Анализ применения установок электроцентробежных насосов на Ново-Покурском нефтяном месторождении (Тюменская область)
Реферат
Выпускная квалификационная работа содержит 104
с., включая 30 рисунков, 25 таблиц, 26 источников.
Ключевые слова: месторождение, пласт, залежь,
нефть, газ, обводненность, фонд скважин, коэффициент извлечения нефти, запасы.
Объектом исследования является Ново-Покурское
нефтяное месторождение.
Целью данной выпускной квалификационной работы
является анализ эксплуатации нефтяных скважин установками электроцентробежных
насосов.
В работе уделено внимание изучению вредного
влияния различных факторов на работу электроцентробежных насосов (ЭЦН), а также
приведены рекомендации по их устранению.
В результате работы проведен сбор, обобщение,
переработка информации по эксплуатационному фонду скважин. Проведен анализ
эффективности работы установок электроцентробежных насосов по основным
технологическим показателям, таких как коэффициент использования и
эксплуатации, приведены рекомендации для повышения надежности работы насосного
оборудования.
Данная выпускная квалификационная работа
выполнена на персональном компьютере при использовании пакета Microft Office
XP, текстовая часть выполнена в Microft Word, расчеты и графики в - Microft
Excel, рисунки в - Corel DRAW 14. Презентация создана в Microft Power Point.
Обозначения и сокращения
ВНК
- водонефтяной контакт
НГДУ
- нефтегазодобывающее управление
ДНС
- дожимная насосная станция
УЭЦН
- установка электроцентробежного насоса
ГКЗ
- государственная комиссия по запасам
ПРС
- подземный ремонт скважин
ППД
- поддержание пластового давления
ФЕС
- фильтрационно-емкостные свойства
ШГН
- штанговая глубинно-насосная установка
ОПЗ
- обработка призабойной зоны
ГТМ
- геолого-технические мероприятия
ГРП
- гидравлический разрыв пласта
КИН
- коэффициент извлечения нефти
ПДС
- предельно допустимые сбросы
НКТ
- насосно-компрессорные трубы
ЭПУ
- электропогружная установка
ПЭД
- погружной электродвигатель
ПЗП
- призабойная зона пласта
СКО
- солянокислотная обработка
АСПО
- асфальто-смолистые парафиновые отложения
СПО
- спуско-подъемные операции.
Содержание
Введение
1. Общие
сведения о месторождении
2. Геологическая
характеристика ново-поурсого месторождения
2.1 Краткая
стратиграфическая характеристика разреза
2.2 Тектоническая
характеристика района
2.3 Нефтегазоностность
продуктиных пластов
2.4 Физико-химические
свойства пластовых флюидов
2.5 Запасы
нефти и растворенного газа
3. Анализ
разработки ново-покурского месторождения
3.1 Характеристика
энергетического состояния продуктивных пластов
3.2 Сопоставление
проектных и фактических показателей разработки
4. Анализ
применения установок электроцентробежных насосов на ново-покурском
месторождении
4.1 Структура
фонда скважин
4.2 Анализ
режимов эксплуатации добывающих скважин
4.3 Эксплуатационные
показатели добывающих скважин оборудованных УЭЦН
4.4 Анализ
бездействующего фонда добывающих скважин
5. Мероприятия
по улучшению работы насосного оборудования
5.1 Увеличение
продуктивности скважин
5.2 Ликвидация
осложнений механическими примесями
5.3 Ликвидация
осложнений связанных с солеотложением
5.4 Мероприятия
по снижению коррозии нефтепромыслового оборудования
6. Финансовый
менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение
6. Показатели
экономической оценки эффективности реализации проектных решений
6.2 Обоснование
удельных затрат для экономических расчетов
6.3 Оценка
капитальных вложений и эксплуатационных затрат
6.4 Технико-экономический
анализ проектных решений по объекту ЮВ12
6.5 Технико-экономический
анализ проектных решений по объекту ЮВ11
7. Социальная
ответственность
7.1 Охрана
водной среды
7.2 Охрана
недр
Заключение
Список
использованной литературы
Введение
электроцентробежный пласт скважина
месторождение
На сегодняшний день значительная роль в добычи
нефти в России принадлежит фонду скважин, оборудованному установками
электроцентробежных насосов. Электроцентробежные насосы широко применяются для
эксплуатации высокодебитных и малодебитных скважин с различной высотой подъема
жидкости.
На Ново-Покурском нефтяном месторождении
электроцентробежные насосы составляют 92 % фонда скважин.
Рациональному ведению процесса добычи нефти способствуют
прежде всего правильный выбор оборудования в соответствии с условиями
эксплуатации и неуклонное стремление к установлению рационального режима
откачки, т.е. такую работу эксплуатационного оборудования, которая обеспечивает
заданный режим работы скважины при минимуме затрат. Наиболее наглядно это
прослеживается при эксплуатации скважин оборудованных установками
электроцентробежных насосов.
Жизненный цикл установок электроцентробежных
насосов измеряется такими показателями как наработка на отказ и межремонтный
период. Существенными факторами, влияющими на работу электроцентробежных
насосов являются механические примеси, отложение солей,
асфальто-смолисто-парафиновых отложений, коррозия, высокий газовый фактор.
Увеличение сроков службы погружного оборудования
является залогом стабильности добычи нефти и снижения затрат на обслуживание
фонда скважин.
В условиях Ново-Покурского месторождения
скважины работают в осложненных условиях, что достаточно серьезно сказывается
на наработке на отказ УЭЦН и приводит к необходимости поиска новых технологий
для оптимизации работы добывающих скважин.
.Общие сведения о месторождении
В административном отношении Ново-Покурское
месторождение расположено в Тюменской области Ханты-Мансийского национального
округа на территории Сургутского и Нижневартовского районов[1].
Географически месторождение приурочено к
Западно-Сибирской равнине и расположено на левом берегу широтного участка реки
Обь примерно в 100 км к юго-западу от города Мегиона и 80 км к юго-востоку от
города Сургута.Обзорная карта месторождений нефти и газа ОАО
«Славнефть-Мегионнефтегаз» представлена на рисунке 1.1.
Рисунок 1.1 - Обзорная карта месторождений нефти
и газа ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»
Коммуникации и обустройство. Непосредственно
через площадь месторождения проходит нефтепровод к магистральному нефтепроводу
Нижневартовск-Омск, газопровод к Южно-Балыкскому ГПЗ, внутренние насыпные
дороги, нефте- и газопроводы, кусты эксплуатационных скважин, водозабор, нефтеперекачивающая
станция и бетонная дорога, связывающая месторождение с городами Нижневартовском
и Мегионом.
Орогидрография. Месторождение находится в
бассейне р. Большой Покур. Гидрографическая сеть района представлена бассейнами
рек Большой Покур, Юган и Кульеган. Площадь месторождения сильно заболочена.
Глубина зеркала грунтовых вод колеблется от 5 до 25 м.
Рельеф. Площадь месторождения представляет собой
сильно залесенную пологоволнистую равнину. Абсолютные отметки рельефа
колеблются от +30 до +80 м над уровнем моря с общим уклоном в сторону р. Оби.
Климат. Зима суровая и снежная, с метелями и
заносами. Лето короткое, но довольно теплое. Среднегодовая температура воздуха
составляет -3.2-2.6°С. Наиболее холодным месяцем является январь (средняя
температура -23°С, иногда с понижением до -45-50°С). Самым теплым - июль
(максимальная температура +30°С).
Количество выпадаемых атмосферных осадков
составляет 550 мм. Снеговой покров появляется в октябре, а сходит в конце
апреля. Высота его на открытых участках может достигать 120-160 см. Промерзание
почв начинается в конце октября и достигает своего максимума в середине апреля,
при этом глубина промерзания достигает до 2 м. В середине июля почва полностью
оттаивает. Болота промерзают на глубину до 10 м[1].
Преобладающие ветры зимой - северные и
Ново-восточные, летом - западные и юго-западные.
Геокриологические условия месторождения. Южная
геокриологическая зона характеризуется наличием глубокозалегающей реликтовой
толщи многолетнемерзлых пород (ММП), имеющих прерывистое, а местами островное
распространение, что особенно отчетливо прослеживается на водоразделе рек Б.
Юган и Б. Покур по профилям вертикального электрического зондирования. Длина
участков с мерзлыми породами изменяется от 3 до 60 км при среднем значении 20-40
км. Как правило под руслами крупных рек и озер мерзлота отсутствует. Глубина
залегания ММП колеблется от 80-100 м до 200-220 м. Подошва ММП погружается с
запада на восток от 100-150 м до 300 м и более. Толщина слоя ММП изменяется от
5 до 60 м, наиболее часто варьирует в пределах 25-40 м.
Стратиграфически толща ММП приурочена к
отложениям новомихайловской и алтымской свит и характеризуется разнообразием
криогенного строения и сложностью фазового состояния. Представлены ММП
отложениями мерзлых, охлажденных и талых пород, сложно-замещающих друг друга
как в плане так и в разрезе и имеющих температуру -0.5°С.
Промышленные объекты. Ближайшие населенные
пункты - города Нижневартовск, Сургут, Мегион. Основными отраслями хозяйства
района являются нефтедобывающая промышленность, геолого-разведочные работы на
нефть и газ, строительство объектов нефтяной промышленности, лесозаготовки,
рыболовство, охота. Строительные материалы. В Нижневартовском районе поисковой
партией Тюменской комплексной тематической экспедицией Главтюменьгеологии
проводились поисково-разведочные работы на строительные материалы. В результате
проведенных работ открыты месторождения керамзитовых глин, строительных и
стекольных песков, песчано-гравийной смеси и глин. Изучены запасы пресных вод и
произведена их оценка. Для закачки в нефтеносные пласты используется подземные
воды апт-сеноманского комплекса, по которым произведен подсчет запасов с
утверждением в ГКЗ СССР. Ниже приводится краткое описание этих месторождений.
Чернореченское месторождение песчано-гравийной смеси находится в 4.5 км
севернее г. Сургута. Подсчитанные запасы составляют 9.5 млн.м3 по категории С1
и 3.8 млн.м3 по С2. В 75 км к Ново-западу от Новопокурского месторождения
расположены Сургутское и Нефтеюганское месторождение строительных песков с
запасами по категории С2 - 10.3 млн.м3 и 31.7 млн.м3, соответственно. К западу
от Ново-Покурского месторождения открыты Пунин-Игыйское месторождение
кирпично-керамзитовых глин с запасами 11.5 млн.м3 по категории С2 и
Верхнепытьяхское - керамзитовых глин с запасами 3.1 млн.м3 по категории С2. В
17.5 км юго-восточнее пос. Покур находится Кульеганское месторождение
строительных песков с запасами 1.2 млн.м3 по категории С2. Месторождение
строительных песков «Быстрый» расположено в 50 км ниже г. Нижневартовска по р.
Оби. Запасы песков утверждены по категории С2 - 22.2 млн.м3. Локосовское
месторождение глин находится в 45 км севернее Новопокурского месторождения. Эти
глины пригодны для изготовления кирпича марки 100-125 с сушкой по специальной
технологии и марки 75-100 с сушкой в естественных условиях. При добавке в сырье
1.5% соляного масла глину можно использовать для получения керамзитового гравия
марки 600. Запасы глин утверждены в ГКЗ СССР 25 декабря 1964 года по категориям
А - 1186, В - 2725, С1 - 2280 тыс.м3. В настоящее время на этом сырье работает
Локосовский кирпичный завод. В Нижневартовском районе и непосредственно в
пределах месторождения имеются огромные запасы торфа, гравия, песка и других
видов строительного материала, которые используются в процессе обустройства
месторождений, строительства автодорог, оснований под кустовое бурение, в
промышленном и гражданском строительстве.
Водоснабжение района. Поверхностные воды рек и
озер, расположенных на рассматриваемой территории, не могут служить надежным и
постоянным источником для хозяйственно-питьевого, а тем более технического
водоснабжения, так как они подвергнуты загрязнению и ресурсы их незначительны.
Сургутский район расположен в центральной части Западно-Сибирского
артезианского бассейна. Пресные воды первого гидрогеологического этажа включает
осадки турон-четвертичного возраста и характеризуется преимущественно свободным
водообменном.
По условиям залегания и стратиграфической
приуроченности в пределах исследуемого района выделяются следующие водоносные
комплексы:
водоносный комплекс четвертичных отложений;
атлым-новомихайловский водоносный комплекс;
чеганский водоносный комплекс.
Четвертичные отложения включают осадки
различного генезиса - аллювиальные, озерно-аллювиальные. Подошва этих отложений
фиксируется на глубине 51-59 м. Эффективная толщина до 45 м.
По химическому составу грунтовые воды
удовлетворяют требованиям ГОСТа 2874-73. Воды пресные, с минерализацией - до
0.2 г/л. Воды этого комплекса рекомендуется использовать для технических целей
в количестве 1200 м3/сут. Атлым-новомихайловский водоносный комплекс
представлен мелко- и среднезернистыми песками и песчаниками, глинами. Глины
залегают в кровле пласта и служат водоупором. Мощность горизонта колеблется от
90 до 110 м. Глубина залегания подошвы горизонта 210 м. Воды напорные, высота
напора 60-80 м. Воды горизонта удовлетворяют требованиям ГОСТа 2874-73.
Минерализация вод 0.23 - 0.58 г/л, гидрокарбонатные, кальциево-магнивые. Этот
горизонт наиболее выгоден для хозяйственно-бытового водоснабжения,
рекомендуется использовать в количестве до 10000 м3/сут и более. Чеганский
водоносный комплекс может быть рекомендован для резервного водоснабжения.
Эффективная толщина составляет 96-125 м. Воды удовлетворяют требованиям ГОСТа
2874-73, минерализация вод изменяется от 0.48 - 1.1 г/л, воды хлористонатривые.
При использовании вод водоносных горизонтов для
питьевых целей требуется их осветление, обезжелезивание и фторирование.
Геолого-геофизическая изученность. К бурению
Ново-Покурское поднятие подготовлено сейсморазведочными работами 1960-1986 гг.,
однако, первые карты, построенные по данным МОВ ОГТ 1:50000 масштаба,
осуществляемым вплоть до 1976 года не давали надежной структурной основы для
проведения поисково-разведочных работ. Ожидалось, что в начальный период данные
бурения будут иметь отклонения от данных сейсморазведки, что было обусловлено
отсутствием данных бурения и характеристики скоростей отраженных волн по данным
сейсмокаротажа[1].
В пределах площади поисково-разведочные работы
начаты в 1980 году согласно проекту геологоразведочных работ.
Первая скважина 230р, пробуренная в присводовом
участке Ново-Покурского поднятия в 1981 году, выявила по данным ГИС нефтеносный
пласт Ю12. При опробовании пласта был получен приток нефти дебитом 8.1 м³/сут.
В этом же году скважиной 231р, пробуренной в своде поднятия, наряду с
подтверждением нефтеносности уже открытой залежи в пласте Ю12, была открыта
новая залежь нефти в пласт Ю11. При этом дебит нефти из пласта Ю11 составил 8.6
м³/сут.
.Геологическая характеристика Ново-поурсого
месторождения
.1 Краткая стратиграфическая характеристика
разреза
Геологический разрез Ново-Покурского
месторождения представлен юрскими, меловыми и палеоген - четвертичными
платформенными образованиями, залегающими на породах фундамента доюрского
возраста. Максимальная толщина вскрыта скважиной 300п и составляет 4500 м[2].
В составе платформенных отложений, имеющих
юрско-антропогеновый возраст, присутствуют континентальные образования
преимущественно раннеюрского возраста залегающие непосредственно на породах
фундамента; прибрежно-морские отложения среднеюрского, выделяемые в тюменскую
свиту. Выше по разрезу залегает комплекс пород предположительно
прибрежно-морского и морского генезиса, представленный характерными отложениями
васюганской, георгиевской и баженовской свит верхнеюрского возраста. Осадки
мелового возраста начинаются отложениями мегионской свиты, представленными
преимущественно глинистыми образованиями. В нижней части её выделяют ачимовскую
толщу (пачку) сложенную неоднородными глинисто-алевритовыми и
песчано-алевритовыми пластами. В верхней части мегионской свиты выделяют
горизонты БВ8 - БВ10, сложенные преимущественно песчано-алевритовыми породами.
Затем они сменяются лагунно-морскими образованиями вартовской (ванденской),
алымской, покурской свит и заканчиваются морскими глинистыми отложениями
кузнецовской, березовской и ганькинской свит. Выше по разрезу следуют
образования палеоген - четвертичного возраста.
Доюрский фундамент
Доюрские отложения вскрыты на многих площадях
Нижневартовского свода. На Ново-Покурской площади доюрские отложения вскрыты в
скважине 300п. По первичному описанию керна отложения представлены диабазами,
серпентинитами и метаморфизованными осадочными породами. По описанию керна
палеозойских отложений ближайших месторождений в разрезе Ново-Покурской площади
также могут быть развиты девонские известняки с редкими прослоями
карбонатизированных глинистых сланцев. Известняки могут быть как массивными
(Киняминская, Комсомольская площади), так и кавернозными (Акиминская площадь,
параметрическая скважина на Медведевской площади). В отдельных случаях
палеозойский осадочный комплекс может быть прерван базальтоидами пермо-триаса,
как это наблюдается на Ермаковской и Угутской площадях.
По сейсмическим данным кровля фундамента
сопоставляется с отражающим горизонтом «А», отметки которого согласно
региональным сейсмическим профилям изменяются от 3300 м в сводовых участков
района работ до 3500 м в погруженных участках [5, 10].В верхней части разреза
доюрские породы могут быть представлены корой выветривания базальтоидов.
Толщина коры выветривания около 30 м.
Юрская система (J)
Отложения юрской системы несогласно залегают на
породах доюрского фундамента и представляют собой три самостоятельных
структурно-седиментационных комплекса.
Нижний комплекс образовался в континентальных
условиях и представлен отложениями горелой (котухтинской) свиты преимущественно
раннеюрского возраста.
Средний комплекс включает в себя отложения
тюменской свиты континентально- прибрежноморского генезиса.
Верхний седиментационный комплекс представлен
морскими и прибрежноморскими осадками васюганской, георгиевской и баженовской
свит верхнеюрского и берриас-валанжинского возраста.
Горелая (котухтинская) свита
плинсбах-тоар-раннеааленского возраста распространена на изучаемой площади
повсеместно, при этом ее нижние горизонты выклиниваются у выступов доюрских
образований.
По материалам первичного описания керна скважин
300П, 270 и 280 в основании ее залегает пачка грубообломочных пород, вероятно
гравелитов и мелкогалечных конгломератов, мощностью порядка 20 м. Пачка эта на
Ново-Покурском ЛУ развита только в пределах прогибов, разделяющих
Ново-Покурское и Южно-Островное поднятия, и выклинивается на их бортах.
Над базальной пачкой залегает толща
неравномерного переслаивания темно-серых аргиллитов, серых алевролитов и
светло-серых мелкозернистых песчаников. Отмечаются прослои и стяжения
окремненных пород и катагенетическая карбонатизация отдельных участков породы.
Породы крепкие, плотные, слюдистые.
Рисунок 2.1 - Геологический профиль пластов ЮВ11
и ЮВ12 Ново-Покурского месторождения по линии скважин 1247 - 41. Масштабы:
вертикальный 1:500; горизонтальный 1:50 000
Тюменская свита аален-байос-батского возраста
сложена равномерным чередованием аргиллитов, алевролитов и песчаников от
темно-серых до коричневых и разделяется на нижнюю, среднюю и верхнюю подсвиты.
Нижняя подсвита представлена переслаиванием аргиллитов, алевролитов и
песчаников, преимущественно мелко- и среднезернистых, крепко сцементированных,
как правило, полимиктовых, светло-серых. Песчаники часто неравномерно
карбонатизированы[2].
Алевролиты несколько более темные, серые, карбонатизированы
в меньшей степени. Аргиллиты темно-серые до почти черных. Во всех породах
наблюдается обильный углефицированный растительный детрит, прослои углей.
Породы часто плохо отсортированы, обычны пятнистые и, реже,
неправильно-полосчатые текстуры. В пределах нижней подсвиты выделяются песчаные
пласты ЮВ9 - ЮВ7.
Средняя подсвита представлена переслаиванием
преимущественно песчаников с подчиненными прослоями аргиллитов и алевролитов.
Песчаники светло-серые, относительно крепкие, участками карбонатизированные,
мелко-среднезернистые, с углефицированными мелкими растительными остатками,
часто образующими скопления по напластованию пород. Основные песчаные пласты
индексируются как ЮВ6 - ЮВ5.
В верхней подсвите распространены серые
песчаники и темно-бурые аргиллиты. Алевритовые и песчаные разности на глинистом
и карбонатном цементах. Породы слюдистые, полимиктовые, с углефицированным
детритом, рассеянным по породе и образующим скопления по поверхностям
напластования. Песчаные пласты ЮВ4-ЮВ2.
Толщина свиты достигает 350 м при общей мощности
юрских отложений порядка 500-520 м.
Васюганская свита (келловей-оксфорд)
формировалась в морских и прибрежно-морских условиях. Керн, поднятый из
отложений васюганской свиты, представлен глинами темно-серыми до черных, слюдистыми,
алевритистыми с большим содержанием углефицированной органики, а также
песчаниками и алевролитами светло-, темно-серыми, слюдистыми, мелко-,
среднезернистыми. Встречаются прослои карбонатных пород. В разрезе свиты
выделяются две подсвиты.
Нижняя подсвита трансгрессивно перекрывает
песчано-алевритовые породы верхов тюменской свиты и представлена аргиллитами
темно-серыми, с небольшими прослоями и линзами мелкопесчаного и алевритового
материала.
В верхней подсвите выделяются нефтеносные
песчано-алевритовые пласты ЮВ12, ЮВ11, разделенные глинистой толщей. Песчаные
пласты представляют собой регрессивные гемициклиты, накопившиеся на стадии
понижения уровня моря вблизи береговой линии, то есть представляют собой
типичные паралические отложения с определенным набором литотипов (от лагунных
через образования пересыпей, пляжа, вдольбереговых валов и промоин, удалённых
баров до образований мелководного шельфа). Васюганская свита довольно выдержана
по толщине. Толщина свиты изменяется от 80 до 100 м.
Георгиевская свита кимериджского возраста по
керну представлена глинами темно-серыми почти черными, тонкоотмученными,
обогащенными глауконитом; наблюдается обилие ростров белемнитов, раковин
двустворок. Толщина свиты 2-6 м.
Баженовская свита (титон-ранний берриас) развита
повсеместно. Сложена аргиллитами черными и буровато-черными, битуминозными,
листоватыми и тонкопластинчатыми, обогащенными органическим веществом с большим
количеством рассеянного пирита. Породы баженовской свиты характеризуются
высокими значениями КС и повышенными значениями естественной радиации. В силу
этих особенностей аргиллиты баженовской свиты служат выдержанным в разрезе
региональным репером и отражающим горизонтом при сейсмических работах (горизонт
«Б»).
Меловая система (К)
Отложения мелового возраста представлены двумя
отделами: нижним и верхним.
Нижний отдел слагается осадками мегионской,
ванденской, алымской и нижней частью покурской свит.
Верхний отдел представлен отложениями покурской,
кузнецовской, березовской и ганькинской свит.
Мегионская свита берриас-валанжинского возраста
представляет собой мегакосо-слоистую толщу, накопившуюся в условиях заполнения
впадины Западной Сибири. В районе Новопокурской площади снос обломочного
материала шел с юго-востока, в связи с чем клиноформные тела имеют
Ново-западные азимуты падения.
Отложения свиты на данной площади имеет
четырехярусное строение.
Нижняя часть свиты согласно перекрывает
баженовскую свиту и сложена аргиллитами темно-серыми и серыми, плотными,
слюдистыми, иногда алевритистыми, с прослоями известковистых глин.
Выше по разрезу залегает ачимовская толща.
Отложения толщи представляет собой переслаивание светло-серых песчаников,
алевролитов и аргиллитов. Песчаники залегают в виде линзовидных тел -
гравититов, выносимых по склоновым каналам к подножию шельфового склона.
Толщина ачимовской толщи изменяется от 16 до 113 м[2].
Третий комплекс отложений представлен пачкой
аргиллитов с единичными линзообразными прослоями маломощных серых песчаников и
алевролитов.
Разрез заканчивается чеускинской пачкой,
сложенной аргиллитами темно-серыми до черных с редкими прослоями алевролита.
Толщина пачки - 25 м.
На Новопокурской площади по геофизическим
материалам прослеживается несколько характерных границ, индексированных снизу
вверх как Ач-БВ8, Ач-БВ81, Ач-БВ82. Из них наибольший интерес представляет
пачка Ач-БВ8, к фондоформной части которой приурочена песчаная линза,
содержащая залежь УВ.
Общая толщина мегионской свиты варьирует в
пределах 384-524 м.
Ванденская свита валанжин-готерив-барремского
возраста представлена неравномерным переслаиванием песчаных и
глинисто-алевритовых пород морского и паралического генезиса. В разрезе
выделяют две подсвиты: нижнюю, относительно более морскую, и верхнюю,
преимущественно паралического происхождения.
Песчаники и алевролиты светло-серые,
зеленовато-серыми, серые. Песчаники мелкозернистые, алевролиты чаще
крупнозернистые, слюдистые с глинистым, реже карбонатным цементом, аргиллиты
темно-серые, иногда бурые, перемятые, алевритистые с остатками растительного
дейтрита. Глины и алеврито-глинистые породы серые, темно-серые, прослоями
зеленоцветные. Толщина свиты 395-462 м.
Алымская свита аптского возраста делится на две
подсвиты: нижнюю, представленную опесчаненной пачкой АВ1, и верхнюю - глинистую
(кошайскую), являющуюся региональным флюидоупором.
Нижняя подсвита представлена, в основном,
полимиктовыми песчаниками серыми и светло-серыми, алевролитами и аргиллитами.
Верхняя подсвита делится на две пачки: нижняя (кошайская) сложена аргиллитами
темно-серыми, плотными, верхняя сложена аргиллитами с частыми тонкими прослоями
алевролитов. Толщина алымской свиты 60-65 м.
Покурская свита апт-сеноманского возраста
сложена преимущественно песчаниками, песками и алевролитами паралического
происхождения, бурыми, буровато- и зеленовато-серыми, серыми, с обильным
растительным детритом, в различной степени углефицированным. Прослои морских
глин с ядрами двустворок и следами биотурбации редки, залегают линзами и не
образуют надежных покрышек, в связи с чем покурская свита не представляет интереса
в отношении нефтегазоносности. Общая толщина свиты 737-781 м.
Кузнецовская свита (турон-нижний коньяк)
представлена глинами тёмно-серыми и чёрными, часто зеленоватыми, участками
слоистыми, чаще массивными. Толщина свиты 12-19 м.
Березовская свита (конъяк-сантон-кампан).
Нижняя посвита сложена глинами серыми,
опоковидными, с подчиненными прослоями глинистых алевритов и
слабоцементированных песчаников.
Верхняя - представлена глинами серыми,
темно-серыми, кремнистыми, однородными, редко песчанистыми, слоистыми. Общая
толщина свиты 110-135 м.
Ганькинская свита (верхний
кампан-маастрихт-датский) подразделяется на две подсвиты - нижнюю и верхнюю.
Нижняя сложена глинами серыми, опоковидными, переходящими в опоки, редко с
конкрециями сидерита, включениями глауконита, в верхней части глины
опесчаниваются. Верхняя подсвита представлена глинами серыми, тёмно-серыми,
кремнистыми, однородными, редко песчанистыми, слоистыми. Общая толщина свиты
110-135 м.
Палеогеновая система (Р)
Разрез палеогеновых отложений сложен мощной
толщей осадков палеоценового, эоценового и олигоценового отделов. Накопление в
основном происходило в морских условиях, только в верхней части олигоцена
появляются породы прибрежно-морского и континентального генезиса.
В составе палеогена выделяются талицкая,
люлинворская, тавдинская, атлымская, новомихайловская и туртасская свиты.
В основном своем объеме система сложена
глинистыми разностями, за исключением новомихайловской и алымской свит,
представленных неравномерным переслаиванием песков и глин.
С песчаниками атлымской и новомихайловской свит
связаны основные запасы пресных вод, которые используются для бытовых нужд и
технического водопользования. Толщина палеогеновых отложений 598-635 м.
Четвертичная система (Q)
Отложения системы в виде сплошного чехла
покрывают почти всю территорию Западно-Сибирской плиты. На размытой поверхности
палеогеновых отложений залегают аллювиальные, озерно-аллювиальные, ледниковые,
озерно-ледниковые, болотные образования. Нижняя часть разреза характеризуется
преобладанием грубозернистых песков с включением гравия, гальки. Выше породы
существенно глинизируются, представляют сложную смесь суглинков, глин, супесей
и песков. На водоразделах отмечается частое переслаивание покровных суглинков с
толщинами торфяников. Толщина четвертичных отложений до 70 м.
.2 Тектоническая характеристика района
В тектоническом отношении Ново-Покурское
месторождение приурочено к Угутскому валу, разделяющему Юганскую впадину и
Фаинскую котловину. От Нижневартовского свода Угутский вал отделяется Южно-Покамасовской
седловиной, Южно-Вартовской моноклиналью и Южно-Сутлымкинским прогибом. От
расположенного на юго-востоке Киняминского вала небольшим безымянным прогибом
(рисунок 2.2)[2].
В геологическом строении Западно-Сибирской плиты
принимают участие породы, слагающие три структурно-тектонических этажа.
Формирование нижнего из них закончилось в
палеозое, и отвечает геосинклинальному этапу развития современной плиты. Породы
этажа сильно дислоцированы, метаморфизованы, рассматриваемые отложения слагают складчатый
фундамент. Промежуточный структурный этаж соответствует отложениям
пермо-триасового возраста и характеризует собой парагеосинклинальный и
тафрогенный этапы развития в истории формирования.
Верхний структурно-тектонический этаж сложен
мощной толщей спокойно залегающих мезозойских и кайнозойских осадочных
образований, накопившихся в условиях длительного и стабильного прогибания
фундамента. Этот этаж, или собственно осадочный чехол, изучен наиболее полно, с
ним связаны основные скопления УВ.
По отражающему горизонту «А», представляющему
собой отражение от поверхности доюрского фундамента, Ново-Покурское поднятие
выделяется серией приподнятых блоков. Последние ограничены серией тектонических
нарушений амплитудой 15-40м, которые фиксируются на временных разрезах ОГТ.
Горстообразные участки площади, выделяются на фоне моноклинального опускания
фундамента в западном, Ново-западном направлении от 3320 м до 3480 м.
Грабенообразные участки площади, судя по сейсмическим разрезам, заполнены более
молодыми породами верхнепалеозойского или пермо-триасового возраста.
Последующее развитие Ново-Покурского поднятия в период с юрского по настоящее
время привело к формированию структур облекания.
В качестве сейсмической основы для структурных
построений по пластам ЮВ11 и ЮВ12 Ново-Покурского месторождения использовалась
структурная карта по отражающему горизонту «Б», составленная по материалам
съемок 2Д и 3Д [5, 10].
На структурной карте по отражающему горизонту
«Б», Ново-Покурская структура замыкается сейсмоизогипсой “-2720м” в пределах
которой имеет размер 11,5х10км и амплитуду более 15м. Структура имеет
изометричную форму, осложненную большим количеством небольших куполков
амплитудой от 5 до 10 м. Направление этих приподнятых зон субмеридиональное. С
запада и востока структура ограничивается впадинами глубиной 45-60м. Опущенные
участки между поднятиями Ново-Покурского месторождения выражены менее
контрастно, их глубина не превышает 15м.
На структурной карте по кровле пласта ЮВ1
оконтуривающая изогипса “ -2755м”. В контуре этой изогипсы поднятие имеет
размер 17х15км и амплитуду более 20м. Структура осложнена большим количеством
небольших куполков амплитудой 10-15м. Сопоставление материалов сейсморазведки и
бурения показало хорошую сопоставимость этих данных.
На структурной карте по кровле пласта ЮВ12
оконтуривающая изогипса “ -2755м”. В контуре этой изогипсы поднятие имеет
размер 17х15км и амплитуду более 20м.
В толще пород меловых отложений
берриас-валанжинского возраста по геофизическим материалам прослеживается
несколько характерных границ, индексированных снизу вверх как Ач-БВ8, Ач-БВ81,
Ач-БВ82.
Из них наибольший интерес представляет пачка
Ач-БВ8, к фондоформной части которой приурочена песчаная линза, содержащая
залежь УВ. По ее кровле с учетом материалов съемок 2Д и 3Д построена
структурная карта, на которой хорошо видна линия бровки палеошельфа и часть
шельфового склона, осложнённого антиклинальной структурой и склоновым каналом.
Структурная карта по отражающему горизонту
НБВ8-Ач послужила сейсмоосновой для структурных построений по пласту Ач-БВ8.
Вверх по разрезу структурная поверхность
поднятий месторождения постепенно выполаживаются, при этом крупные структурные
элементы, выделенные по горизонту «Б», также находят свое отражение в
морфологии плана по отражающему горизонту «M». На этом фоне намечается
тенденция к раскрытию Покурского и Ново-Покурского поднятий в юго-восточном
направлении в сторону Киняминской структуры.
.3 Нефтегазоностность продуктиных пластов
Ново-Покурское месторождение расположено в
западной, юго-западной части Нижневартовского нефтегазоносного района
Среднеобской нефтегазоносной области юго-западнее Кетовского месторождения.
Месторождение было открыто в 1981 году. Техническим заданием объектами работ на
месторождении определены горизонты АВ1 и АВ2, Ач и пласты горизонта ЮВ1.
Проведенными работами установлена промышленная
нефтеносность отложений васюганской свиты (пласты ЮВ12 и ЮВ11) и ачимовской и
толщи (пласт БВ8-ач).
Опробованы на месторождении в единичных
скважинах пласты АВ12, БВ9, БВ11, БВ12 и пласт ЮВ13, из которых получены
притоки пластовой воды.
Основным нефтеносным объектом на Ново-Покурском
месторождении являются терригенные отложения горизонта ЮВ1.
Сложность геологического строения залежей
Ново-Покурское месторождения обусловлена невыдержанностью коллекторских свойств
продуктивных пластов по площади и разрезу, а так же наличием зон
литологического замещения проницаемых пород.
Характеристики толщин, песчанистости и
расчлененности продуктивных пластов приведены в таблице 2.1.
Таблица 2.1 - Характеристика толщин и параметров
неоднородности продуктивных пластов Ново-Покурского месторождения
|
Пласт
|
hоб.,
м
|
hэф.,
м
|
Кпес.,
д.ед.
|
Красч,
ед.
|
|
мин
|
макс
|
ср
|
мин
|
макс
|
ср
|
мин
|
макс
|
ср
|
мин
|
макс
|
Ср
|
|
БВ8-ач
|
0
|
21.4
|
16.3
|
0
|
10.4
|
5.6
|
0
|
0.53
|
0.35
|
0
|
8
|
4
|
|
ЮВ11
|
3.2
|
29.4
|
13
|
0
|
23.5
|
8
|
0
|
1
|
0.59
|
0
|
10
|
3
|
|
ЮВ12
|
5.5
|
21.7
|
18.1
|
0
|
16.9
|
6.7
|
0
|
0.99
|
0.37
|
0
|
7
|
3
|
Пласт БВ8-ач
Нефтяная залежь ачимовской толщи расположена в
восточной части лицензионного участка и включает в себя два клиноформенных
песчаных тела, приуроченных к единому пласту БВ8-ач[2].
Залежь вскрыта четырьмя разведочными скважинами
на глубинах 2740 м (скважина 245р) и 2761.6 м (скважина 224р). Нефтенасыщенные
толщины изменяются от 2.0 м (скважина 224р) до 10.4 м (скважина 245р).
Притоки нефти получены в двух скважинах и
составляют: в скважине 224р в интервале испытания с а.о. -2676.1-2681.1 м - 3.1
м3/сут при депрессии 15.2 МПа, в скважине 245р в интервале испытания с а.о.
-2663.2-2668.2 м - 3.79 м3/сут при диаметре штуцера 10 мм.
ВНК залежи проводится на а.о. -2679.5 ± 1.5 м
(табл. 2.4.2). Размеры залежи составляют 4 на 8.5 км, а высота - 23 м.
Тип залежи - литологически экранированный.
Пласт ЮВ11
Распространен на всей площади месторождения и
вскрыт всеми пробуренными скважинами. В его пределах выделяется двенадцать
залежей.
Восточная залежь является основной залежью нефти
пласта ЮВ11. Залежь вскрыта 5 поисково-разведочными и 37 эксплутационными
скважинами. От основной части месторождения залежь отделяется зоной отсутствия
коллекторов подтвержденной целым рядом пробуренных скважин. В поисковой
скважине 225 при испытании интервала 2835.5-2849.0 м получен фонтан безводной
нефти дебитом 43.8 м3/сут на 8 мм штуцере. ВНК для восточной залежи принят на
а.о. -2783.2 м. Эффективная, нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 0.6
до 23.5 м, преобладают толщины 12-20 м. Размер залежи 5.9х5.8 км и амплитуда
более 45м.
Залежь нефти пластовая, сводовая, литологически
экранированная.
На основном поднятии выявлено 11 залежей, из
которых наиболее крупными являются четыре (р-н скв.101, р-н скв.242р, р-н
скв.294р, р-н скв.233р) с размерами от 3.2х2 км до 4.5х2.1 км.
Залежь нефти в районе скважины 294р. При
испытании пласта в интервале 2833-2836 м в скважине 294р получен приток
безводной нефти дебитом 5.5 м3/сут при депрессии 71 кгс/см3, а при достреле
интервала 2839-2853 м, приток нефти с водой с дебитами 1.6 м3/сут и 31.8 м3/сут
соответственно. По данным ГИС - эффективная толщина равна 17.6м, нефтенасыщенная
- 3.4 м. ВНК залежи отбивается на а.о. -2760м. В контуре принятого ВНК имеет
размер 3.5х1.6 км и амплитуду около 10 м.
По типу залежь пластовая сводовая.
Залежь нефти в районе скважины 243п. При
испытании пласта в интервале 2845-2848 м в скважине 243п получен приток нефти с
водой с дебитами 1.9 м3/сут и 2.9 м3/сут соответственно при депрессии
15.4кгс/см3. Эффективная толщина составляет 6.4 м, нефтенасыщенная - 1.2 м. ВНК
принят на а.о. -2767 м. Размер залежи составляет 1.4х1.6 км с амплитудой около
5 м.
Залежь по типу пластовая сводовая.
Залежь нефти в районе скважины 242р. При
испытании скважины 242р в интервале 2815-2820 м был получен приток нефти с
водой с дебитами 15 м3/сут и 5 м3/сут соответственно. В 2003 г. скважина была
переиспытана - получен фонтан нефти с водой с дебитами соответственно 32.9
м3/сут и 25.9 м3/сут на 6 мм штуцере. Скважина 300п не испытана. Эффективная
толщина пласта в скважине 242р - 6.4 м, в скважине 300п - 10.2 м,
нефтенасыщенная - 4.8 и 3.8 соответственно. ВНК принят на а.о. -2755м. В
пределах принятого ВНК залежь имеет размер 4.2х2.1 км и амплитуду более 15 м.
Залежь по типу пластовая сводовая.
Залежь нефти в районе скважины 414. Залежь нефти
вскрыта пятью эксплутационными скважинами 349, 413, 414, 416 и 1247. По скважине
349 данные о результатах испытания пласта ЮВ11 отсутствуют. Скважины. 414 и
1247 эксплуатируют совместно пласты ЮВ11 и ЮВ12. В скважине 413 из пласта ЮВ11
добывается 9.6 м3/сут нефти и 1.2 м3/сут воды. В скважине 416 добывается 4.9
м3/сут нефти и 4.5 м3/сут воды. Эффективная толщина пласта изменяется от 6 до
8.8 м, нефтенасыщенная - от 0.5 до 6 м.
ВНК залежи по материалам ГИС принят на а.о.
-2745м. В пределах принятого ВНК имеет размер 2.6х1.2 км и амплитуду около 20м.
Залежь по типу пластово-сводовая, литологически
экранированная на востоке.
Залежь нефти в районе скважины 321 вскрыта
четырьмя эксплутационными скважинами 320, 321, 1215 и 1216. В скважинах 1215 и
1216 совместно эксплуатируются пласты ЮВ11 и ЮВ12. Эффективная толщина пласта
ЮВ11 изменяется от 2.4 до 5.2 м, нефтенасыщенная - от 0.8 до 3.4м. ВНК принят
на а.о. -2744 м. В пределах принятого ВНК залежь имеет размер 1.4х0.9 км и
амплитуду около 10м.
Залежь по типу пластовая сводовая, литологически
экранированная.
Залежь нефти в районе скважины 238р вскрыта
одной разведочной скважиной 238р и шестью эксплутационными 148, 174, 175, 201,
202 и 230. При испытании пласта ЮВ11 в скважине 238р в интервале 2821-2826 м
получен приток безводной нефти дебитом 7.3 м3/сут; при достреле интервала
2821-2834 м дебит нефти увеличился до 20 м3/сут. Данные об испытании
эксплуатационных скважин у авторов работы отсутствуют. Эффективная толщина
пласта изменяется от 9.5 до 11.8м, нефтенасыщенная - от 1 до 4.6 м. ВНК принят
на а.о. -2746 м. Размеры залежи составляют 1.6х0.7 км с амплитудой около 10 м.
Залежь по типу пластовая сводовая.
Залежь нефти в районе скважины 177 вскрыта 10
эксплутационными скважинами. Восемь скважин эксплуатируют совместно пласты ЮВ11
и ЮВ12. Эффективная толщина пласта изменяется от 7.3 до 12.1м, нефтенасыщенная
от 1.2 до 4.1м. ВНК принят наклонным с а.о. от -2738 м до -2744 м, что связано,
скорее всего, с большим удлинением в скважинах. В пределах принятого ВНК залежь
имеет размер 2.1х1.0 км и амплитуду около 10м. Залежь по типу пластовая сводовая.
Залежь нефти в районе скважины 101 вскрыта семью
эксплутационными скважинами. В пяти скважинах эксплуатируются совместно пласты
ЮВ11 и ЮВ12. В скважине 101 при эксплуатации пласта ЮВ11 получен дебит нефти
9.6 м3/сут и воды 1.3 м3/сут. По данным ГИС ВНК в скважине 101 отбивается на
а.о. -2747м. Размер залежи составляет 1.1х1.8 км с амплитудой около 15 м.
Залежь по типу пластовая сводовая.
Залежь нефти в районе скважины 231п вскрыта
одной поисковой и одной эксплутационной скважинами. При испытании скважины 231п
получен приток безводной нефти дебитом 8.6 м3/сут при депрессии 97.9 кгс/см2.
Эффективная толщина пласта изменяется от 7.4 до 9.5 м, нефтенасыщенная - от 3.2
до 5 м. ВНК принят на а.о. -2746 м. В контуре принятого ВНК размер залежи
1.0х0.6 км и амплитуда около 10 м.
По типу залежь пластовая сводовая.
Залежь нефти в районе скважины 233р вскрыта
одной разведочной и 14 эксплутационными скважинами. При испытании скважины 233р
в интервале 2827-2835 м получен приток безводной нефти дебитом 3.1 м3/сут при
депрессии 139.2 кгс/см2. Шесть эксплуатационных скважин добывают нефть
совместно из пластов ЮВ11 и ЮВ12. Эффективная толщина пласта ЮВ11 изменяется от
3.8 до 9.8 м, нефтенасыщенная - от 1.8 до 6.8 м. ВНК залежи принят наклонным с
севера на юг от а.о. -2742 м до а.о. -2745 м. Размер - 3.0х1.8 км и амплитуда
более 10 м.
Залежь по типу пластовая сводовая, литологически
экранированная.
Залежь нефти в районе скважины 223п вскрыта
одной поисковой скважиной. При испытании пласта в интервале 2820-2822 м получен
приток нефти 1.9 м3/сут с водой 7.7 м3/сут при депрессии 95.1 кгс/см2; при
перестреле интервала 2820-2827 м дебит нефти составил 1.8 м3/сут, а воды 9.5
м3/сут при депрессии 180 кгс/см2. По материалам ГИС эффективная толщина пласта
ЮВ11 - 10.2 м, нефтенасыщенная - 2.0 м. ВНК принят на а.о. -2755 м. Размер
залежи - 3.3х2.0 км, амплитуда около 10 м. По типу залежь пластовая сводовая.
Пласт ЮВ12
Пласт ЮВ12 является основным по запасам нефти.
Залежь пласта Ю12 вскрыта 32
разведочно-поисковыми и 316 эксплуатационными скважинами. Глубина залегания
изменяется от 2848 м до 2895 м.
Размеры залежи в пределах лицензионного участка
составляют 17х16.5 км, высота залежи - 52 м. Средняя нефтенасыщенная толщина
изменяется в пределах от 0.8 м (скважина 1104) до 14.4 м (скважина 243р), в
среднем составляет 5.3 м.
Дебиты нефти получены в 23 разведочных
скважинах. Анализ результатов испытания показал, что из 44% интервалов
испытания дебит нефти не превышает 5 м3/сут. Максимальный дебит нефти получен в
скважине 242р при испытании интервала 2847-2852 м (а.о. -2778.4-2783.4 м) на
штуцере диаметром 8 мм и составляет 88.3 м3/сут. ВНК отбивается на отметке
-2817± 1.5 м[2].
Тип залежи пластово-сводовый с литологическими
замещениями.
Характеристика залежей нефти приведена в таблице
2.2.
Таблица 2.2 - Характеристика основных залежей
нефти Ново-Покурского месторождения
|
Пласт.
залежь
|
Кол-во
скважин в контуре нефтеносности
|
ВНК,
м (а.о.)
|
Размеры
залежи
|
Наиболее
высокая абс. отм. залежи. м
|
Тип
залежи
|
Maкс.
дебит нефти, м3/сут; (СДУ, м; диаметр штуцера, мм; депрессия МПа)
|
Самая
низкая а.о. получения безводной нефти, м
|
Диапазон
нефтенас. толщин. (ср. нефтенас. толщина), м
|
|
|
|
Длина,
км
|
Ширина,
км
|
Высота,
м
|
|
|
|
|
|
|
Ач1
|
4
|
-2679.5
+/- 1.5м
|
8.5
|
4.0
|
23
|
-2656.2
|
литологически
экранированная
|
3.79
м3/сут D=10 мм DР=8.48
|
-2681
|
2-10.4
(2.85)
|
|
ЮВ12
|
35
разв. 316 эксп
|
-2817.1
+/-1.5м
|
17.0
|
16.5
|
52
|
-2764.9
|
пластовая.
литологически экранированная
|
88.3
м3/сут D=8 мм
|
-2815.2
|
0.8-14.4
(5.3)
|
|
ЮВ11
|
Восточная
|
5
разв. 37 эксп.
|
-2783.2
|
5.9
|
5.8
|
46.5
|
-2736.7
|
пластовая,
литологически экранированная
|
43.8
м3/сут D=8 мм
|
-2772.6
|
0.6-23.5
(7.7)
|
|
Р-н
294р
|
1
|
-2760
|
3.5
|
1.6
|
5.5
|
-2754.5
|
пластовая
|
5.5
м3/сут DР =7.1
|
-2758.8
|
3.4
|
|
Р-н
243п
|
1
|
-2767
|
1.6
|
1.4
|
4.0
|
-2763
|
пластовая
|
-
|
-
|
1.20
|
|
Р-н
242р
|
2
|
-2755
|
4.2
|
2.1
|
15
|
-2740.2
|
пластовая
|
-
|
3.8-4.8
(3.1)
|
|
Р-н
414
|
5
|
-2745
|
2.6
|
1.2
|
21.4
|
-2723.6
|
пластовая
литологически экранированная
|
-
|
-
|
0.5-6.1
(1.8)
|
|
Р-н
321
|
4
|
-2744
|
1.4
|
0.9
|
6.3
|
-2737.7
|
пластовая
литологически экранированная
|
-
|
-
|
0.8-3.4
(2.1)
|
|
Р-н
238Р
|
7
|
-2746
|
1.6
|
0.7
|
5.4
|
-2740.6
|
пластовая
|
20
м3/сут DР =13
|
-2751.0
|
1.0-4.6
(2.7)
|
|
Р-н
177
|
10
|
-2738-2744
|
2.1
|
1.0
|
7
|
-2736.1
|
пластовая
|
-
|
-
|
1.2-4.1
(2.0)
|
|
Р-н
101
|
7
|
-2747
|
1.8
|
1.1
|
8.5
|
-2738.6
|
пластовая
|
-
|
-
|
2.0-8.4
(3.4)
|
|
Р-н
231п
|
2
|
-2746
|
1.0
|
0.6
|
8.5
|
-2740.5
|
пластовая
|
8.6
м3/сут DР =9.8
|
-2745.5
|
3.2-5.0
(2.0)
|
|
Р-н
233р
|
1
разв. 14 эксп
|
-2742-2745
|
3.0
|
1.8
|
6.5
|
-2735.5
|
пластовая
литологически экранированная
|
3.1
м3/сут DР =14
|
-2752.2
|
1.8-6.8
(2.8)
|
|
Р-н
223п
|
1
|
-2755
|
3.3
|
2.0
|
7.2
|
-2747.8
|
пластовая
|
-
|
-
|
7
|
.4 Физико-химические свойства пластовых флюидов
Физико-химические характеристики пластовых и
разгазированных нефтей изучены на образцах проб, отобранных из горизонтов Ач,
ЮВ11, ЮВ12.
Пласт Ач представлен двумя поверхностными
пробами по одной скважине, глубинные пробы нефти по пласту в период разведки не
отбирались. По пласту ЮВ11 пластовые флюиды исследованы по трем скважинам, по
пласту ЮВ12 - по семи скважинам[2].
Методическое обеспечение отбора и исследования
проб нефти соответствовало требованиям отраслевого стандарта ОСТ 39-112-80
«Нефть. Типовое исследование пластовой нефти».
Ввиду отсутствия исследований пластовых нефтей
на стадии разведки и действующих эксплуатационных скважин по пластам Ач
проведен подбор аналогов. Аналоги по данному пласту подбирались по
физико-химическим характеристикам поверхностных проб нефти (давление насыщения
нефти газом, плотность однофазной пластовой нефти при давлении и температуре
пласта, газосодержание, характеристики дегазированной нефти и нефтяного газа и
т.д.) и условиям залегания. Исходя из основных физико-химических характеристик
пластовых нефтей в качестве аналога принята группа скважин пласта БС16-17 и
БС16-20 Быстринского месторождения.
Дифференциальное разгазирование глубинных проб
при ступенчатой сепарации пластовой смеси проводилось по схеме, моделирующей условия
сбора, подготовки и транспорта продукции скважин на промысле. Условия
подготовки нефти на Ново-Покурском месторождении представлены службами
НГДУ:ступень - давление 0.1 МПа, температура 18оС,ступень - давление 0.03 МПа, температура
38оС.
В данном случае давление на первой ступени
сепарации соответствует давлению на дожимной насосной станции (ДНС), а
термические условия концевой ступени сепарации учитывают необходимость
термохимической подготовки нефти до товарных кондиций.
Дифференциальное разгазирование пластовой смеси
отражает реальный промысловый процесс, в отличие от однократного
разгазирования, результаты которого следует использовать преимущественно для
сопоставительной характеристики нефтей.
Порядок изложения результатов исследования и
перечень необходимых параметров выполнен в соответствии с регламентом
«Инструкции о содержании, оформлении и порядке представления в ГКЗ материалов
по подсчету запасов нефти и горючих газов» и РД 153-39-007-96. Основная
информация о свойствах нефтей и воды и попутного газа в условиях пласта
представлена в таблицах 2.3 - 2.6.
Пластовые нефти Ново-Покурского месторождения
пласта ЮВ11 и ЮВ12 незначительно отличаются между собой по составу. Молярная
доля метана составляет 29.3% по пласту ЮВ11 и 27.2% по пласту ЮВ12. Суммарное
количество углеводородов состава С2Н6-С5Н12 равно 9.5% мол. По пласту ЮВ11 и
11.4% мол. По пласту ЮВ12 характерно преобладание нормальных бутана и пентана
над изомерами. Молярная масса пластовых нефтей -151 г/моль для пласта ЮВ11 и
168 г/мол для пласта ЮВ12.
Нефтяной газ жирный, молярная доля метана
составляет 77.0% в пласте ЮВ12 и 80.6% в пласте ЮВ11. Отношение этана к пропану
меньше единицы, что типично для газов нефтяных залежей.
Содержание диоксида углерода 1.5% мол. по пласту
ЮВ11 и 1.7% мол. по пласту ЮВ12, азота 2.5% мол. по пласту ЮВ11 и1.3% мол. по
пласту ЮВ12.
Проведен анализ физико-химических свойств нефтей
Ново-Покурского месторождения по 55 скважинам и 73 пробам:
пласт Ач, 1 скв. (2 пробы);
пласт ЮВ11 , 16 скв. (23 проб);
пласт ЮВ12, 38 скв. (48 пробы);
Нефть пласта Ач скв. 245 - сернистая: содержание
серы 1.56 % весовых, смолистая: смол силикагелевых - 8.48 %, асфальтенов - 1.31
%, малопарафинистая, с содержанием парафина менее 1.50 %, сравнительно легкая:
плотность при 20°С - 871 кг/м3, маловязкая: вязкость в стандартных условиях
14.79 мПа×с.
Технологический шифр нефти II П1.
Нефти пласта ЮВ11 сернистые: содержание серы -
1.69 %, смолистые: с содержанием смол силикагелевых 8.10 %, парафинистые: с
содержанием парафина 2.17 %, сравнительно легкие: средняя плотность при 20°С -
882 кг/м3, вязкие: вязкость в стандартных условиях - 26.64 мПа×с,
с выходом светлых фракций до 350°С менее 55.0 % весовых.
Технологический шифр нефти II Т2 П2.
Нефти пласта ЮВ12 сернистые: содержание серы -
1.70 %, смолистые: смол силикагелевых 8.23 %, парафинистые: парафинов 2.00 %,
средней плотности: плотность при 20°С 888 кг/м3, вязкие: вязкость при 20°С -
33.35 мПа×с, с выходом светлых фракций до
350°С 46% весовых.
Технологический шифр нефти II Т2 П2[3].
Таблица 2.3 - Свойства нефти и воды
Ново-Покурского месторождения. Пласт ЮВ11
|
|
Пласт
ЮВ11
|
|
|
Количество
|
Диапа-
|
Сред-
|
|
Наименование
|
исследованных
|
зон
|
нее
|
|
|
сква-
|
проб
|
изме-
|
значе-
|
|
|
жин
|
|
нения
|
ние
|
|
Нефть
|
|
|
|
|
|
Давление
насыщения газом, МПа
|
3
|
3
|
10.6
- 14.6
|
12.3
|
|
Газосодержание
при однократном
|
|
|
|
|
|
разгазировании,
м3/т
|
3
|
3
|
49
- 69
|
58
|
|
Объёмный
коэффициент при
|
|
|
|
|
|
однократном
разгазировании
|
3
|
3
|
1.150
- 1.181
|
1.161
|
|
Плотность
пластовой нефти, кг/м3
|
2
|
2
|
779
- 787
|
783
|
|
Вязкость
пластовой нефти, мПа.с
|
2
|
2
|
1.45
- 1.46
|
1.46
|
|
Температура
насыщения парафином, оС
|
11
|
16
|
16
- 29
|
23
|
|
Газосодержание
при дифференциальном
|
|
|
|
|
|
разгазировании
в рабочих условиях, м3/т
|
|
|
|
|
|
Р1=
0.1 МПа Т1= 18 оС
|
2
|
2
|
49.2
- 61.0
|
55.4
|
|
Р2=
0.03 МПа Т2= 38 оС
|
2
|
2
|
2.5
- 2.7
|
2.6
|
|
Суммарное
газосодержание, м3/т
|
2
|
2
|
52
- 64
|
58
|
|
Объёмный
коэффициент при
|
|
|
|
|
|
дифференциальном
разгазировании
|
|
|
|
|
|
в
рабочих условиях, доли ед.
|
2
|
2
|
1.096
- 1.120
|
1.108
|
|
Плотность
сепарированной нефти, кг/м3
|
2
|
2
|
846
- 847
|
846
|
|
Пластовая
вода
|
|
|
|
|
|
Газосодержание,
м3/т
|
3
|
7
|
2.85
- 2.87
|
2.86
|
|
-
в т.ч. сероводорода, м3/т
|
|
|
-
|
|
|
Объёмный
коэффициент, доли ед.
|
3
|
7
|
1.027
- 1.027
|
1.027
|
|
Общая
минерализация, г/дм3
|
3
|
7
|
27.11
- 28.41
|
27.73
|
|
Плотность,
кг/м3:
|
|
|
|
|
|
-
в стандартных условиях после разгазирования
|
3
|
7
|
1016
- 1019
|
1017
|
|
-
в условиях пласта
|
3
|
7
|
991
- 992
|
991
|
Таблица 2.4 - Свойства нефти и воды
Ново-Покурского месторождения. Пласт ЮВ12
|
|
Пласт
ЮВ12
|
|
|
Количество
|
Диапа-
|
Сред-
|
|
Наименование
|
исследованных
|
зон
|
нее
|
|
|
сква-
|
проб
|
изме-
|
значе-
|
|
|
жин
|
|
нения
|
ние
|
|
Нефть
|
|
|
|
|
|
Давление
насыщения газом, МПа
|
7
|
13
|
10.6
- 14.4
|
12.1
|
|
Газосодержание
при однократном
|
|
|
|
|
|
разгазировании,
м3/т
|
7
|
13
|
50
- 68
|
55
|
|
Объёмный
коэффициент при
|
|
|
|
|
|
однократном
разгазировании
|
7
|
13
|
1.119
- 1.180
|
1.148
|
|
Плотность
пластовой нефти, кг/м3
|
7
|
13
|
792
- 833
|
809
|
|
Вязкость
пластовой нефти, мПа.с
|
7
|
11
|
1.75
- 2.86
|
2.34
|
|
Температура
насыщения парафином, оС
|
23
|
28
|
0
- 36
|
21
|
|
Газосодержание
при дифференциальном
|
|
|
|
|
|
разгазировании
в рабочих условиях, м3/т
|
|
|
|
|
|
Р1=
0.1 МПа Т1= 18 оС
|
7
|
12
|
42.6
- 60.2
|
47.2
|
|
Р2=
0.03 МПа Т2= 38 оС
|
7
|
12
|
2.0
- 3.8
|
2.8
|
|
Суммарное
газосодержание, м3/т
|
7
|
12
|
46
- 63
|
50
|
|
Объёмный
коэффициент при
|
|
|
|
|
дифференциальном
разгазировании
|
|
|
|
|
|
в
рабочих условиях, доли ед.
|
7
|
12
|
1.086
- 1.120
|
1.096
|
|
Плотность
сепарированной нефти, кг/м3
|
7
|
12
|
860
- 871
|
866
|
|
Пластовая
вода
|
|
|
|
|
|
Газосодержание,
м3/т
|
6
|
6
|
2.82
- 2.88
|
2.85
|
|
-
в т.ч. сероводорода, м3/т
|
|
|
-
|
-
|
|
Объёмный
коэффициент, доли ед.
|
6
|
6
|
1.027
- 1.027
|
1.027
|
|
Общая
минерализация, г/дм3
|
6
|
6
|
27.19
- 31.87
|
29.19
|
|
Плотность,
кг/м3:
|
|
|
|
|
|
-
в стандартных условиях после разгазирования
|
6
|
6
|
1018
- 1022
|
1020
|
|
-
в условиях пласта
|
6
|
6
|
990
- 994
|
992
|
Химический анализ пластовых и подтоварных вод
Ново-Покурского месторождения на стадии разведки, эксплуатационного бурения и в
процессе разработки проводился службами СибНИИНП, Тюменской центральной
лаборатории и ООО «Геохим». Наблюдается значительное колебание минерализации
отобранных проб воды, содержания ионов Са2+ от 160 до 6493 мг/дм3, ионов Мg2+
от 6.08 до 498мг/дм3.
Для оценки качества отобранных проб воды
проведён анализ базы данных по составу вод месторождений Западной Сибири. По
имеющимся данным относительно высокое содержание ионов Мg2+ отмечено только по
пласту АВ4-5 Самотлорского месторождения, отличающегося аномальной для
месторождения плотностью разгазированной нефти, пониженным газосодержанием.
Большинство проб воды Ново-Покурского месторождения пластов ЮВ имеют
повышенное, более 100 мг/дм3 содержание ионов Мg2+. Более 100мг/дм3 ионов Mg2+
содержится и в сеноманской воде Ново-Покурского месторождения.
Это позволяет отбраковать данные с пониженным
содержанием ионов Мg2+, а именно по скважинам 223 от 11.04.2000 г, 241, 243,
1148 пласта ЮВ11, и 130. от 25.05.98г, 224 пласта ЮВ12.
Анализ базы данных позволяет сделать заключение,
что отношение содержания ионов (Na++K+) к ионам Cl- больше 0.95 для всех
месторождений с нефтями, типа Ново-Покурской, включая пласт АВ4-5 Самотлорского
месторождения.
Использование данного критерия позволяет дополнительно
отбраковать данные по составу вод по скважинам 83, 132, 134, 158, 181, 189 и
240 пласта ЮВ12, по скважинам 177, 272 пласта ЮВ11 и по скважине 108 пласта
ЮВ11-2. Правильность отбраковки подтверждается данными о наличии или отсутствию
закачки воды по площади залежи в период отбора проб воды по скважинам.
По пласту Ач по приведенным критериям признана
качественной проба воды из скважины 246 Ново-Покурского месторождения.
Остальные пробы воды отбракованы. Признаны некачественными и данные по воде Киняминского
месторождения, отобранные при испытании скважин ачимовского горизонта.
Пласт Ач представлен водой скважины 246,
отобранной в 1989 году. Вода пласта по классификации В.А. Сулина, относится к
хлоркальциевому типу. Минерализация составляет 17.8 г/дм3, общая жесткость -
36.50 мг-экв/дм3, плотность в стандартных условиях 1012 кг/м3. В пластовых
условиях плотность 994 кг/м3, газосодержание 2.85 м3/т.
Проведенный анализ состояния вод пласта ЮВ11 по
3 скважинам (7 пробам) показывает, что воды относятся к хлоркальциевому типу.
Общая жесткость изменяется в диапазоне 25.30 - 40.50 мг-экв/дм3, средняя по
пласту 31.90 мг-экв/дм3. Минерализация воды составляет 27.7 г/дм3 и колеблется
в пределах 27.1 - 28.4 г/дм3. Плотность воды в нормальных условиях в среднем по
пласту 1017 кг/м3. В условиях пласта плотность 991 кг/м3, газосодержание
2.86м3/т.
По анализу состояния вод пласта ЮВ12 по 6
скважинам (6 пробам) видно, что воды относятся к хлоркальциевому типу,
минерализация в среднем по пласту 29.2 г/дм3 и изменяется в диапазоне 27.2 -
31.9 г/дм3. Средний показатель общей жесткости по пласту 33.67 мг-экв/дм3.
Средняя плотность в стандартных условиях - 1020 кг/м3. В пластовых условиях
плотность 992 кг/м3, газосодержание - 2.85 м3/т[3].
Таблица 2.5 - Компонентный состав нефтяного
газа, разгазированной и пластовой нефти Ново-Покурского месторождения
|
Наименование
|
Пласт
ЮВ11
|
|
При
однократном разга- зировании пластовой нефти в стандартных условиях
|
При
дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях
|
Пластовая
нефть
|
|
выделив-
шийся газ
|
нефть
|
выделив-
шийся газ
|
нефть
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
%
масс.
|
%
моль.
|
%
масс.
|
%
моль.
|
%
масс.
|
%
моль.
|
%
масс.
|
%
моль.
|
%
масс.
|
%
моль.
|
|
Сероводород
|
отс.
|
отс.
|
отс.
|
отс
|
отс.
|
отс.
|
отс.
|
отс
|
отс.
|
отс.
|
|
Углекислый
газ
|
2.71
|
1.35
|
0.00
|
0.00
|
3.11
|
1.41
|
0.00
|
0.00
|
0.15
|
0.50
|
|
Азот
+ редкие
|
2.62
|
2.05
|
0.00
|
0.00
|
3.04
|
2.16
|
0.00
|
0.00
|
0.14
|
0.77
|
|
в
т.ч. гелий
|
0.00
|
0.00
|
0.00
|
0.00
|
0.00
|
0.00
|
0.00
|
0.00
|
0.00
|
0.00
|
|
метан
|
58.70
|
80.16
|
0.02
|
0.32
|
68.18
|
84.73
|
0.02
|
0.22
|
3.12
|
29.43
|
|
этан
|
5.84
|
4.25
|
0.02
|
0.13
|
6.38
|
4.23
|
0.04
|
0.26
|
0.33
|
1.64
|
|
пропан
|
11.30
|
5.61
|
0.13
|
0.66
|
9.65
|
4.36
|
0.29
|
1.47
|
0.72
|
2.48
|
|
изобутан
|
3.11
|
1.17
|
0.10
|
0.39
|
1.93
|
0.66
|
0.18
|
0.68
|
0.26
|
0.67
|
|
н.бутан
|
8.73
|
3.29
|
0.41
|
1.60
|
4.81
|
1.65
|
0.66
|
2.52
|
0.85
|
2.22
|
|
изопентан
|
3.00
|
0.91
|
0.38
|
1.18
|
1.27
|
0.35
|
0.48
|
1.46
|
0.52
|
1.08
|
|
н.
пентан
|
3.99
|
1.21
|
0.67
|
2.08
|
1.63
|
0.45
|
0.80
|
2.46
|
0.84
|
1.76
|
|
Остаток
(С6 + высшие)
|
0.00
|
0.00
|
98.27
|
93.64
|
0.00
|
0.00
|
97.53
|
90.93
|
93.07
|
59.45
|
|
Молекулярная
масса
|
21.9
|
226
|
19.9
|
221
|
151
|
|
Молекулярная
масса остатка
|
-
|
237
|
-
|
237
|
237
|
|
Плотность:
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
газа,
кг/м3
|
0.910
|
-
|
0.829
|
-
|
-
|
|
газа
относительная
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(по
воздуху), доли ед.
|
0.756
|
-
|
0.688
|
-
|
-
|
|
нефти,
кг/м3
|
-
|
868
|
-
|
846
|
783
|
Таблица 2.6 - Компонентный состав нефтяного
газа, разгазированной
и пластовой нефти Ново-Покурского месторождения
|
Наименование
|
Пласт
ЮВ12
|
|
При
однократном разга- зировании пластовой нефти в стандартных условиях
|
При
дифференциальном разгазировании пласто- вой нефти в рабочих условиях
|
Пластовая
нефть
|
|
выделив-
|
нефть
|
выделив
|
нефть
|
|
|
|
шийся
газ
|
|
|
шийся
газ
|
|
|
|
|
|
%
масс.
|
%
моль.
|
%
масс.
|
%
моль.
|
%
масс.
|
%
моль.
|
%
масс.
|
%
моль.
|
%
масс.
|
%
моль.
|
|
Сероводород
|
отс.
|
отс.
|
отс.
|
отс
|
отс.
|
отс.
|
отс.
|
отс
|
отс.
|
отс.
|
|
Углекислый
газ
|
2.67
|
1.37
|
0.00
|
0.00
|
3.08
|
1.44
|
0.00
|
0.00
|
0.13
|
0.50
|
|
Азот
+ редкие
|
1.65
|
1.33
|
0.00
|
0.00
|
1.92
|
1.41
|
0.00
|
0.00
|
0.08
|
0.47
|
|
в
т.ч. гелий
|
0.00
|
0.00
|
0.00
|
0.00
|
0.00
|
0.00
|
0.00
|
0.00
|
0.00
|
0.00
|
|
метан
|
55.01
|
77.50
|
0.02
|
0.31
|
64.16
|
0.01
|
0.19
|
2.64
|
27.72
|
|
этан
|
7.83
|
5.88
|
0.02
|
0.17
|
8.67
|
5.93
|
0.04
|
0.33
|
0.39
|
2.20
|
|
пропан
|
13.35
|
6.84
|
0.14
|
0.81
|
11.64
|
5.43
|
0.31
|
1.70
|
0.77
|
2.94
|
|
изобутан
|
4.68
|
1.82
|
0.14
|
0.61
|
3.00
|
1.06
|
0.25
|
1.03
|
0.36
|
1.04
|
|
н.бутан
|
8.26
|
3.21
|
0.37
|
1.56
|
4.69
|
1.66
|
0.57
|
2.39
|
0.74
|
2.15
|
|
изопентан
|
3.39
|
1.06
|
0.40
|
1.37
|
1.51
|
0.43
|
0.50
|
1.68
|
0.54
|
1.26
|
|
н.
пентан
|
3.16
|
0.99
|
0.49
|
1.70
|
1.33
|
0.38
|
0.59
|
1.99
|
0.62
|
1.45
|
|
Остаток
(С6 + высшие)
|
0.00
|
0.00
|
98.42
|
93.47
|
0.00
|
0.00
|
97.73
|
90.69
|
93.73
|
60.27
|
|
Молекулярная
масса
|
22.6
|
249
|
20.6
|
243
|
168
|
|
Молекулярная
масса остатка
|
-
|
262
|
-
|
262
|
262
|
|
Плотность:
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
газа,
кг/м3
|
0.939
|
-
|
0.855
|
-
|
-
|
|
газа
относительная
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(по
воздуху), доли ед.
|
0.780
|
-
|
0.710
|
-
|
-
|
|
нефти,
кг/м3
|
-
|
882
|
-
|
851
|
809
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
.5 Запасы нефти и растворенного газа
На Ново-Покурском месторождении объектами
оперативного подсчета запасов нефти и растворенного газа являются продуктивные
пласты БВ8-ач, ЮВ11, ЮВ12 [4].
Суммарные запасы нефти по категориям В+С1+С2 по
месторождению в пределах лицензионного участка АО «НГК «Славнефть» составляют
129842 тыс.т (таблица 2.7), в том числе по категории В+С1 - 123242 тыс.т (94.9%
от суммарных запасов).
Таблица 2.7 - Начальные геологические запасы
нефти и растворенного газа Ново-Покурского месторождения (по состоянию на
1.01.2003г)
|
Пласт
|
Категория
|
Начальные
геологические запасы нефти, тыс.т
|
Начальные
геологические запасы растворенного газа, млн.м3
|
|
|
|
|
|
БВ8-ач
|
C1
|
5349
|
214
|
|
ЮВ11
|
B
С1 В+С1 С2 В+С1+С2
|
9550
9465 19016 6600 25616
|
497
546 1043 363 1403
|
|
ЮВ12
|
В
С1 В+С1
|
43571
55307 98878
|
2179
3022 5201
|
|
Всего
по месторождению
|
B
С1 В+С1 С2 В+С1+С2
|
53121
70121 123242 6600 129842
|
2676
3782 6458 226 6684
|
Суммарные запасы растворенного газа составляют
6684 млн.м3, в том числе по категории В+С1 - 6458 млн.м3.
Основные запасы нефти сосредоточены в пласте
ЮВ12 - 98878 тыс.т, их доля от суммарных запасов составляет 76.2%. При этом
доля промышленных запасов (категория В+С1) составляет 80.2%. Суммарные запасы
нефти пластов ЮВ11 и БВ8-ач составляют соответственно 5349 тыс.т и 25616 тыс.т,
в процентном выражении - 19.7% и 4.1%. Промышленные запасы нефти пластов ЮВ11 и
БВ8-ач в процентном соотношении от запасов нефти категорий В+С1 месторождения
составляют соответственно 15.5% и 4.3%.
Площади нефтеносности по зонам насыщения
представлены в таблице 2.8. Чистонефтяная зона пласта ЮВ12 занимает 95.2% от
общей площади залежи, пласта ЮВ11 - 30.8%, пласта БВ8-ач - 42.1%.
На 1.01.2004 г. к утвержденным запасам нефти ГКЗ
СССР 1987 года по категории С1 были приращены запасы нефти пласта БВ8-ач в
количестве 5215 тыс.т (100%); по пласту ЮВ11 по категории В+С1 было списано
7566 тыс.т (28.5%) и по категории С2 приращено - 6600 тыс.т (100%) нефти; по
пласту ЮВ12 по категории В+С1 было списано 3568 тыс.т (3.5%) и по категории С2
- 70497 тыс.т (100%) нефти. Основное списание запасов произошло, в основном, за
счет уменьшения площади запасов категории С1 основной залежи.
В таблице 2.9 дано сопоставление начальных
балансовых запасов подсчитанных в опреативном отчете с утвержденными ГКЗ СССР.
Коэффициент нефтеизвлечения по состоянию на
01.01.2003 год составляет:
пласт БВ8-ач - 0.2-0.206 д.ед, пласт ЮВ11 - 0.2-0.33 д.ед, пласт ЮВ12 - 0.3-0.33
д.ед. Подсчетные планы по состоянию на 01.01.2003 года приведены на рисунке
2.3.
Таблица 2.8 - Распределение площадей
нефтеносности по зонам насыщения
|
Пласт
|
Категория
|
Зона
насыщенн.
|
Площадь
нефтеносности
|
|
|
|
тыс.м2
|
%
|
|
БВ8-ач
|
C1
|
нз
|
10154
|
42.1
|
|
|
ннз
|
13979
|
57.9
|
|
|
нз+внз
|
24133
|
100.0
|
|
ЮВ11
|
В+С1
|
нз
|
12069
|
30.8
|
|
|
внз
|
27180
|
69.2
|
|
|
нз+внз
|
39249
|
100.0
|
|
С2
|
нз
|
10863
|
37.1
|
|
|
внз
|
18430
|
62.9
|
|
|
нз+внз
|
29293
|
100.0
|
|
В+С1+С2
|
нз
|
22932
|
33.5
|
|
|
внз
|
45610
|
66.5
|
|
|
нз+внз
|
68542
|
100.0
|
|
ЮВ12
|
В+С1
|
нз
|
204190
|
95.2
|
|
|
ннз
|
10260
|
4.8
|
|
|
нз+внз
|
214450
|
100.0
|
Таблица 2.9 - Сравнение начальных балансовых
запасов нефти, утвержденных ГКЗ СССР (1987г.), с запасами на 1.01.2003г
|
Пласт
|
Запасы
утв. ГКЗ, тыс.т
|
Запасы
по отчету, тыс.т
|
Изменение,
тыс.т/%
|
|
ВС1
|
С2
|
ВС1С2
|
ВС1
|
С2
|
ВС1С2
|
ВС1
|
С2
|
ВС1С2
|
|
Ач
|
-
|
-
|
-
|
5215
|
-
|
5215
|
+5215/100
|
-
|
+5215/100
|
|
ЮВ11
|
26582
|
-
|
26582
|
19016
|
6600
|
25616
|
-7566/28.5
|
+6600/100
|
-966/3.6
|
|
ЮВ12
|
102446
|
70497
|
172943
|
98878
|
-
|
98878
|
-3568/3.5
|
-70497/100
|
-74065/42.8
|
|
Всего
|
129028
|
70497
|
199525
|
123242
|
6600
|
129842
|
-5786/4.9
|
-63897/90.6
|
-69683/34.9
|
. Анализ разработки ново-покурского
месторождения
.1 Характеристика энергетического состояния
продуктивных пластов
Согласно промысловым и лабораторным
исследованиям первоначальное пластовое давление в пласте принято равным 28.7
МПа, давление насыщения 10.6 МПа. Поддержание пластового давления начато с 1991
года.
Энергетическое состояние залежи нефти пласта
ЮВ12 по состоянию на 1.01.2011 г. можно считать удовлетворительным. Текущее
пластовое давление (27.9 МПа) находится в пределах допустимых отклонений от
начального (28.7 МПа) (таблица 3.1). Динамика изменения пластовых давлений
(рисунок 3.1) характеризуется незначительными отклонениями от начальных
величин[4].
Таблица 3.1 - Изменение пластового давления
пласта ЮВ12 Ново-Покурского месторождения
|
Участок
залежи
|
Рпл
начальное 28,7 МПа
|
∆Р
МПа
|
|
01.07.2009
|
01.07.2010
|
|
|
Зона
отбора
|
27,5
|
27,4
|
-0,1
|
|
Залежь
|
28,0
|
27,9
|
-0,1
|
|
Зона
нагнетания
|
30,9
|
30,7
|
-0,2
|
Проектная площадная девятиточечная система
воздействия не выдержана по площади. На 1.01.2011 г. только восемнадцать
элементов полностью сформированы. Поэтому реализованная на объекте система в
настоящее время представляет собой площадную очаговую [5]. В наибольшей степени
это касается западной части объекта, где на 18 добывающих приходится всего одна
нагнетательная скважина. Для приведения системы к проектной требуется
осуществить перевод под закачку 17-ти скважин, находящихся в отработке на
нефть.
Энергетическое состояние залежи нефти пласта
ЮВ11 по состоянию на 1.01.2011 г в целом удовлетворительно.
Рисунок 3.1 - Фрагмент карты изобар
Ново-Покурского месторождения. Объект ЮВ12
Таблица 3.2 - Изменение пластового давления
пласта ЮВ11 Ново-Покурского месторождения
|
Участок
залежи
|
Рпл
начальное 28,7 МПа
|
∆
Р МПа
|
|
01.07.2009
|
01.07.2010
|
|
|
Зона
отбора
|
27,7
|
27,7
|
-0,0
|
|
Залежь
|
27,8
|
27,8
|
-0,0
|
|
Зона
нагнетания
|
29,4
|
29,3
|
-1,0
|
Пластовое давление в зонах отбора меньше
начального на 1 МПа, в зоне нагнетания давление составляет 29,3 МПа, что на 0,6
МПа больше начального пластового давления. Карты изобар по пластам представлены
на рисунке 3.2.
Рисунок 3.2 - Карта изобар пласта ЮВ11.
Восточная залежь
Основные выводы:
В связи с отсутствием хороших кандидатов для
проведения ГТМ, основным мероприятием на Ново-Покурском месторождении остаётся
работа с системой ППД (непрерывный контроль и регулировка закачки в отдельных
частях залежи.
Большое количество нагнетательных скважин с
давлениями в затрубном пространстве - 22скв. (21% от общего фонда)
Скважины ППД без ремонтов более 5-ти лет -
31скв. (30% от общего фонда).
Скважины ППД без исследований более 3-х лет - 37скв.
(35% от общего фонда).
.2 Сопоставление проектных и фактических
показателей разработки
Объекты разработки Ново-Покурского
месторождения, как указывалось ранее, следует относить к низкопродуктивным.
Соответственно, накопленные показатели отборов по скважинам низки, запасы нефти
- трудноизвлекаемые[6].
По состоянию на 01.01.2011 накопленная добыча
нефти по месторождению составила 11159,8 тыс. т нефти (по проекту 12422,2
тыс.т.), 20039,9 тыс. т жидкости (по проекту 23129,4 тыс.т.) (рисунок 3.3).
Накопленный отбор нефти ниже проектного значения на 1262,4 тыс. т., жидкости -
4351,9 тыс.т.
Отбор от начальных извлекаемых запасов невысок и
составляет 21%, текущий текущий коэффициент извлечения нефти - 0,062.
Фактическая обводненность продукции составила 65,4 % (по проекту 60,3 %).
Рисунок 3.3 - Сравнение накопленной добычи нефти
и жидкости по месторождению
По состоянию на 01.01.2011 г. на месторождении
пробурено 399 эксплуатационных скважины (проектный фонд - 819 скважин).
Реализация проектного фонда скважин составляет 49%. Динамика ввода новых
добывающих скважин в сопоставлении с проектом представлена на рисунке 3.4.
Из сопоставления проектных и фактических
показателей по вводу скважин видно, что начиная с 2000 года по настоящие время
ввод новых скважин значительно отстает от предусмотренных проектом решений.
Вследствие этого фонд добывающих скважин на 1.01.2011 г. меньше проектного на
30 единиц[4].
Причины невыполнения проектных решений в области
бурения и ввода новых скважин можно считать объективными: в соответствии с
текущим представлением о геологическом строении продуктивных пластов
Ново-Покурского месторождения большая часть проектного фонда скважин оказалась
размещенной в менее благоприятных условиях, чем предполагалось при
проектировании.
Рисунок 3.4 - Сопоставление проектных и
фактических показателей по вводу скважин
Эффективные нефтенасыщенные толщины пробуренных
скважин не подтвердили прогнозные величины. Две скважины оказались за контуром
нефтеносности, четыре скважины попали в зоны отсутствия коллекторов, в восьми
скважинах толщины составили менее 2-х метров.
Данный факт обусловил меньшие дебиты скважин по
нефти (рисунок 3.5) и отборы жидкости в целом. Наглядное представление
последнего показывает, что при проектном фонде около 262 добывающих скважин,
расчетная добыча нефти проектировалась на уровне около 1409 тыс. т в год,
расчетная добыча жидкости не менее 3368 тыс. т в год. Фактические показатели
при том же реализованном фонде скважин ниже: по нефти годовая добыча составляет
1100 тыс. т., по жидкости - 2370 тыс. т.
Основной из причин переоценки уровней добычи
нефти явилось изменение качества и количества геологических запасов нефти, что
при отсутствии современной геологической модели не позволило недропользователю
эффективно решать задачи размещения проектного фонда.
Рисунок 3.5 - Сопоставление проектной и
фактической динамики дебитов жидкости и обводненности
Также на динамику дебитов жидкости и
обводненность продукции оказало влияние открытие Восточной залежи пласта ЮВ11,
куда были перенесены объемы буровых работ 2000-2003 годов. Восточная залежь
характеризуется как стратиграфическая, литологически экранированная, около 50%
запасов нефти сосредоточено в нефтяной зоне вскрытой 24 скважинами; еще 13
скважин оказались в водонефтяной зоне залежи. Соответственно, дебиты нефти
новых скважин уменьшались при переходе в разбуривании к меньшим эффективным
нефтенасыщенным толщинам, наблюдался рост обводненности. Также это явилось
следствием проведения ГРП в скважинах, расположенных вблизи водонефтяной
зоны[7].
Учитывая изложенное сопоставление параметров
работы новых скважин с проектными характеристиками не корректно.
Проведение ГРП при освоении скважин и перенос
объемов буровых работ на другой объект разработки повлияли на обводненность
новых скважин. За период с 1994 по 2003 год доля воды в продукции дважды
возрастала до 35-40%, многократно превышая запланированный уровень (5%).
Допущенные отклонения в реализации проектного
фонда добывающих скважин привели, соответственно, к отклонениям от проектных
решений в области формирования систем разработки, воздействия на пласты,
поддержания пластового давления и закачки воды. Начиная с 1994 года, ввод
скважин под закачку воды отставал от проектных значений. По состоянию на
1.1.2011 года под закачкой находится 96 скважин, против 88 по Технологической
схеме.
Основные выводы:
Основные расхождения проектных и фактических
показателей разработки обусловлены отставанием в реализации проектного фонда
скважин.
Сопоставление уровней добычи жидкости, нефти и
закачки воды при разбуривании 49% проектного фонда нерационально.
Допущенные отклонения по вводу новых скважин
связаны со значительным изменением представлений о структуре геологических
запасов нефти, прежде всего их величины и качества.
Основные проблемы качества запасов нефти
напрямую связаны с низкой продуктивностью добывающих скважин. Выполненные
объемы работ по применению гидроразрыва пласта не обеспечили проектных
характеристик работы скважин, что требует пересмотра технологий проведения ГРП
и разработки нового дизайна, обеспечивающего длительную эффективность и больший
прирост дебитов.
. Анализ применения установок
электроцентробежных насосов на ново-покурском месторождении
.1 Структура фонда скважин
Технологической схемой опытно-промышленной
разработки Ново-Покурского месторождения предусматривалось пробурить 819
скважины общего эксплуатационного фонда (таблица 4.1), из них добывающих - 577,
нагнетательных - 242.
По состоянию на 01.01.2011г. общий фонд
пробуренных скважин составил 399 ед., в том числе добывающих - 294 скважин,
нагнетательных - 105 скважины. Фонд скважин к добуриванию составил 420 ед.
Проектный фонд реализован на 49%.
Таблица 4.1 - Состояние реализации проектного
фонда скважин на 1.01.2011 г.
|
Категория
фонда скважин
|
Проектный
фонд
|
Пробуренный
фонд
|
Фонд
к бурению
|
|
Добывающие
|
577
|
294
|
283
|
|
Нагнетательные
|
242
|
105
|
137
|
|
Резервный
фонд
|
0
|
0
|
0
|
|
Всего
|
819
|
399
|
420
|
Действующий добывающий фонд на 01.01.2011 г.
составил 263 скважины (по поекту - 577), из них 53 совместные (или 20%);
нагнетательный - 96 скважин (таблица 4.2).
Коэффициенты использования и эксплуатации добывающих
скважин равны, соответственно, 0.91 и 0.89.
Действующий фонд нагнетательных скважин на
1.01.2011 г. составляет 96 единиц (по проекту - 111). Коэффициенты
использования и эксплуатации добывающих скважин равны, соответственно, 0,80 и
0,92.
Все ликвидированные и находящиеся в консервации
скважины выведены из эксплуатационного фонда по геологическим причинам
(отсутствие коллекторов или нефтеносного коллектора)[8].
Таблица 4.2 - Структура эксплуатационного фонда
скважин на период 2006 -2010 гг.
|
Характеристика
фонда
|
2006
|
2007
|
2008
|
2009
|
2010
|
|
Фонд
добывающих скважин
|
|
Всего,
|
224
(34*)
|
231
(31*)
|
238
(24*)
|
243
(21*)
|
294
(17*)
|
|
в
т.ч.: действующие,
|
200
(27*)
|
213
(26*)
|
218
(18*)
|
226
(16*)
|
263
(11*)
|
|
из
них: фонтанные
|
2
|
0
|
-
|
-
|
-
|
|
ЭЦН
|
145
(20*)
|
182
(20*)
|
191
(14*)
|
201
(13*)
|
242
(5*)
|
|
ШГН
|
53
(7*)
|
31(6*)
|
27
(4*)
|
25
(3*)
|
21
|
|
Бездействующие
|
24
(7*)
|
18(5*)
|
20
(6*)
|
17
(5*)
|
31(6*)
|
|
в
освоении
|
2
|
3
|
3
|
2
|
0
|
|
Фонд
нагнетательных скважин
|
|
Всего,
|
78
|
84
|
89
|
96
|
105
|
|
в
т.ч.: действующие
|
73
|
78
|
86
|
91
|
96
|
|
Бездействующие
|
3
|
12
|
14
|
6
|
9
|
|
в
освоении
|
1
|
1
|
1
|
1
|
0
|
|
В
консервации
|
3
|
-
|
-
|
4
|
7
|
|
Фонд
контр. и пьезометр. скважин
|
10
|
6
|
8
|
8
|
9
|
|
Фонд
ликвидированных скважин
|
6
|
2
|
2
|
4
|
4
|
|
Всего
пробурено
|
318(44*)
|
323(31*)
|
337
(24*)
|
351
(21*)
|
399
(17*)
|
в том числе совместные скважины на объекты ЮВ11
+ ЮВ12
Действующий фонд скважин, оборудованных УЭЦН,
доля которого составляет 82% от эксплуатационного механизированного фонда,
представлен на рисунке 4.1.
Рисунок 4.1 - Структура добывающего фонда
скважин на 1.01.2011г.
В целом следует отметить, что структура
эксплуатационного фонда скважин на месторождении достаточно благоприятна - доля
бездействующего фонда незначительна (10,5%). Однако допущены отдельные
нарушения в области использования проектного фонда скважин. Прежде всего, это
касается совместной эксплуатации объектов разработки ЮВ11 и ЮВ12 не
предусмотренной проектным документом.
Основной причиной использования фонда скважин
для совместной добычи нефти с объектов ЮВ11 и ЮВ12 явилось отсутствие
достаточно обоснованной геологической модели пласта ЮВ11. Принятое ГКЗ СССР
геологическое строение пластов, контура нефтеносности и структура запасов нефти
предполагали возможность совмещения добычи нефти в нефтяных зонах. Начиная с
1994 года, недропользователем были выполнены работы по приобщению продуктивных
интервалов пласта ЮВ11 с целью ввода в разработку его запасов нефти. Однако без
достоверного сейсмогеологического и петрофизического обоснования, проведение
исследований на приток нефти пласта ЮВ11 велось фактически методом «проб и
ошибок».
Всего было приобщено и исследовано около 80
интервалов перфорации в 69 скважинах. Подавляющая часть исследований показала
водоносный характер исследуемого пласта, что потребовало обоснования новой
геологической модели. Часть работ по приобщению пласта ЮВ11 позволила выявить и
определить контура нефтеносности его залежей нефти. В таких скважинах, даже при
значительной обводненности осуществлялась совместная эксплуатация объектов
разработки.
Для разобщения нефтеносного пласта ЮВ12 и
преимущественно водоносного ЮВ11 выполнялись ремонтно-изоляционные работы (58
скважино-операций), успешность которых оказалась недостаточно высока[5].
Перечисленные факты, несомненно, оказали влияние
на характеристику вытеснения и извлечения нефти для совместных скважин.
Ожидаемые потери в нефтедобыче объекта ЮВ12 связаны, прежде всего, с различиями
в геологическом строении совместно-разрабатываемых пластов: различия в
фильтрационных свойствах (средняя проницаемость коллекторов пласта ЮВ11 - 19.1
мД, пласта ЮВ12 - 9.6 мД) и характере насыщенности (все залежи нефти пласта
ЮВ11, кроме Восточной - водоплавающие, недонасыщенные, залежь объекта ЮВ12 -
преимущественно нефтяная). Основным негативным фактором можно считать
замедление выработки запасов нефти объекта ЮВ12 за счет добычи дополнительных
объемов воды при совместной эксплуатации пластов.
Максимальные потери в нефтедобыче с объекта ЮВ12
были допущены в 1999 году, когда в совместной эксплуатации пластов находилось
67 скважин, причем средняя обводненность по группе этих скважин составляла 68%.
В дальнейшем, благодаря совершенствованию технологии ремонтно-изоляционных
работ, количество совместно эксплуатирующих пласты скважин сократилось до 17
ед. (2010 год).
.2 Анализ режимов эксплуатации добывающих
скважин
Показатели эксплуатации действующего добывающего
фонда с распределением по способам добычи нефти представлены в таблице 4.3.
Согласно данным представленной таблицы, по
состоянию на 1.01.2011 года все скважины на Ново-Покурском месторождении
эксплуатируются механизированным способом: 8,0% скважин оборудованы ШГН и 92,0%
электроцентробежными насосами.
Таблица 4.3 - Показатели эксплуатации добывающих
скважин с распределением по способам добычи нефти по состоянию на 1.01.2011 г
|
Способ
эксплуатации
|
Количество
скважин
|
Добыча,
тыс,т
|
Дебит,
т/сут
|
Обводнен-
ность, %
|
|
|
нефти
|
жидкости
|
нефти
|
жидкости
|
|
|
ШГН
|
21
|
39,8
|
110,5
|
5,2
|
11,1
|
64,9
|
|
ЭЦН
|
242
|
849,7
|
2178,7
|
12,2
|
36,3
|
65,6
|
|
Итого
|
263
|
889,5
|
2289,2
|
11,8
|
33,8
|
65,4
|
Годовая добыча нефти из скважин, оборудованных
ШГН, составила 39,8 тыс.т. (4,5 %), оборудованных ЭЦН - 849,7 тыс.т (95,5%).
Эксплуатация добывающих скважин осуществляется
при забойных давлениях от 10,5 до 21,5 МПа. Среднее забойное давление
составляет 14,5 МПа, что превышает давление насыщения на 3,9 МПа. Среднее забойное
давления при эксплуатации скважин ШГН и ЭЦН составляет 14,8 и 12,2 МПа,
соответственно (таблица 4.4.).
Средние динамические уровни по скважинам с ЭЦН
ниже (считая от устья) на 150-500 метров, что обусловлено большей
производительностью ЭЦН.
В отдельных скважинах динамические уровни
жидкости приближены к устью, что позволяет рассмотреть вопрос оптимизации или
смены на них оборудования.
Таблица 4.4 - Характеристика забойных давлений и
динамических уровней действующего фонда скважин по способам эксплуатации на
1.2011 г.
|
Пласт
|
Способ
эксплуатации
|
Число
скважин
|
Забойное
давление, МПа
|
Количество
скважин, где забойные давления выше проектного, скв
|
Фактические
динамические уровни, м (от устья)
|
|
|
|
Проект-ные
|
фактические
|
|
|
|
|
|
|
от
- до
|
средние
|
|
от
- до
|
средние
|
|
ЮВ12
|
ЭЦН
|
223
|
17
|
10,6-15,2
|
12,8
|
0
|
1296-1939
|
1541
|
|
ШГН
|
16
|
17
|
11,0-21,7
|
14,9
|
17
|
325-1563
|
1059
|
|
ЮВ11
|
ЭЦН
|
19
|
17
|
10,4-13,0
|
11,4
|
0
|
1016-1595
|
1393
|
|
ШГН
|
5
|
17
|
11,2-16,3
|
12,6
|
0
|
347-1519
|
1235
|
Из 16 скважины пласта ЮВ12 оборудованных ШГН,
82% работают с забойными давлениями меньше 17 МПа, в 23% рассмотренных скважин
забойные давления близки к проекту (16-18 МПа). Около 10% скважин
эксплуатируются с забойным давлением выше 18 МПа. Скважин работающих с
забойными давлениями ниже давления насыщения (10,6 МПа) нет.
По пласту ЮВ11 забойные давления в скважинах не
превышают проектного значения (17 МПа).
Средние параметры действующих скважин по
интервалам забойных давлений приведены в таблице 4.5.
Таблица 4.5 - Распределение основных параметров
скважин по интервалам забойных давлений. Объект ЮВ12.
|
Интервалы
забойных давлений
|
Среднее
пластовое давление для интервала
|
Средняя
депрессия для интервала
|
Средняя
продуктивность,
|
Средняя
толщина
|
Средняя
удельная продуктивность
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
МПа
|
МПа
|
МПа
|
т/сут
/МПа
|
м
|
т/сут
/МПа*м
|
|
11-12
|
26,8
|
15,2
|
0,43
|
5,9
|
0,07
|
|
12-13
|
26,8
|
14,4
|
0,53
|
7,9
|
0,07
|
|
13-14
|
26,5
|
12,9
|
0,68
|
8,3
|
0,08
|
|
14-15
|
27,1
|
12,7
|
0,62
|
7,6
|
0,08
|
|
15-16
|
26,9
|
11,5
|
0,76
|
7,6
|
0,10
|
|
16-17
|
26,7
|
10,3
|
0,99
|
7,7
|
0,13
|
|
17-18
|
27,1
|
9,8
|
1,02
|
7,3
|
0,14
|
|
18-19
|
27,8
|
9,2
|
0,92
|
7,2
|
0,13
|
|
19-20
|
26,2
|
6,8
|
0,44
|
6,3
|
0,07
|
|
20-21
|
26,6
|
6,0
|
1,43
|
5,8
|
0,29
|
|
21-22
|
27,3
|
5,7
|
1,04
|
7,0
|
0,15
|
Анализируя данные по режимам эксплуатации
скважин объекта ЮВ12, оборудованных ШГН, следует отметить, что существующие
зависимости между продуктивностью скважин, забойным давлением и дебитом
выявляются достаточно четко. Этот факт свидетельствует о корректности
установленных режимов эксплуатации скважин. Так, проектный дебит жидкости (7,3
т/ сут.) достигается в скважинах, эксплуатируемых в интервале забойных давлений
от 13 до 19 МПа (рисунок 4.2). В группе скважин с депрессией меньше проектной
средний дебит составляет 4,3 т/сут, что ниже проектного на 42%.
В результате проведенного анализа режимов
эксплуатации скважин можно сделать вывод, что:
Проектные решения в области технологии режимов
работы добывающих скважин выполняются. Основная часть скважин (64%)
эксплуатируется в наиболее оптимальных условиях с точки зрения энергетики
пласта.
Часть скважин (5 ед.) эксплуатируется в
интервале забойных давлений 19-22 МПа, что не обеспечивает получения ими
проектного дебита жидкости. Средняя проницаемость коллектора по группе скважин
составляет 17.2 мД, что выше средней величины для пласта ЮВ12 (9.7 мД). Для
этих скважин следует рассмотреть условия оптимизации либо смены оборудования на
более производительное.
Двадцать три добывающих скважины эксплуатируются
в интервалах забойных давлений 11-13 МПа, при этом создаваемая депрессия на
пласт достигает 15 МПа при дебите жидкости ниже максимального, что
свидетельствует о низких фильтрационно-емкостных свойствах коллекторов или о
плохом качестве призабойной зоны пласта. Подтверждением последнему служит тот
факт, что в этой группе скважин гидроразрывом пласта охвачено всего 35% (75
скважино-операций) фонда.
Выбор способа эксплуатации обусловлен, в
основном низкими коллекторскими свойствами пластов. Тем не менее, отсутствие
существенных различий между ФЕС скважин, оборудованных ШГН и ЭЦН
свидетельствует о различиях в качестве вскрытия и текущего состояния
призабойной зоны пластов. Для скважин, оборудованных различными типами насосов,
средние коллекторские свойства составили: Кпо- 16,1 (15,6)% , Нэфф.нн. - 7,0
(7,4) м, Кн - 59,6 (57,9) %, Кпр - 9,2 (7,4) мД (в скобках указаны параметры
скважин с ЭЦН).
4.3 Эксплуатационные показатели добывающих
скважин оборудованных УЭЦН
На месторождении применяются УЭЦН отечественного
и импортного производства производительностью от 25 до 200 м3/сут и напором
850-2100 м (рисунок 4.3). Преобладают ЭЦН низкой и средней производительности
ЭЦН-25 - 28,9%, ЭЦН-30 - 8%, ЭЦН-45 - 12,9%, ЭЦН-60 - 9.5%, ЭЦН-80 - 13.7%,
ЭЦН-125 - 10.6%. На месторождении 74 скважины (28.1%) оборудованы импортными
насосами типа DN (0.1%) и TDK (28.0%).
Рисунок 4.3 - Распределение фонда скважин по типоразмеру
УЭЦН
В целом по месторождению основной фонд скважин
(78,3%) эксплуатируется с дебитами, не превышающими 10 т/сут, из них с дебитом
нефти до 5 т/сут работает 34,2% или 90 скважин. Из числа малодебитных (дебит
нефти до 5 т/сут) 70 скважин имеют обводненность более 50%, 20 скважины
работают с обводненностью в интервале от 0-50%, с обводненностью более 90%
эксплуатируется 34 скважины. Доля фонда добывающих скважин, работающих с
дебитами более 10 т/сут, составляет всего 21,7%.
Распределения фонда скважин оборудованных УЭЦН
по интервалам дебитов нефти, жидкости и обводненности представлено в таблице
4.6.
Обводненность продукции скважин в целом по
месторождению по данным на 1.01.2011 г., распределилась следующим образом
(таблица 4.6): большая часть скважин (76,2%) работает с обводненностью более
50%, из них 24,9 % скважин имеют обводненность более 95%, с обводненностью до
20% воды эксплуатируются 22 скважины (8,3%).
В целом динамика обводнения продукции по
разрабатываемым объектам достаточно благоприятна[6]. Сложившиеся характеристики
вытеснения близки к проектным.
Таблица 4.6 - Распределение фонда скважин
оборудованных УЭЦН по дебитам нефти и обводненности по состоянию на 1.01.2011
г.
|
Дебиты
нефти, т/сут
|
Обводненность,
%
|
|
0
- 5
|
5-20
|
20-50
|
50-90
|
90-95
|
95-100
|
Итого
|
То
же в %
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0
- 5
|
0
|
8
|
12
|
36
|
18
|
16
|
90
|
34,0
|
|
5
- 10
|
0
|
16
|
44
|
33
|
19
|
118
|
44,5
|
|
10
- 50
|
0
|
4
|
15
|
25
|
11
|
2
|
57
|
21,5
|
|
Итого
|
0
|
18
|
43
|
105
|
62
|
37
|
265
|
100
|
|
То
же в %
|
0
|
6,8
|
16,2
|
39,6
|
23,4
|
14,0
|
100
|
|
|
Дебиты
жидкости, т/сут
|
Обводненность,
%
|
|
0
- 5
|
5-20
|
20-50
|
50-90
|
90-95
|
95-100
|
Итого
|
То
же в %
|
|
10
- 30
|
0
|
10
|
21
|
22
|
14
|
15
|
82
|
30,9
|
|
30
- 60
|
0
|
4
|
12
|
11
|
29
|
17
|
73
|
27,5
|
|
60-160
|
0
|
8
|
8
|
37
|
23
|
34
|
110
|
41,5
|
|
Итого
|
0
|
22
|
41
|
70
|
66
|
66
|
265
|
100
|
|
То
же в %
|
0
|
8,3
|
15,5
|
26,4
|
24,9
|
24,9
|
100
|
|
.4 Анализ бездействующего фонда добывающих
скважин
Ново-Покурское нефтяное месторождение находится
на третьей стадии разработки, характеризующейся высокой обводненностью скважин,
образованием в скважинах и глубинно-насосном оборудовании различных отложений.
В процессе эксплуатации месторождений фонд скважин стареет, дебит их
уменьшается, обводненность увеличивается, число ремонтов возрастает. Старение
скважин и ухудшение геолого-технологических условий их эксплуатации приводит к
потерям в добыче нефти, обусловленными простоями скважин в ожидании ремонта и в
период его проведения.
В таких условиях одним из основных способов
повышения эффективности эксплуатации скважин являлось увеличение их
межремонтного периода (МРП), в первую очередь скважин, оснащенных УЭЦН, на
которые приходится основная доля добываемой продукции[7].
Эксплуатация скважин, оборудованных УЭЦН,
сопряжена с определенными трудностями, основными из которых являются:
сверхнормативная кривизна, увеличение глубины подвески, вынос механических
примесей, солеотложения и др[8].
Интенсификация работы скважин с применением УЭЦН
привела к изменению условий движения флюида по пласту, более интенсивному
выделению из продукции пласта попутного нефтяного газа и появлению свободного
газа на приеме УЭЦН, увеличению обводненности, более интенсивному выносу
механических примесей и увеличению отложений различного характера, что
закономерно ухудшает условия работы ЭЦН.
Анализ причин отказов УЭЦН за период с 2005 до
2010 года сформулированы в таблице 4.7. Основными причинами отказов являются:
засорение мехпримесями, солеотложения, негерметичность НКТ ошибки выбора
глубины подвески УЭЦН, механическое повреждение кабеля при спуске УЭЦН, брак
эксплуатации, некачественный вывод на режим, брак подземного оборудования
(рисунок 4.4).
Причины отказов установок, отработавших более
180 суток, расследуются технической службой ООО «ЭПУ-Сервис» при необходимости
определения наработки отдельных узлов или деталей, либо по другим
исследовательским причинам.
Таблица 4.7 - Причины отказов УЭЦН
|
Причины
отказов УЭЦН
|
|
|
|
|
|
|
|
2005г
|
2006г
|
2007г
|
2008г
|
2009г
|
2010г
|
|
По
причине ЦДНГ
|
323
|
332
|
317
|
318
|
245
|
253
|
|
Негерм.
лифта бол. 30 сут.
|
36
|
10
|
28
|
31
|
30
|
31
|
|
Брак
подгот. скв.
|
17
|
12
|
8
|
1
|
1
|
1
|
|
Мех.
повреж. каб.
|
16
|
9
|
7
|
0
|
2
|
3
|
|
Брак
ВНР
|
|
18
|
12
|
2
|
|
4
|
|
Брак
эксплуат.
|
34
|
32
|
28
|
5
|
3
|
2
|
|
Брак
подбора
|
|
3
|
2
|
4
|
|
|
|
Необеспеч.
приток
|
37
|
66
|
58
|
53
|
24
|
20
|
|
Засор.
мех. прим.
|
22
|
32
|
54
|
72
|
77
|
81
|
|
Солеотложение
|
16
|
32
|
30
|
35
|
63
|
74
|
|
Парафиноотлож.
|
2
|
|
|
0
|
|
|
|
Выс.
темп. пласта
|
|
2
|
1
|
3
|
|
|
|
Эксперимент
|
|
|
2
|
12
|
1
|
1
|
|
Полёт
|
1
|
1
|
1
|
3
|
7
|
3
|
|
Раб.
в зоне кривизны
|
9
|
2
|
1
|
4
|
|
1
|
|
Орг.
причины ЦДНГ
|
34
|
14
|
4
|
4
|
3
|
2
|
|
По
причине ТКРС
|
20
|
66
|
25
|
22
|
40
|
41
|
|
Негерм.
лифта до 30 сут.
|
12
|
19
|
8
|
4
|
8
|
9
|
|
Брак
подгот. скв.
|
3
|
|
1
|
2
|
1
|
2
|
|
Мех.повреж.
каб.
|
3
|
23
|
14
|
12
|
21
|
18
|
|
Полёт
|
|
|
|
0
|
4
|
6
|
|
Наруш.
гл. спуска
|
|
|
1
|
0
|
|
|
|
Нарушение
СПО
|
|
4
|
|
1
|
3
|
2
|
|
Орг.
прич. ТКРС
|
2
|
20
|
1
|
3
|
3
|
4
|
|
По
причине ЭПУС
|
47
|
46
|
31
|
33
|
37
|
36
|
|
Брак
рем. каб.
|
1
|
23
|
10
|
0
|
5
|
6
|
|
Брак
рем. ЭЦН
|
1
|
11
|
2
|
3
|
3
|
3
|
|
Брак
рем. ПЭД
|
2
|
3
|
7
|
3
|
5
|
5
|
|
Брак
рем. ГЗ
|
1
|
9
|
2
|
2
|
2
|
9
|
|
Брак
монтажа
|
2
|
2
|
2
|
4
|
6
|
4
|
|
Брак
ВНР
|
16
|
24
|
|
4
|
2
|
4
|
|
Полёт
|
|
|
|
|
0
|
1
|
|
Орг.
прич. ЭПУС
|
10
|
7
|
1
|
6
|
15
|
6
|
|
По
причине завода
|
11
|
0
|
8
|
22
|
35
|
16
|
|
Дефект
каб.
|
8
|
|
8
|
8
|
15
|
3
|
|
Брак
ЭЦН
|
3
|
|
|
|
0
|
|
|
Брак
ПЭД
|
|
|
|
2
|
5
|
|
|
Брак
ГЗ
|
|
|
|
|
1
|
1
|
|
Брак
удлинителя
|
|
|
|
4
|
3
|
9
|
|
Констр.
недост. оборуд.
|
|
|
|
|
1
|
2
|
|
Проч.
по оборуд.
|
|
|
|
8
|
10
|
1
|
|
По
причине ЭН
|
1
|
2
|
2
|
3
|
5
|
2
|
|
Нестаб.
эл.снаб.
|
1
|
2
|
2
|
3
|
5
|
2
|
К основным причинам отказов УЭЦН по
часторемонтируемому фонду относятся[9]:
Засорение механическими примесями;
Солеотложения;
Ошибки операторов, брак вывода УЭЦН на режим;
Несоответствие продуктивности скважин выбранной
производительности УЭЦН;
Механическое повреждение кабеля;
Негерметичность НКТ;
Организационные причины по вине ремонтных служб
(эксплуатационно-производственного управления по ремонту УЭЦН), в т.ч. брак
комплектации.
Стабилизация работы электроцентробежных насосов
на Ново-Покурском месторождении возможна при проведении комплекса работ по
исследованию скважин и выполнения плановых мероприятий по борьбе с
осложнениями.
. Мероприятия по улучшению работы насосного
оборудования
.1 Увеличение продуктивности скважин
Как показывают исследовательские работы и опыт
эксплуатации нефтяных скважин, снижение коэффициента продуктивности призабойной
зоны при вскрытии продуктивных пластов с использованием растворов на водной
основе обусловлено проникновением в порово-трещинное пространство фильтрата и
твердой фазы бурового раствора.
При взаимодействии фильтрата с
высокоминерализованной водой образуются нерастворимые осадки, которые выпадают
в порах и трещинах пласта. На границе контакта промывочной жидкости с нефтью
образуются стойкие вязкие водонефтяные эмульсии, которые препятствуют
продвижению нефти из пласта в скважину. Использование холодного бурового
раствора вызовет интенсивное отложение смол, асфальтенов и парафинов в ПЗП, что
может стать одним из основных осложнений при освоении скважин. В результате
действия вышеперечисленных факторов в порах и трещинах образуется смешанная
фаза, значительно снижающая проницаемость ПЗП.
Дополнительное снижение проницаемости возникает
при перфорации за счет деформации и разрушения зоны перфорации с уплотнением
фрагментов ударным воздействием кумулятивного заряда. Следует отметить низкую
начальную проницаемость части участков еще до начала разработки.
Универсальных способов борьбы с разными типами
загрязнителей нет, поэтому метод воздействия выбирается применительно к
основному компоненту отложений. Для достижения проектных показателей уже при
освоении скважин потребуется обработка ПЗП для восстановления проницаемости.
Наибольшая трудность выбора способов ОПЗ
отмечается для скважин, работающих в осложненных условиях, например при
забойном давлении ниже давления насыщения, при наличии смолопарафиновых
отложений в ПЗП, при высокой послойной неоднородности коллекторов и др. Такие условия
не только усложняют выбор способа ОПЗ и определение режима его обработки, но и
делают малопредсказуемыми результаты ОПЗ без проведения специальных
исследований. Одним из самых важных факторов, определяющих эффективность
обработки коллектора является совместимость используемой рабочей жидкости с
коллектором в условиях призабойной зоны. Следует отметить, что этот принцип
должен соблюдаться не только при обработке ПЗП, но и без исключения при
проведении любых ГТМ (первичном и вторичном вскрытиях пласта, ремонтных
работах, исследованиях скважин и др.).
Для частичного восстановления первоначальной
проницаемости пластов с целью интенсификации притока или приемистости скважин
на пластах Ново-Покурского месторождения запланировано применение следующих
методов воздействия на призабойную зону:
химическая обработка призабойной зоны с помощью
кислот, растворителей и ПАВ (солянокислотные и глинокислотные обработки,
промывки растворами ПАВ, органическими растворителями);
различные сочетания физико-химических методов (комплексная
обработка ПЗП нагнетательных скважин);
гидравлический разрыв пласта.
Кислотные обработки производятся растворами,
получаемыми при смешивании соляной и плавиковой кислот, и других реагентов.
Соляная кислота и глинокислота по-разному реагируют с породой коллектора и
загрязнениями ПЗП. Соляная кислота повышает продуктивность, создавая обходные
каналы вокруг загрязненного участка, но не прочищая последний. Целью обработки
глинокислотой является скорее разблокировка существующих каналов путем растворения
загрязнения скважины и минералов, заполняющих промежуточное поровое
пространство. По опыту применения ОПЗ для пластов Ново-Покурского месторождения
лучшие результаты дает СКО, поскольку высокая реакционная способность
глинокислоты в сочетании с высокой концентрацией солеотлагающих компонентов
может приводить к образованию вторичных солевых осадков при недостаточной
промывке ПЗП. Оптимальный вариант - двухстадийная промывка сначала
растворителем для удаления органических загрязнителей и разблокирования поверхности
ПЗП с последующей кислотной обработкой и тщательной промывкой ПЗП от продуктов
реакций и диспергированных загрязнителей. Отмывка АСПВ из призабойной зоны
способствует разрушению эмульсий и разблокированию пор и микротрещин.
Использование сложных композиций, включающих
кроме плавиковой и соляной уксусную кислоту, кислотостойкие ПАВ, органические
растворители (ацетон, конденсат и др.) обеспечивает комплексность действия (на
органические и неорганические загрязнители) большую глубину проникновения и
большую продолжительность реакции для максимального растворения мельчайших
частиц. В ряде случаев хороший эффект дает введение добавок ПАВ (Неонол,
Синтинол и пр.) и вспенивание закачиваемой композиции.
Перспективным методом, обеспечивающим
максимальную глубину проникновения кислотных растворов в ПЗП скважин, более
полный охват ПЗП (включая малопроницаемые прослойки) становится метод
гидроударного воздействия на пласт MAPDIR, широко применяемый в последнее время
ведущими сервисными компаниями. Метод заключается в обеспечении максимального
градиента давления (но меньше давления разрыва пласта) и скорости закачки
кислотного раствора в скважину (до 30 bpm), что позволяет существенно повысить
эффективность обработки в пластах как высокой, так и низкой проницаемости.
Метод может быть дополнен импульсной подачей реагента, также повышающей
эффективность обработок[10].
Для проведения глинокислотных обработок ПЗП
могут быть использованы самые разные составы: например смесь соляной (HCl) и
плавиковой кислот (HF) с бифторидом аммония (БФА), либо другие растворы:
«HCl+HF», «БСК+БФА», «БСК+БФА+HF», «НСl, НF, ПАВ, вода» (БСК -
бензолсульфокислота (C6H5-SO3H)) в зависимости от типа загрязнений.
Определенную проблему для проведения ГРП создает
его высокая стоимость и во многих случаях значительный рост не только дебита,
но и обводненности (прорыв воды по трещинам ГРП при малой толщине пласта и
близости ВНК). При резком росте обводненности продукции скважин для сохранения
дебита по нефти при высоком КИН возможно использовать потокоотклоняющие
технологии (закачку термостойких композиций Галка ИХН СО РАН, поликатионита ВПК
- 402). Образующиеся в пласте гели, эмульсии сдерживают прорыв воды из
нагнетательных в добывающие скважины, в результате чего происходит
перераспределение фильтрационных потоков, выравнивание профиля приемистости
нагнетательных скважин, увеличение охвата пласта воздействием. Применение этих
технологий наиболее целесообразно на объектах с пластовой температурой до 80
0С, нефтенасыщенностью не менее 50 %, при обводненности добываемой продукции 30
- 60%.
Технология комплексной обработки призабойной
зоны пласта (КОПЗП) нагнетательных скважин заключается в поочередном
(циклическом) воздействии на ПЗП комплексом реагентов: Нефрас, ПАВ. СКО (ГКО).
Высокую эффективность ОПЗ обеспечивает комплексность воздействия.
Достоинством взаимных растворителей является их
абсолютная совместимость с водой и нефтью и комплексное действие на пласт,
включающее повышение совместимости пластовых и закачиваемых жидкостей,
предотвращение кольматации порового пространства и эффективное удаление
минеральных и органических отложений. Взаимные растворители сохраняют свои
физико - химические свойства в пластовых условиях, не адсорбируются на породе и
не подвергаются термоокислительной деструкции.
В качестве взаимного растворителя на пластах
Ново-Покурского месторождения рекомендуется использовать
этиленгликольмонобутиловый эфир (бутилцеллозольв). Этот растворитель имеет
высокую температуру кипения (171,2 0С), термостабилен в пластовых условиях и может
использоваться в виде водных или кислотных растворов. Бутилцеллозольв
добавляется в кислотные составы в количестве 10 - 12 %, что обеспечивает
снижение межфазного натяжения на границе «нефть - кислотный состав» до 5 - 10
мН/м. Достаточно полезными могут быть депрессионные методы очистки призабойной
зоны пласта (ПЗП), основанные на вымывании частиц загрязнителей потоком флюидов
при большой разности пластового и забойного давлений. Не требуют применения
химреагентов, остановки скважин, но эффективны только при слабой адгезии
загрязнителей к вмещающим породам (водонефтяная эмульсия, компоненты бурового
раствора). Для осажденных солей и парафинов эти методы, как правило,
малоэффективны. Обязательное условие для повышения эффективности любых
обработок- минимальное время между остановкой (бурением) и обработкой
(освоением) для предотвращения закрепления в порах и образования монолитного
слоя кольматантов.
Во ВНИИнефтеотдача и НПФ «Ойл-Инжиниринг»
разработаны технологии виброволнового воздействия на ПЗП, обеспечивающие ее
декольматацию при различных типах загрязнений (нефтяных, солевых, механических
примесей) и повышение фазовой проницаемости по нефти за счет применения
скважинных генераторов колебаний, опускаемых на забой и приводимых в действие
потоком жидкости, закачиваемой с поверхности. Успешная апробация технологии
проведена на ряде предприятий АНК «Башнефть» и АО «Татнефть».
Для терригенных коллекторов хорошие результаты
показывает также и технология акустико-химической стимуляции, успешно
апробированная на промыслах ОАО «Татнефть».
Для условий добычи Ново-Покурского месторождения
наиболее эффективен комплекс физико-химических методов увеличения нефтеотдачи.
Но выбор операций из числа вышеописанных и оптимальных условий их проведения
требует проведения промысловых испытаний по ходу разработки.
.2 Ликвидация осложнений механическими примесями
Присутствие механических примесей в продукции
нефтяных скважин является серьезным осложнением при эксплуатации
механизированным способом за счет уменьшения МРП насосов. Статистика причин
отказов ЭЦН на месторождении показала, что для высокодебитных скважин высокое
КВЧ является одним из основных проблем добычи. Отмечены замены ЭЦН в связи с их
заклиниванием, что обусловлено выносом КВЧ в условиях форсированного отбора.
Механические примеси могут являться продуктами разрушения коллектора,
загрязнениями с насосно-компрессорных труб (продукты коррозии, песок,
солеотложения), либо результатом обратного выноса проппанта после ГРП.
Допустимые концентрации механических примесей при эксплуатации механизированным
способом не должны превышать 0,3 г/л. С учетом вовлечения в разработку новых
участков месторождений, сложности строения и неоднородности пластов, а также
планируемых ГТМ следует предусмотреть защиту от этого типа осложнений[11].
Способы борьбы с механическими примесями:
подбор оптимальных значений депрессии на пласт,
позволяющих достичь максимального дебита без разрушения рыхлых пропластков с
выносом дисперсной породы;
при производстве сложных ремонтов, ГРП,
кислотных обработок, а также при выводе скважин из длительного бездействия,
предусмотреть качественную подготовку и промывку скважин перед спуском УЭЦН,
например, с использованием комплекта гибких НКТ - койлтюбинг. Для уменьшения
объема перевозок и расходов рекомендуется применение гидроциклонной очистки
промывочной жидкости. Разработанная конструкция на основе ило-пескоотделителя
ИГ-45М с промывочным агрегатом ПА-80 обеспечивает замкнутый цикл циркуляции,
прямой или обратной промывки, очистку от механических примесей диаметром более
0,01 мм на 95%;
применение жидкостей глушения скважин, очищенных
от механических примесей в процессе их приготовления. Блок очистки жидкости
БОЖ-1 (изготовитель ОАО “Нефтемаш”, г. Тюмень) используется на растворных
узлах, его производительность 50 м3/час, КВЧ после фильтрации не более 20 мг/л.
Есть и другие аналоги.
очистка от АСПО, продуктов коррозии, песка,
солей механическим или абразивным методами (щетки, пескоструй, дробеструй),
дефектоскопия и отбраковка поднятых в процессе ремонта скважин НКТ.
применение УЭЦН в коррозионно- и износостойком
исполнении путем использования более стойких сталей и сплавов (типа
«Нирезист»), упрочнения и создания защитной пленки на поверхности обычных
стальных труб плазменным, электрохимическим или др. способами.
применение при необходимости (по итогам анализов
добываемых флюидов) индивидуальных механических фильтров для УЭЦН (проволочных
и сетчатых). Для УЭЦН рекомендуется применение механических фильтров,
устанавливаемых через пакер на забое, либо на приеме насоса (фильтры Meshrite
Screen, REDA Schlumberger, апробированные на Приобском месторождении ОАО
«Юганскнефтегаз»; фильтры типа ЖНШ, производства ОАО Новомет-Пермь,
апробированные на месторождениях ОАО «Газпромнефть» в Ноябрьске)[11].
установка в интервале перфорации гравийных
забойных фильтров - при интенсивном выносе проппанта или пластового песка (КВЧ
более 500 мг/л) в течение длительного срока (более 6 месяцев после ГТМ), либо
при быстрой кольматации проволочных и сетчатых механических фильтров (менее 1-2
мес); комплекс подземного оборудования ОАО "Тяжпрессмаш" (Рязань) для
сооружения гравийного фильтра включает пакеры, проволочный или щелевой фильтр,
устройства для намыва гравия прямой или обратной циркуляцией и последующих
промывок фильтра. Известны также комплексные технологии предотвращения выноса
песка типа FracPac (Halliburton Energy Services), сочетающие локальные ГРП
пласта с гравийными забойными фильтрами, обеспечивающими длительную
эксплуатацию скважин без существенного снижения дебита.
закрепление проппанта при ГРП. Например, это
применение проппанта марки Fores RCP. Проппант покрыт фенолформальдегидными
смолами. Склеивание начинается при давлении выше 69 атм.
Далее более подробно рассмотрим наиболее
распространенные методы борьбы с механическими примесями[12].
Одним из самых распространенных и эффективных
способов защиты ГНО от воздействия мехпримесей служит установка на приеме
насосных установок специальных фильтров.
В фильтре ЖНШ производства ЗАО «Новомет-Пермь» в
качестве фильтрующего элемента используются щелевые решетки из V-образной
проволоки из высокопрочной нержавеющей стали. Фильтр устанавливается в составе
УЭЦН. Размер задерживаемых частиц - 0,1-0,2 мм. Преимуществ у данного фильтра
несколько. Во-первых, он обладает свойством самоочищения за счет вибрации УЭЦН.
Во-вторых, удобством монтажа, поскольку фильтр устанавливается в составе
погружной насосной установки. Соответственно, спуск фильтра не увеличивает
время на ТРС. Фильтр не подвержен засорению, чем объясняются минимальные потери
подпора на приеме насоса.
В то же время у фильтров ЖНШ существуют и
недостатки. Фильтр увеличивает общую длину УЭЦН, применяется только с
газосепаратором без входного модуля, зависит от габарита погружной установки,
имеет достаточно высокую стоимость. Области применения фильтра ограничиваются
определенной максимальной нагрузкой на вал. В некоторых случаях (при наличии в
добываемой жидкости глины и прочих подобных субстанций) обнаруживается
засорение поверхности фильтра. И еще один недостаток: крупные частицы
мехпримесей «отбиваются» V-образной проволокой и спускаются на забой.Фильтр
ЖНША производства ОАО «АЛНАС» обладает схожей конструкцией, преимуществами и
недостатками.
Шламоуловитель МВФ производства ЗАО
«Новомет-Пермь» представляет собой многослойный фильтроэлемент из пеноникеля,
который задерживает частицы диаметром более 0,25 мм (рисунок 5.1). Пористость
достигает 99%. Входной модуль оборудован клапаном, срабатывающим при засорении
фильтра. Фильтр устанавливается в составе УЭЦН. Среди преимуществ шламо-
уловителей МВФ следует отметить также удобство монтажа без увеличения времени
проведения ТРС. При засорении фильтрующего элемента при помощи пластичных
клапанов обеспечивается проход жидкости, минуя МВФ. К недостаткам можно отнести
то, что
мехпримеси и проппант остаются в фильтре, а
также то, что фильтр увеличивает общую длину УЭЦН и может применяться только с
газосепаратором без входного модуля.
В случае шламоуловителей МВФ также существует
ограничение по передаваемой валом мощности: для 5-го габарита это 85 кВт, для
габарита 5А - 140 кВт. При этом максимальный расход для 5-го габарита - 125
м3/сут., для габарита 5А - 280м3/сутки. К недостаткам также можно отнести
сложный и дорогостоящий ремонт данного шламоуловителя.
Погружной сепаратор механических примесей ПСМ,
разработанный РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина (изготовитель ЗАО
«Новомет-Пермь»), устанавливается в нижней части погружной установки. В этом
случае компоновка должна включать в себя так называемый двусторонний ПЭД, две
гидрозащиты (рисунок 5.2).
Рисунок 5.1 - Шламоуловитель МВФ ЗАО
«Новомет-Пермь»
Принцип действия следующий: Поток добываемой
продукции поступает из пласта в скважину и затем на прием центробежного
сепаратора. Во вращающемся роторе сепаратора происходит отделение твердых
частиц от жидкости в поле центробежных сил[12].
Рисунок 5.2 - Погружной сепаратор механических
примесей ПСМ
Преимущества данного устройства заключаются в
том, что при его использовании после сепарации частицы накапливаются в
контейнере, обеспечивается защита УЭЦН от пикового выноса механических примесей
из пласта при пуске УЭЦН, производится двухступенчатая сепарация газа, возможна
обработка жидкости ингибитором солеотложения. Основной недостаток - сложная
конструкция.
Скважинный фильтр-кожух для УЭЦН производится
ООО «Привод-Нефтесервис» по проекту ОАО «ЛУКОЙЛ-Пермь». Фильтр выполнен в виде
кожуха (труба диаметром 130 мм с нижней перфорированной частью), который
распространяется только на длину установки УЭЦН, захватывающую часть ЭЦН чуть
выше приемной сетки, на одном конце которой находится приемная сетка
увеличенной площади, на другом - муфта для крепления фильтра к ЭЦН (рисунок
5.3).
Рисунок 5.3 - Скважинный фильтр-кожух для УЭЦН
К преимуществам фильтра-кожуха можно отнести
улучшенное охлаждение ПЭД, а также собственно способность предотвращать
засорение ГНО мехпримесями. Главный недостаток конструкции в том, что ее
невозможно применять для эксплуатационных колон диаметром менее 168 мм. И в
целом фильтр-кожух увеличивает общий диаметральный габарит, а значит, возникает
проблема с подготовкой скважин. То есть в данном случае имеют место все
известные недостатки,связанные с применением кожухов.
И, наконец, последний из рассматриваемый группы
- скважинный фильтр на проволочной основе типа ФС-73 производства ОАО
«Тяжпрессмаш». Фильтр устанавливается на пакере ниже УЭЦН. К его преимуществам
относится возможность осуществления нескольких СПО УЭЦН без подъема фильтра,
достаточно высокая пропускная способность (также до 400 м3/сут.) и
независимость от габарита УЭЦН. К недостаткам в данном случае относится
увеличение времени на ТРС в связи с дополнительной подготовкой ствола скважины
с последующей установкой данной конструкции. Кроме того, существуют риски
преждевременного распакерования пакера при СПО (рисунок 5.4)[12].
Рисунок 5.4 - Скважинный фильтр на проволочной
основе типа ФС-73
5.3 Ликвидация осложнений связанных с солеотложением
Процесс добычи нефти сопровождается отложением
твердых осадков неорганических веществ, накапливающихся на стенках скважин и
подъемных труб, в насосном оборудовании и наземных коммуникациях систем сбора и
подготовки нефти. Главным источником выделения солей является вода, добываемая
совместно с нефтью. В этой связи процессу солеотложения подвержены скважины и
наземное оборудование, эксплуатирующиеся в условиях повышенной обводненности
добываемой продукции.
В процессе подъема водонефтяного потока от забоя
к устью скважины изменяются термобарические условия, что вызывает нарушение
химического равновесия в составе добываемой продукции. Это сопровождается
отложением неорганических солей на стенках НКТ и рабочих колесах ЭЦН, что
снижает межремонтный период (МРП) работы насосного оборудования и дебит
добывающих скважин. Образование осадка на рабочих частях и поверхностях
погружных ЭЦН нарушает теплообмен, приводит к заклиниванию электродвигателя,
поломке вала и выходу насоса из строя.
Наличие в пластовых водах месторождения катионов
кальция и магния, гидрокарбонат-ионов предполагает образование в процессе
нефтедобычи карбонатных осадков. Сульфат-ион обнаружен только в отдельных
пробах пластовых вод, поэтому образование сульфатных отложений маловероятно[13].
Как показали расчеты пластовые воды продуктивных
пластов перенасыщены гидрокарбонатом кальция [Са(НСО3)2], поэтому по мере роста
обводненности добываемой продукции следует ожидать образование карбоната
кальция в эксплуатационных скважинах. Закачиваемая вода также нестабильна.
Поэтому, как отмечалось выше, отложение солей возможно в ПЗП нагнетательных
скважин.
Для удаления отложений карбоната кальция в НКТ и
в призабойной зоне продуктивного пласта рекомендуется проведение
солянокислотных обработок, с использованием 15-18 % раствора ингибированной
соляной кислоты при соотношении раствора соляной кислоты - ингибитор коррозии
1:(0,005-0,01). В качестве ингибиторов могут быть использованы Север-1,
катапины, ИКАП-2, защитное действие которых по отношению к углеродистой стали в
растворе соляной кислоты при пластовых температурах составляет более 90 %.
Для предотвращения отложения карбоната кальция в
нефтепромысловом оборудовании широко применяют технологические и химические
способы.
К технологическим способам относят применение
вод для заводнения продуктивных пластов, совместимых с пластовыми, и
ограничение притока воды в добывающих скважинах. Ограничение притока может быть
обеспечено за счет селективной изоляция обводнившихся пропластков продуктивного
пласта, при этом сокращение объема добываемой воды снизит интенсивность
отложения солей.
Наиболее эффективным вариантом предотвращения
солеобразования в нефтепромысловом оборудовании является химический способ с
использованием реагентов-ингибиторов[19].
Для защиты от солеотложения призабойной зоны
пласта, НКТ добывающих скважин и насосного оборудования ингибитор должен
вводиться в водонефтяной поток до зоны выпадения солей. Для защиты от
солеотложения призабойной зоны пласта добывающих скважин может использоваться технология
задавливания ингибитора в пласт и закачка ингибитора в систему ППД
месторождения.
Для защиты от солеотложения насосного
оборудования и лифта скважин предпочтительно использование непрерывного
дозирования ингибитора в затрубное пространство скважины с помощью наземных
дозировочных устройств, периодического дозирования в затруб, задавливания
ингибитора в пласт с периодическим подливом в затрубное пространство[20]
(рисунок 5.5).
При проведении КРС ингибитор солеотложения
рекомендуется добавлять в растворы глушения.
Для ингибирования солеотложения необходимо
выбирать реагент с наибольшей эффективностью действия при меньшей дозировке для
определенного типа попутно-добываемой воды. Для предотвращения отложения солей
в скважинах месторождения рекомендуется использовать ингибиторы серии СНПХ,
ОЭДФ, Серво-367, Нарлекс Д 54.
Рекомендуемые мероприятия по борьбе с
отложениями солей приведены в таблице 5.2.
Таблица 5.2 - Мероприятия по удалению и
предотвращению отложений неорганических солей
|
Необходимые
мероприятия
|
Расход
реагента на одну обработку, т
|
Периодичность,
число обработок в год
|
|
Удаление
отложений солей
|
|
1.
Солянокислотные обработки (15-18 % водный раствор ингибированной соляной
кислоты)
|
3
- 5
|
1-2
|
|
Предотвращение
отложений солей
|
|
2.
Ингибирование отложений солей с использованием ингибиторов (ПАФ-13А, серия
СНПХ и др.)
|
20
- 100 г/т
|
постоянно
|
Рисунок 5.5 - Схема подачи ингибитора
солеотложений в скважину с ЭЦН при помощи блока дозирования
Ингибитор ПАФ-13А рекомендуется применять для
ингибирования солеотложения СаСО3 в скважинах, попутно-добываемая вода которых
не содержит избытка гидрокарбонат-ионов. Ингибитор СНПХ-5301 следует
использовать в скважинах со значительным избытком гидрокарбонат-ионов в
попутно-добываемой воде в дозировках 20-100 мг/л. Могут использоваться также
ингибиторы СНПХ-5311 и СНПХ-5312 С. Эффективными ингибиторами солеотложения
СаСО3 для вод с различным содержанием гидрокарбонат-ионов являются реагенты
Нарлекс Д 54, Серво-367.
5.4 Мероприятия по снижению коррозии
нефтепромыслового оборудования
В процессе эксплуатации месторождения внутрискважинное
оборудование подвергается коррозии.
Процессы коррозии могут быть обусловлены:
высокой коррозионной активностью вод,
применяемых для заводнения;
применением высокоагрессивных средств обработки
призабойной зоны с целью увеличения продуктивности скважины[21].
Одним из эффективных и перспективных способов
защиты от коррозии является применение ингибиторов коррозии. Введение их в
агрессивную среду значительно снижает скорость коррозии.
Ингибиторы коррозии образуют на поверхности
металла защитные пленки, которые препятствуют доступу агрессивной среды[22].
К основным мерам по предотвращению и защите
скважинного оборудования от коррозии относятся:
подача в скважину ингибиторов коррозии;
применение оборудования в коррозионно-стойком
исполнении:
НКТ с защитными покрытиями (лакокрасочными,
фторполимерными, стеклоэмалевыми), с термодиффузионными муфтами,
стеклопластиковые;
ЭЦН в коррозионностойком исполнении заводов
АЛНАС, «Борец» и «Новомет» с защитными покрытиями корпусов двигателей и
насосов.
. Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и
ресурсосбережение
.1 Показатели экономической оценки эффективности
реализации проектных решений
При проведении экономической оценки
эффективности предлагаемых проектных решений использованы показатели, вошедшие в
перечень показателей «Регламента составления проектных технологических
документов на разработку нефтяных и нефтегазовых месторождений» (РД
153-39-007-96) и «Методических рекомендаций по оценке эффективности
инвестиционных проектов», утвержденных Госстроем, Министерством экономики и
Министерством финансов РФ. Система оценочных показателей отражает эффективность
функционирования предприятия в условиях рыночной экономики с позиции инвестора
и с позиции государства, и включает:
Капитальные вложения;
Эксплуатационные расходы;
Выручка от реализации;
Прибыль от реализации;
Поток наличности (PV);
Дисконтированный поток наличности (NPV);
Индекс доходности инвестиций (PI);
Внутренняя норма рентабельности инвестиций
(IRR);
Период окупаемости инвестиций (PP);
Доход Государства.
Капитальные вложения представляют собой
совокупность затрат на создание новых, расширение и реконструкцию действующих
основных фондов. Они включают затраты по эксплуатационному бурению и по
строительству объектов обустройства, также в состав капитальных вложений
включаются затраты на приобретение собственно производственного оборудования и
прочие (неучтенные) затраты, связанные с подготовкой и осуществлением
производственного цикла. Особое место в современных условиях занимают расходы
на природоохранные мероприятия.
Эксплуатационные расходы отражают реальные
затраты предприятия, связанные с осуществлением производственных процессов в
нефтедобыче и реализацией продукции.
Прибыль от реализации представляется как
совокупный доход предприятия, уменьшенный на величину эксплуатационных затрат с
включением в них амортизационных отчислений и суммы налогов, направляемых в
бюджетные и внебюджетные фонды.
Доход Государства при действующей системе
налогообложения состоит из суммы налогов и отчислений в бюджетные и
внебюджетные фонды всех уровней.
Поток денежной наличности формируется за счет
прибыли от реализации (разницы между выручкой от реализации продукции и
затратами на ее добычу с включением налоговых выплат) и амортизационных
отчислений за вычетом инвестиций, направляемых на освоение месторождения.
Дисконтированный поток денежной наличности (NPV)
исчисляется через коэффициент приведения, рассчитанный через норму
дисконтирования текущих потоков денежной наличности к начальному шагу.
Регламент предполагает использование нормы дисконта 10%.
На основе данных о потоках наличности по
рассмотренным технологическим вариантам проведены расчеты эффективности
инвестиций. Доход, получаемый предприятием от инвестиций, определен разницей
между его расчетными доходами от реализации рекомендуемого варианта разработки
и возможными доходами при сохранении сложившихся тенденций разработки за
рентабельный период.
За экономически оправданный (рентабельный)
период разработки принимается период получения положительных значений текущей
(годовой) дисконтированной денежной наличности, в сумме, достаточной для
окупаемости вложенных средств (т.е. чистый дисконтированный доход в целом за
расчетный период имеет положительное значение). Об отсутствии рентабельного
срока свидетельствует отрицательная величина накопленного дисконтированного
денежного потока.
Индекс доходности (PI) характеризует
экономическую отдачу вложенных средств и представляет собой отношение суммарных
приведенных чистых поступлений (прибыли от реализации, амортизационных
отчислений и пр.) к суммарному дисконтированному объему капитальных вложений.
Внутренняя норма рентабельности (IRR)
представляет собой то значение нормы дисконта, при котором интегральный эффект
от проведенных инвестиций (NPV) равен нулю. Таким образом, данный показатель
можно рассматривать как цену вкладываемого в проект капитала.
Период окупаемости проекта (PP) определяется
количеством лет, по истечении которых начальные негативные значения чистого
дисконтированного дохода полностью компенсируются последующими положительными
значениями.
.2 Обоснование удельных затрат для экономических
расчетов
Принятые в расчетах нормативы затрат определены
исходя из анализа предыдущих проектных документов по Ново-Покурскому
месторождению, отчетных данных ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» за 2002-2003
годы, предлагаемых технологических решений с учетом природно-климатических и
геологических особенностей Ново-Покурского месторождения.
Нормативы капитальных вложений
Затраты на бурение определены на основании
стоимости строительства одного метра скважины, с учетом проведения
вышкомонтажных операций и отсыпки кустовых оснований, и общего метража бурения
предусмотренного технологическим вариантом. Стоимость строительства 1 метра
скважины установлена по фактическим данным ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» для
наконнонаправленных скважин уровне - 8 895,23 руб./м., горизонтальных - 12
835,94 руб./м. (вкл. НДС).
Расчет капитальных вложений в обустройство
месторождения выполнен на основании удельных затрат, определенных на базе цен
1984 года, когда отмечалась их определенная сбалансированность, с последующим
их переводом в цены 2003 года по индивидуальным пересчетным коэффициентам для
различных позиций материально-технического снабжения, выполняемых работ и
услуг. Средний индекс-дефлятор к 1984 году принят в размере - 41,00.
Потребность в капитальных вложениях, определена с учетом использования ранее
созданных объектов обустройства.
Затраты на оборудование, не входящее в сметы
строек, рассчитаны исходя из потребности в оборудовании, по количеству вводимых
скважин и удельным затратам на одну скважину
Нормативы эксплуатационных расходов
Нормы эксплуатационных расходов приняты на
основе фактических данных в ценах 2003 года по ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз».
Эксплуатационные расходы рассчитаны по элементам сметы затрат и основаны на
перечне и количественных значениях следующих нормативов:
Затраты на вспомогательные материалы приняты на
уровне 3,38 рубля на 1 т добываемой жидкости.
Затраты на топливо взяты в размере 0,17 рубля на
1 т жидкости.
Расходы на электроэнергию: по добыче жидкости
составляют 6,36 рублей на 1 т добываемой жидкости; на подготовку и сбор нефти
составляют 1,98 рублей на 1 т добываемой жидкости; по закачке в пласт
составляют 4,41 рублей на 1 м3 закачиваемого агента.
Расходы на основную и дополнительную заработную
плату определены из расчета 19 100,00 руб. в месяц на 1 работающего ППП.
Удельная численность ППП на скважину 1,22 чел.
Прочие затраты рассчитаны на 1 среднедействующую
скважину добывающего фонда - удельный норматив 1 445,32 тыс.руб.
В составе прочих затрат отдельно выделены:
Затраты на капитальный ремонт - удельный
норматив 155,62 тыс.р/ скв.доб.
Стоимость проведения гоелого-технологических
мероприятий принята по фактическим и плановым данным дифференцированно по видам
и технологиям их проведения.
Средняя норма амортизационных отчислений на
восстановление стоимости основных производственных фондов принята в размере
6,7%.
Ставки обязательных платежей и налогов,
включаемые в себестоимость добычи нефти, приняты в расчет в соответствии с
действующими законодательными актами Российской Федерации, органов
территориального и местного самоуправления.
Все необходимые для экономических расчетов
удельные стоимостные показатели приведены в таблице 6.5.1.
.3 Оценка капитальных вложений и
эксплуатационных затрат
Капитальные вложения
На основании технологических данных определена
структура затрат капитального характера по технологическим направлениям
процессов строительства скважин и обустройства Ново-Покурского месторождения.
Капитальные вложения рассчитаны по основным
направлениям затрат: бурение, нефтепромысловое обустройство, оборудование, не
входящее в сметы строек.
Ново-Покурское месторождение разрабатывается с
1986 года, находится на стадии стабильной добычи нефти и характеризуется
развитой инфраструктурой объектов обустройства. Мощность имеющегося на
месторождении оборудования по первичной переработке и подготовке нефти
достаточна для обеспечения эффективного производственного процесса.
Предусмотренные проектом инвестиции в строительство объектов обустройства
включают затраты на сооружение автодорог, линий электропередач,
внутрипромысловых нефтепроводов и водоводов на неразбуренной части залежи.
Помимо перечисленных объектов планируется строительство новых ДНС, КНС и других
объектов обустройства. На основании потребности в объектах промыслового
обустройства определены удельные нормативы капитальных вложений.
Расчет капитальных вложений выполнен на
основании нормативов, определенных на базе цен 1984 года, когда отмечалась их
определенная сбалансированность, с последующим их переводом в цены 2003 года по
индивидуальным пересчетным коэффициентам для различных позиций
материально-технического снабжения, выполняемых работ и услуг. Средний
индекс-дефлятор к 1984 году принят в размере 41.
Эксплуатационные расходы
Расчет эксплуатационных расходов по добыче нефти
произведен в соответствии с динамикой основных технологических показателей
разработки, в ценах 2003 года. Эксплуатационные расходы рассчитаны на основании
положений «Методики по планированию, учету и калькулированию себестоимости
добычи нефти и газа» по элементам сметы (вспомогательные материалы, топливо,
электроэнергия, заработная плата, амортизация основных производственных фондов,
капитальный ремонт, прочие эксплуатационные расходы, а также налоги и платежи,
включаемые в себестоимость).
Текущие затраты определены на базе
технологических показателей по вариантам разработки пласта (объемов добычи
нефти, жидкости, закачки агентов, действующего фонда добывающих и
нагнетательных скважин).
В состав текущих затрат включены расходы на
проведение методов увеличения нефтеотдачи и технологий интенсификации притока,
которые определены на основании состава и количества мероприятий по вариантам и
их стоимости по каждому объекту разработки.
Расчет износа основных
промышленно-производственных фондов выполнен исходя из стоимости ОППФ и
Постановления Правительства РФ «О Классификации основных средств, включаемых в
амортизационные группы» от 01.01.02 г.
Амортизационные отчисления рассчитаны исходя из
балансовой стоимости основных производственных фондов в соответствии с
отраслевыми нормами амортизации.
Таблица 6.1 - Исходные данные для расчета
экономических показателей
|
Показатель
|
Единица
измерения
|
Значение
|
|
Транспортные
расходы, связанные с экспортом
|
долл./т
|
50,0
|
|
Капитальные
вложения:
|
|
|
|
Стоимость
строительства скважины:
|
|
|
|
добывающей
наклонно-направленной
|
млн.
руб./скв.
|
46,5
|
|
добывающей
горизонтальной
|
млн.
руб./скв.
|
224,2
|
|
ЗБС
|
млн.
руб./скв.
|
46,3
|
|
Отсыпка
кустовой площадки
|
млн.
руб./куст
|
157,3
|
|
Обустройство
куста и скважин
|
млн.
руб./скв.
|
5,2
|
|
Оборудование
для добывающих скважин
|
млн.
руб./скв.
|
2,5
|
|
Строительство
ВЛ-6кВ
|
млн.
руб./км
|
10,6
|
|
Строительство
нефтесетей
|
млн.
руб./км
|
17,6
|
|
Строительство
газопроводов
|
млн.
руб./км
|
27,1
|
|
Строительство
дорог грунтовых
|
млн.
руб./км
|
51,5
|
|
Промысловое
обустройство:
|
|
|
|
прочие
|
%
|
10,0
|
|
природоохранные
мероприятия
|
%
|
10,0
|
|
Эксплуатационные
затраты:
|
|
|
|
заработная
плата основная и дополнительная
|
тыс.руб./скв.
|
87,2
|
|
содержание
и эксплуатация оборудования
|
тыс.
руб./скв.
|
3281,9
|
|
капитальный
ремонт нефтяных скважин
|
тыс.
руб./скв.
|
1293,8
|
|
цеховые
расходы
|
тыс.
руб./скв.
|
474,7
|
|
общепроизводственные
расходы
|
тыс.
руб./скв.
|
425,6
|
.4 Технико-экономический анализ проектных
решений по объекту ЮВ12
Характеристика экономических вариантов расчетов
Вариант 1. Данный вариант предусматривает
разбуривание залежи по девятиточечной обращенной сетке скважин с расстоянием
между скважинами 500 м. Бурение предполагается в пределах 6-м эффективных
нефтенасыщенных толщин. Фонд к бурению составит 134 скважины, из них 112
добывающих. Также, предполагается осуществление программы
геолого-технологических мероприятий: проведение большеобъемного ГРП - 138
скв.-опер.; повторного ГРП - 154 скв.-опер.; проведение мероприятий по
оптимизации режимов работы скважин; ремонтно-изоляционных работ; вывод скважин
из бездействия; перевод скважин в ППД.
Вариант 2. Концепция данного варианта
основывается на технологических решениях предложенных в предыдущем варианте,
помимо этого вариант 2 предусматривает проведение 46 скважино-операций по
зарезке боковых стволов в скважинах пробуренного фонда.
Помимо этого был рассмотрен вариант 0, который
представляет прогноз сложившегося состояния разработки без проведения
каких-либо дополнительных мероприятий. Расчеты по варианту выполняются с целью
оценки финансовых показателей деятельности предприятия и доходов государства
при продлении существующих тенденций разработки месторождения. Поток
наличности, генерируемый при реализации данного варианта за рентабельный
период, является альтернативной стоимостью основных фондов, созданных на
месторождении на дату проведения расчетов.
Показатели технико-экономического анализа
проектных решений
На основании методических подходов, изложенных в
главе 6.3 данной работы, выполнены расчеты технико-экономических показателей по
рассматриваемым вариантам разработки объекта ЮВ12 Ново-Покурского
месторождения.
Рассмотренные в работе варианты разработки
залежи предусматривающие привлечение инвестиций характеризуются равным объемом
необходимых капитальных вложений - 5 010,53 млн. руб. Динамика и структура
освоения капитальных вложений представлена на рисунке 6.1.
Рисунок 6.1 - Ново-Покурское месторождение.
Объект ЮВ12 Динамика капитальных вложений
Освоение капитальных вложений планируется начать
в 2004 году. Максимальная потребность в инвестициях - 1 120,95 млн. руб.
ожидается в 2006-2007 годах, что соответствует периоду максимального годового
метража бурения. Анализ структуры капитальных вложений по направлениям выявил,
что большую долю в затратах капитального характера занимают расходы на
строительство скважин - 71 % (или 3 575,88 млн. руб.). Это обстоятельство
определяется тем фактом, что рассматриваемое месторождение характеризуется
развитой инфраструктурой объектов промыслового обустройства и новое
строительство всех объектов, обеспечивающих производственный цикл первичной
подготовки нефти, не требуется.
Не менее важным с точки зрения оценки
экономической эффективности рассматриваемых вариантов разработки является
анализ эксплуатационных затрат предприятия. Предполагаемая динамика
эксплуатационных расходов по рассмотренным вариантам приведена на рисунке 6.2.
В состав эксплуатационных расходов, помимо текущих затрат на добычу и первичную
переработку нефти, включены амортизационные отчисления и налоги, относимые на
себестоимость.
Рисунок 6.2 - Ново-Покурское месторождение.
Объект ЮВ12
Динамика эксплуатационных затрат
Объем эксплуатационных расходов, возникающих при
реализации варианта 0 (базового) включает расходы на содержание и эксплуатацию
ранее пробуренного фонда скважин, а также расходы на добычу и подготовку нефти
без изменения сложившейся системы разработки. Суммарный объем эксплуатационных
расходов по данному варианту составляет 21 612,39 млн. руб. за проектный период
(80 лет). Динамика эксплуатационных расходов по данному варианту имеет
тенденцию к постепенному снижению, что объясняется выбытием фонда скважин,
снижением добычи жидкости, отсутствием амортизационных расходов и затрат на
проведение геолого-технологических мероприятий. Максимальная потребность в
оборотных средствах ожидается в первый год расчетного периода и составляет
579,07 млн. руб.
Потребность в оборотных средствах при реализации
технологических вариантов 1 и 2 значительно выше, так в 2010 году ожидаемый
объем эксплуатационных расходов составит 1 384,43 млн. руб., что в 2,4 раза
больше чем максимальная уровень эксплуатационных расходов при сохранении
существующих тенденций в разработке объекта.
Суммарный объем эксплуатационных расходов за
проектный период ожидается на уровне 35 863,81 млн. руб. при реализации
варианта 1 и 37 414,78 млн. руб. при реализации технологического варианта 2.
Затраты на проведение программы ГТМ, предусмотренной при реализации данных
вариантов, включены в состав эксплуатационных затрат.
Основным показателем, характеризующим
экономическую эффективность вариантов разработки, является показатель чистого
дисконтированного потока денежной наличности (NPV). Динамика данного показателя
(при ставке дисконта 10 %) по вариантам представлена на рисунке 6.3.
Рисунок 6.3 - Ново-Покурское месторождение.
Объект ЮВ12
Динамика NPV вариантов разработки
Как видно из графика наилучшим вариантом, с
точки зрения экономической эффективности, можно считать вариант 2: он обладает
наибольшим значением показателя NPV за проектный период - 3 421,48 млн. руб.
Наличие отрицательных значений показателя NPV в период с 2006 по 2008 годы
свидетельствует о том, что на данном этапе реализация проекта будет нуждаться в
инвестиционных субвенциях. Максимальная потребность в инвестициях, привлекаемых
со стороны, при условии полного реинвестирования прибыли на начальном этапе
реализации проекта составит 246,08 млн. руб. Дальнейшая реализация проекта не
требует привлечения инвестиционных ресурсов и может быть осуществлена на
условиях самофинансирования.
Для оценки инвестиционной привлекательности
осуществления капитальных вложений в разработку объекта ЮВ12 была проведена
оценка показателя NPV, который был сформирован на основе потоков наличности,
генерируемых в результате инвестиционной деятельности. Сформированные таким
образом потоки наличности позволяют оценить эффективность инвестиций без учета
базового уровня добычи нефти. Динамика показателя NPV рассчитанного по потокам
наличности без учета базового уровня за рентабельный период разработки
представлена на рисунке 6.4.
Рисунок 6.4 - Ново-Покурское месторождение.
Объект ЮВ12
Динамика NPV вариантов инвестиций
Как видно из графика на рисунке 6.4. инвестиции,
в разработку объекта ЮВ12 Ново-Покурского месторождения можно считать
экономически эффективными, т.к. вложенные средства полностью окупаются за счет
дополнительно добытой нефти и позволяют инвестору получить дополнительный доход
(с учетом дисконта 10 %) в размере 1 356,07 млн. руб. и 1 444,52 млн. руб. по
варианту 1 и по варианту 2 соответственно.
Также, были рассчитаны показатели
характеризующие эффективность инвестиций: внутренняя норма доходности на
вложенный капитал (IRR) и индекс доходности дисконтированных инвестиций (PI).
Значения данных показателей приведены в таблице 6.2.
Таблица 6.2 - Ново-Покурское месторождение.
Объект ЮВ12 Основные технико-экономические показатели по вариантам разработки
|
№
п/п
|
Показатели
|
Ед.
изм.
|
Значения
|
|
|
|
Вариант
0
|
Вариант
1
|
Вариант
2
|
|
1
|
Проектный
срок разработки
|
лет
|
80
|
65
|
59
|
|
2
|
Рентабельный
период разработки
|
лет
|
23
|
27
|
28
|
|
3
|
Добыча
нефти
|
|
|
|
|
|
за
20 лет
|
тыс.т.
|
5
749,55
|
13
295,60
|
13
537,96
|
|
за
проектный период
|
тыс.т.
|
7
818,45
|
16
913,30
|
17
411,28
|
|
4
|
Выручка
от реализации продукции
|
|
|
|
|
|
за
20 лет
|
млн.руб.
|
20
675,24
|
47
810,72
|
48
682,23
|
|
за
проектный период
|
млн.руб.
|
28
114,92
|
60
819,92
|
62
610,63
|
|
5
|
Капитальные
вложения
|
|
|
5
010,53
|
5
010,53
|
|
6
|
Эксплуатационные
расходы
|
|
|
|
|
|
за
20 лет
|
млн.руб.
|
10
763,83
|
22
908,05
|
23
253,26
|
|
за
проектный период
|
млн.руб.
|
21
612,39
|
35
863,81
|
37
414,78
|
|
7
|
Чистые
денежные поступления
|
|
|
|
|
|
за
20 лет
|
млн.руб.
|
4
209,60
|
10
634,36
|
10
894,63
|
|
за
проектный период
|
млн.руб.
|
806,69
|
7
814,11
|
7
461,71
|
|
8
|
То
же с учетом дисконта 10%
|
|
|
|
|
|
за
20 лет
|
млн.руб.
|
2
065,79
|
3
326,82
|
3
372,83
|
|
за
проектный период
|
млн.руб.
|
1
950,23
|
3
353,06
|
3
421,48
|
|
9
|
То
же с учетом дисконта 15%
|
|
|
|
|
|
за
20 лет
|
млн.руб.
|
1
589,02
|
2
010,63
|
2
031,24
|
|
за
проектный период
|
млн.руб.
|
1
565,15
|
2
034,23
|
2
066,24
|
|
10
|
Внутренняя
норма рентабельности
|
%
|
-
|
20,16
|
20,40
|
|
11
|
ед.
|
-
|
1,51
|
1,54
|
|
12
|
Срок
окупаемости
|
|
|
|
|
|
простой
|
лет
|
-
|
10
|
10
|
|
с
учетом дисконта
|
лет
|
-
|
11
|
11
|
|
13
|
Доход
государства
|
|
|
|
|
|
за
20 лет
|
млн.руб.
|
8
162,95
|
19
469,47
|
19
822,99
|
|
за
проектный период
|
млн.руб.
|
10
999,05
|
24
311,72
|
25
129,08
|
|
14
|
То
же с учетом дисконта 10%
|
|
|
|
|
|
за
20 лет
|
млн.руб.
|
3
750,26
|
8
030,00
|
8
090,99
|
|
за
проектный период
|
млн.руб.
|
3
946,79
|
8
405,60
|
8
522,70
|
|
15
|
То
же с учетом дисконта 15%
|
|
|
|
|
|
за
20 лет
|
млн.руб.
|
2
829,25
|
5
689,19
|
5
716,19
|
|
за
проектный период
|
млн.руб.
|
2
892,80
|
5
813,49
|
5
860,63
|
Представленные в таблице 6.2 значения основных
технико-экономических показателей позволяют сделать вывод об экономической
эффективности предложенных технологических вариантов. Варианты 1 и 2 могут быть
характеризованы как обеспечивающие экономически-эффективную разработку объекта.
Инвестиции, привлекаемые при реализации данных вариантов, позволяют вернуть
затраченные средства и получить приемлемый доход.
Сравнительный анализ технико-экономической
эффективности выявил наибольшую привлекательность варианта 2, так как он
обеспечивает достижение максимального КИН и имеет наилучшие значения
технико-экономических показателей из рассмотренных вариантов.
Исходя из вышесказанного, разработку объекта
ЮВ12 Ново-Покурского месторождения рекомендуется осуществлять в соответствии с
технологией, предложенной вариантом 2.
Характеристика рекомендуемого варианта
Разработка объекта ЮВ12 Ново-Покурского
месторождения в соответствии с технологическими решениями, предложенными
вариантом 2 позволит получить предприятию дополнительно 1 444,52 млн. руб. (с
учетом дисконта 10 %). Значение индекса доходности дисконтированных инвестиций
составляет 1,54 ед. Внутренняя норма рентабельности проекта - 20,4 %.
В целом реализация всех проектных решений
позволит получить 3 421,48 млн. руб. чистого дисконтированного дохода (дисконт
10 %) за проектный период. Доход государства за тот же период составит 8 522,70
млн. руб. с учетом дисконта 10 %. Структура дохода государства представлена на
рисунке 6.5.
Рисунок 6.5 - Ново-Покурское месторождение.
Объект ЮВ12
Структура дохода государства рекомендуемого
варианта
Таким образом, с точки зрения экономической
целесообразности разработки объекта при заданных экономических условиях с
учетом сложившейся в настоящее время конъюнктуры внутреннего российского рынка
нефти и условий ее реализации на экспорт вариант 2 является наиболее
эффективным из рассмотренных. Оценка чувствительности рекомендуемого варианта
Для оценки эффективности разработки с учетом
нестабильности внешней и внутренней среды проведен анализ чувствительности
рекомендуемого варианта проекта к основным факторам риска. Наибольшее влияние
на эффективность проекта оказывают такие входные параметры расчетной
экономико-математической модели, как добыча нефти, цена реализации нефти, а
также уровни капитальных и эксплуатационных затрат. Исходя из этого рассчитано
влияние изменения указанных факторов на основной критерий экономической
эффективности варианта разработки - накопленный дисконтированный поток
наличности. Диаграмма чувствительности, отражающая степень этого влияния
показана на рисунке 6.6.
Рисунок 6.6 - Ново-Покурское месторождение.
Объект ЮВ12
Чувствительность рекомендуемого варианта к
основным факторам риска.
Наибольшее влияние на результирующий показатель
экономической эффективности оказывает изменение цен на УВ сырье: уменьшение
цены на 10 % влечет снижение NPV проекта на 34 %. Изменение добычи нефти на
«-10%» вызовет снижение NPV за 20-ти летний период на 28 %. Экономическая
эффективность проекта менее всего чувствительна к изменению затрат - превышение
планируемого уровня затрат на 10 % влечет снижение показателя NPV на 18 %.
Для дополнительной оценки других показателей
рекомендуемого варианта выполнен комплексный анализ его чувствительности с
применением ставки дисконта 10 %. Рассмотрены сценарии изменения экономических
условий, предполагающие негативное отклонение от планируемого уровня на 30% при
неизменном уровне остальных влияющих факторов. Для рекомендуемого варианта
произведена оценка экономических показателей в случае изменения вышеназванных
базовых значений за 20-ти летний период:
Изменение перечисленных показателей в
зависимости от принятых допущений приведены в таблице 6.3.
Таблица 6.3 - Ново-Покурское месторождение.
Объект ЮВ11. Оценка чувствительности рекомендуемого варианта
|
№
п/п
|
Факторы
риска
|
Сценарии
|
|
Изменение
добычи, %
|
0
|
-30
|
0
|
0
|
|
Изменение
цены, %
|
0
|
0
|
-30
|
0
|
|
Изменение
затрат, %
|
0
|
0
|
0
|
30
|
|
Показатели
|
Значения
|
|
1
|
Выручка
от реализации, млн. руб.
|
48
682,23
|
34
077,56
|
34
077,95
|
48
682,23
|
|
2
|
Капитальные
вложения, млн. руб.
|
5
010,53
|
5
010,53
|
5
010,53
|
6
513,69
|
|
3
|
Эксплуатационные
затраты, млн. руб.
|
23
253,26
|
21
054,16
|
21
112,98
|
28
029,96
|
|
4
|
NPV(10
%), млн. руб.
|
3
372,83
|
503,99
|
-90,88
|
1
516,80
|
|
5
|
Дисконт.
доход государства, млн. руб.
|
8
090,99
|
5
344,18
|
5
641,32
|
7
770,59
|
Рассчитанные показатели подтвердили достаточную
устойчивость варианта в названных пределах изменения факторов риска. Все
показатели при названных допущениях могут ухудшиться при неблагоприятном
изменении и стабилизации в этом положении всех перечисленных влияющих факторов,
однако, при благоприятном изменении факторов риска эффективность проекта может
превысить ожидаемую.
.5 Технико-экономический анализ проектных
решений по объекту ЮВ11
Характеристика экономических вариантов расчетов
Вариант 1. Данный вариант предусматривает разбуривание
залежи по девятиточечной обращенной сетке скважин с расстоянием между
скважинами 500 м. Бурение предполагается в пределах 6-м эффективных
нефтенасыщенных толщин.
Вариант наследован от объекта ЮВ12, поскольку
рассматриваемый объект ЮВ11 является спутником и для его разработки допустимо
использование скважин нижележащего объекта ЮВ12. Для залежей нефти, не
перекрываемых объектом ЮВ12 фонд скважин размещен исходя из начальной плотности
геологических запасов нефти, а также с учетом проектного фонда пласта ЮВ12.
Фонд к бурению составит 45 скважин, из них 34 добывающих. Также, предполагается
осуществление программы геолого-технологических мероприятий: проведение
большеобъемного ГРП; повторного ГРП; проведение мероприятий по оптимизации
режимов работы скважин; ремонтно-изоляционных работ; вывод скважин из
бездействия; перевод скважин в ППД.
Вариант 2. Концепция данного варианта
основывается на технологических решениях предложенных в предыдущем варианте,
помимо этого вариант 2 предусматривает проведение 16 скважино-операций по
зарезке боковых стволов в скважинах пробуренного фонда.
Помимо этого был рассмотрен вариант 0, который
представляет прогноз сложившегося состояния разработки без проведения
каких-либо дополнительных мероприятий. Расчеты по варианту выполняются с целью
оценки финансовых показателей деятельности предприятия и доходов государства
при продлении существующих тенденций разработки месторождения. Поток
наличности, генерируемый при реализации данного варианта за рентабельный
период, является альтернативной стоимостью основных фондов, созданных на
месторождении на дату проведения расчетов.
Показатели технико-экономического анализа
проектных решений
На основании методических подходов, изложенных в
главе 6.3 данной работы, выполнены расчеты технико-экономических показателей по
рассматриваемым вариантам разработки объекта ЮВ11 Ново-Покурского
месторождения.
Рассмотренные в работе варианты разработки
залежи, предусматривающие привлечение инвестиций, характеризуются равным
объемом необходимых капитальных вложений - 1 597,69 млн. руб. Динамика и
структура освоения капитальных вложений представлена на рисунке 6.7.
Освоение капитальных вложений планируется начать
в 2004 году. Максимальная потребность в инвестициях - 370,05 млн. руб.
ожидается в 2005-2006 годах, что соответствует периоду максимального годового
метража бурения. Анализ структуры капитальных вложений по направлениям выявил,
что большую долю в затратах капитального характера занимают расходы на
строительство скважин - 71 % (или 1 147,48 млн. руб.). Это обстоятельство
определяется тем фактом, что рассматриваемое месторождение характеризуется
развитой инфраструктурой объектов промыслового обустройства и новое
строительство всех объектов, обеспечивающих производственный цикл первичной
подготовки нефти, не требуется.
Рисунок 6.7 - Ново-Покурское месторождение.
Объект ЮВ11
Динамика капитальных вложений
Не менее важным с точки зрения оценки
экономической эффективности рассматриваемых вариантов разработки является
анализ эксплуатационных затрат предприятия. Предполагаемая динамика
эксплуатационных расходов по рассмотренным вариантам приведена на рисунок 6.8.
В состав эксплуатационных расходов, помимо текущих затрат на добычу и первичную
переработку нефти, включены амортизационные отчисления и налоги, относимые на
себестоимость.
Объем эксплуатационных расходов, возникающих при
реализации варианта 0 (базового) включает расходы на содержание и эксплуатацию
ранее пробуренного фонда скважин, а также расходы на добычу и подготовку нефти
без изменения сложившейся системы разработки. Суммарный объем эксплуатационных
расходов по данному варианту составляет 4 579,98 млн. руб. за проектный период
(59 лет). Динамика эксплуатационных расходов по данному варианту имеет
тенденцию к постепенному снижению, что объясняется выбытием фонда скважин,
снижением добычи жидкости, отсутствием амортизационных расходов и затрат на
проведение геолого-технологических мероприятий. Максимальная потребность в
оборотных средствах ожидается в первый год расчетного периода и составляет 152,94
млн. руб.
Потребность в оборотных средствах при реализации
технологических вариантов 1 и 2 значительно выше, так в 2008 году ожидаемый
объем эксплуатационных расходов составит 548,88 млн. руб., что в 3,6 раза
больше чем максимальная уровень эксплуатационных расходов при сохранении
существующих тенденций в разработке объекта.
Рисунок 6.8 - Ново-Покурское месторождение.
Объект ЮВ11
Динамика эксплуатационных затрат
Суммарный объем эксплуатационных расходов за
проектный период ожидается на уровне 11 890,57 млн. руб. при реализации
варианта 1 и 12 293,99 млн. руб. при реализации технологического варианта 2.
Затраты на проведение программы ГТМ, предусмотренной при реализации данных
вариантов, включены в состав эксплуатационных затрат.
Основным показателем, характеризующим
экономическую эффективность вариантов разработки, является показатель чистого
дисконтированного потока денежной наличности (NPV). Динамика данного показателя
(при ставке дисконта 10 %) по вариантам представлена на рисунок 6.9.
Как видно из графика наилучшим вариантом, с
точки зрения экономической эффективности, можно считать вариант 2: он обладает
наибольшим значением показателя NPV за проектный период - 1 712,95 млн. руб.
Реализация проекта не требует привлечения сторонних инвестиционных ресурсов и
может быть осуществлена на условиях самофинансирования, за счет средств,
полученных от реализации нефти.
Рисунок 6.9 - Ново-Покурское месторождение.
Объект ЮВ11
Динамика NPV вариантов разработки
Для оценки инвестиционной привлекательности
осуществления капитальных вложений в разработку объекта ЮВ11 была проведена
оценка показателя NPV, который был сформирован на основе потоков наличности,
генерируемых в результате инвестиционной деятельности. Сформированные таким
образом потоки наличности позволяют оценить эффективность инвестиций без учета
базового уровня добычи нефти. Динамика показателя NPV рассчитанного по потокам
наличности без учета базового уровня за рентабельный период разработки
представлена на рисунок 6.10
Как видно из графика на рис. 6.8.4. инвестиции,
в разработку объекта ЮВ11 Ново-Покурского месторождения можно считать
экономически эффективными, т.к. вложенные средства полностью окупаются за счет
дополнительно добытой нефти и позволяют инвестору получить дополнительный доход
(с учетом дисконта 10 %) в размере 859,43 млн. руб. и 886,53 млн. руб. по
варианту 1 и по варианту 2 соответственно.
Рисунок 6.10 - Ново-Покурское месторождение.
Объект ЮВ11
Динамика NPV инвестиций.
Также, были рассчитаны показатели
характеризующие эффективность инвестиций: внутренняя норма доходности на
вложенный капитал (IRR) и индекс доходности дисконтированных инвестиций (PI).
Значения данных показателей приведены в таблице 6.4.
Представленные в таблице 6.4 значения основных
технико-экономических показателей позволяют сделать вывод об экономической
эффективности предложенных технологических вариантов. Варианты 1 и 2 могут быть
характеризованы как обеспечивающие экономически-эффективную разработку объекта.
Инвестиции, привлекаемые при реализации данных вариантов, позволяют вернуть
затраченные средства и получить приемлемый доход.
Сравнительный анализ технико-экономической
эффективности выявил наибольшую привлекательность варианта 2, так как он
обеспечивает достижение максимального КИН и имеет наилучшие значения технико-экономических
показателей из рассмотренных вариантов.
Исходя из вышесказанного, разработку объекта
ЮВ11 Ново-Покурского месторождения рекомендуется осуществлять в соответствии с
технологией, предложенной вариантом 2.
Таблица 6.4 - Ново-Покурское месторождение.
Объект ЮВ11 Основные технико-экономические показатели по вариантам разработки
|
№
п/п
|
Показатели
|
Ед.
изм.
|
Значения
|
|
|
|
Вариант
0
|
Вариант
1
|
Вариант
2
|
|
1
|
Проектный
срок разработки
|
лет
|
59
|
48
|
48
|
|
2
|
Рентабельный
период разработки
|
лет
|
34
|
27
|
27
|
|
3
|
Добыча
нефти
|
|
|
|
|
|
за
20 лет
|
тыс.т.
|
1
711,08
|
5
025,87
|
5
150,88
|
|
за
проектный период
|
тыс.т.
|
2
391,27
|
6
050,10
|
6
254,39
|
|
4
|
Выручка
от реализации продукции
|
|
|
|
|
|
за
20 лет
|
млн.руб.
|
6
153,06
|
18
072,95
|
18
522,56
|
|
за
проектный период
|
млн.руб.
|
8
598,99
|
21
756,07
|
22
490,70
|
|
5
|
Капитальные
вложения
|
|
-
|
1
597,69
|
1
597,69
|
|
6
|
Эксплуатационные
расходы
|
|
|
|
|
|
за
20 лет
|
млн.руб.
|
2
558,30
|
8
530,62
|
8
766,13
|
|
за
проектный период
|
млн.руб.
|
4
579,98
|
11
890,57
|
12
293,99
|
|
7
|
Чистые
денежные поступления
|
|
|
|
|
|
за
20 лет
|
млн.руб.
|
1
743,79
|
4
195,01
|
4
285,63
|
|
за
проектный период
|
млн.руб.
|
1
559,45
|
3
677,27
|
3
794,56
|
|
8
|
То
же с учетом дисконта 10%
|
|
|
|
|
|
за
20 лет
|
млн.руб.
|
829,54
|
1
685,44
|
1
703,47
|
|
за
проектный период
|
млн.руб.
|
851,18
|
1
686,17
|
1
712,95
|
|
9
|
То
же с учетом дисконта 15%
|
|
|
|
|
|
за
20 лет
|
млн.руб.
|
632,20
|
1
151,99
|
1
160,58
|
|
за
проектный период
|
млн.руб.
|
640,82
|
1
155,72
|
1
167,89
|
|
10
|
Внутренняя
норма рентабельности
|
%
|
|
41,08
|
41,15
|
|
11
|
Индекс
доходности инвестиций
|
ед.
|
|
1,87
|
1,89
|
|
12
|
Срок
окупаемости
|
|
|
|
|
|
простой
|
лет
|
|
4
|
4
|
|
с
учетом дисконта
|
лет
|
|
6
|
6
|
|
13
|
Доход
государства
|
|
|
|
|
|
за
20 лет
|
млн.руб.
|
2
547,17
|
7
366,41
|
7
535,61
|
|
за
проектный период
|
млн.руб.
|
3
482,06
|
8
713,33
|
9
007,24
|
|
14
|
То
же с учетом дисконта 10%
|
|
|
|
|
|
за
20 лет
|
млн.руб.
|
1
193,93
|
3
462,91
|
3
495,45
|
|
за
проектный период
|
млн.руб.
|
1
257,84
|
3
575,72
|
3
622,16
|
|
15
|
То
же с учетом дисконта 15%
|
|
|
|
|
|
за
20 лет
|
млн.руб.
|
905,98
|
2
593,72
|
2
608,95
|
|
за
проектный период
|
млн.руб.
|
926,40
|
2
631,46
|
2
651,74
|
Характеристика рекомендуемого варианта
Разработка объекта ЮВ11 Ново-Покурского месторождения
в соответствии с технологическими решениями, предложенными вариантом 2 позволит
получить предприятию дополнительно 886,53 млн. руб. (с учетом дисконта 10 %).
Значение индекса доходности дисконтированных инвестиций составляет 1,89 ед.
Внутренняя норма рентабельности проекта - 41,15 %.
В целом реализация всех проектных решений
позволит получить 1 712,95 млн. руб. чистого дисконтированного дохода (дисконт
10 %) за проектный период. Доход государства за тот же период составит 3 622,16
млн. руб. с учетом дисконта 10 %. Структура дохода государства представлена на
рисунке 6.11.
Рисунок 6.11 - Ново-Покурское месторождение.
Объект ЮВ11
Структура дохода государства рекомендуемого
варианта.
Таким образом, с точки зрения экономической
целесообразности разработки объекта при заданных экономических условиях с
учетом сложившейся в настоящее время конъюнктуры внутреннего российского рынка
нефти и условий ее реализации на экспорт вариант 2 является наиболее
эффективным из рассмотренных.
Оценка чувствительности рекомендуемого варианта
Для оценки эффективности разработки с учетом
нестабильности внешней и внутренней среды проведен анализ чувствительности
рекомендуемого варианта проекта к основным факторам риска. Наибольшее влияние
на эффективность проекта оказывают такие входные параметры расчетной
экономико-математической модели, как добыча нефти, цена реализации нефти, а
также уровни капитальных и эксплуатационных затрат. Исходя из этого рассчитано
влияние изменения указанных факторов на основной критерий экономической
эффективности варианта разработки - накопленный дисконтированный поток
наличности. Диаграмма чувствительности, отражающая степень этого влияния
показана на рисунке 6.12
Рисунок 6.12 - Ново-Покурское месторождение.
Объект ЮВ11
Чувствительность рекомендуемого варианта к
основным факторам риска.
Наибольшее влияние на результирующий показатель
экономической эффективности оказывает изменение цен на УВ сырье: уменьшение
цены на 10 % влечет снижение NPV проекта на 29 %. Изменение добычи нефти на
«-10 %» вызовет снижение NPV за 20-ти летний период на 24 %. Экономическая
эффективность проекта менее всего чувствительна к изменению затрат - превышение
планируемого уровня затрат на 10 % влечет снижение показателя NPV на 14 %.
Для дополнительной оценки других показателей
рекомендуемого варианта выполнен комплексный анализ его чувствительности с
применением ставки дисконта 10 %. Рассмотрены сценарии изменения экономических
условий, предполагающие негативное отклонение от планируемого уровня на 30% при
неизменном уровне остальных влияющих факторов. Для рекомендуемого варианта
произведена оценка экономических показателей в случае изменения вышеназванных
базовых значений за 20-ти летний период.
Изменение перечисленных показателей в
зависимости от принятых допущений приведены в таблице 6.5.
Рассчитанные показатели подтвердили достаточную
устойчивость варианта в названных пределах изменения факторов риска. Все
показатели при названных допущениях могут ухудшиться при неблагоприятнвууом
изменении и стабилизации в этом положении всех перечисленных влияющих факторов,
однако, при благоприятном изменении факторов риска эффективность проекта может
превысить ожидаемую.
Таблица 6.5 - Ново-Покурское месторождение.
Объект ЮВ11 Оценка чувствительности рекомендуемого варианта
|
№
п/п
|
Факторы
риска
|
Сценарии
|
|
Изменение
добычи, %
|
0
|
-30
|
0
|
0
|
|
Изменение
цены, %
|
0
|
0
|
-30
|
0
|
|
Изменение
затрат, %
|
0
|
0
|
0
|
30
|
|
Показатели
|
Значения
|
|
1
|
Выручка
от реализации, млн. руб.
|
18
072,95
|
12
651,07
|
12
651,21
|
18
072,95
|
|
2
|
Капитальные
вложения, млн. руб.
|
1
597,69
|
1
597,69
|
1
597,69
|
2
077,00
|
|
3
|
8
530,62
|
7
715,71
|
7
715,73
|
10
274,82
|
|
4
|
NPV(10
%), млн. руб.
|
1
685,44
|
464,11
|
226,14
|
974,87
|
|
5
|
Дисконт.
Доход государства, млн. руб.
|
3
462,91
|
2
305,64
|
2
417,51
|
3
339,41
|
. Социальная ответственность
АО «НК «Славнефть», являясь вертикально
интегрированной компанией, несет ответственность за соблюдение дочерними
обществами (включая ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз») требований промышленной и
экологической безопасности и охраны труда в районах расположения
производственных объектов Компании. Политика АО «НК «Славнефть» в области
промышленной и экологической безопасности и охраны труда соответствует
стратегии государства.
Важнейшие цели АО «НК «Славнефть» в области
промышленной и экологической безопасности, охраны труда:
обеспечение такого уровня промышленной
безопасности опасных производственных объектов Компании, который обеспечивает
минимальный риск возникновения промышленных аварий и случаев травматизма на
этих объектах, соответствует сложившемуся уровню развития техники и технологии,
квалификации персонала на данном этапе научно-технического прогресса и развития
общества;
повышение уровня промышленной и экологической
безопасности производственных объектов Компании, снижение негативного
воздействия на окружающую среду за счет повышения надежности, обеспечения
безопасной и безаварийной работы технологического оборудования[23];
стабилизация и последующее сокращение
количества, а также снижение токсичности выбросов, сбросов загрязняющих веществ
и отходов при увеличении объемов производства за счет внедрения новых
прогрессивных технологий, оборудования, материалов и повышения уровня
автоматизации управления технологическими процессами;
снижение техногенной нагрузки на окружающую
среду от вновь вводимых объектов посредством улучшения качества предпроектной и
проектной документации, экспертизы экологической и промышленной безопасности
разработки.
Природоохранная деятельность на Ново-Покурском
месторождении проводится инженерно-геологической службой ОАО «СН-МНГ», а
контролируется отделом охраны окружающей среды, Госгортехнадзором.
.1 Охрана водной среды
Особую опасность для поверхностных водоемов
представляют объекты, расположенные в водоохранных зонах и на границах
водоохранных зон[24].
Потенциальные загрязнители поверхностных вод и
объемы воздействия
Непосредственное воздействие на качество
поверхностных вод при эксплуатации объектов может оказывать:
перенос вредных веществ с загрязненных участков
ливневыми и талыми водами по ложбинам стока;
перенос вредных веществ грунтовыми водами,
питающими реки;
прямые выбросы вредных веществ в водоемы.
Некоторые воздействия являются кратковременными
(взмучивание, нарушение мест корма рыб) и прекращаются с окончанием работ,
последствия от других воздействий подлежат восстановлению.
На состояние поверхностных и подземных вод также
будут оказывать влияние:
забор воды из артезианских скважин для
хозяйственно-питьевого и производственного водоснабжения;
забор воды для системы ППД.
При проектировании дообустройства месторождения
рекомендуется:
провести гидролого-экологический анализ с учетом
сетки линий стекания, который позволит установить наиболее уязвимые участки,
где возможен сброс вредных веществ в водотоки в случае аварии и предусмотреть
устройство защитных и нефтесборных сооружений;
по возможности вынести все проектируемые объекты
за пределы водоохранной зоны (трубопроводы, кусты скважин) или предусмотреть
дополнительные мероприятия по повышению их надежности;
предусмотреть водопропускные сооружения, которые
обеспечат регулирование водного режима рек, проток и внутриболотного стока.
Для предотвращения загрязнения поверхностных вод
при эксплуатации площадочных объектов необходимо:
организовать сбор поверхностных и
аварийных, загрязненных нефтью стоков с территории площадок в дренажные
емкости;
предусмотреть устройство приустьевых
площадок скважин
Ответственность за состояние поверхностных
водоёмов, на которые могут отрицательно повлиять деятельность данного
предприятия (НГП-3), несёт ведущий инженер. А ответственность за состояние
горизонтов подземных пресных вод, колодцев несёт ведущий геолог данного
нефтегазопромысла.
.2 Охрана недр
В целях надежной изоляции промышленной площадки
от окружающей природной среды по периметру производственной зоны площадки выполняется
обвалование, с высотой вала 1.0 м и шириной по верху 0.5 м; наиболее опасные
объекты, расположенные на территории площадки (амбар для отходов бурения,
котлован ГФУ, склад ГСМ, склад химикатов и реагентов), обваловываются
дополнительно валом высотой 1 м, шириной по верху 0,5 м; площадки складов
гидроизолируются с помощью грунтового замка, подстилаемого снизу слоем
синтетического нетканого материала (СНМ). Для выполнения обвалования
используется грунт, изъятый при строительстве амбара для отходов бурения.
Регулирование качества сточных вод должно
обеспечиваться установленными нормами предельно допустимых сбросов (ПДС)
загрязняющих веществ в водные объекты [25].
Нормативы ПДС необходимо устанавливать для всех
сбросов с площадки бурового предприятия. ПДС устанавливаются с учетом ПДК
загрязняющих веществ, сбрасываемых в водоемы и водотоки, с учетом видов
водопользования, а также в зависимости от ассимилирующей способности водного
объекта и оптимального распределения массы сбрасываемых веществ между водопользователями,
сбрасывающими сточные воды согласно документам.
Из временных объектов, которые могут оказывать
существенное воздействие на окружающую среду, следует отметить карьеры грунта
для сооружения автомобильных дорог и инженерной подготовки площадных сооружений.
Все эти объекты различаются по интенсивности и
видам воздействия на окружающую среду.
Все работы на месторождении сопровождаются
комплексным воздействием технических сооружений и технологических процессов на
природную среду.
Основным источником воздействия на окружающую
среду и недра при производстве буровых работ являются кустовые площадки с
дорогами к ним, буровое и вспомогательное оборудование, расположенное на них и
скважины различного назначения.
К основным потенциальным загрязнителям комплекса
относятся:
буровые и тампонажные растворы;
буровые сточные воды и шлам;
пластовые минерализованные воды;
продукты испытания скважин (нефть, газ,
минерализованные воды)
хозяйственно-бытовые сточные воды.
Поступление загрязняющих веществ в почву, подземные
вода и недра может происходить в результате:
отсутствие надежной гидроизоляции и
технологических площадок;
неограниченного отбора сточных вод и сбросе их
неочищенными на рельеф местности;
аварийных разливов нефти в ходе испытания
скважин или в результате порывов трубопроводов[26];
перетоков нефти минерализованных вод по
затрубному пространству некачественного цементирования.
Одной из основных задач, намечаемых при
разработке месторождений, является объединение экологически чистых и энерго-,
ресурсосберегающих технологий.
Предполагается реализовать программу наблюдения
за скважинами, которая позволит обнаружить и предотвратить миграцию жидкости в
результате некачественной первичной цементации за обсадной колонной,
повреждения труб, пакеров внутри обсадной колонны и повреждения
эксплуатационной колонны.
Заключение
Применение механизированной добычи для условий
Ново-Покурского месторождения является оптимальным способом подъема жидкости в
скважинах. В ходе проделанного анализа можно сделать следующие выводы:
Месторождение в настоящее время эксплуатируется
насосным способом - установками ЭЦН и УШГН, как и рекомендовано проектным
документом.
По состоянию на 01.01.2011 г. добывающий фонд
месторождения составил 294 скважины, из них, оборудованных установками ЭЦН -
242 (92%) скважины. Установки ЭЦН обеспечивают основную добычу нефти (95,5%) по
месторождению.
За 2010 год показатели эксплуатационной
надежности по способу добычи с применением ЭЦН высокие и составили:
коэффициент эксплуатации - 0,89;
коэффициент использования - 0,91;
Основная часть скважин (64%) эксплуатируется в
наиболее оптимальных условиях с точки зрения энергетики пласта. В целом по
месторождению основной фонд скважин (78,5%) эксплуатируется с дебитами нефти,
не превышающими 10 т/сут.
Основной причиной преждевременных отказов УЭЦН
на 1.01.2011г, связанных с эксплуатацией УЭЦН, являются: 29,2% связано с
заклиниванием насоса механическими примесями; 26,7% связаны с солеотложениями
на рабочих элементах оборудования; 11,6 % происходят по причине брака
оборудования; 11,2% вызвано коррозионным износом подземного оборудования; 10,8%
связано с некачественной работой бригад подземного ремонта скважин.
Проведенный в данной работе анализ разработки
Ново-Покурского месторождения позволил: обозначить основные направления
дальнейшего развития разработки месторождения; выявить причины преждевременного
выхода из строя глубинно-насосного оборудования и обозначить мероприятия
необходимые, для значительного увеличения межремонтного периода и наработки на
отказ работы скважин оборудованных УЭЦН.
Так для снижения вредного влияния механических
примесей рекомендуется использовать шламоуловители производства ОАО
«Новомет-Пермь», погружной сепаратор механических примесей ПСМ, а также
скважинный фильтр-кожух.
Для предупреждения образования солей на
поверхности скважинного оборудования рекомендуется производить солянокислотные
обработки скважин, а также производить непрерывное дозирование ингибитора в
затрубное пространство с помощью наземных дозировочных устройств.
Список использованной литературы
Отчет
по литолого-петрофизическим исследованиям керна пластов Ю11и Ю12 Ново-Покурской
площади / Г.В. Ведерников, А.П. Базылев и др. ОАО «Сибнефтегеофизика»,
Новосибирск, 2000 г.
Отчет
по договору № 456-02 Физико-химические свойства пластовых флюидов
Ново-Покурского месторождения / Г.М. Ярышев и др. ОАО «СибНИИНП», Тюмень, 2002
г.
Переоценка
балансовых запасов нефти и растворенного газа продуктивных пластов
Ново-Покурского месторождения / Отв.исп. И.Ш. Халиулин, И.Л. Новгородова. -
ОАО, «НГК «Славнефть», ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз», ООО «Славнефть-НПЦ»,ЗАО
«Сибирская Наука», 2004 г.
Технико-экономическое
обоснование коэффициента извлечения нефти Ново-Покурского месторождения. - ЗАО
«МИНК»,Тюмень,2005 г.
Разработка
нефтяных месторождений при заводнении / Ф.Ф. Крейг - М.: «Недра» , 1974. -
189с.
Разработка
нефтяных месторождений / Ю.П. Желтов Ю.П. - М.: «Недра», 1986. - 333с.
Лысенко
В.Д. ”Разработка нефтяных месторождений. Теория и практика” М.Недра, 1996.-93с
Гиматудинов
Ш.К. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации
нефтяных месторождений. Добыча нефти. - М..: «Недра», 1983. - 455с.
Халимов
Э.М. Технологии повышения нефтеотдачи пластов / Э.М. Халимов, Б.И. Лэви. - М.:
«Недра», 1984 - 271 с.
Крылов
А.П., Глоговский М.М. Научные основы разработки нефтяных месторождений / А.П.
Крылов, М.М. Глоговский. - М.: «ИКИ», 2004 - 416 с.
«Производительность
скважин» / Хеманта Мукерджи. - Москва. 2001.-183с.
“Разработка
и эксплуатация нефтяных месторождений” / В.С. Бойко-М.Недра,1990г.
Хеманта
Мукерджи «Производительность скважин», Москва. 2001.-183с.
Погружные
центробежные электронасосы для добычи нефти / А.А. Богданов - М.: Недра, 1986.-
272с.
Насосы
для добычи нефти / Д.В. Беззубов и др. - М.: Недра, 1986.- 224с.
Надежность
нефтепромыслового оборудования / С.Г. Бабаев - М.: Недра, 1987.- 265с.
Локтев
А.В., Болгов И.Д., Гибадуллин А.Г. Влияние механических примесей на работу
механизированного фонда нефтяных скважин // Нефтепромысловое дело. -1992.-N6.
-с.33-35.
Нефтепромысловое
оборудование / Е.И. Бухаленко, В.В. Вергинова - М.: Изд-во Искра, 1997г. -
421с.
Камалетдинов
Р.С. Oсложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Cпособы
борьбы с мехпримесями // Инженерная практика - №2.- 2010.
И.И.Кагарманов
«Техника и технология добычи нефти», Томск. 2005.-176с.
В.Н.
Ивановский, Дарищев В.И. Скважинные насосные установки для добычи нефти. - М.:
ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2002.- 824 с.
Инструкции
заводов изготовителей погружного и наземного оборудования УЭЦН.
.
ГОСТ 17.5.3.04-83. Охрана природы. Земли. Общие требования к рекультивации
земель.
.
ГОСТ 17.1.3.07-82. Охрана природы. Гидросфера. Правила контроля качества воды
водоемов и водотоков.
.
ГОСТ 17.4.3.02-85. Охрана природы. Почвы. Требования к охране плодородного слоя
почвы при производстве земляных работ.
.
ВСН 179-85. Инструкция по рекультивации земель при строительстве трубопроводов.