ду=600 мм «Усолка - Березники».

Юрчукское месторождение открыто в 1976 году в результате поисково-разведочного бурения.

Промышленная нефтеносность на месторождении приурочена к терригенным отложениям визейского яруса (пласты Тл2-а, Бб, Мл) и карбонатным отложениям башкирского (пласты Бш1, Бш2, Бш3) и турнейско-фаменского (пласт Т-Фм) ярусов.

С 1978 г. месторождение введено в разработку.

Рис. Выкопировка из обзорной карты Пермского края

1.2 Геолого-физическая характеристика

Тульский горизонт. Пласт Тл2-а.

Нефтенасыщенная часть пласта довольно слабо освещена представительным керном - немногочисленными образцами из 7 скважин, из них в одной (скв. 45) на Южном куполе.

В нефтенасыщенной части это песчаники мелкозернистые алевритистые слабо глинистые и алевролит песчаный слабо глинистый.

На Северном поднятии средние пористость и проницаемость нефтенасыщенной части пласта 13,8% по 13 определениям и 42,3*10-3 мкм2 по 11 определениям, на Южном поднятии - 13,8% по 13 определениям и 6,2*10-3 мкм2 по 1 определению. Коэффициенты вариации пористости 0,04.

Бобриковский горизонт

Пласт Бб

Этот пласт наиболее полно охарактеризован керном.

Нефтенасыщенная часть пласта освещена представительным керном на Южном куполе в 5 скважинах (полнее других - в скв.: 17 и 201), и в 25 скважинах - на Северном (более полно - в скв.: 39, 41, 48, 77, 213, 220, 705 - на долю этих семи скважин приходится чуть более половины представительных определений пористости).

В нефтенасыщенной части на Южном куполе это песчаники, по составу - среднемелкозернистые, алевритистые, слабо глинистые. На Северном - значительно преобладают песчаники среднемелкозернистые, алевритистые, слабо известковисто-глинистые; распространены также песчаники мелкосреднезернистые, слабо глинистые, реже - алевролиты песчаные слабо глинистые.

Средние значения пористости и проницаемости нефтенасыщенной части пласта на Южном куполе - 17,3% по 86 определениям и 352,9*10-3 мкм2 по 108 определениям. Коэффициенты вариации пористости и проницаемости 0,135 и 0,83. Распределение проницаемости имеет максимум в интервале 250-500*10-3 мкм2.

На Северном куполе получены значения средней пористости и проницаемости - 17,5% по 621 определению и 426,9*10-3 мкм2 по 578 определениям. Коэффициенты вариации соответственно 0,159 и 0,93. Распределение проницаемости нестабилизированное асимметричное с максимумом в интервале 250-500*10-3 мкм2.

Радаевский горизонт

Пласт Мл

Нефтенасыщенная часть пласта представлена керном из трех скважин, полнее других - из скв.72 (более половины определений). Все скважины - на Северном куполе.

Нефтенасыщенная часть пласта, по данным микроописаний, сложена примерно в равном соотношении песчаниками мелкозернистыми и мелкосреднезернистыми. Мелкозернистые и среднемелкозернистые песчаники, нередко с алевритовой примесью, сложены полуокатанными, плохо и хорошо окатанными, угловатыми кварцевыми зернами, сцементированными, как правило, с помощью уплотнения зерен.

Средние пористость и проницаемость нефтенасыщенной части пласта высокие (лучше, чем в других продуктивных пластах) - 19,8% и 776,5*10-3 мкм2 по 26 определениям. Коэффициенты вариации пористости и проницаемости 0,103 и 0,59 (выборки однородные). Распределение проницаемости нестабилизированное асимметричное с максимумом в интервале 500-1000*10-3 мкм2

1.3 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов

Экспериментальные исследования коэффициента вытеснения (Квт) проведены в лаборатории исследования пород и флюидов в соответствии с требованиями ОСТа 39-195-86.

Модель пласта комплектуется из 7-11 образцов диаметром 0.026 м, общая длина ее достигает 0.26 м. Предварительно в каждом образце создается остаточная водонасыщенность методом капилляриметрии. Порядок компоновки составной модели принимается таким, что по направлению вытеснения каждый последующий образец имеет меньшую проницаемость. Отклонение проницаемости отдельных образцов от средней для модели не превышает 30%. При определении линейной скорости вытеснения учитывается соблюдение известных критериев подобия p1 и p2, расход воды поддерживается постоянным. Опыты проводятся на установке УИПК-1М с нефтями конкретных пластов. Перед процессом непосредственного вытеснения модель выдерживается при термобарических условиях, близких пластовым. Закачка воды в модель пласта ведется при скоростях, близких к реальным, до полного отсутствия нефти в вытесняемой жидкости и производится обычно в количестве 20-30 поровых объемов. Коэффициент вытеснения рассчитывается по объему вытесненной в ловушку нефти и водонасыщенности каждого из образцов после опыта, измеряемой в аппаратах Закса ЛП-4. Далее находится зависимость Квт от коэффициента подвижности (Кподв), представляющего отношение проницаемости коллектора по нефти (Кпр) к вязкости нефти (). На основании этой зависимости по значениям средней проницаемости, определенной в результате гидродинамических исследований, и вязкости нефти рассчитывается коэффициент вытеснения пласта в целом или его отдельных объектов разработки.

Башкирские отложения. Коэффициент вытеснения был определен экспериментально на трех моделях проницаемостью 0.167, 0.134 и 0.043 мкм2. Вязкости использованных в опытах моделей нефти были соответственно 10.8, 10.2 и 13.0 мПа*с. Температура проведения опытов поддерживалась около 24.5 0С. Коэффициенты вытеснения моделей составили соответственно 0.625, 0.618 и 0.535 д.ед., причем для модели с проницаемостью 0.043 мкм2 значение Квт=0.535 является средним по двум определениям.

Данные определения коэффициента вытеснения башкирских отложений Юрчукского месторождения тесно коррелируют с результатами определения коэффициентов вытеснения для этих же отложений Логовского и Уньвинского месторождений Соликамской депрессии, расположенных соответственно севернее и южнее Юрчукского. По совокупности данных 6 моделей трех месторождений рассчитана следующая зависимость коэффициента нефтевытеснения от коэффициента подвижности:

Квт=0.0503 Ln Кподв + 0.8247

с высоким коэффициентом корреляции R=0.98.

На основании полученной зависимости при одинаковой вязкости нефти башкирских пластов Юрчукского месторождения, равной 10.86 мПа*с, рекомендуются следующие значения коэффициента вытеснения: пласт Бш1 с проницаемостью 0.055 мкм2 - Квт=0.559 д.ед., пласт Бш2 с проницаемостью 0.033 мкм2 - Квт=0.533 д.ед., пласт Бш3 с проницаемостью 0.027 мкм2 - Квт=0.523 д.ед..

Определения смачиваемости выполнены для 7 образцов из нефтенасыщенной части. Показатель смачиваемости М изменяется в диапазоне 0.07-0.54 и в среднем равен 0.28, что позволяет охарактеризовать поверхность башкирских пород как преимущественно гидрофобную.

Ввиду одинаковой проницаемости пласта Бш1 в северном и южном районе использована одна кривая капиллярного давления. Расчеты относительных фазовых проницаемостей произведены при значении остаточной нефтенасыщенности (Кон), определенном через коэффициент вытеснения Квт и начальную нефтенасыщенность (Кнн) по формуле:

Кон = Кнн(1-Квт)

Для визейских терригенных отложений коэффициент вытеснения определен методом приближенного лабораторного моделирования на 5 моделях, из которых одна модель проницаемостью 0.004 мкм2 составлена из образцов тульских отложений, три модели проницаемостью 0.642, 0.236 и 0.098 мкм2 - из образцов тульского и бобриковского пластов, одна модель проницаемостью 0.004 мкм2 - из образцов малиновского пласта. Вязкость использованных в опытах моделей нефти была в диапазоне 1.09-1.27 мПа*с. Температура проведения опытов - 280С.

По результатам проведенных экспериментов построена зависимость коэффициента нефтевытеснения от коэффициента подвижности для визейских терригенных отложений:

Квт=0.0322 Ln Кподв + 0.7516, R=0.99

Определения смачиваемости выполнены для 15 образцов из нефтенасыщенной части. Показатель смачиваемости М изменяется в диапазоне 0.01-0.49 и в среднем равен 0.12, что характеризует поверхность визейских терригенных отложений как гидрофобную.

Турнейско-фаменские отложения. Коэффициент вытеснения был определен экспериментально на модели проницаемостью 0.008 мкм2. Вязкость нефти была 1.75 мПа*с, температура проведения опыта поддерживалась 28.5 0С. Коэффициент вытеснения модели составил 0.619 д.ед.

Данные определения коэффициента вытеснения турнейско-фаменских отложений Юрчукского месторождения были дополнены результатами определения Квт для турнейско-фаменских отложений соседних месторождений южной части Соликамской депрессии: Шершневское - модель проницаемостью 0.025 мкм2, вязкость нефти 4.14 мПа*с; Уньвинское 2 модели проницаемостью Кпр=0.012 и 0.006 мкм2, вязкость нефти 1.31 мПа*с; Пихтовское - 4 модели Кпр=0.011, 0.010, 0.008 и 0.002 мкм2, вязкость нефти была в диапазоне 0.80-0.98 мПа*с. По этой совокупности данных рассчитана следующая зависимость коэффициента нефтевытеснения от коэффициента подвижности:

Квт=0.0348 Ln Кподв + 0.7854, R=0.76

На основании полученной зависимости для турнейско-фаменских отложений Юрчукского месторождения с проницаемостью 0.021 мкм2 и вязкостью нефти 1.75 мПа*с рекомендуется Квт=0.631.

Определения смачиваемости выполнены для 3 образцов из нефтенасыщенной части. Показатель смачиваемости М изменяется в диапазоне 0.05 - 0.38 и в среднем равен 0.24, что характеризует поверхность турнейско-фаменских отложений как преимущественно гидрофобную.

1.4 Физико химические свойства нефти, газа,воды

 

.4.1 Физические свойства и химический состав пластовой нефти и газа

Изучение физико-химических свойств нефти и газа на месторождении проводилось с 1976 по 2001 гг.

Наиболее полно охарактеризованы глубинными пробами отложения бобриковского и турне-фаменского пластов.

При совместном опробовании получены качественные пробы из пластов Бш1, Бш2 и Бш3.

Собственных глубинных проб нефти из тульской залежи не получено. Качественные глубинные пробы при совместном опробовании пластов Тл2-а и Бб1 отобраны в скв. 213. Из отложений радаевского горизонта представительные глубинные пробы получены лишь в скв. 72.

Товарная характеристика нефти представлена по всем промышленно-нефтеносным объектам. Всего изучено 133 глубинных пробы, в том числе 64 качественных, и 79 устьевых проб нефти.

Ниже подробно изложены свойства и состав нефти и газа по визейским отложениям.

Пласт Тл2-а

Отдельно из тульского горизонта пластовая нефть не отбиралась.

Из скв. 212 (81 г.) и 213 (79 г.) были получены глубинные пробы нефти при совместном опробовании пластов Тл2-а и Бб1. Скв. 212 была плохо подготовлена к отбору, поэтому все пробы оказались частично дегазированными.

В скв. 213 было отобрано 2 глубинные пробы, по соотношению давлений отбора, открытия и насыщения одна признана качественной. Физические параметры пластовой нефти, полученные при анализе данной пробы, близки характеристикам пластовой нефти бобриковского горизонта, предполагаем близость свойств нефти в пластах Тл2-а и Бб1. Поэтому в технологической схеме для нефти из пласта Тл2-а на обоих поднятиях рекомендуется использовать усредненные данные по нефти пластов Тл2-а+Бб1, Бб1 (Северного поднятия), Бб1 (Южного поднятия): давление насыщения - 12.72 МПа, объемный коэффициент, в зависимости от метода дегазации, составляет - 1.258-1.204, газонасыщенность нефти при КД - 110.1 м3/т, при ДД - 94.7 м3/т. Нефть как в пласте, так и после разгазирования легкая (0.765 и 0.829 г/см3) и маловязкая (1.17 мПа*с и 6.63 мм2/с).

Устьевая нефть тульского горизонта представлена собственной пробой из скв. 77. По результатам ее анализа нефть классифицируется как легкая (0.836 г/см3), маловязкая (6.96 мм2/с), смолистая (10.73%), парафинистая (3.79%), сернистая (0.92%).

Растворенный в нефти газ состоит преимущественно из высокомолекулярных компонентов 51.66-42.87% (в зависимости от метода извлечения), легких компонентов в нем соответственно меньше: азота 14.36-16.55%, метана - 33.98-40.58%. Газ такого состава классифицируется как малометановый, среднеазотный, высокожирный. Сероводород в газе не обнаружен.

Пласт Бб

В структурном отношении бобриковская залежь подразделяется на Северную и Южную. Пластовую нефть на Северном поднятии отбирали в скв. 28, 39, 46, 47, 48, 211, 219.

В 1978 г. из скв. 28 были отобраны 2 глубинные пробы нефти, обе находились в однофазном состоянии и признаны представительными. Давление насыщения их в среднем составило 13.05 МПа. В следующем году был произведен повторный отбор из этой же скважины, параметры пластовой нефти, полученные при анализе качественных глубинных проб (Рнас 13.05 МПа), лишь подтвердили характеристику нефти, полученную ранее. Два года спустя из скв. 28 был произведен третий отбор, все пробы признаны представительными. Вновь полученная характеристика пластовой нефти аналогична параметрам нефти, выявленным ранее, поэтому можно заключить, что нефть, отобранная в 1981 г., не изменила своего качества (Рнас - 13.3 МПа). По усредненным данным газонасыщенность нефти из скв. 28 составляет 113.0 (при КД) и 97.2 м3/т (при ДД), отношение объема пластовой нефти к объему разгазированной составляет 1.259-1.205, плотность нефти при разгазировании изменяется от 0.770 г/см3 до 0.833 г/см3, вязкость - от 1.23 мПа×с до 7.14 мм2/с.

В скв. 46 отбор глубинных проб нефти производился трижды. Первично полученные пробы находились в двухфазном состоянии, поэтому признаны некачественными. В двух последующих отборах параметры нефти близки. По усредненным данным одна тонна нефти содержит 108.6-93.4 м3 газа, ее объем при разгазировании изменяется в 1.254-1.200 раза, плотность при этом увеличивается с 0.770 до 0.833 г/см3.

В 1979 г. из скв. 48 был произведен отбор глубинных проб, все пробы признаны качественными, давление насыщения их в среднем составило 12.75 МПа, газонасыщенность - 109.1-93.8 МПа, объемный коэффициент - 1.252-1.198.

Скв. 47 расположена вблизи контура нефтеносности, поэтому параметры пластовой нефти, полученные при анализе представительных проб, резко отличаются от характеристик нефти в остальных скважинах: Рнас 9.8 МПа, газонасыщенность - 89.9-77.2 м3/т. Несмотря на это, параметры нефти из данной скважины включены в расчет средних по пласту Бб1 Северного поднятия, так как они согласуются с гипсометрическим положением скважины на структуре.

Все глубинные пробы, отобранные из скв. 211 в 1980 и 1981 гг., содержали свободный газ, поэтому параметры пластовой нефти, полученные по ним, признаны недостоверными и в расчет средних не включены.

Параметры пластовой нефти, полученные при анализе представительных глубинных проб, отобранных в скв. 219, близки характеристикам нефти из вышеупомянутых скважин: Рнас - 13.25 МПа; газонасыщенность - 114.9-98.8 м3/т; ее плотность и вязкость в пластовых условиях составили 0.765 г/см3 и 1.1 мПа*с.

В скв. 39 отбор производили дважды: в феврале и марте 1984 г. Из 10 полученных глубинных проб нефти лишь две находились в однофазном состоянии. В среднем давление насыщения в представительных пробах составляет 12.8 МПа. При дегазировании одной тонны нефти из нее выделяется 114.6-98.6 м3 газа; объем при этом уменьшается в 1.277-1.222 раза.

В целом по залежи давление насыщения в представительных пробах изменялось от 9.8 МПа (скв. 47) до 13.25 МПа (скв. 219). По площади залежи плотность нефти в пластовых условиях колеблется незначительно: в северной скв. 39 плотность минимальна 0.760 г/см3, в центре структуры (скв. 219) увеличивается до 0.765 г/см3, на юге поднятия (скв. 46, 47, 48) возрастает до 0.770 - 0.774 г/см3. Величина вязкости нефти в условиях пласта по площади поднятия варьирует также незначительно (1.08-1.36 мПа×с).

Давление насыщения в среднем по залежи составило 12.41 МПа; газа из нефти при различных методах извлечения выделяется от 108.4 до 93.2 м3/т; объем ее после дегазирования уменьшается в 1.255-1.201 раза. Нефть легкая и в условиях пласта (0.769 г/см3) и в разгазированном состоянии (0.832 г/см3). По величинам вязкости она относится к классу маловязких (1.22 и 7.06 мм2/с, соотвественно).

Свойства поверхностной нефти на Северном поднятии представлены пробами, отобранными в скв. 28, 39, 46, 47, 48, 73, 74, 211, 219.

Пробы из скв. 73, 74, 219 были сильно обводнены, в результате чего оказались завышены значения плотности (0.856-0.866 г/см3), вязкости (10.85-15.33 мм2/с), температуры начала кипения по отношению к пробам из необводненных скважин, поэтому данные характеристики обводненной нефти в расчет средних не приняты. Остальные параметры нефти во всех пробах близки. По усредненным данным нефть Северного поднятия бобриковской залежи легкая (0.839 г/см3), маловязкая (7.67 мм2/с), смолистая (9.75%), парафинистая (4.03%), сернистая (0.92%), с высоким выходом светлых фракций (47%).

Соответствующий нефти газ малометановый (34.54% (при КД) и 41.30% (при ДД)), среднеазотный (12.46-14.48%), высокожирный (52.93-44.07%). Сероводорода в пробах не обнаружено.

На Южном поднятии свойства пластовой нефти изучены в меньшей степени.

Глубинные пробы отбирали трижды в скв. 17 (1976, 78, 81 гг.), в скв. 201 (80 г.) и скв. 205 (81 г.). Всего было проанализировано 23 пробы, 14 из них признаны представительными.

Физические параметры пластовой нефти в качественных пробах близки: Рнас варьирует в небольших пределах 13.25-14.24 МПа. Плотность и вязкость нефти в условиях пласта для всех скважин сопоставимы (0.760-0.765 г/см3, 1.05-1.24 мПа*с). После разгазирования характеристики нефти также близки.

Установленно, что в 1 тонне пластовой нефти бобриковского горизонта Южного поднятия содержится 115.23-99.1 м3 газа, объемный коэффициент при этом равен 1.267-1.208. Как в пластовых условиях, так и после разгазирования нефть легкая (0.762 и 0.824 г/см3) и маловязкая (1.13 мПа*с и 6.06 мм2/с).

Сепарированная нефть Южного поднятия (скв. 1-р, 17, 201, 205), в сравнении с устьевой нефтью Северного поднятия, более легкая (0.830 против 0.839 г/см3), менее вязкая (3.05 против 7.67 мм2/с), с меньшим содержанием асфальто-смолистых (8.06 против 10.54%) и сернистых (0.59 против 0.92%) соединений, с большим выходом светлых фракций (49 против 47%).

В целом по поднятию нефть легкая, маловязкая, малосмолистая (7.67%), парафинистая (4.45%), с высоким содержанием светлых фракций.

Растворенный в нефти газ обогащен высокомолекулярными компонентами (53.6-44.61%), на долю метана приходится лишь 31.87-38.67%, азота в нем 14.49-16.67%. Сероводород в газе не обнаружен.

Пласт Мл

Пластовая нефть представлена качественными пробами из скв. 72. По результатам их анализа в зависимости от метода дегазации из нефти выделилось от 112.6 м3/т до 96.4 м3/т газа. Объем нефти после разгазирования изменяется в 1.264-1.207 раза, вязкость и плотность при этом возрастают от 1.85 мПа*с, 0.769 г/см3 до 7.97 мм2/с, 0.831 г/см3.

Проба поверхностной нефти отобрана на устье той же скважины, что и глубинные пробы. По результатам ее анализа нефть легкая (0.832 г/см3), маловязкая (6.04 мм2/с), смолистая, парафинистая, сернистая, с высоким выходом светлых фракций.

В зависимости от метода дегазации содержание метана в растворенном газе менялось от 35.97 до 40.05%, азота - 10.40-12.52%. В нем довольно высокое содержание высокомолекулярных компонентов (53.08-46.86%). Сероводород не обнаружен.

1.4.2 Физические свойства и химический состав подземных вод

Согласно схемы гидрогеологического районирования Юрчукское месторождение расположено на восточной окраине Восточно-Русского артезианского бассейна, в пределах Предуральского артезианского бассейна второго порядка. Изучаемая территория относится к Предуральскому сложному бассейну пластовых (блоково-пластовых) безнапорных и напорных вод. По условиям формирования подземного стока изучаемый район четко подразделяется на три гидрогеологических этажа: в надсолевой части разреза - этаж местного стока (I) и этаж регионального стока (II); в подсолевой части разреза - этаж местного глубокого стока (III). По условиям взаимосвязи водоносных комплексов с земной поверхностью первые два этажа соответствуют зонам активного и затрудненного водообмена с земной поверхностью. Третий гидрогеологический этаж, включающий все газонефтеводоносные комплексы (ГНВК) палеозоя, соответствует зоне весьма затрудненного водообмена. От верхних этажей он отделен глинисто-ангидритово-галогенными отложениями иренского горизонта толщиной до 715 м (В.З.Хурсик и др., 1974, 1977-1984гг.).

Термодинамические условия исследуемого района, необходимые для расчетов объемного коэффициента и вязкости подземных вод, оценивались по эмпирическим зависимостям начального пластового давления (Р, МПа) и начальной температуры (Т,°С) от глубин их измерения (Н, м):

Р = 0,0104 * Н + 0,006; r = 0,92

Т = 0,0109 * Н + 5,6

Объемный коэффициент рассчитывался с учетом рекомендаций Ю.П. Гаттенбергера, коэффициент сжимаемости - по формулам В.Н. Щелкачева и В.Н. Мамуна (1959, 1961) с применением графика Джонса-Додсона-Стендинга, а вязкость воды в пластовых условиях - по зависимости М.И. Зайдельсона и А.И. Чистовского (1960). Степень насыщения вод сульфатами кальция определялась по методике А.И. Чистовского [24].

Пластовые воды палеозойских отложений представлены высокометаморфизованными (отношение rNа/rСl = 0,62 - 0,76) рассолами хлоркальциевого типа. Вниз по разрезу наблюдается уменьшение вязкости и коэффициента сжимаемости.

Подземные воды тульско-бобриковских отложений характеризуются низкой сульфатностью. Пластовые воды башкирских и турнейско-фаменских отложений, в основном, полностью насыщены сульфат-ионом, насыщение по Чистовскому составляет 82 - 98,7% и 66- 126%, соответственно.

Пластовые воды продуктивных горизонтов являются потенциальным промышленным сырьем по содержанию целого ряда ценных компонентов: иода, брома, магния, калия, стронция и лития. В целом по разрезу можно отметить, что приведенные гидрохимические показатели свидетельствуют о благоприятных условиях для сохранения углеводородных залежей в толще палеозойских отложений.

Судя по немногочисленным данным, попутно-добываемые воды Юрчукского месторождения отличаются крайне разнообразным составом. Большинство проб разбавлено закачиваемыми водами и имеют нехарактерный состав, но встречаются и воды пластового облика (в двух пробах из девяти). Степень разбавления такова, что даже магний, превышавший кондиционное значение в пластовых водах башкирского и турнейско-фаменского продуктивных пластов в 4,5-13 раз, в трех пробах из шести не кондиционен. В попутно-добываемых водах тульско-бобриковского продуктивного пласта содержание магния уменьшилось, но представляет практический интерес. Иод сохраняет промышленную кондицию только в двух, бром - в трех пробах из девяти.

 

1.5 Запасы нефти, газа,

Юрчукское месторождение открыто в 1976 году в результате поисково-разведочного бурения.

Запасы УВ утверждены ГКЗ СССР (протоколы: №9236 от 20.05.1983г. и № 10742 от 17.11.1989 г.).

В период с 1990 по 2006 г. месторождение разрабатывалось по утвержденной технологической схеме.

В 1998 году на Южном поднятии Юрчукского месторождения ООО «НОВИК» были проведены сейсморазведочные работы, по результатам которых значительно изменились представления о его форме и размерах, которые увеличились в два раза.

Результаты глубокого бурения в комплексе с сейсморазведкой позволили уточнить строение Юрчукского месторождения, что внесло коррективы в оценку запасов нефти.

Последний промышленный подсчет запасов нефти и газа произведен по состоянию на 1.01.2003 г. объемным методом. В основу подсчета запасов положены подсчетные планы по кровле нефтяных пластов и карты эффективных нефтенасыщенных толщин, построенные по данным бурения опорных, параметрических, разведочных и эксплуатационных скважин с учетом сейсморазведки. Запасы нефти и растворенного газа утверждены ЦКЗ (Протокол № 422 от 22 июня 2004 г.), поставлены на баланс РГФ.

Начальные балансовые и извлекаемые запасы нефти пласта Бш1 составляют:

по категории В+С1 - 6160 / 1712 тыс.т.,

по категории С2 - 2688 / 747 тыс.т.

Начальные балансовые / извлекаемые запасы нефти пласта Бш2 отнесены к категориям В+С1 и С2 и составляют:

по категории В+С1 - 5081 / 1411 тыс.т.,

по категории С2 - 2326 / 648 тыс.т.

Начальные балансовые / извлекаемые запасы нефти пласта Бш3 отнесены к категориям В и С2 и составляют:

по категории В - 6168 / 1715 тыс.т.,

по категории С2 - 616 / 171 тыс.т.

По пласту Тл2-а начальные балансовые / извлекаемые запасы нефти составили:

по категории С1 - 1815 / 252 тыс.т.,

по категории С2 - 700 / 98 тыс.т.

По пласту Бб начальные балансовые / извлекаемые запасы нефти составили:

по категории В+С1 - 19823 / 9672 тыс.т.,

по категории С2 - 11409 / 4104 тыс.т.

По пласту Мл начальные балансовые / извлекаемые запасы нефти составили:

по категории С1 - 66 / 13 тыс.т.,

по категории С2 - 123 / 24 тыс.т.

Начальные балансовые / извлекаемые запасы нефти пласта Т-Фм оценены по категориям В и С2 и составляют:

по категории В - 3964 / 1189 тыс.т.,

по категории С2 - 89 / 27 тыс.т.

В целом по месторождению начальные геологические / извлекаемые запасы нефти по промышленным категориям В+С1 составляют - 43077 / 15964 тыс.т., по категории С2 - 17951 / 5819 тыс.т.

1.6 Осложняющие факторы геологического строения разреза на данном месторождении

Геологический разрез Юрчукского месторождения, изученный на глубину 2735 м (скв.16-огн) по материалам бурения параметрических, опорных, разведочных и добывающих скважин, является типичным для месторождений Соликамской впадины и представлен четвертичными отложениями, пермской, каменноугольной и девонской системами, и отложениями вендского комплекса.

Юрчукское нефтяное месторождение расположено на Березниковском выступе, в центральной части Соликамской впадины в зоне внутренних участков ККСВ.

В основу стратиграфического деления разреза положена Унифицированная стратиграфическая схема Русской платформы (Восточный район, Волго-Уральская область, 1988 г.).

Отложения вендского комплекса представлены переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Вскрытая толщина 98 м.

Девонская система представлена в разрезе средним и верхним отделами.

Отложения среднедевонского возраста, которые несогласно залегают на породах вендского комплекса, представлены эйфельским и живетским ярусами. Толщина 30-47м.

Отложения эйфельского яруса, представлены переслаиванием алевролитов и аргиллитов, иногда переходящие в песчаники.

Живетский ярус сложен аргиллитами и алевролитами, с редкими прослоями песчаников.

В составе нижне-среднефранского подъяруса выделяются: нижняя терригенная пачка (пашийского и тиманского возраста) и верхняя битуминозно-глинистая карбонатная пачка (саргаевского и доманикового возраста).

Терригенная пачка представлена неравномерно глинистыми алевролитами с прослоями песчаников. В кровле тиманского горизонта выделяются прослои плотных известняков. Толщина пашийского горизонта - 4,0-16,0 м, тиманского 8,0-23,0 м.

Карбонатная пачка сложена плотными темно-коричневыми битуминозно-глинистыми известняками, толщина 46-53 м.

Франско-фаменская карбонатная толща верхнедевонской системы сложена известняками, прослоями доломитизированными, участками битуминозными.

Генетический анализ карбонатных отложений франско-турнейского комплекса по скважинам Сибирского месторождения, образовавшегося в идентичных с Юрчукским месторождением условиях, позволил сделать вывод о мелководных обстановках их седиментации в условиях подводного размыва на значительном удалении от источников сноса терригенного материала. На мелководные условия указывают и прослои терригенных глинистых пород в разрезах фаменских и турнейских отложений.

В позднедевонскую эпоху территория современной Соликамской впадины представляла собой крупный архипелаг среди глубоководного шельфа, образованный рифовыми массивами островного типа различной величины или их группами. Юрчукское поднятие является структурой облекания двух рифогенных тел, расположенных на едином основании, сложенных водорослевыми известняками нередко доломитизированными с биогермной структурой.

Эти породы, как правило, развиты на бровке мелководного шельфа и по периферии палеоподнятий и образуют структурно-выраженные геологические тела, находящиеся гипсометрически выше одновозрастных им отложений других фациальных типов. Водорослевые известняки выделены в фацию «рифы», характерными признаками которых являются: обилие одиночных и колониальных форм каркасостроителей; отсутствие седиментационной слоистости; выполнение пустот в известняках инкрустационными корками; автохтонность прослоев обломочных известняков среди водорослевых; явно вторичное происхождение доломитов из водорослевых известняков с сохранением реликтовых органогенных структур. Высота рифогенных построек более 500 м (скв.29).

Мощность отложений франского яруса составляет 260-299 м, фаменского - 157-243 м.

Каменноугольная система представлена в разрезе нижним, средним и верхним отделами.

На значительной территории Юрчукского месторождения турнейские отложения размыты в период предвизейского перерыва в осадконакоплении. Они представлены карбонатными и глинистыми отложениями, толщина изменяется от 0 до 30 м.

К проницаемым разностям турнейско-фаменских отложений приурочена залежь нефти (пласт Т-Фм).

Нижняя часть визейского яруса сложена породами радаевского, бобриковского и тульского горизонтов.

Палеогеографические и фациальные обстановки в период с радаевского по раннетульское время были благоприятны для формирования терригенных коллекторов. Территория исследования представляла собой прибрежную зону морского бассейна. В переносе, перераспределении и аккумуляции обломочного материала большая роль принадлежала энергии движения водных масс. В этих условиях трансгрессивно-регрессивного перемещения береговой линии происходило накопление песчаников и формирование песчаных пластов, что обусловило полифациальное строение визейской терригенной толщи.

Радаевский горизонт сложен песчаниками и аргиллитами. Песчаники, преимущественно, мелкозернистые, глинистые, встречены в единичных скважинах. Толщина отложений горизонта колеблется от 2 до 20 м.

В целом для радаевского времени характерна общая регрессивная направленность в осадконакоплении. Структурные и текстурные особенности свидетельствуют о том, что эти породы представляют собой осадки старичных, пойменных и болотных фаций.

Бобриковский горизонт сложен, в основном, кварцевыми песчаниками, алевролитами. Толщина 16-33 м.

На раннебобриковское время приходится максимальная за всю историю визейского осадконакопления регрессия. Речные долины значительно расширяются, а выполняющие их аллювиальные песчаники образуют мощные (10-15м) пачки и отличаются наиболее грубозернистым составом и латеральной выдержанностью. Бобриковские отложения Юрчукского месторождения представлены, преимущественно русловыми фациями.

В позднебобриковское время в истории визейского осадконакопления наметилась общая трансгрессивная направленность. Значительно ослабевает активность речной деятельности, уже доминируют пойменные и болотные фации.

В отложениях тульского горизонта выделяются терригенная и карбонатная пачки (в верхней части разреза). Терригенные отложения представлены алевролитами, аргиллитами и песчаниками, а карбонатные - в основном известняками. Толщина соответственно до 18,0 и 13,0 м.

Тульские терригенные отложения представлены, в основном, переслаивающимися аргиллитами и алевролитами, структурно-текстурные и другие диагностические признаки которых, отмечаемые в описаниях керна, позволяют отнести их к фациям болот, приморских озер, заливов, лагун и зон слабых волнений прибрежно-лагунного мелководья. Песчаные пласты, отмечаемые в разрезах скважин, относительно изолированы от окружающих их глинисто-алевритовых отложений и часто являются литологически замкнутыми ловушками. Это указывает на то, что они сформировались в иной, чем речная обстановке, скорее всего в условиях прибрежно-морского мелководья, свидетельством чего служат и такие их признаки, как хорошая отсортированность, тонкозернистость, известковистость, косоволнистая слоистость и положение в разрезе между лагунными фациями. Для такой обстановки характерны фации речных выносов в море, различные формы песчаных аккумулятивных тел типа кос, баров, подводных валов и т. п. образований, отлагавшихся под воздействием течений и волнений.

К терригенным отложениям визейского яруса приурочены залежи нефти (пласты Тл2-а, Бб, Мл).

Верхняя часть визейского яруса представлена известняками окского надгоризонта. Толщина отложений 93-161 м.

Отложения серпуховского яруса представлены известняками и доломитами с прослоями ангидритов. Толщина 83-123 м.

В среднекаменноугольном отделе выделяются башкирский и московский ярусы.

К известнякам башкирского яруса приурочена промышленно значимая залежь нефти. Толщина отложений 41-78 м.

Московский ярус в составе верейского, каширского, подольского и мячковского горизонтов представлен известняками и доломитами с прослоями аргиллитов. Промышленной нефтеносности в этих отложениях не установлено. толщина около 250 м.

Верхнекаменноугольные отложения представлены доломитами с прослоями известняков толщиной 43-119 м.

Нижний отдел пермской системы сложен отложениями сакмарского, ассельского, артинского и кунгурского ярусов.

Отложения сакмарского, ассельского и артинского ярусов представлены в нижней части известняками серыми и темно-серыми, местами окремнелыми, в верхней - мергелями, ангидритами, реже песчаниками. Общая толщина около 511 м.

Отложения кунгурского яруса представлены филипповским и иренским горизонтами.

Филипповский горизонт представлен чередованием мергелей, известняков, доломитов и ангидритов общей толщиной 42-80 м.

В отложениях иренского горизонта выделяются соляная и глинисто-ангидритовая толщи.

Соляная толща подразделяется на переходную пачку, покровную каменную соль, сильвинит-карналлитовую, сильвинитовую пачки и подстилающую каменную соль.

Переходная пачка представлена двумя пластами каменной соли и двумя пластами мергеля. Покровная каменная соль сложена мелко-зернистыми разностями с полосчатой текстурой. Сильвинито-карналлитовая пачка состоит из девяти пластов калийных и калийно-магниевых солей (от Б до К). В сильвинитовой пачке выделяется полосчатый сильвинитовый пласт А и красные сильвинитовые пласты КрI, КрII и КрIII. Пласт КрII имеет наибольшее распространение и является основным промышленным пластом Верхнекамского месторождения калийных солей (ВКМКС). Подстилающая каменная соль представлена светло-серыми, серыми, мелко- и среднезернистыми разностями.

Общая толщина иренского горизонта 365-732 м.

Верхнепермские отложения представлены уфимским ярусом в составе соликамского и шешминского горизонтов.

В отложениях соликамского горизонта выделяются в нижней части горизонта переслаивание каменной соли и аргиллитов, а в верхней части переслаивание известняков и мергелей с прослоями аргиллитов и редко алевролитов. В целом, толщина отложений соликамского горизонта составляет 55-329 м.

Шешминский горизонт представлен в нижней части мергелями, с прослоями каменной соли, известняков, доломитов и гипсов. Верхняя часть горизонта сложена аргиллитами, песчаниками, с прослоями известняков и мергелей. Толщина изменяется от 41 до 207 м.

Четвертичные отложения представлены аллювиальными и аллювиально-делювиальными образованиями толщиной от 0,6 до 2,0 м.

2. Технологический раздел

.1 Текущее состояние разработки нефтяного месторождения

Залежь была введена в эксплуатацию в 1978 г. пуском разведочных скважин №№ 17 и 28. Разбуривание залежи проектным фондом скважин по “Технологической схеме” осуществлялось с 1985 г. Темпы бурения невысокие - в среднем вводилось по 2-5 новых скважин в год. Максимальное количество новых добывающих скважин введено в 1991 г. - 6 скважин. Фактически бурение продолжалось до 1998 г.

Первые два года разработка визейской залежи велась на естественном режиме. За этот период происходило резкое снижение пластового давления от начального, принятого равным 22,2 МПа до 16,7 МПа к концу 1982 г. Закачка в приконтурные скважины была организована в 1980 г. В 1983 г. освоены под закачку внутриконтурные скважины в южной части Северного поднятия (скв. №№ 215, 216, 218). В результате внедрения системы ППД в 1980 г. пластовое давление начинает расти и, как следствие, происходит замедление темпов снижения дебитов.

Динамика обводнения визейского объекта является характерной для аналогичных залежей северной группы месторождений Пермской области (Уньвинское, Чашкинское, Сибирское). В первые несколько лет скважины давали безводную продукцию. Затем в течение 11 лет разработки обводнённость не превышала 10%. Следующие 10 лет разработки характеризуются постепенным ростом обводнённости до 30%.

Уровни добычи нефти в течение первых 30 лет разработки оставались высокими. Темпы годовых отборов изменялись в небольшом диапазоне: 2,3-3,2% от утверждённых НИЗ, что было связано с поэтапным вводом новых скважин сначала в южной части и центральной части Северного поднятия, затем в восточной и северной части.

Максимальный уровень добычи получен в 2001 г. и составил 299,5 тыс. т при фонде добывающих скважин 37 единиц. С 2007 г. наблюдается тенденция интенсивного снижения годовых уровней добычи нефти.

По состоянию на 01.01.2013 г. объект находится на 3 стадии разработки. Всего пробурено 68 скважин (рис. <file:///C:\Users\Поплыгин\Desktop\Рисунки\Рис_9.1.13.jpg> 4.2.1). Действующий добывающий фонд составляет 44 скважин, 8 - пьезометрических, действующий нагнетательный фонд - 8 скважин (в т.ч. 3 в простое), 3 - бездействующие, 3 - в консервации; 1 - ликвидированная, 1 - в ожидании ликвидации.

В 2012 г. добыча нефти составила 178,8 тыс. т., жидкости - 425,0 тыс. т., среднегодовая обводнённость - 57,9 %. Годовой объем закачки воды - 295,2 тыс. м3.

Всего с начала эксплуатации по состоянию на 01.01.2013 г. из визейского объекта эксплуатации отобрано 8560,1 тыс. т. нефти (75,9 % от НИЗ), жидкости - 10867,7 тыс.т. Текущий КИН составляет 0,453 д.ед. Темп отбора от НИЗ - 1,6 %. В продуктивную толщу закачано 14258,7 тыс. м3 воды с накопленной компенсацией отборов жидкости 94,1 %. При выработке запасов 75,9 % обводненность составляет 57,9 %, что свидетельствует о потенциале залежи.

По состоянию на 01.01.2013 г. 8 скважин работают с дебитами по жидкости до 5 т/сут, 17 скважин (38,6 % добывающего фонда) эксплуатируются с дебитами жидкости от 5 до 25 т/сут. 11 скважин имеют дебит от 25 до 50 т/сут, 6 скважин - от 50 до 70 т/сут. Скважины №№ 1, 17, 736 работают с дебитами по жидкости 77,3, 71,3 и 82,5 т/сут соответственно.

скважин (43,2 % действующего фонда) по состоянию на 01.01.2013 г. работают с дебитами нефти до 5 т/сут, 16 скважин - от 5 до 20 т/сут, 5 скважин (№№ 2, 41, 742, 757 882) - от 20 до 35 т/сут. Пять скважин (№№ 1. 17. 208, 610, 732) эксплуатируются с дебитами по нефти свыше 35 т/сут.

Средний дебит по залежи по состоянию на 01.01.2013 г. равен 13,3 т/сут по нефти и 27,6 т/сут по жидкости.

Большинство скважин (38,6 % добывающего фонда) эксплуатируется с обводненностью от 10 до 50 %, менее 10 % - 13 скважин (29,5 % добывающего фонда), от 50 до 90 % - 6 скважин. 9 скважин имеют обводненность продукции более 90 %.

В 2013 году добыто 194,1 тонн нефти и 512,9 тонн жидкости. При этом выработка запасов нефти достигла 77,3%. Фонд добывающих скважин -42 ед., фонд нагнетательных скважин - 11 ед.

В целом изучая график разработки мною сделан вывод, что залежь нефти находится на третьей стадии.

2.2 Анализ текущего состояния разработки нефтяного месторождения

Юрчукское месторождение нефти разрабатывается с 1978 года и в настоящее время находится в третьей стадии разработки.

В связи с тем, что месторождение расположено на территории Верхнекамского месторождения калийных солей, к его разработке предъявлялись особые требования, направленные на обеспечение сохранности соленосной толщи. Ввод в разработку отдельных участков месторождения осуществлялся поэтапно, по мере получения согласований с объединением “Уралкалий” и другими заинтересованными организациями.

Первый проектный документ «Проект опытно-промышленной эксплуатации» был составлен институтом «ПермНИПИнефть» в 1979 году. Опытно-промышленная эксплуатация была рассчитана на 7 лет. Объектом опытно-промышленной эксплуатации являлась залежь нефти в бобриковских отложениях.

В 1984 году выполнена «Технологическая схема разработки» на базе запасов нефти, утверждённых ЦКЗ МНП по состоянию на 1.01.1984 г. В работе приведены расчёты технологических показателей по трём объектам: пласты Бш, Бб и Т-Фм, пласт Тл в данном проектном документе рассматривался как возвратный объект.

После завершения разбуривания месторождения по утверждённому варианту тех. схемы, в связи с уточнением геологического строения залежей, возникла необходимость составления «Дополнения к технологической схеме разработки». С 1990 года разработка Юрчукского месторождения ведется в соответствии с “Дополнением”. Это последний проектный документ, составленный институтом ПермНИПИнефть и утвержденный ОПН (протокол ТЭС № 6 от 9.07.1990 г.).

Дополнение к технологической схеме было составлено на запасах, утвержденных в ГКЗ в количестве 37102 тыс. т балансовых (категории АВС1) и 14559 тыс. т извлекаемых (протокол №10742 от 17.11.89г.).

По этому документу на месторождении выделено три самостоятельных объекта разработки: залежи нефти в башкирских (пласты Бш1+Бш2+Бш3), бобриковских (пласт Бб) и турнейско-фаменских (пласт Т+Фм) отложениях и предусмотрено их разбуривание самостоятельными сетками скважин. Фактически уже на дату составления «Дополнения» пласты Тл и Мл разрабатывались совместно с пластом Бб, но поскольку пласты Тл и Мл были перфорированы лишь в единичных скважинах (18% действующего фонда), объект был назван «бобриковским» и при размещении скважин по сетке использовалась карта эффективных нефтенасыщенных толщин пласта Бб.

Проектные скважины размещались по равномерной треугольной сетке с расстоянием между скважинами 500 х 500 м для пластов Бб и Бш и 450 х 450 м для пласта Т+Фм.

По каждому эксплуатационному объекту были рассчитаны технологические показатели разработки в пределах разрешенной зоны и технологические показатели разработки Северного участка, разбуривание которого по бобриковскому и башкирскому объектам предполагалось начать в 1992 году (после получения согласований с заинтересованными организациями).

Для разработки Юрчукского месторождения был утвержден суммарный вариант 1, предусматривающий разработку всех залежей в пределах разрешенной зоны (в границах горного отвода), с переходом к суммарному варианту 2, включающему разработку Северного участка (в пределах зоны с запасами нефти категорий В+С1, на участке некондиционного содержания калийных солей).

Разработка объектов по 2 суммарному варианту, как и планировалось, осуществляется с 1992 года.

В 1998 году на Южном поднятии Юрчукского месторождения ООО «НОВИК» были проведены сейсморазведочные работы, по результатам которых значительно изменились представления о его форме и размерах, которые увеличились в два раза.

В 1999 году была выполнена работа «Анализ разработки и прогноз технологических показателей по месторождениям ЗАО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» на период действия лицензионных соглашений. В составе этой работы уточнены и утверждены ЦКР (протокол № 2409 от 09.09. 1999 г.) в качестве прогнозных, технологические показатели разработки Юрчукского месторождения.

В 2002 г. выполнена работа «Уточнение показателей разработки месторождений ЗАО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» на период до 2014 года». В составе этой работы вновь уточнены и утверждены ЦКР (протокол № 2858 от 30.05.2002 г.) технологические показатели разработки Юрчукского месторождения.

Последний промышленный подсчет запасов нефти и газа произведен по состоянию на 1.01.2003 г. объемным методом. В основу подсчета запасов положены подсчетные планы по кровле нефтяных пластов и карты эффективных нефтенасыщенных толщин, построенные по данным бурения опорных, параметрических, разведочных и эксплуатационных скважин с учетом сейсморазведки.

Запасы нефти и растворенного газа утверждены ЦКЗ (Протокол № 422 от 22 июня 2004 г.) и поставлены на баланс РГФ.

Действующий проектный документ «Проект разработки юрчукского месторождения нефти» разработанный ООО «ПермНИПИнефть» в 2006 году.

2.2.1 Сравнение утвержденных и фактических показателей разработки

Годовые отборы нефти за 2008-2011 гг. ниже проектного уровня на 1,6 % - 11,5 % соответственно, при этом действующий фонд добывающих скважин в 2008 г. выше проектного на 2 единицы, а в 2009 - 2011 ниже на 3 - 4 единицы (табл. 4.4.1 <file:///C:\Users\Поплыгин\Desktop\Таблицы\Табл_9.2.3.xls>). По добыче жидкости отмечается превышение проектных уровней за период 2008-2009 г. на 4,6 -19,2 % (максимум достигнут в 2008 г., факт - 450,4 т/сут, проект - 378,0 т/сут). В 2010 - 2011 гг. фактическая добыча жидкости была практически равна проектной.

Среднесуточные дебиты скважин по нефти за 2008 - 2011 гг. ниже проектных значений на 8,1 - 16,8 %.

Фактический годовой уровень закачки в 2008 г. выше проектного на 7,2 % (проект - 413,3 тыс.м3, факт - 443,0 тыс.м3) вследствие более высокой приемистости нагнетательных скважин. В 2009-2011 гг. фактический показатель закачки меньше проектного на 8,0-15,9 %, что связано с меньшим действующим фондом нагнетательных скважин (факт - 8 ед., проект - 9 ед).

На 01.01.2013 г. действующий фонд добывающих скважин меньше проектного значения на 1 единицу (45 - проект, 43 - факт)

За 2012 г. уровни добычи нефти и жидкости выше проектных на 0,1 % и 4,1 % соответственно. Накопленные показатели по добыче нефти и жидкости находятся на проектном уровне (расхождение не превышает 2 %). Прогнозный уровень закачки воды ниже проектного на 28,3 %, действующий нагнетательный фонд меньше проектного на 1 скважину. По состоянию на 01.01.2013 г. текущий КИН составляет 0,453 д.ед. при утвержденном 0,455 д.ед.

В целом расхождение в проектных и фактических показателях разработки объекта Тл-Бб находится в допустимых пределах, утвержденных ЦКР (+/- 20%), следовательно, можно сделать вывод об адекватности проектных решений.

Таблица Сравнение проектных и фактических показателей разработки Юрчукское месторождение. Объект Тл-Бб

№	Показатели	ед.изм.	2010		2011		2012
п/п			проект	факт	проект	факт	проект	факт
1	годовая добыча нефти, всего	тыс.т	200,7	177,6	189,5	171,4	178,6	178,8
2	фонд добывающих скважин на конец года	шт	42	38	45	42	45	44
3	фонд нагнетательных скважин на конец года	шт	9	11	9	11	9	11
4	средняя обводн-сть продукции скв-н: действ-х	%	48,5	54,3	52,1	56,3	56,2	57,939
5	средний дебит скв-н по нефти: действ-х	т/сут	15,5	12,90	14,0	12,9	11,5	12,0
6	добыча жидкости, всего	тыс. т	389,9	388,6	395,3	392,4	408,2	425,0
7	добыча жидкости с начала разработки	тыс. т	9937,8	10050,3	10333,2	10442,7	10741,3	10867,7
8	добыча нефти с начала разработки	тыс. т	8239,9	8209,9	8429,4	8381,3	8608,0	8560,1
9	текущий коэфф-нт нефтеизвлечения	д.ед.	0,436	0,434	0,446	0,443	0,455	0,4527
10	доб. нефти от утвержд-х извлек-х запасов	%	93,3	72,3	95,5	73,8	75,8	75,4126
11	темп отбора от извлек-х запасов: начальных	%	2,3	1,6	2,1	1,5	1,6	1,57499
12	текущих	%	6,0	5,7	6,1	5,8	6,1	6,40567
13	закачка воды	тыс.м3/год	372,6	412,1	346,7	411,7	295,2
14	закачка воды с начала разработки	тыс.м3	13484,3	13616,7	13896,4	13963,4	14308,1	14258,7
15	компенсация отбора: текущая	%	85,5	79,7	85,7	74,3	84,2	58,9
16	с начала разработки	%	98,8	96,0	98,3	95,3	97,8	94,1

 

2.2.2 Анализ состояния фонда скважин

Технологический режим добывающих скважин за февраль 2014 года приведен в табл. Распределение скважин по динамическому уровню представлено в табл.

Таблица Распределение фонда скважин по глубине динамического уровня

Интервал изменения уровня, м	Количество скважин	Процент от общего числа скважин
Менее 700	2	5
700-1100	12	28
1100-1500	25	58
Более 1500	4	9
Итого	44	100

Рис. Распределение фонда скважин по глубине динамического уровня

Табл. Технологический режим работы добывающих скважин на Февраль 2014 г.

N скв	Hэф.н. н.	Тип нас.	Разм	Глуб.спуска		Параметры насоса				Pбуф	Pлин	D шт.	Сущ.режим на 14.01.2014
				нас.	хв-ка	L	n.	Qт.	Kпод.				Qж.	Qн.	%воды	Уд.в.	Pзаб.	Ндин.	Pзат.	Pпл.	Pзат.	Депр	К прод
17	8,8	ЭЦН	80	1606	0	0	1350	80	0,9	1,5	0,6	8	72	44,8	25	1182	9,52	1490	3,78	15,73	6,21	6,2	12,181
28	7,2	ЭЦН	45	1694,4	0	0	1950	45	1,1	1,1	0,85	8	49	21,9	46	1085	7,72	1259	0,82	14,78	2,1	7,1	7,812
41	20	ЭЦН	50	1838	0	0	2100	50	0,2	1,6	1,2	6	8,9	0,7	90	1044	7,49	1270	0,73	15	4,46	7,5	1,34
74	7	ЭЦН	25	1618	0	0	2000	25	0	1,62	1,03	6	0	0	1,3	1180	8,64	1142	0,95	18,89	0,1	10,3	2,125
76	12,6	ЭЦН	45	1880	0	0	2100	45	1,2	4,2	1,35	6	18,4	8	48	1059	6,45	1464	1,14	15,76	4,68	9,3	2,289
81	6	ЭЦН	25	1600	0	0	2050	25	1,4	15	9	6	35	28,5	2	1185	9,89	991	1,28	13,79	0	3,9	9,53
82	13,8	ЭЦН	30	1452	0	0	1750	30	1,2	1,5	1,1	6	36	31	2	1015	8,93	662	1,87	15,3	1,59	6,4	6,064
201	11,8	ЭЦН	25	1715	0	0	1900	25	0,9	4,4	0,75		23	15,5	20	1180	8,79	1076	0,64	14,79	1,98	6	4,159
205	0,4	ЭЦН	50	1687	0	0	1700	50	0	0,75	0,6	8	0	0	1	1180	9,12	1054	0,86	14,79	1,62	5,7	0,435
206	10	ЭЦН	50	1884	0	0	1700	50	1	1,2	0,85	6	48	16,8	58	1181	8,01	1381	1,51	15,62	2,42	7,6	6,94
208	5,2	ЭЦН	30	1673	0	0	1600	30	1,8	1,35	1,1	8	52,9	42	4	1180	9,42	1076	1,4	15,51	3,21	6,1	9,168
209	8	ЭЦН	30	1590	0	600	30	0,3	1,07	1	6	9	6,9	8,5	1180	9,74	1026	1,4	17,33	3,72	7,6	1,227
212	11	ЭЦН	20	1761	0	0	1920	20	1,1	0,76	0,68	10	21	3,5	80	1045	8,22	1329	1,26	14,6	0,97	6,4	3,651
219	5,4	ЭЦН	45	1617	0	0	1950	45	0,6	2,9	0,9		28,8	20,1	16	1075	8,12	1231	0,9	13,04	2,22	4,9	6,759
230	5,5	ЭЦН	25	1471	0	0	1800	25	1,3	0,8	0,75	4	17,5	13,9	4	1030	10,76	920	2,9	20,87	0,17	10,1	1,748
610	8	ЭЦН	45	1698	0	0	1750	45	1,2	1,35	1	10	54,3	31,7	30	1071	9,05	1152	1,41	14,29	3,66	5,2	11,229
701	4,2	ЭЦН	35	1690	0	0	1920	35	1,4	3,3	1,17	4	47,9	21,1	47	1180	9,7	1376	2,53	14,59	3,27	4,9	10,352
705	7,8	ЭЦН	30	1504	0	0	1500	30	0,8	1,2	0,85	6	23,4	19,3	4	1180	7,65	1232	0,84	12,81	2,33	5,2	5,381
709	3,9	ЭЦН	25	1767	0	0	1700	25	0	1,2	1,1	8	0	0	33,3	1030	9,97	1302	2,4	12,77	1,3	2,8	0,271
715	1,2	ЭЦН	60	1659	0	0	1500	60	0,6	1,23	0,92	6	34	1,4	95	1001	7,05	1394	0,81	15,21	1,63	8,2	4,768
721	9	ЭЦН	60	1680	0	0	1550	60	0	1,2	1	6	0	0	96,9	1178	9,82	669	0,77	16,55	1,77	6,7	2,697
723	3,4	ЭЦН	30	1893	0	0	2100	30	1,5	1,3	1,2	6	45	1,9	95	1012	8,7	1199	1,33	15,75	1,93	7,1	6,863
731	5	ЭЦН	35	1601	0	0	1650	35	1,6	1	0,95	6	14	11,3	3	1180	8,48	1515	2,72	18,96	3,57	10,5	1,41
732	10,6	ЭЦН	60	1974	0	0	2000	60	1,1	2,15	0,95	8	66,5	42,7	23	1020	6,69	1429	0,95	15,55	3,24	8,9	8,65
733	6,2	ЭЦН	20	1870	0	0	2300	20	0,9	1,05	0,95	8	17	3,1	78	1051	6,6	1461	0,81	15,2	1,93	8,6	2,3
734	6,1	ЭЦН	35	1676	0	0	1700	35	0,6	1,1	1	6	1,7	1,3	7	1180	9,03	1077	0,93	12,79	3,8	0,507
736	4,6	ЭЦН	60	1694,5	0	0	1700	60	1,5	1,7	0,97	10	90	7,6	90	1004	7,76	1324	0,89	14,52	1,18	6,8	15,036
737	1,8	ЭЦН	18	1930	0	0	1700	18	0,7	0,9	0,9	8	5,5	0,7	85	1029	6,53	1525	1,07	15,08	1,77	8,6	0,752
739	1,2	ЭЦН	35	1636	0	0	1700	35	0,5	1,35	0,9	4	17,7	8,8	40	1030	5,6	1541	0,8	15,91	2,66	10,3	3,422
741	6,6	ЭЦН	20	1855	0	0	1950	20	1,1	1,2	0,9	6	7	5,5	5	1180	7,34	1301	0,85	12,84	1,34	5,5	1,529
742	14,6	ЭЦН	50	1796	0	0	1800	50	0,5	1,8	1	6	24	16,7	17	1180	7,74	1380	1,9	14,92	2,22	7,2	3,751
743	12	ЭЦН	45	1781	0	0	1950	45	0,5	1,1	1	10	21,4	0,9	95	1008	10,46	1029	1,6	14,69	1,46	4,2	5,227
745	2,4	ЭЦН	20	1560	0	0	1550	20	0,6	1,25	1,05	6	11	4,6	50	1062	9,32	1108	0,77	12,96	1,89	3,6	3,335
752	6,2	НН	44	1355	206	3	4,7	30,9	0	0,9	0,9		1	0,8	9	1180	6,94	1352	1,25	12,97	2,16	6	0,202
753	5,2	ЭЦН	20	1666	0	0	1700	20	0,5	0,8	0,8	6	1,5	1,2	5	1173	6,41	924	0,81	13,83	3,21	7,4	0,245
757	5,2	ЭЦН	20	1775	0	0	1600	20	1,6	1,18	1,11	6	31	24,5	5	1180	10,53	1153	3,48	14,19	1,98	3,7	8,773
765	11,2	ЭЦН	45	1667	0	0	1600	45	0,5	1,4	1	4	24,5	10,4	50	1042	9,4	1060	0,82	13,76	4,63	4,4	6,071
851	5	ЭЦН	25	1647	0	0	1900	25	0,8	1,52	1,1	4	21	16,8	3	1180	9,79	1006	0,96	18,54	0,39	8,8	2,469
853	7	ЭЦН	30	1488	0	0	1700	30	0	1,15	1	6	0	0	96,4	1036	10,07	1195	1,25	14,39	0,96	4,3	0,194
867	5,1	ЭЦН	45	1624	0	0	1950	45	1	1,4	1,21		45	1,9	95	1112	9,89	1321	2,57	16,01	3	6,1	7,637
882	7,5	ЭЦН	20	1663	0	0	1750	20	1,3	1,3	0,98	6	26	2	1180	10,87	903	2,18	14,04	2,51	3,2	8,428
883	17	ЭЦН	25	1677	0	0	1800	25	1,3	1,2	1	4	2,7	2,2	2	1180	8,63	1128	1,61	14,29	2,19	5,7	0,524
892	1,5	ЭЦН	45	1856	0	0	2285	45	1,1	1,7	1,15	6	48	2	95	1007	5,54	1614	0,94	17,23	2,31	11,7	4,8
907	11,8	ЭЦН	45	1660	0	0	1700	45	1,2	1,05	0,8	8	53	2,2	95	1004	8,98	1274	1,28	14,69	1,56	5,7	10,021

В добывающих скважинах в основном динамический уровень находится ниже 1100 м, что говорит о низких значениях забойных давлений.

Согласно табл. основная пятая часть фонда скважин по дебиту нефти относится к низкодебитным. Однако есть 6 скважин которые обеспечивают значительную часть добычи нефти с нашего объекта разработки.

Таблица Распределение скважин по дебитам нефти

Интервал изменения дебитов нефти, т/сут	Количество скважин	Процент от общего числа скважин
Менее 5	20	45
5-15	8	18
15-25	10	23
Более 25	6	14
Итого	44	100

Рис. Распределение скважин по дебитам нефти

Значительная часть скважин имеет дебиты по жидкости более 15 м3\сут, что позволяет их эксплуатировать с помощью центробежных насосов.

Таблица Распределение скважин по дебитам жидкости

Интервал изменения дебитов жидкости, м3/сут	Количество скважин	Процент от общего числа скважин
Менее 5	9	20
5-15	6	14
15-25	11	25
Более 25	18	41
Итого	44	100,0

Рис. Распределение скважин по дебитам жидкости

Половина фонда скважин имеет обводненность менее 30%

Таблица Распределение скважин по обводнённости добываемой продукции

Интервал изменения обводнённости, %	Количество скважин	Процент от общего числа скважин
Менее 30	22	50
30-60	9	20
Более 60	13	30
Итого	44	100,0

Рис. Распределение скважин по обводнённости добываемой продукции

Таблица Обобщённая характеристика технологических режимов работы скважин

Показатели	Наименьшее значение	Наибольшее значение	Среднее значение
Коэффициент продуктивности, м3/(сут·МПа)	0,19	15	4,82
Глубина подвески насосов, м	1355	1974	1691
Динамический уровень, м	662	1614	1211
Депрессия на пласт, МПа	2,8	11,7	6,6
Дебит по нефти, т/сут	0,7	42,7	11,7
Дебит по жидкости, м3/сут	1	90	26,2
Обводнённость, % об.	1	96,9	40

Практически все скважины эксплуатируются с помощью электроцентробежных насосов. При этом значительная часть фонда скважин работает в периодическом режиме. Поэтому далее можно рассмотреть мероприятия по изменению технологических режимов работы скважин путем замены насосов.

2.2.4 Анализ примененных на Юрчукском месторождении технических решений для увеличения нефтеотдачи пластов, интенсификации добычи нефти

Юрчукское месторождение является одним из старейших и крупнейших в Пермском крае. В его пределах пробурено более 1300 скважин, кроме того, месторождение характеризуется многопластовостью, сопровождается зональной и послойной неоднородностью параметров пластов. Месторождение находится на III стадии разработки, в которой из-за истощения происходит неизбежное падение добычи нефти. Основным способом поддержания и увеличения добычи нефти является бурение новых скважин и проведение различных геолого-технологических мероприятий (ГТМ) на фонде скважин. Увеличение обводненности усложняет работу по извлечению остаточных запасов. Характерным для таких условий является опережающее обводнение высокопроницаемых пропластков, вызванное неоднородностью нефтеводонасыщенного коллектора, образование обширных промытых зон и в связи с этим неполный охват коллектора воздействием. Путями преимущественного движения закачиваемой в пласт воды являются зоны с наименьшим фильтрационным сопротивлением. В этих условиях резко возрастает объем мероприятий по регулированию разработки, осуществляемых с целью замедления падения добычи и ограничения отборов попутной воды. Надежным способом повышения нефтеотдачи пластов является перераспределение и ограничение фильтрации воды в промытых зонах пласта. Этим объясняется весьма значительное количество выполненных мероприятий по интенсификации притоков и увеличению нефтеотдачи на месторождении - за последние пять лет было проведено 1183 мероприятий на добывающих скважинах и 502 мероприятия на нагнетательных скважинах. Суммарная дополнительная добыча нефти от ГТМ за данный период составила 627.1 тыс. т или 12.35 % от всей добычи по месторождению за 5 лет, а с учетом переходящих эффектов от ГТМ прошлых лет - 1595,0 тыс. т дополнительной нефти, что составляет 31,4 % от суммарной добычи за пять лет.

В таблице 2.10 приведены сведения по основным видам ГТМ на добывающем фонде и дополнительной добыче нефти по видам за период с 01.01.2004 по 01.01.2009 года в целом по месторождению. В 2004 году было достигнуто максимальное количество дополнительно добытой за счет ГТМ нефти, равное 175,7 тыс.т или 16,7% от основной добычи нефти за этот год. В 2004 же году было выполнено наибольшее количество ГТМ: 305 мероприятий, что составляет 25,8% от общего количества ГТМ за последние 5 лет.

Таблица Показатели эффективности ГТМ на добывающем фонде

2.2.4 Анализ выработки запасов нефти

Выработка запасов ведется неравномерно как по площади, так и по разрезу. Зоны с высоким значением плотности активных запасов расположены в восточной (район скважины № 41), северной (район скважин №№ 76, 732, 867), западной (район скважин №№ 720, 728, 894) и центральной (район скважин №№ 610, 742) частях Северного поднятия (рис. 4.5.1). Максимальной выработкой запасов характеризуется район скважин №№ 729, 737, 39 и 745 и юго-восточная часть Северного поднятия. На южном поднятии разработка ведется в основном на северном участке, выработка запасов южного и центрального участка осуществляется единичными скважинами (рис.).

Рисунок Распределение плотности активных запасов. Юрчукское месторождение. Пласты Тл+Бб

Оценка выработки запасов нефти по разрезу выполнена по результатам потокометрических исследований скважин. В скважинах, где совместно вскрыты пласты Тл2-а и Бб, доля пласта Бб в формировании добычи составляет в среднем 96,3 %. В нагнетательных скважинах, вскрывших одним фильтром пласты Тл2-а и Бб, так же как и в добывающих, отмечается более активная работа бобриковского пласта, нежели тульского. В скважинах, где перфорацией вскрыт только пласт Бб чаще в работу подключаются проницаемые прослои, приуроченные к нижней части интервалов перфорации.

Западный и северный участки поднятия

Основные запасы тульского пласта приурочены к западному борту северного поднятия. Анализ карт текущей и накопленной добычи, а так же плотности остаточных запасов показывает, что для выработки рассматриваемых участков необходимо увеличение числа добывающих скважин. В 2011 г. в на западном участке переводом с турнейско-фаменского объекта введена в эксплуатацию скв. № 883. На северном участке поднятия переводом с башкирского объекта введена в эксплуатацию скв. № 882. Скважины вступили в работу с дебитом 16,6 т/сут и 18,6 т/сут практически безводной нефти, по состоянию на 01.01.2013 г. значения дебитов составляют 6,2 и 20,1 т/сут соответственно.

Центральный (район скважин №№ 610, 742) участок поднятия

Добывающие скважины данного участка работают при сравнительно высоких дебитах. За последний год динамика пластового давления в этом районе была положительной (рис. 9.1.22). Для поддержания производительности скважин и создания основы для проведения мероприятий по интенсификации добычи рекомендуется повышение эффективности существующей системы ППД.

Северо-Восточной (район скважин №№ 853, 757) участок поднятия

В целом данный участок поднятия разрабатывается интенсивно (дебиты по нефти в скважинах №№ 757, 41, 765, 701 более 10 т/сут). Однако необходимо рассмотреть возможность интенсификации добычи. На взгляд авторов это можно реализовать за счет бурения боковых стволов из скважин, выполнивших свое назначение на других пластах. На данном участке отмечается отрицательная динамика пластового давления, следовательно, в перспективе (особенно при увеличении добывающего фонда) необходимо предусмотреть организацию дополнительного очага закачки.

Юго-Восточной (район скважин №№ 753, 733) участок поднятия

Данный участок поднятия разрабатывается характеризуется низкими остаточными запасами. Скважины №№ 28 и 733 обводняются пресной водой, что предположительно является следствием от закачки в скважину № 216.

При текущей разработке объекта оценена актуальность проектных решений, определено, что около 90 % предложений по использованию фонда для выработки запасов объекта возможно применить с корректировкой даты осуществления мероприятий.

С целью выделения зон с низкими темпами выработки запасов проведен анализ дебитов нефти в зависимости от остаточных извлекаемых запасов. Результатом проведенного анализа, является зависимость, представленная на рисунке.

Рисунок Сопоставление дебитов нефти скважин с ОИЗ. Тл-Бб объект

Анализируя рисунок сопоставления дебитов нефти с ОИЗ (рис. 4.5.2) можно сделать следующие выводы:

. Наибольшим значением остаточных извлекаемых запасов обладает скважина № 883, работающая с дебитом нефти 6,2 т/сут;

. Скважины №№ 734, 76, 867, 883, 883 имеют ОИЗ более 40 тыс. т и дебиты нефти менее 10 т/сут

Разработку Южного поднятия (в пределах лицензионного участка) согласно действующего ПТД предусмотрено вести на естественном режиме. Для увеличения интенсивности разработки в проектной документации предложено бурение бокового ствола. В настоящее время ЗАО «Кама-ойл» ведет разбуривание центральной части Южного поднятия. Согласно проектному документу предусмотрена организация системы ППД, соответственно существующая отрицательная динамика пластового давления скважин северного участка Южного поднятия, возможно, изменится на положительную.

2.2.5 Анализ эффективности реализуемой системы разработки

В добывающих скважинах в основном динамический уровень находится ниже 1100 м, что говорит о низких значениях забойных давлений.

Основная пятая часть фонда скважин по дебиту нефти относится к низкодебитным. Однако есть 6 скважин которые обеспечивают значительную часть добычи нефти с нашего объекта разработки.

Значительная часть скважин имеет дебиты по жидкости более 15 м3\сут, что позволяет их эксплуатировать с помощью центробежных насосов.

Половина фонда скважин имеет обводненность менее 30%

Практически все скважины эксплуатируются с помощью электроцентробежных насосов. При этом значительная часть фонда скважин работает в периодическом режиме. Поэтому далее можно рассмотреть мероприятия по изменению технологических режимов работы скважин путем замены насосов.

2.3 Выбор и обоснование (совершенствования) проектируемого технического решения для увеличения нефтеотдачи пластов

При анализе разработки залежи нефти в тульских и бобриковских отложениях Юрчукского месторождения выявлены области с запасами нефти не вовлеченными в процесс дренирования. Соответственно необходимо обосновать мероприятия по вовлечению данных запасов в разработку. В настоящее время для обоснования мероприятий и прогноза их технологического эффекта пользуются геолого-гидродинамическими моделями.

Основными целями строительства боковых стволов являются следующие:

повышение нефтеотдачи разрабатываемых объектов в результате уплотнения сетки скважин;

повышение текущей добычи нефти путем восстановления действующего фонда скважин бурением боковых стволов из нерентабельных скважин, находящихся в бездействии, в консервации и ликвидированных по техническим причинам (аварии, прихват НКТ при цементировании и т.д.);

вовлечение в разработку залежей нефти в выше и ниже залегающих продуктивных отложениях;

увеличение темпов разработки линзовидных залежей, вскрытых недостаточным количеством скважин;

вовлечение в разработку залежей нефти, совпадающих в плане лишь частично с основной, практически полностью выработанной;

Наиболее целесообразным является использование технологий бурения боковых стволов на поздней стадии разработки месторождений в связи с тем, что к этому времени на эксплуатационные объекты уже пробурена значительная часть основного и резервного фонда, а запасы выработаны не полностью. При этом величина остаточных запасов зачастую настолько мала, что бурение новых вертикальных скважин на них просто нерентабельно.

Боковые стволы могут использоваться для добычи нефти в большинстве залежей, за исключением рыхлых, сильно трещиноватых и обваливающихся пород, в которых затруднено бурение даже вертикальных скважин.

Геолого-физические условия эффективного применения БС:

нефтяные залежи с трудноизвлекаемыми запасами;

залежи с коллекторами, имеющими естественную вертикальную трещиноватость или разломы;

пласты с высокой неоднородностью, особенно по вертикали;

пласты с карстовыми или кавернозными образованиями;

линзовидные пласты;

пласты с малой толщиной;

пласты с несцементированными песчаниками.

После строительства бокового ствола их можно эксплуатировать с помощью штанговых насосов с канатными штангами (рис.)

Рис. Штанговый насос с канатными штангами

Требования к техническому состоянию скважин

Согласно РД 39-00147275-057-2000, исходя из требований охраны недр и окружающей среды, не допускается строительство боковых стволов по техническому состоянию основных стволов скважин:

скважины с негерметичными, либо ремонтированными эксплуатационными колоннами, кроме случаев замены труб на новые;

скважины с затрубной циркуляцией;

скважины с отсутствием цемента в интервале забуривания бокового ствола;

скважины с отсутствием цемента за кондуктором, если высота подъема цемента за эксплуатационной колонной не перекрывает его.

Для получения исходных данных, необходимых для оценки технического состояния и составления плана работ по забуриванию боковых стволов, необходимо провести следующие работы:

проверить герметичность эксплуатационной колонны опрессовкой;

с целью оценки глубины интервалов цементного кольца и его качества исследовать скважины акустической цементометрией;

проверить наличие затрубной циркуляции термометрией (ВЧТ).

Определение технического состояния скважины производится в следующей последовательности. В первую очередь в скважину спускается шаблон соответствующего диаметра и отбивается забой скважины. После чего записывается ВЧТ и АКЦ. При положительных результатах интервал исследуется на приемистость и заливается цементным раствором под давлением с учетом установления цементного моста. После ОЗЦ цементный мост (искусственный забой) проверяется спуском НКТ и разгрузкой ее. После чего колонна подвергается опрессовке давлением, рассчитанным в зависимости от диаметра колонны и срока ее эксплуатации. Записываются показания локатора муфт для выбора места вырезания «окна» для забуривания бокового ствола.

Бурение боковых стволов на Юрчукском месторождении производится, в основном, в скважинах, находящихся в бездействии: наблюдательных, пьезометрических, ожидающих ликвидации, со сложной аварией в основном стволе скважины, нерентабельных ввиду истощения запасов нефти.

Бурение боковых стволов возможно в скважинах, удовлетворяющих этим требованиям.

В гидродинамической модели построена суммарная карта плотности остаточных подвижных запасов по тульско-бобриковскому объекту, на которой видны области наиболее перспективные для планирования ГТМ (рисунок ниже). Это центральная часть в районе скв. № 16 и №№ 743. Именно в эти районы предлагается пробурить боковые горизонтальные стволы с проложением до 1000м, с целью выработки остаточных запасов. Пробурить боковые стволы предлагается из двух скважин №№ 16, 743. Предлагаемое местоположение боковых стволов показано на (Рис.).

Рисунок Распределение плотности активных запасов. Юрчукское месторождение. Пласты Тл+Бб

2.5 Определение технологической эффективности при реализации технического решения

Результаты строительства боковых стволов на тульско-бобриковских объектах месторождений севера Пермского края приведены в табл. Средний прирост дебита нефти составил около 20 т/сут.

Таблица Результаты строительства боковых стволов

№скв.	Месторождние	эалежь после ПНП	Дата пуска факт	Начальный дебит (приемистость) после мероприятия
				Дебит ж-ти м3/сут	Дебит нефти т/сут	% обводнен	Н дин, м
517	Уньвинское	Бб	12.03.2010	21,6	18,4	0	1077
208	Юрчукское	Тл-Бб	19.03.2010	29,6	24,3	0	560
114	Уньвинское	Бб	19.04.2010	31,2	25,5	2	289
530	Уньвинское	Бб	26.04.2010	43,2	33,5	5,5	114
600	Уньвинское	Бб	24.05.2010	65,7	51,4	4,8	603
223	Уньвинское	Бб	04.06.2010	38	31,6	1	756
141	Сибирское	Бб	22.07.2010	24	20,2	0	947
333	Уньвинское	Бб	02.07.2010	27,3	22,7	1	1228
343	Уньвинское	Бб	06.12.2010	15,5	12,6	2,4	985
213	Логовское	Тл-Бб	19.05.2012	18	11,4	24	563
74	Юрчукское	Тл-Бб	29.05.2012	12,4	10	3	1400
851	Юрчукское	Тл-Бб	04.06.2012	25,2	21	987
731	Юрчукское	Тл-Бб	07.08.2012	15,6	12,8	1	1307
230	Юрчукское	Тл-Бб	23.09.2012	19,2	13,8	9,6	1149
217	Логовское	Тл-Бб	27.09.2012	7,2	6	0	1510
185	Чашкинское	Тл-Бб	04.12.2012	20,4	14,8	14	890
221	Логовское	Тл-Бб	31.12.2013	1,1	0,9	1	1551

При реализации варианта разработки с бурением боковых стволов на скв. №№ 16 и 743, на период 10 лет можно достигнуть превышение добычи нефти по сравнению с текущим вариантом на 190 тыс. т.

Разработанный вариант является технологически эффективным, его экономическая эффективность будет рассчитана далее.

Таблица

Годы	Добыча нефти, тонн
1	19224
2	18262,8
3	17349,66
4	16482,18
5	15658,07
6	14875,16
7	14131,41
8	13424,84
9	12753,59
10	12115,91

Рис. Прогнозируемая добыча нефти по скв. 16 по годам

.5.1 Требования к выбору скважин для бурения боковых стволов

Перед тем, как начать работы по зарезке и бурению наклонно-направленных и горизонтальных боковых стволов скважин (БС) с целью интенсификации системы разработки месторождений, увеличения коэффициента извлечения нефти из продуктивных пластов и фондоотдачи капиталовложений разрабатывается регламент.

Все виды работы по строительству БС представляются следующими основными этапами:

выбор основных стволов для заданных скважин;

выбор интервала вырезания «окна» в эксплуатационной колонне;

расчет профиля скважины;

вырезание «окна» в эксплуатационной колонне;

бурение бокового ствола;

обсаживание пробуренного ствола эксплуатационной колонны;

работы по освоению скважины.

При выборе скважин для бурения из них боковых стволов, необходимо исходить из текущих характеристик эксплуатации скважины, технического состояния эксплуатационной колонны, качества ее крепления, фактического пространственного положения ствола скважины:

эксплуатационная колонна должна быть опрессована на 100 атм. в течении 30 минут, падение давление не более 5 атм., эксплуатационная колонна должна быть опрессована снижением уровня;

необходимо провести гироскопическую инклинометрию;

При этом следует руководствоваться следующими основными требованиями:

пространственное положение интервала забуривания должно быть оптимальным с точки зрения экономической целесообразности (величина отхода точки забуривания до начала эксплуатационного забоя должна быть минимальной, но не менее величины определяемой допустимой интенсивностью искривления бокового ствола), максимальный отход от точки забуривания до начала эксплуатационного забоя обусловливается техническими характеристиками буровой установки и вероятной глубиной забуривания;

допустимая величина разности азимутальных направлений основного ствола и бокового стволов не должна превышать величины, определяемой техническими возможностями бурения бокового ствола;

траектория бокового ствола должна иметь минимальную вероятность пересечения с существующими и проектными стволами соседних скважин;

поиск оптимальных вариантов, отвечающих технико- экономической целесообразности использования обводненных и бездействующих скважин для зарезки боковых стволов, должен осуществляться, как правило, с использованием автоматизированных программ.

2.5.2 Подготовительные работы к бурению боковых стволов

Бурению боковых стволов предшествует пуск гироскопического инклинометра и геофизических приборов для уточнения пространственного положения обсадной колонны и интервала эксплуатационного объекта.

Осуществляется глушение скважины солевым раствором.

Производятся монтаж бурового оборудования (подъемника, циркуляционной системы и обвязки), демонтаж фонтанной арматуры.

Монтируется противовыбросовое оборудование согласно схеме оборудования устья и производится опрессовка.

Выполняется подъем внутрискважинного оборудования.

С целью определения технического состояния эксплуатационной колонны, возможных участков сужения проводятся её шаблонирование. Для обеспечения свободного спуска клин-отклонителя и компоновок для фрезерования «окна» осуществляется шаблонирование эксплуатационной колонны шаблоном, имеющим следующие размеры:

ш = 122мм для ЭК 139 мм; -ш = 126 мм для ЭК 146 мм;ш = 144 мм для ЭК 168 мм;ш=6 м,

Где Dш - диаметр шаблона;ш - длина шаблона.

При необходимости обсадная колонна прорабатывается компоновкой фрезов до свободного прохождения, для скважин старше 15 лет проводится ГФФ, СТДТ.

Проводятся геофизические работы по определению глубины забоя с записью локатора муфт (ЛМ) и оценки качества цементирования камня (ОЦК). На основании данных ЛМ и ОЦК, с учетом результатов предварительного профилирования БС, определяется интервал забуривания бокового ствола. При выборе интервала забуривания, место зарезки БС выбирается, по возможности, ближе к забою основного ствола. В случае низкого качества цементного камня за эксплуатационной колонной или его отсутствие проводятся работы по повторному цементированию затрубного пространства эксплуатационной колонны в интервале забуривания с предварительным перфорированием ее для закачки тампонажного раствора. Работы по повторному цементированию могут проводиться после установки клин-отклонителя и вырезания «окна» в эксплуатационной колонне.

Выполняется установка на забое ликвидационного моста. Пордготовка ствола скважины к уставновке ликвидационного моста осуществляется в порядке, установленном руководящими документами. Изоляционные работы проводятся с выполнением действующих правил и инструкций. При экономической целесообразности возможно совмещение установки эзоляционнго и технологического мостов. После установки ликвидационнго моста эксплуатационная колонна опрессовываектся.

Для зарезки бокового ствола с помощью отклоняющего клина (клин - отклонителя) устанавливается технологический цементный мост, который может быть создан закачкой цементного раствора. При этом векрхняя часть моста располагается выше муфты обсадной колонны в соотвествии с инструкцией по эксплуатации клин-отклонителя. Взрывной пакер рекомендуется использовать для повышения надежности цементного моста перед его установкой.

Для установки цементных мостов рекомендуется применение специальных тампонажных составов, обеспечивающих повышения их физико-механических свойств.

Перед спуском взрывпакера эксплуатационная колонна в зоне установки цементного моста очищается скребком, а скважина промывается в течение одного цикла.

После ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) определяется верх цементного моста. При необходимости мост разбуривается до требуемой глубины, эксплуатационная колонна опрессовывается на давление, согласованное с НГДУ. При отрицательных результатах опрессовки эксплуатационной колонны выясняется причина, и принимаются меры к ликвидации негерметичности.

2.5.3 Технология зарезки боковых стволов

Основной вариант зарезки бокового ствола заключается в вырезании «окна».

В скважину спускается клин-отклонитель диаметром 114 - 115 мм (как отечественного, так и зарубежного производства) с ориентирующим устройством и устанавливается на искусственный забой. Работы по спуску и установке клин-отклонителя производятся в соответствии с технологией фирм производителей.

Спуск компоновки на стальных бурильных трубах (СБТ) производятся с замером длины инструмента со скоростью не более 0,2 м/с.

Установка клин-отклонителя в наклонно-направленных скважинах должна производится ориентировочно в пределах +90 градусов по отношению к азимуту искривления основного ствола в месте установки для предотвращения выпадания клин-отклонителя.

В вертикальных скважинах установка клин-отклонителя должна производиться в направлении проектного азимута зарезки бокового ствола.

Ориентирование клин-отклонителя может осуществляться с помощью телесистемы или гидроскопа. Рекомендуется осуществлять ориентирование клин-отклонителя с помощью гидроскопа и вырезать «окно» в обсадной колонне без дополнительной СПО.

Компоновка низа бурильной колонны для ориентирования клин-отклонителя и вырезания окна за один рейс включает в себя:

клин-отклонитель;

оконный фрез;

два арбузных фреза;

патрубок под гидроскоп;

спиральные ТБТ - 4 шт;

бурильные трубы СБТ - 73.

В том случае, если ориентирование клин-отклонителя осуществлялось с помощью телесистемы, то после установки клин- отклонителя компоновка с подвесным устройством и телесистемой поднимается, и спускается компоновка для вырезания «окна».

Для эксплуатационной колонны диаметром 146 мм компоновка включает:

стартовый фрез диаметром 124 мм;

спиральные ТБТ - 4 шт;

бурильные трубы СБТ - 73.

Осуществляется вскрытие «окна» в обсадной колонне ротором. Параметры режима фрезерования следующие:

нагрузка на фрезер 5 кН;

частота вращения ротора 60-80 мин

производительность насоса 0,012 - 0,014 м3/с.

В дальнейшем, при необходимости, нагрузку можно увеличить до 8 кН. Фрезерование прекращается после проходки 0,5 - 0,6 м. При этом особое внимание следует уделять фрезерованию проушины, находящейся на наконечнике отклонителя.

После этого требуется проработать про фрезерованный интервал и промыть скважину в течение двух циклов, поднять стартовый фрез из скважины, собрать компоновку:

Спустить в скважину данную компоновку. За 10 м до входа в прорезанное «окно» скорость спуска не должна превышать 0,1 м/с.

Перед началом фрезерования произвести промывку в течение одного цикла.

Проработать прорезанное «окно». Начать фрезерование при нагрузке не более 5 кН с возможным кратковременным увеличением нагрузки до 30 кН. Фрезеровать на глубину 5 м. При этом следует контролировать величину крутящего момента. При наличии подклинок необходимо приподнять инструмент и проработать данный интервал. После завершения процесса фрезерования проработать пройденный интервал и несколько раз поднять и опустить фрезеры для очистки «окна». Затем извлечь компоновку из скважины.

Собрать компоновку для дальнейшего фрезерования колонны:

оконный фрез диаметром 124 мм;

колонный и арбузный фрезер диаметром 124 мм; спиральные ТБТ - 4 шт;

СБТ-73 - до устья.

Спустить данную компоновку в скважину. Начать фрезерование в прежнем режиме. Отрыв от забоя производить через каждые 15 минут работы фрезера. Фрезерование прекратить после 2-5 м проходки. Общая длина фрезерование должна составлять не менее 7м (в зависимости от длины клин-отклонителя). Несколько раз проработать пройденный интервал до исчезновения подклинок инструмента.

Промывку произвести в течение двух циклов с выравниванием параметров раствора. Для лучшего выноса металлической стружки прокачать высоковязкую пачку раствора в объеме 500 л при подаче насоса 0,012-0,016 м3/с. В том случае, если фрезерование обсадной колонны осуществлялось на биополимерном растворе, прокачивание высоковязкой пачки раствора не обязательно. После этого извлечь компоновку из скважины. В случае необходимости (зарезка бокового ствола в песчаниках, отсутствие цементного камня за эксплуатационной колонной и др.) производится цементирование клин-отклонителя после второго фрезерования.

Вблизи от схода с клин-отклонителя происходит соскок фрезера с разрушаемой поверхности и выход в открытый ствол. Если при этом жесткость компоновки недостаточна, образуется уступ, препятствующий в дальнейшем свободному входу долота в новый ствол. В таком случае, при калибровке «окна» надо принять меры по увеличению жесткости компоновки фрезерования и своевременному снятию образовавшегося уступа в районе схода с клин-отклонителя.

Второй вариант забуривания бокового ствола рекомендуется осуществлять путем вырезания части эксплуатационной колонны, установки цементного моста на всю длину вырезанной части и забуриванием бокового ствола с цементного моста.. Клин-отклонитель рекомендуется типа КОП-115 (для колонны диаметром 146 мм) производства OOO «БИТТехника» или неизвлекаемый отклонитель компании «EVI- WEATHERFORD» типа «Н» диаметром 114,3 мм.

По данным геофизических исследований скважины выбирается расположение зоны фрезерования, по возможности, в плотных устойчивых глинисто-алевролитовых отложениях.

Реальная необходимая длина зоны фрезерования определяется ожидаемой интенсивностью набора кривизны бокового ствола и рассчитывается по формуле:

в.з. = ÖR (2D+Dc-Dк) + а

где Lв.з. длина фрезерования колонны;- радиус кривизны ствола скважины, м;

В - диаметр долота для бурения бокового ствола, м;- диаметр бокового ствола, м;к - внешний диаметр эксплуатационной колонны, м;

а - запас длины для безаварийного прохождения технологического инструмента (1,3 - 1,5 м).

абуривания бокового ствола с цементного моста осуществляется двигателем-отклонителем диаметром 106 мм (127 мм).

Забуривание бокового ствола с применением отклоняющих устройств должно проводится по программе, включающей выбор геометрических размеров КНБК для обеспечения задаваемой интенсивности искривления нового ствола и автоматизированный расчет проходимости компоновки через прямолинейный участок ствола скважины. Вырезание части эксплуатационной колонны можно осуществлять универсальным вырезающим устройством «УВУ», разработкой ВНИИБТ, секционным фрезерным инструментом фирмы «GRANT INTERNATIONAL» и т.п.

Вырезание участка эксплуатационной колонны производится в два этапа:

прорезание эксплуатационной колонны;

фрезерование эксплуатационной колонны.

Прорезание эксплуатационной колонны осуществляется при вращении бурильной колонны ротором с частотой 60-70 мин-1, расходе промывочной жидкости 0,01-0,012 м3/с и перепаде давления 4-5 МПа в течение 20-30 мин. Без подачи инструмента, а затем с подачей инструмента при осевой нагрузке на резцы в пределах 5-15 кН.

Фрезерование колонны производится при осевой нагрузке 15- 40 кН, частоте вращения 60-70 мин-1., перепаде давления 14-16 МПа и расходе 0,012-0,014 м3/с. Перед подъемом устройства рекомендуется промыть скважину в течение двух циклов. При необходимости заменить резцы и продолжить фрезерование.

2.5.4 Технология вскрытия продуктивного пласта

Одним из основных условий эффективности бурения БС являются применение методов вскрытия продуктивных пластов, обеспечивающих сохранение естественного состояния коллектора и, следовательно, потенциальных добывающих возможностей скважин.

В процессе вскрытия продуктивных пластов бурением производит снижение их естественной проницаемости в результате взаимодействия с буровыми растворами. Степень воздействия факторов, влияющих на ухудшения естественных коллекторских свойств пласта, различна и зависит от физико-химических свойств бурового раствора, пластового флюида, перепада давления в системе «скважина-пласт», коллекторских свойств продуктивного пласта, его литологической характеристики и времени воздействия раствора.

На фильтрационные характеристики коллектора оказывают влияние следующие факторы:

закупоривание поровых каналов дисперсной фазой растворов и шламов выбуренной породы;

набухание и диспергирование глинистых минералов, содержащихся в коллекторе;

тип глинистого минерала, степень его дисперсности, природообменных катионов и свойства фильтрата;

сужения поровых каналов вследствие образования абсорбционно-гидратных слоев;

образование в коллекторе устойчивых эмульсий или газовых дисперсий;

образование твердых нерастворимых осадков в результате химического взаимодействия фильтрата и компонентов растворов с пластовыми флюидами;

миграция твердых частиц, отрывающихся от поверхности паровых каналов под воздействием фильтратов растворов, по каналам пласта и сужение их проходного сечения при осаждении частиц;

продолжительность вскрытия продуктивного пласта; количество проникшей в пласт воды.

В настоящее время все существующие типы буровых растворов в большей или меньшей степени ухудшают коллекторские свойства в призабойной зоне пласта (ПЗП). Возможно несколько способов управления процессом формирования ПЗП:

сохранение естественного состояния ПЗП (вскрытия продуктивного пласта на депрессии или на равновесии);

изоляция призабойной зоны, которая преодолевается перфорацией;

временная изоляция, которая затем разрушается (механическим или химическим способом).

Буровые растворы выполняют функции, которые определяют не только успешность механической скорости бурения, но и ввод скважины в эксплуатацию с максимальной продуктивностью.

Наиболее перспективными для вскрытия продуктивного пласта, в настоящее время являются растворы на основе биополимерных систем (например фирмы IKF, FLO - PRO и т.п).

Вскрытие продуктивного пласта должно проводится в короткие сроки с минимально возможными по времени промывками. Количество СПО должно быть минимальным, наилучшим является вскрытие пласта за одно долбление. Скорость спуска бурильной колонны (не более 1 м/с) должна предотвращать возникновение дополнительных колебаний гидродинамических давлений.

На величину зоны проникновения фильтрата в пласт оказывает влияние перепад между пластовым и забойным давлениями, который при различных технологических операциях может изменяться от минимального, при статических условиях, до максимального, в процессе спуско-подъёмных операций или при интенсивной промывке скважины.

Минимальная плотность бурового раствора при бурении в условиях депрессии на пласт определена требованиями безопасности и зависит от глубины скважины, вида флюида во вскрываемых пластах и коэффициента аномальности пластового давления. Условия разбуривания разнообразны, и для каждой конкретной скважины минимальная плотность рассчитывается с учетом текущей ситуации.

Снижение репрессии на пласт обеспечивает повышение производительности скважин и позволяет вскрыть продуктивную толщу с минимальным нарушением коллекторских свойств продуктивного пласта.

В целом, при рекомендации того или иного бурового раствора для вскрытия продуктивного пласта следует исходить из того, что степень снижения проницаемости пласта зависит от состава и свойства фильтрата, характеристик коллектора и должна определяться экспериментальными исследованиями в условиях, близких к пластовым.

Существенное влияние на качественное вскрытие участка продуктивного пласта оказывает выбор типа профиля и его фактическая траектория в нефтенасыщенной части залежи.

В продуктивных пластах (однородных и неоднородных) небольшой толщины (10-15 м) целесообразно вписывание горизонтального участка в среднем по толщине части пласта по траектории, параллельной кровле и подошве пласта.

В продуктивных пластах мощностью более 20 м проводка горизонтального участка может быть осуществлена также по выпуклому профилю.

Пласты целесообразно вскрывать волнообразно, когда толщина пласта и прослоев меняется по площади, продуктивный разрез недостаточно устойчив, а в непосредственной близости над ним залегают породы, требующие надежной изоляции обсадными трубами с цементированием. Вскрытие пласта параллельными или пологонаклонным стволом может оказаться нецелесообразно.

Волнообразный профиль рекомендуется применять при отсутствии в кровле и подошве активных водоносных, газоносных и поглощающих пластов.

В условиях слоисто-неоднородных пластов небольшой толщины, при переслаивании песчаников с глинами, эффективнее пересекать продуктивный пласт пологонаклонным горизонтальным стволом от кровли до его подошвы.

Протяженность и форму горизонтального участка следует уточнять по мере накопления статистического материала и выявления степени точности работы КНБК для локальных участков месторождения.

2.5.5 Заканчивание скважин

Основными вариантами заканчивания БС является создание эксплуатационного забоя открытого типа. В скважину спускается хвостовик с пакерующим элементом (пакером типа ПДМ, надувным пакером, манжетой и т.п.) и фильтровой частью в интервале эксплуатационного горизонтального забоя.

Пакерующий элемент устанавливается над кровлей продуктивного пласта, обеспечивая возможность крепления «хвостовика» и изоляции выше лежащих проницаемых горизонтов, включая водогазоносные пласты, а также сохранность эксплуатационного объекта от воздействия цементного раствора.

Фильтровая часть «хвостовика» может быть щелевыми (перфорированными).

Расстановка фильтров рассчитывается, исходя из коллекторских свойств эксплуатационного объекта и обеспечения необходимой пропускной способности гидродинамических каналов, в соответствии с потенциальной продуктивностью пласта.

Фильтрирующие элементы «хвостовика» центрируются жесткими центраторами соответствующего размера. В интервале пакерующего элемента с целью обеспечения качества крепления колонны устанавливаются центраторы турбулизирующего типа.

Фильтровая часть оборудуется специальными заглушками, обеспечивающими герметичность фильтровой части и возможность осуществления технологических промывок во время спуска «хвостовика».

В интервале продуктивного пласта помещаются специальные перфорационные среды (ИЭР и др.), обеспечивающие предотвращения загрязнения эксплуатационного забоя в процессе заканчивания скважин. Перфорационная среда заканчивается в интервал продуктивного пласта в процессе цементирования «хвостовика».

Рекомендуемые составы перфорационных жидкостей приведены ниже:

Состав перфорационных сред:

КПС-1 (%, объемы.):

водный раствор хлористого натрия -96,5%;

реагент СПК -3,5%.

) КПС-1М (%, вес.):

водный раствор хлористого натрия -97%;

ПАВ (сульфонал, РАС, ПКД) -1%; нитрилотриметилфосфатная кислота (НТФ) -2%.

) КПС-2 (%,объемы.):

гликоль -75%;

соляная кислота (конц. 20-24%) -10%;

ортофосфорная кислота (конц. 70-100%) -1,5%.

) ИЭР (%, объемн.):

нефть -52-36%;

водный раствор хлористого кальция плотностью 1300 кг/м - 43-59%;

эмультап -3%;

ГКЖ-10 -2%.

После спуска подвести и крепление «хвостовика» производится разбуривание пробки муфты манжетного цементирования и сбитие заглушек на ФГС-101,6 мм с применением малогабаритных объемных двигателей Д1-154, Д-75, Д-43, установки «гибкая труба» или комбинированной компоновки бурильных (насосно-компрессорных) труб.

В случае, когда горные породы являются устойчивыми, применяется конструкция эксплуатационного забоя открытого типа. Компоновка «хвостовика» при данной конструкции забоя включает следующие элементы:

надувной пакер гидравлического действия, устанавливаемый над кровлей продуктивного пласта;

расчетное количество обсадных труб;

подвесное устройство гидравлического действия и механический пакер, устанавливаемый на 50 м выше вырезанного «окна».

При бурении нескольких боковых стволов из одной скважины для подвески и крепления «хвостовиков» применяется внутрискважинное оборудование фирмы «Бейкер Хъюз».

При необходимости, обусловленной геолого-физическими характеристиками пласта, условиями его залегания, неизбежностью или высокой степенью вероятности пересечения водогазоносных горизонтов, создается конструкция эксплуатационного забоя закрытого типа.

Осуществляется сплошное цементирование «хвостовика». В интервале эксплуатационного забоя, а также водогазоносных пластов «хвостовик» обязательно цементируется.

После ОЗЦ производится промывка забоя скважины и при необходимости замена жидкости в скважине. Осуществляется необходимый комплекс геофизических исследований, после чего проводится подготовка к вторичному вскрытию пласта. Устье скважины оборудуется малогабаритным превентором и опрессовывается совместно с колонной.

Закачка перфорационной среды (К11С-1, KHC-1М) возможна в процессе цементирования «хвостовика» или в процессе освоения при промывке забоя перед вторичным вскрытием пласта.

Объем перфорационной среды выбирается из условия заполнения «хвостовика» на 100-150 м выше интервала перфорации. Вторичное вскрытие плата производится малогабаритными перфораторами типа ПРК-42С, ПКР-54С. ПКТ- 50, ПКТ-73 на «гибкой трубе» или на насосно-компрессорных трубах, жестком геофизическом кабеле. Рекомендуется перфорацию осуществлять в условиях депрессии на пласт. Плотность перфорации зависит от геолого-физической характеристики продуктивного пласта и характеристик перфораторов.

Вызов притока производится пенной системой или методом компрессирования азотной установки ПАКК-9/160, свабированием, УГАС с обязательным проведением гидродинамических исследований скважин.

По согласованию с геологической службой НГДУ, вызов притока допускается производить механизированным способом.

Величина депрессии на пласт выбирается с учетом конкретных геолого-физических характеристик пласта, степени загрязнения его в процессе вскрытия и ограничений по допустимому перепаду давления в зоне эксплуатации объекта.

В начальный период эксплуатации (в течение шести месяцев) рекомендуется осуществлять гидродинамические исследования БС на установившемся и нестационарном режимах течения жидкости с целью определения гидродинамических параметров пласта (продуктивности, гидропроводности), оценки состояния околоствольной зоны продуктивного пласта, сопротивлений в фильтре скважины (скин-фактора).

По результатам этих исследований определяется влияние технологических параметров заканчивания скважин на добывные возможности эксплуатационного объекта и производится корректировка применяемой технологии.

3. Экономический раздел

.1 Определение экономической эффективности при реализации проектируемого технического решения

Спрогнозированный технологический эффект дополнительной добычи нефти от бурения боковых стволов на скважинах №№ 16 и 743 является основой для расчета экономической эффективности, произведенному в целом по проекту. Срок действия данных мероприятий составляет 10 лет.

Общей целью анализа финансовой рентабельности является оценка эффективности осуществления инвестиций в проект. В процессе анализа финансовой рентабельности инвестиционного проекта необходимо решить следующие задачи:

·        анализ системы денежных потоков, связанных с проектом и расчет потоков реальных денег для различных элементов этой системы, в основе которого лежат оценки инвестиционных, операционных и финансовых потоков, связанных с реализацией проекта;

·        определение показателей финансовой рентабельности проекта: чистого дисконтированного дохода; внутренней нормы доходности; индекса доходности; срока окупаемости и др.;

·        принятие решения о финансовой привлекательности проекта на основе анализа денежных потоков и показателей финансовой рентабельности.

Ключевым вопросом в анализе финансовой рентабельности проекта является выбор критериев, по которым можно оценивать решения в проектном анализе.

Вероятно, самым известным и чаще всего применяемым критерием оценки эффективности инвестиционных решений является чистая текущая стоимость (ЧТС) или чистый дисконтированный доход (ЧДД). Чистый дисконтированный доход определяется как сумма следующего вида:

 

где: t - момент времени;

Вt - поток выгод;

Зt - поток затрат;

T - срок жизни проекта;

Е - ставка (норма) дисконта.

Норма дисконта должна по существу отражать возможную стоимость капитала, соответствующую возможной прибыли инвестора, которую он мог бы получить на ту же сумму капитала, вкладывая его в другом месте, при допущении, что финансовые риски одинаковы для обоих вариантов инвестирования. Другими словами, норма дисконта должна являться минимальной нормой прибыли, ниже которой предприниматель счел бы инвестиции невыгодными для себя.

Для проектов в качестве нормы дисконта используется ставка процента по долгосрочным ссудам на рынке капитала или ставке процента (стоимости капитала), которая уплачивается получателем ссуды.

Если рассчитанный ЧДД положителен, то прибыльность инвестиций выше нормы дисконта и проект следует принять. Если ЧДД меньше нуля, то прибыльность инвестиций ниже нормы дисконта и от этого проекта следует отказаться.

Вторым широко применяемым в проектном анализе критерием является внутренняя норма рентабельности (дохода) (ВНР или ВНД) проекта, т. е. ставка дисконта, которая уравнивает сумму дисконтированных выгод с суммой дисконтированных затрат. Иначе говоря, при ставке дисконта, равной ВНР, чистый дисконтированный доход равен нулю. Этот показатель, часто применяющийся в финансовом и экономическом анализе в качестве основного критерия, дает инвесторам возможность сравнить прибыльность проекта (ВНР) с альтернативной стоимостью капитала для данного проекта. При этом проект считается эффективным, если ВНР больше ставки дисконта.

ВНР определяется из уравнения ЧДД=0, которое можно записать в виде

 

где r - ВНР.

Некоторые свойства ВНР могут ограничивать ее применение. Уравнение ЧДД=0 может иметь несколько решений. Это может иметь место, если денежные потоки меняют знак более одного раза за срок жизни проекта (например, плюс-минус-плюс). Несмотря на это критерий внутренней ставки рентабельности так прочно укоренился в финансовом анализе, что принятие решений по большинству проектов опирается именно на него. Очевидная причина этого в том, что ВНР дает измеритель, который можно сравнивать с текущей рыночной стоимостью инвестиционных ресурсов. Большинство инвесторов смотрят на ВНР как на указатель того, каков будет их доход на капитал, и принимают решения об инвестициях в зависимости от уровня ВНР.

Третьим критерием, который часто применяется, является коэффициент «выгоды/затраты» (Квз). Он определяется отношением суммы дисконтированных выгод к сумме дисконтированных затрат по формуле

 

Для эффективных проектов коэффициент Квз должен быть больше 1.

При анализе инвестиционных проектов часто используется индекс доходности (ИД), представляющий собой отношение суммы дисконтированных эффектов, которые определяются как выгоды минус эксплуатационные затраты, к сумме дисконтированных капитальных вложений

 

где: КВt - капитальные вложения в момент времени t;

ЗЭt - эксплуатационные затраты.

Индекс доходности тесно связан с ЧДД. Если ЧДД положителен, то ИД>1. Если ЧДД отрицателен, то ИД<1, то проект эффективен, если ИД<1 - неэффективен.

Еще одним критерием, которым пользуются в финансовом анализе, является срок окупаемости (ТОК) или, как его часто называют, срок возмещения затрат. Его величина говорит о том, за какой период времени проект позволяет возместить инвестиционные затраты (в этом случае говорят о сроке возмещения затрат или простом сроке окупаемости) и позволит получить минимально приемлемый уровень прибыли (в этом случае говорят о дисконтированном сроке окупаемости). Отбор проектов по критерию срока окупаемости означает, что одобряются проекты с самым коротким сроком окупаемости. Поскольку этот критерий прямо связан только со сроком возмещения инвестиционных издержек, то его использование в качестве основного критерия при сравнении проектов не благоприятствует проектам, приносящим большие выгоды в более поздние сроки. Тем не менее, этот показатель используется в финансовом анализе, поскольку часто инвесторы заинтересованы в получении информации о сроке возмещения их затрат.

Простой срок окупаемости определяется по кумулятивному потоку реальных денег проекта или системы «проект в налоговой среде» как наиболее ранний момент времени, после которого кумулятивный поток реальных денег остается неотрицательным до момента окончания проекта.

3.2 Исходные данные для расчета экономических показателей проекта

Затраты по бурению боковых стволов относятся к инвестиционным проектам, связанным с реконструкцией ранее пробуренных скважин.

Стоимость работ по бурению бокового ствола составляет 40000 тыс.руб. Составляющие работ по строительству бокового ствола приведены ниже

Бурение 2-го ствола	Стоимость работ, тыс. руб
Установка и разбуривание цем.моста	5000
Бурение 1000 м	15000
Опрессовка ствола	500
Установка и разбуривание ГМС С 1s	500
Заготовка МГБР-ПМГ, опрессовка скважины	500
Бурение, 300 м	5000
Геофизические исследования М1:500	1000
Спуск магнитного фрезера	500
Бурение с отбором керна	5000
Расширка, бурение	3000
Геофизические исследования М1:500 ;М1:200	1000
Проверка превентора при смене вахт	100
Смена вахт, заправка подъемника	300
Крепление хвостовиком 0,102 мм	1000
Завоз обсадн. труб, разгрузка	500
Опрессовка обсадных труб	100
Завоз НКТ-60, погрузка/разгрузка	400
Опрессовка труб БК-89	100
Проработка ствола	500
Итого	40000

 

4. Безопасность жизнедеятельности

В основном законе Российской Федерации - «Конституция Российской Федерации» в статье 37 гражданину гарантировано право на труд в условиях безопасности и гигиены. Эта гарантия подтверждена Трудовым законодательством, которое обязывает работодателей, независимо от формы собственности, обеспечить безопасные условия труда работников.

Снижение уровня травматизма, общей и профессиональной заболеваемости в процессе труда невозможно без подготовки работников предприятий в области безопасности жизнедеятельности [19].

Под безопасностью работника будем понимать такое состояние системы «человек-техника-среда», при котором уровни воздействий опасных или вредных производственных факторов на работника не могут превышать предельно допустимые значения.

Система обеспечения безопасности жизни и здоровья работников в процессе трудовой деятельности должна включать правовые, социально-экономические, организационные, организационно-технические, технические, санитарно-гигиенические, лечебно-профилактические, реабилитационные и другие мероприятия.

Целью данного раздела является обеспечение безопасности жизни и здоровья работников в процессе трудовой деятельности.

Задачи:

1)   проведен анализ наиболее опасных и вредных производственных факторов, воздействующих на рабочего;

2)   дана оценка безопасности рассмотренных опасных и вредных производственных факторов на рабочего;

3)      проведен анализ существующих средств защиты от воздействия рассмотренных опасных и вредных производственных факторов на рабочего;

)        проведена разработка инженерного решения по подбору и проверке на прочность такелажной скобы.

4.1 Анализ наиболее опасных и вредных производственных факторов, воздействующих на оператора на буровой площадке

Оператор на буровой обслуживает насосные установки (2АН-500, 3АН-500, 4АН-700), талевую систему путем непрерывного контроля работы насосов приводных двигателей, арматуры и трубопроводов, а так же давления в сети, осматривает и регулирует насосы, напорные устройства, контрольные приборы, автоматику и предохранительные устройства, состояние такелажных скоб и канатов. Рабочее место оператора на буровой площадке около скважины, на которой находятся мощные насосные станции, жидкости глушения, трубопровод, а также инструменты и приспособления для выполнения ремонтных работ на производстве.

На рабочего действует большое количество опасных и вредных производственных факторов, которые могут привести к травме или другому внезапному резкому ухудшению здоровья и заболеванию или снижению работоспособности. Рассмотрим подробно наиболее опасные и вредные производственные факторы, возникающие при выполнении работ по строительству бокового ствола (ГОСТ 12.0.003-74 ССБТ «Опасные и вредные производственные факторы. Классификация»).

Повышенное значение напряжения в электрической цепи.

Источником опасного или вредного производственного фактора, действующего на работающего, по условиям труда на рабочем месте согласно ГОСТ 12.0.003-76 «Опасные и вредные производственные факторы. Классификация» является: буровая установка, работающая под действием электрического тока.

Биологическое воздействие. Выражается в раздражении и возбуждении живых клеток организма, что приводит к непроизвольным судорожным сокращениям мышц, нарушению нервной системы, органов дыхания и кровообращения. При этом могут наблюдаться обмороки, потеря сознания, расстройство речи, судороги, нарушение дыхания (вплоть до остановки).Тяжелая электротравма нарушает функции мозга, дыхания, сердца до полной их остановки, что приводит к гибели пострадавшего. Наиболее частой причиной смерти от электротравмы является фибрилляция желудочков сердца, при которой нарушается сократительная способность мышц сердца.

Электролитическое воздействие. Проявляется в разложении плазмы крови и других органических жидкостей, что может привести к нарушению их физико-химического состава.

Термическое воздействие. Сопровождается ожогами участков тела и перегревом отдельных внутренних органов, вызывая в них различные функциональные расстройства. Ожоги вызываются тепловым действием электрического тока или электрической дуги.

В настоящее время, согласно ГОСТ 12.4.011-89 ССБТ «Средства защиты работающих. Общие требования и классификация», существуют следующие средства защиты от повышенного значения напряжения в электрической цепи, замыкание которой может произойти через тело человека: оградительные устройства; устройства автоматического контроля и сигнализации; изолирующие устройства и покрытия; устройства защитного заземления и зануления; устройства автоматического отключения; устройства выравнивания потенциалов и понижения напряжения; устройства дистанционного управления; предохранительные устройства; молниеотводы и разрядники; знаки безопасности.

Повышенная загазованность воздуха.

В качестве рабочего реагента при бурении боковых стволов применяются жидкости на углеводородной основе. При работе оператора насосной установки во время закачки насосом высокого давления, может произойти разгерметизация во фланцевых и сальниковых соединениях и просачивании вредных веществ. Существует вероятность повышенной загазованности воздуха рабочей зоны, а как следствие вредное влияние на человека. Предельно допустимые концентрации (ПДК) вредных веществ в воздухе рабочей зоны установлены, согласно ГОСТ 12.1.005-88 ССБТ «Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны». ПДК предельных алифатических УВ - 300 мг/м3. Они являются сильными наркотиками, вызывают покраснения, зуд, пигментацию кожи. С увеличением числа атомов углерода сила наркотического воздействия их растет, зато собственное воздействие ослабляется ничтожной растворимостью в воде и крови. Характерна неустойчивость реакций центральной нервной системы, возникающая под влиянием паров углеводородов. Это проявляется не только при высоких, но и при низких (пороговых) концентрациях. Токсичность усиливается в присутствии H2S и при повышении температур.

Все углеводороды влияют на сердечно-сосудистую систему и на показатели крови (снижение содержания гемоглобина и эритроцитов), также возможно поражение печени, нарушение деятельности эндокринных желез. Раздражение рецепторов вызывает возбуждение в коре головного мозга, которое вовлекает в процесс подавления органы зрения и слуха.

В настоящее время, согласно ГОСТ 12.4.011-89 ССБТ «Средства защиты работающих. Общие требования и классификация», существуют следующие средства защиты от повышенной загазованности воздуха рабочей зоны углеводородами нефти, сероводородом и плавиковой кислотой: вентиляции и очистки воздуха; кондиционирования воздуха; локализации вредных факторов; автоматического контроля и сигнализации; дезодорации воздуха.

Повышенный уровень шума.

Источником повышенного уровня шума является работа буровой установке при запуске насосного агрегата, что служит вредным производственным фактором, действующим на работающего.

Шум мешает нормальному отдыху и восстановлению сил, нарушает сон. Систематическое недосыпание и бессонница ведут к тяжелым нервным расстройствам. Шум оказывает вредное влияние на зрительный и вестибулярный анализаторы, снижает устойчивость ясного видения и рефлекторной деятельности. Шум способствует увеличению числа всевозможных заболеваний ещё и потому, что он угнетающе действует на психику, способствует значительному расходованию нервной энергии.

В настоящее время, согласно ГОСТ 12.4.011-89 ССБТ «Средства защиты работающих. Общие требования и классификация», существуют следующие средства защиты от повышенного уровня шума на рабочем месте: звукоизолирующие, звукопоглощающие материалы; глушители шума; оградители шума; автоматического контроля и сигнализации; дистанционного управления.

Повышенный уровень вибрации.

Источником вибрации является, работа буровой установки и её узлов, таких как насосная установка. Повышенный уровень вибрации вызывает функциональные нарушения: повышение утомляемости, увеличение времени двигательной реакции, увеличение времени зрительной реакции, нарушение вестибулярных реакций и координации движений, развитие нервных заболеваний.

Физиологические нарушения: нарушение функций сердечнососудистой системы, нарушение функций опорно-двигательного аппарата, поражение мышечных тканей и суставов, нарушение функций органов внутренней секреции.

В настоящее время, согласно ГОСТ 12.4.011-89 ССБТ «Средства защиты работающих. Общие требования и классификация», существуют следующие средства защиты от повышенного уровня вибрации на рабочем месте: оградители вибрации; виброизолирующие, виброгасящие и вибропоглощающие материалы; автоматического контроля и сигнализации; дистанционного управления. Для снижения уровня вибрации насосные установки располагают на специальных вибропоглощающих подушках.

4.2 Анализ методики оценки безопасности рабочего места оператора на буровой установке

Опасные и вредные производственные факторы оцениваются по следующим параметрам: мощность источника опасности, приведенное расстояние опасного воздействия, время воздействия источника опасности на человека.

Мощность источника опасности - это энергия, которой обладает источник опасности.

Приведенное расстояние опасного воздействия - расстояние от работника до источника опасности.

Время воздействия источника опасности на человека - время нахождения работающего в опасной зоне.

Оценка безопасности рабочего места проводится по следующей методике:

.        Оцениваются все источники опасности, перечисленные в пункте 8.2 текущего раздела.

.        Записываются все допустимые значения параметров источников опасности из нормативно-правовой документации.

.        Измеряются действующие фактические значения источников опасности с помощью амперметра, шумомера ВШВ-3, виброметра и люксметра.

.        Вычисляются показатели безопасности каждого источника опасности.

Для оценки опасности каждого источника опасности необходимо вычислить показатель безопасности.

В качестве показателя безопасности i-того источника опасности bi рекомендуется использовать

где h=φ, ρ, τ - параметры источников опасности;

φ - мощность;

ρ - приведенное расстояние;

τ - время воздействия.

Настоящий показатель безопасности определяет либо безопасное состояние, либо состояние опасной ситуации источника опасности.

Если показатель безопасности i-ого источника опасности положителен bi>0, то признается, что соответствующий источник опасности находится в безопасном состоянии.

Если показатель безопасности i-ого источника опасности равен или меньше нуля bi≤0, то предполагается, что соответствующий источник опасности находится в опасном состоянии и может стать причиной заболевания, травмы или гибели человека, что требует применения соответствующих средств защиты.

В качестве показателя безопасности рассматриваемого рабочего места рекомендуется рассматривать

Здесь N - число рассматриваемых источников опасных и вредных факторов.

Если  > 0, то рассматриваемое рабочее место признается безопасным.

Если  = 0, то рассматриваемое рабочее место может стать причиной заболевания, травмы или гибели человека.

В случае, если < 0 необходимо разработать средства защиты по обеспечению безопасности рабочего места.

Рис. Реальные и предельно допустимые значения параметров источников опасности на рабочем месте

Определение действующего значения напряжения в электрической цепи, замыкание которого может произойти через тело человека.

 

Во избежание поражения электрическим током в процессе трудовой деятельности оператора применяют следующие средства защиты:

Разработаны инструкции по охране труда и электробезопасности:

а - Согласно ГОСТ 12.04.011-86 ССБТ «Электробезопасность.» Предельно допустимые уровни напряжения прикосновения и токов» электрооборудование снабжено следующими средствами защиты:

-       устройства защитного заземления и зануления;

-       устройства автоматического отключения;

-       предохранительные устройства;

-       изолирующие покрытия;

-       устройства дистанционного управления;

-       резиновые коврики.

Применяются средства индивидуальной защиты (СИЗ):

-       специальная одежда;

-       специальная обувь.

б- Средства для защиты от источника опасности, применяемые на рабочем месте оператора, соответствуют ГОСТ 12.4.011-89 ССБТ.

в - При строгом соблюдении инструкций по охране труда и электробезопасности, исправном состоянии средств защиты и своевременном их контроле данные средства смогут защитить оператора от опасного воздействия электрического тока b1 >0.

Повышенная вибрация

 

От воздействия повышенного уровня вибрации на рабочем месте оператора применяют следующие средства защиты:

.        Разработана инструкция по охране труда.

.        Вибробезопасность оборудования обеспечивается:

− динамическим виброгашением (виброгасящее основание);

− демпфированием (увеличение вязкости за счет сил трения);

− поддержанием в должном техническом состоянии оборудования, своевременным проведением планового и предупредительного ремонта оборудования;

-       дистанционным управлением.

Рабочие применяют средства индивидуальной защиты (специальная обувь, одежда) и для них организован рациональный режим труда и отдыха.

Средства защиты, применяемые для уменьшения воздействия источника вибрации, соответствуют ГОСТ 12.4.011-89 ССБТ.

При строгом соблюдении инструкций по охране труда и исправном состоянии средств защиты и своевременном их контроле данные средства смогут защитить оператора от опасного воздействия вибрация.

Повышенный уровень шума

 

От воздействия повышенного уровня шума на производстве применяют следующие виды защиты:

.        Разработана инструкция по охране труда.

.        Согласно ГОСТ 12.4.011-89 ССБТ шумопроизводящее оборудование имеет следующие средства защиты:

− звукопоглощающий кожух;

− дистанционное управление.

.        Рабочие применяют средства индивидуальной защиты (беруши) и для них организован рациональный режим труда и отдыха.

Средства защиты, применяемые для уменьшения воздействия источника опасности на рабочем месте оператора, соответствуют
ГОСТ 12.4.011-89 ССБТ.

При строгом соблюдении инструкций по охране труда и исправном состоянии средств защиты и своевременном их контроле данные средства смогут защитить оператора от опасного воздействия шума b3 > 0.

Разрушающие конструкции.

B4=1/3*((8-0,07)/0,07)+((0,5-0,5)/0,5)+((8-8)/8)= 0,99 > 0 => источник не опасен.

Для защиты рабочего от данного источника опасности на рабочем месте предусмотрены следующие средства защиты:

разработана инструкция по охране труда при работе с разрушающимися конструкциями;

оградительные устройства;

дистанционное управление;

знаки безопасности.

Средства защиты, применяемые для уменьшения воздействия источника опасности на производстве, соответствует ГОСТ 12.04.011-86 ССБТ. При исправном состоянии средства защиты и своевременном их контроле, данные средства смогут защитить работающих от опасного воздействия.

Средства защиты, применяемые для уменьшения воздействия источника опасности на оператора, соответствуют ГОСТ 12.4.011-89 ССБТ. При исправном состоянии средств защиты и своевременном их контроле, данные средства смогут защитить работающего от опасного воздействия.

Безопасность рабочего места:

Врм=1/4*(b1+b2+b3+b4)=2,26 <0 безопасность обеспечена

Рабочее место безопасно.

4.4 Инженерные расчеты такелажной скобы

Исходя из практического применения такелажной скобы на производстве и несчастными случаями, произошедшими из-за неправильной подборки, поведшие за собой экономический ущерб и человеческие жертвы.

Во избежание вышеуказанных случаях требуется, проводить расчеты такелажной скобы. Такелажные скобы применяются как соединительные элементы отдельных звеньев различных грузозахватных устройств или как самостоятельные захватные приспособления. Расчет на прочность проводят с целью проверки и подбора такой скобы, которая выдержит нагрузку от веса насосно-компрессорных труб.

Исходные данные:

Подобрать и проверить на прочность такелажную скобу для подъема НКТ при бурении бокового ствола. Вес одного погонного метра трубы диаметром 73 мм толщиной стенки 5,5 мм составляет 92 Н/м. Длина НКТ составляет 870 м. Схема такелажной скобы приведена на рис.

Зная нагрузку, действующую на скобу, задавшись размерами элементов, проверить её на прочность. Этот расчёт выполняется в следующем порядке.

1. Находим усилие, действующее на скобу, кН

=Skпkд

где S-нагрузка, действующая на скобу, кН (например, масса поднимаемого груза, натяжение каната и т.п.);

2. Проверяем ветви скобы выбранного типоразмера (таблица) на прочность при растяжении

Р/2Fс<mR

где Fс - площадь сечения ветви скобы.

. Определим изгибающий момент в штыре, кН*см

М=Рl/4

. Находим момент сопротивления сечения штыря, см3

=0,1dш3

где dш - диаметр штыря.

Проверяем штырь скобы на прочность при изгибе

М/W < mR

Проверяем штырь скобы на срез

Р/2Fш<mRср

где Fш - плошадь сечения штыря, см2 (определяется исходя из размеров диаметра штыря).

Проверяем отверстия скобы на смятие

Р/2σdш<mRср

Выполним расчет для скобы буровой вышки на которой усилие будет максимально равно 870*92=80 кН

Находим усилие, действующее на скобу

=Skпkд = 80 * 1,1 * 1.1 = 96,8 кН

Зная усилие, по табл. 1 выбираем такелажную скобу типоразмера 11 со следующими характеристиками: свободная длина штыря l= 80 мм, диаметр ветви скобы d0 = σ = 45 мм, диаметр штыря dт = 56 мм.

Проверяем ветви скобы на прочность при растяжешш:

Р/2Fс<mR:

,8/(2-15,9) =3 кН/см2 =30 МПа <0,85 * 210 = 178,5 МПа,

Fc = πdс2 /4 = 3.14 * 4.52 /4 = 15.9 см2.

Определяем изгибающий момент в штыре

М=Рl/4= 96,8*8/4 = 193,6 кН * см.

Находим момент сопротивления сечения штыря

=0,1dш3= 0.1 * 5.63 = 17.6 см3.

Проверяем штырь скобы на прочность при изгибе:

М/W < mR

.6/17,6 = 11 кН/см2 = 110 МПа<0,85 * 210= 178.5 МПа.

Проверяем штырь на срез:

Р/2Fш<mRср

.8/(2 * 24.6) = 1.97 кН/см2 = 19.7 МПа < 0.85 * 130 = 110.5 МПа.

Fm=πd2/4=3.14*5.62/4 = 24.6 см2.

Проверяем отверстия скобы на смятие

Р/2σdш<mRср;

.8/(2 * 4.5 * 5.6) = 1.92 кН/см2 = 19.2 МПа < 0. 85 * 170 = 144.5 МПа.

Вывод: при подъеме НКТ d = 73 мм толщиной стенки 8 = 5,5 мм такелажную скобу типоразмера 28 можно считать прочной для использования. Тем не менее для безопасности использования каждый работник должен тщательно следить за подъемной операцией и в случае опасности быстро удалиться из места падения груза. Также необходимо следить за техникой и инструментом, чтобы они не были повреждены и все стыковочные устройства работали без каких либо отклонений

По результатам расчетов делаем вывод о том, что выбранная скоба удовлетворяет нас по прочностным характеристикам.

В рабочих условиях на оператора при бурении бокового ствола действует большое количество опасных и вредных производственных факторов, которые могут привести к травме или другому внезапному резкому ухудшению здоровья и заболеванию или снижению работоспособности. Согласно ГОСТ 12.4.011-89 ССБТ «Средства защиты работающих. Общие требования и классификация», опасными производственными факторами при выполнении работ оператора при промывке скважины являются:

повышенная запыленность и загазованность воздуха рабочей зоны углеводородами нефти и сероводородом в смеси с углеводородами;

повышенный уровень шума на рабочем месте;

повышенный уровень вибрации;

недостаточная освещенность рабочей зоны.

Средства защиты, применяемые для уменьшения воздействия данных источников опасности на производстве, соответствуют ГОСТ 12.4.011-89 ССБТ «Средства защиты работающих. Общие требования и классификация». При исправном состоянии средств защиты и своевременном их контроле, данные средства смогут защитить работающих от опасного воздействия.

Безопасность жизнедеятельности направленно на сохранение жизни и работоспособности работника, то есть уменьшить количество несчастных случаев, следовательно, затраты предприятия также уменьшаться.

Заключение

В целом по объекту, разработка ведется высокими темпами, что обеспечивает достижение проектного КИН ориентировочно через 20 лет, однако существуют следующие сложности:

. существуют участки отрицательной динамики пластового давления;

. неравномерность выработки запасов, как по площади, так и по разрезу.

Обобщая результаты проведенного анализа необходимо отметить следующие направления совершенствования разработки объекта:

для увеличения нефтеотдачи и равномерной выработки запасов по разрезу необходимым является, усиление существующей системы ППД и своевременная постановка работ по ограничению водопритока;

необходимым является увеличение числа действующих добывающих скважин, что возможно за счет бурения боковых стволов, возврата скважин с турнейско-фаменского объекта;

В 2013 году добыто 194,1 тонн нефти и 512,9 тонн жидкости. При этом выработка запасов нефти достигла 77,3%. Фонд добывающих скважин -42 ед., фонд нагнетательных скважин - 11 ед.

. для интенсификации добычи из действующих добывающих скважин, расположенных в зонах высоких остаточных запасов, необходимо рассмотреть применение различных ГТМ.

Практически все скважины эксплуатируются с помощью электроцентробежных насосов. При этом значительная часть фонда скважин работает в периодическом режиме.

Список литературы

1.      Проектный технологический документ Юрчукского месторождения.

.        Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов. - М.: ФГПУ Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. -272с.

.        Щуров В.И. Техника и технология добычи нефти: Учебник для вузов. -М.: Альянс, 2005. -510с.

.        Борхович С.Ю. Разработка нефтяных и газовых месторождений методические указания к курсовому проектированию-Изд-во «Удмуртский университет», 2013.-110с.