Дополнение к Технологической схеме разработки Ванкорского месторождения 9 МЕТОДЫ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ 9.1 Обоснование технологий воздействия на пласт и призабойную зону пласта Как показывает опыт разработки отечественных и зарубежных месторождений, при условии соблюдения необходимых требований, заводнение является эффективным методом воздействия на пласт для поддержания пластового давления. В качестве рабочего агента при заводнении применяют воды близлежащих водоносных горизонтов, нефтепромысловые сточные, а также пресные воды поверхностных источников. На Ванкорском месторождении в настоящее время система ППД находится в стадии формирования. В качестве рабочего агента предполагается использовать подземные воды водоносных горизонтов нижнемеловых отложений в пределах Большехетского мегавала. При обосновании технологий воздействия на пласт и призабойную зону пласта был учтен опыт применения физико-химических методов на месторождениях-аналогах – Самотлорском и Лянторском [39-46]. 9.2 Обоснование технологий воздействия на призабойную зону пласта На Ванкорском месторождении введение системы ППД планируется на пластах ЯкIII-VII, НХ-I, НХ-III-IV, в связи с чем они являются основными объектами применения методов воздействия на пласт. Низкая вязкость нефти, большие глубины залегания продуктивных пластов исключают необходимость применения тепловых методов. Из таблицы 9.2.1 видно, что граничные параметры применения вышеперечисленных базовых технологий соответствуют всем геолого-физическим характеристикам продуктивных пластов и рекомендуются к внедрению в зависимости от конкретной технологии и целесообразности применения того или иного реагента. В связи с тем, что в условиях Ванкорского месторождения возможно применение широкого спектра технологий, был проведен анализ эффективности применения различных технологий на месторождениях-аналогах – Самотлорском и Лянторском. ООО “РН-УфаНИПИнефть”, 2009 г. 9-1 Дополнение к Технологической схеме разработки Ванкорского месторождения Таблица 9.2.1 – Выбор базовых потокоотклоняющих технологий по геолого-физическим критериям применимости для продуктивных пластов Ванкорского месторождения Базовые потокоотклоняющие технологии и выравнивающие составы Средние значения геологофизических параметров Параметры 1. Тип залежи 2. Глубина залегания, м ; наличие ППД 3. Нефтенасыщенная толщина, м -3 2 Як-IIIVII НХ-I НХ-IIIIV Пластово-сводовая 1671 2670 2786 19,1 6,3 17,3 4. Проницаемость, 10 мкм 480 20 240 5. Начальная нефтенасыщенность, % 6. Вязкость пластовой нефти, мПа*с 7. Массовое содержание серы, % АСВ , % парафинов, % 8. Общая минерализация воды, г/л 9. Пластовое давление, МПа 10. Температура пласта, оС 11. Конструкция скважин 61,0 8,9 46,0 0,7 53,0 0,7 0,2 0,2 0,1 9,9 0,9 13,7 15, 30 3,8 6,7 0,9 2,9 7,3 7,3 25,4 27,1 56 62 Трехколонная Технологии, основанные на применении полимеров акриламида (ПАА) >4 >0,030; <2,000 >35 >1; <50 Технологии на основе водорастворимых полианионитов >6 >0,100; <0,600 >40 >1; <40 <80 120 Як-IIIVII Заключение о применимости метода НХ-I НХ-IIIIV ООО “РН-УфаНИПИнефть”, 2009 г. >6 >0,005; <1,000 >40 >1; <50 ЧНЗ+ВНЗ с ППД >4 >0,005; <0,600 >35 >1; <50 Технологии, основанные на применении осадко- и гелеобразующих неорганическ их реагентов Технологи и, основанные на применении дисперсн ых систем Технологии, основанные на применении биополимеров >3 >0,010, <0,600 >30 >1; <40 >6 >0,015, <0,600 >40 >1; <40 >4 >0,010;<2,0 00 >40 >1; <50 нет огр-й <80 <120 нет ограничений поставка ПАА по импорту 12. Экономическая рентабельность применения технологии Технологии на основе водорастворимых поликатионитов Технологии, основанные на применении неорганических и органических соединений кремния 120 высокая стоимость поликатионитов нет ограничений нет ограничений <200 констр. соответствует высокая стоимость кремнийорганичес ких соединений соответствует не соответствует по п.4 соответствует соответствует 9-2 Дополнение к Технологической схеме разработки Ванкорского месторождения На Самотлорском месторождении для увеличения нефтеотдачи пластов широко применяются методы физико-химического воздействия. В промышленном масштабе используются традиционные технологии, основанные на использовании таких материалов как ПАА, силикат натрия, кремнийорганические соединения, различные виды дисперсных, осадкообразующих, вязкоупругих и гелевых систем, испытаны технологии на основе биополимеров, гидроволновое, акустическое и электрофизическое воздействие на пласт [39]. Так, для кольматации системы трещин и суперколлекторов применяются крупнодисперсные системы (волокнисто-дисперсные составы на основе древесной муки и глинопорошка, эмульсионно-дисперсный состав, лигносодержащий дисперсный моющий состав и др.) при этом объемы закачек дисперсной фазы, как правило, не превышают 1500 м3. Для изоляции мелких трещин и высокопроницаемых интервалов коллектора, промытых водой применяются осадкообразующие составы (на основе жидкого стекла, хлористого кальция и хлористого натрия; на основе сернокислого натрия, хлористого кальция и моющего дисперсного состава; на основе сернокислого алюминия, хлористого кальция и кальцинированной соды и др.). Применяемые дисперсные и осадкообразующие составы обеспечивают прирост добычи нефти до 300 т на 1 т товарного реагента. Для создания слабопроницаемых блокад в системе промытых водой интервалов пласта применяются полимердисперсные системы и гелеобразующие композиции. На Самотлорском месторождении применяются ПДС на основе ПАА, силиката натрия и сшивателя; на основе ПАА, ЩСПК и сшивателя; на основе ПАА, силиката натрия и хлорида кальция. Эффективность применения таких композиций составляет 430 т дополнительно добытой нефти на 1 т товарного реагента или 4,3 тыс.т на одну скважино-обработку. Также применяются вязкоупругие гели на основе биополимеров, ПАА и гели на основе силиката натрия. Эффективность применения вязкоупругих гелевых композиций составляет 340 т дополнительно добытой нефти на 1 т товарного реагента или 4,7 тыс.т на одну скважинообработку. Так, на объекте АВ6-7 Самотлорского месторождения для увеличения нефтеотдачи применялся метод закачки волокнисто-дисперсного состава (ВДС), суть которого заключается в последовательно чередующейся закачке в пласт через нагнетательные скважины водных суспензий волокнисто-дисперсного состава [40]. Многократно чередующаяся закачка позволяет создать деструктивный седиментационный экран, в результате чего происходит перераспределение объемов фильтрации закачиваемой воды из наиболее промытой подошвенной части пласта в кровельную, где сосредоточены остаточные запасы нефти. Это подтверждается результатами определения профилей приемистости ООО “РН-УфаНИПИнефть”, 2009 г. 9-3 Дополнение к Технологической схеме разработки Ванкорского месторождения нагнетательных скважин до и после закачки реагента. Объемы закачиваемого состава составляли от 320 до 1200 м3 на скважину. В результате средняя обводненность по пласту снизилась на 7 %, а средний дебит нефти вырос с 10 до 29 т/сут, при этом число высокообводненных скважин снизилось в 2 раза. Расчеты показали, что извлекаемые запасы увеличились от 3985 до 4890 тыс.т, а прогнозируемый КИН с 0,25 до 0,31. На Лянторском месторождении выявлено негативное влияние интенсивной системы заводнения в условиях высокопроницаемых коллекторов на процесс вытеснения нефти. Для улучшения выработки запасов на месторождении применяются вязкоупругие составы для выравнивания фронта вытеснения [41]. При этом отмечается их относительно невысокая эффективность в условиях монолитных высокопроницаемых пластов, связанная с короткой продолжительностью эффекта. Таким образом, с учетом опыта применения на Самотлорском и Лянторском месторождении, на Ванкорском месторождении рекомендуются: • на высокопроницаемых участках, с наличием суперколлекторов (пласт Як-III-VII, отдельные участки пласта НХ-III-IV) – применение дисперсных составов (ВДС, ПДС); • на промытых участках средней проницаемости – применение геле- и осадкообразующих составов (СПС, ВУС, составы на основе жидкого стекла, составы на основе биополимеров, композиция на основе полимера Гивпан). Обоснование технологий воздействия на призабойную зону пласта. Как показывают промысловые исследования и практика, основными причинами снижения продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин, обуславливающих необходимость проведения обработок призабойных зон пласта (ПЗП), являются: отложение в поровом пространстве ПЗП асфальтосмоло-парафиновых веществ (АСПВ) при нарушении термодинамического равновесия существующего в пластовой системе; образование в поровом пространстве ПЗП высоковязких водонефтяных эмульсий и окисленных загущенных нефтепродуктов; закупорка поровых каналов ПЗП твердыми частицами механических примесей, содержащимися в нагнетаемых и ремонтно-технологических жидкостях; закупорка поровых каналов ПЗП породой из продуктивного пласта, которая выносится из удаленной части с продукцией скважины; выпадение в поровом пространстве ПЗП продуктов коррозии внутрискважинного и наземного оборудования и других механических примесей из нагнетаемых в пласт сточных вод; отложение в поровом пространстве ПЗП труднорастворимых солей в результате нагнетания вод, несовместимых с пластовыми или при смешении вод разного состава. Проведение ОПЗ рекомендуется на скважинах, вводимых в эксплуатацию из бурения; ООО “РН-УфаНИПИнефть”, 2009 г. 9-4 Дополнение к Технологической схеме разработки Ванкорского месторождения на скважинах, снизивших продуктивность по причине ухудшения притока жидкости в ходе эксплуатации из-за уменьшения проницаемости ПЗП в результате миграции глинистых частиц и обломочного материала породы; на скважинах, снизивших продуктивность в результате отложения солей; на скважинах, выводимых из бездействия; на скважинах, переводимых из добывающего фонда в нагнетательный. С учетом вышеизложенного, на Ванкорском месторождении рекомендуется ОПЗ соляно- и глинокислотными составами с добавлением ингибиторов коррозии, интенсификаторов (ПАВ) и стабилизаторов. В качестве одного из наиболее эффективных ингибиторов кислотной коррозии рекомендуется ПАВ комплексного действия Нефтенол К. В качестве ПАВ-интенсификаторов рекомендуются Синол КАМ, ИВВ-1, Нефтенол К, Нефтенол ГФ. В качестве стабилизатора для предотвращения выпадения продуктов реакции и соединений железа, содержащихся в соляной кислоте, рекомендуется использовать уксусную или лимонную кислоты. Также рекомендуется к применению технология с использованием кислотной композиции Химеко ТК-3. На скважинах с высокой неоднородностью по проницаемости рекомендуется применение направленных кислотных обработок, с предварительной закачкой мягкого отклоняющего состава, в качестве которого могут использоваться: углеводороды (нефть, нефтяные растворители – при проницаемости ниже 0,030 мкм2), водонефтяная эмульсия, вязкие многоатомные спирты (глицерин, полиглицерины, этиленгликоль - при проницаемости выше 0,030 мкм2). Технология обработки ПЗП, состав композиции химреагентов выбираются в зависимости от конкретных причин снижения продуктивности, приемистости скважин. Проведение изоляционных работ. Неоднородное строение и неравномерная выработка и обводнение продуктивных пластов по толщине обуславливают необходимость изоляции отдельных обводненных интервалов пласта или отдельных пластов (при одновременной эксплуатации нескольких пластов). Проведение изоляционных работ возможно как химическими методами (создание непроницаемого экрана с помощью тампонажных материалов), так и с применением технических средств (установка пакеров, металлических пластырей). Учитывая принципиальные различия в механизме закупоривания пористой среды, методы создания непроницаемого экрана делятся на селективные и неселективные. Наиболее рентабельными являются технологии селективной изоляции, воздействующие только на ООО “РН-УфаНИПИнефть”, 2009 г. 9-5 Дополнение к Технологической схеме разработки Ванкорского месторождения водонасыщенные интервалы нефтенасыщенного коллектора и сохраняющие проницаемость для нефти. Метод изоляции, изоляционный реагент, конструкция разобщающего устройства и технология РИР взаимно обуславливают и определяют друг друга, в каждом отдельном случае их выбирают с учетом большого комплекса показателей: геолого-физических особенностей продуктивного пласта или пласта обводнителя, конструкции скважины, гидродинамических условий, существующего опыта проведения РИР на данном месторождении, оснащенности техникой, материалами и т.д [47, 48]. В качестве тампонажных составов могут быть рекомендованы композиции силикат натрия - ПАА - соляная кислота; Гивпан - силикат натрия - раствор солей кальция; силикат натрия – алюмохлорид; КФ-Ж; составы АКОР, гидрофобные эмульсии, ВУС на основе ПАА, водонабухающие полимеры и пр. с дозакреплением цементным раствором. Физико-химическая сущность применения геле- и осадкообразующих композиций заключается в том, что гель или твердый осадок, препятствующий поступлению воды к интервалу перфорации, образуется непосредственно в пласте в результате взаимодействия макромолекул полимера с реагентом-сшивателем (Гивпан и др.), или под действием высокой температуры пласта (КФЖ), или в результате действия катализатора на химический реагент (силикат натрия). Порядок проведения работ: 1) производят глушение скважины; 2) спускают НКТ с "пером" или пакером (съемным или разбуриваемым); 3) при отключении верхних или промежуточных пластов выполняют операции по предохранению нижних продуктивных пластов (заполняют ствол скважины в интервале от искусственного забоя до отметки на 1,5-2,0 м ниже подошвы отключаемого пласта песком, глиной или вязкоупругим составом, устанавливают цементный мост или взрыв-пакер); 4) производят гидроиспытание НКТ или НКТ с пакером; 5) определяют приемистость вскрытого интервала пласта. Если она окажется менее 0,6 м 3 /(ч·МПа), проводят работы по увеличению приемистости изолируемого интервала (например, обработку соляной кислотой); 6) выбирают тип и объем тампонажного раствора; 7) приготавливают и закачивают под давлением в заданный интервал тампонажный раствор и оставляют скважину на ОЗЦ. Срок ОЗЦ устанавливают в зависимости от типа тампонажного раствора. По истечении срока ОЗЦ производят проверку моста и гидроиспытание эксплуатационной колонны; ООО “РН-УфаНИПИнефть”, 2009 г. 9-6 Дополнение к Технологической схеме разработки Ванкорского месторождения 8) при необходимости производят дополнительную перфорацию эксплуатационной колонны в интервале продуктивного пласта; 9) при отключении верхних и промежуточных пластов, эксплуатация которых осуществляется при депрессии на пласт более 2 МПа, после проведения тампонирования под давлением интервал перфорации перекрывают дополнительно металлическим пластырем. При проведении работ по ограничению водопритоков и использовании тампонажных составов, селективно воздействующих на участки пласта с различными насыщающими жидкостями и селективно отверждающихся в них, закачку составов осуществляют через существующий фильтр без предварительного отключения нефтенасыщенных интервалов или же при необходимости используют пакеры. Изоляция нижних пластов осуществляется созданием в стволе скважины непроницаемого моста (цементная заливка) в пределах толщины пласта, вскрытой перфорацией. При изоляции пластов большой протяженности (более 10 м) могут быть рекомендованы двухпакерные системы, разработанные ООО Сервисная компания «Навигатор». При проведении изоляции в горизонтальных скважинах рекомендуется применение технологии, разработанной в «ТатНИПИнефть». Сущность технологии заключается в совместном применении тампонирующего состав в виде отталкивающей буферной оторочки вокруг горизонтального ствола (ГС) с надежным экранированием этой оторочки металлической оболочкой с целью исключения выноса состава в горизонтальный ствол [49]. Поскольку создание изоляционного экрана непосредственно вокруг ГС из быстротвердеющих составов пока технически невыполнима, то в качестве экрана предлагается металлический профильный перекрыватель, устанавливаемый в интервале водопритока. Технология включает в себя две последовательно выполняемые операции: закачку в водоносный интервал ГС оторочки гидрофобной вязкой жидкости, спуск и установку в интервале водопритока металлического профильного перекрывателя конструкции «ТатНИПИнефть» (Пат.РФ №2114990). Объемы эффективности применения методов. физико-химических При методов определении учитывался опыт прогнозной их удельной применения на месторождениях-аналогах – Самотлорском и Лянторском с учетом геолого-физических параметров пластов, определяющих эффективность потокоотклоняющих технологий [50-52]. Реально потокоотклоняющими технологиями может быть охвачено 25-50 % действующего фонда нагнетательных скважин. При этом сначала проводятся опытноООО “РН-УфаНИПИнефть”, 2009 г. 9-7 Дополнение к Технологической схеме разработки Ванкорского месторождения промышленные испытания отдельных технологий, когда выбираются отдельные очаги высокообводненных скважин (более 60 %) или с меньшей, но одинаковой обводненностью по реагирующим добывающим скважинам. По мере достижения обводненности добываемой жидкости более 60-70 % объем внедрения увеличивается, достигая 25-50 % фонда нагнетательных скважин. Анализ проведения ОПЗ нагнетательных скважин на месторождениях Западной Сибири показал, что необходимый ежегодный объем ОПЗ составляет 10-15 % действующего фонда. Ежегодный объем ОПЗ добывающих скважин составляет до 25 % действующего фонда. Удельная эффективность ОПЗ добывающих скважин составляет от 0,3 до 0,7 тыс. т на скважино-обработку. Для прогноза принято значение 0,4-0,5 тыс. т на скважино-обработку. Предлагаемые объемы внедрения потокоотклоняющих технологий и ОПЗ скважин приведены в таблицах 9.2.2 – 9.2.4. Таблица эффективности применения ГТМ и новых методов повышения КИН и интенсификации добычи нефти и прогноз их применения приведена в табличном приложении П.9.1.1. Адресная программа мероприятий - в табличном приложении П.9.1.2. ООО “РН-УфаНИПИнефть”, 2009 г. 9-8 Дополнение к Технологической схеме разработки Ванкорского месторождения Таблица 9.2.2 – Объемы применения потокоотклоняющих технологий и ОПЗ скважин по пласту Як-III-VII Ванкорского месторождения Год 1 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 Потокоотклоняющие технологии и ОПЗ нагнетательных скважин ОПЗ добывающих скважин Всего выравнивающие составы Количество Объем Дополни- Затраты, Количество Объем Дополни- Затраты, Количество Дополни- Затраты, Количество Дополни- Затраты, скважино- закачки, тельная тыс. руб. скважино- закачки, тельная тыс. руб. скважино- тельная тыс. руб. скважино- тельная тыс. руб. операций м3 добыча, операций м3 добыча, операций добыча, операций добыча, тыс. т тыс.т тыс.т тыс.т 2 5 11 19 23 26 26 28 28 28 28 28 29 30 30 30 30 30 30 30 31 32 32 32 31 30 30 30 3 5000 11000 19000 23000 26000 26000 28000 28000 28000 42000 42000 43500 45000 45000 45000 45000 45000 45000 45000 46500 48000 48000 48000 46500 45000 45000 45000 4 15,0 33,0 57,0 69,0 78,0 78,0 83,2 82,3 81,5 80,7 79,9 81,9 83,9 83,0 82,2 81,9 81,1 80,3 79,8 83,1 87,8 87,0 86,1 83,7 80,2 79,4 78,9 ООО “РН-УфаНИПИнефть”, 2009 г. 5 5000 11000 19000 23000 26000 26000 28000 28000 28000 42000 42000 43500 45000 45000 45000 45000 45000 45000 45000 46500 48000 48000 48000 46500 45000 45000 45000 6 11 17 20 20 20 20 22 22 22 23 23 25 25 25 25 25 26 26 26 26 26 26 26 26 25 25 24 7 2200 3400 4000 4000 4000 4000 4400 4400 4400 4600 4600 5000 5000 5000 5000 5000 5200 5200 5200 5200 5200 5200 5200 5200 5000 5000 4800 8 22,1 34,0 39,9 40,0 40,4 40,1 44,3 44,9 44,4 46,0 45,5 48,6 46,4 47,0 47,5 47,5 50,3 49,9 50,1 49,8 50,6 50,1 49,6 49,0 46,8 46,4 44,1 9 5500 8500 10000 10000 10000 10000 11000 11000 11000 11500 11500 12500 12500 12500 12500 12500 13000 13000 13000 13000 13000 13000 13000 13000 12500 12500 12000 10 49 55 58 58 58 58 58 58 60 60 62 62 62 62 62 62 64 66 66 66 65 64 63 63 62 61 61 11 24,5 27,5 29 29 29 29 29 29 30 30 31 31 31 31 31 31 32 33 33 33 32,5 32 31,5 31,5 31 30,5 30,5 12 17150 19250 20300 20300 20300 20300 20300 20300 21000 21000 21700 21700 21700 21700 21700 21700 22400 23100 23100 23100 22750 22400 22050 22050 21700 21350 21350 13 65 83 97 101 104 104 108 108 110 111 113 116 117 117 117 117 120 122 122 123 123 122 121 120 117 116 115 14 61,6 94,5 125,9 138,0 147,4 147,1 156,5 156,2 155,9 156,7 156,4 161,5 161,3 161,0 160,7 160,4 163,4 163,1 162,9 165,9 170,9 169,1 167,1 164,2 158,0 156,2 153,5 15 27650 38750 49300 53300 56300 56300 59300 59300 60000 74500 75200 77700 79200 79200 79200 79200 80400 81100 81100 82600 83750 83400 83050 81550 79200 78850 78350 9-9 Дополнение к Технологической схеме разработки Ванкорского месторождения Продолжение таблицы 9.2.2 1 2044 2045 2046 2047 2048 2049 2050 2051 2052 2053 2054 2055 2056 2057 2058 2059 2060 2061 2062 2063 2064 2065 2066 2067 2068 2069 2070 2071 2072 2073 2074 2075 2076 2 29 29 29 27 26 26 25 25 25 24 23 23 22 22 21 21 20 18 18 18 18 18 18 17 17 16 16 15 15 15 15 15 14 3 43500 43500 43500 40500 39000 39000 37500 37500 37500 36000 34500 34500 33000 33000 31500 31500 30000 27000 27000 27000 27000 27000 27000 25500 25500 24000 24000 22500 22500 22500 22500 22500 21000 4 75,1 74,4 73,6 67,9 64,7 64,0 61,0 60,4 59,7 56,8 53,9 53,3 50,5 50,0 47,3 46,8 44,1 39,3 38,9 38,5 38,1 37,7 37,4 34,9 34,0 32,0 31,7 29,4 29,1 28,8 28,5 28,2 26,1 ООО “РН-УфаНИПИнефть”, 2009 г. 5 43500 43500 43500 40500 39000 39000 37500 37500 37500 36000 34500 34500 33000 33000 31500 31500 30000 27000 27000 27000 27000 27000 27000 25500 25500 24000 24000 22500 22500 22500 22500 22500 21000 6 24 23 23 22 21 21 20 20 20 20 20 19 19 18 17 15 15 13 13 12 11 11 11 10 10 10 10 9 9 9 9 8 8 7 4800 4600 4600 4400 4200 4200 4000 4000 4000 4000 4000 3800 3800 3600 3400 3000 3000 2600 2600 2400 2200 2200 2200 2000 2000 2000 2000 1800 1800 1800 1800 1600 1600 8 43,6 41,4 40,5 38,4 36,4 35,7 33,7 33,5 32,9 32,9 32,5 30,3 30,5 28,4 26,3 23,2 22,6 19,5 19,5 17,5 16,0 15,9 15,6 14,1 14,0 13,8 13,7 12,5 12,2 12,5 12,2 10,6 10,6 9 12000 11500 11500 11000 10500 10500 10000 10000 10000 10000 10000 9500 9500 9000 8500 7500 7500 6500 6500 6000 5500 5500 5500 5000 5000 5000 5000 4500 4500 4500 4500 4000 4000 10 60 57 55 55 55 55 53 50 48 47 47 46 46 43 42 37 36 36 36 34 32 31 30 28 28 28 26 26 25 25 24 23 23 11 30 28,5 27,5 27,5 27,5 27,5 26,5 25 24 23,5 23,5 23 23 21,5 21 18,5 18 18 18 17 16 15,5 15 14 14 14 13 13 12,5 12,5 12 11,5 11,5 12 21000 19950 19250 19250 19250 19250 18550 17500 16800 16450 16450 16100 16100 15050 14700 12950 12600 12600 12600 11900 11200 10850 10500 9800 9800 9800 9100 9100 8750 8750 8400 8050 8050 13 113 109 107 104 102 102 98 95 93 91 90 88 87 83 80 73 71 67 67 64 61 60 59 55 55 54 52 50 49 49 48 46 45 14 148,7 144,3 141,6 133,7 128,5 127,2 121,1 118,9 116,6 113,1 109,9 106,6 104,0 99,9 94,5 88,5 84,7 76,8 76,4 73,0 70,2 69,1 68,0 63,0 62,0 59,8 58,4 54,9 53,8 53,8 52,8 50,4 48,2 15 76500 74950 74250 70750 68750 68750 66050 65000 64300 62450 60950 60100 58600 57050 54700 51950 50100 46100 46100 44900 43700 43350 43000 40300 40300 38800 38100 36100 35750 35750 35400 34550 33050 9-10 Дополнение к Технологической схеме разработки Ванкорского месторождения Продолжение таблицы 9.2.2 1 2077 2078 2079 2080 2081 2082 2083 2084 2085 2086 2087 2088 Всего 2 14 13 13 12 12 12 12 11 11 8 8 8 1551 3 21000 19500 19500 18000 18000 18000 18000 16500 16500 12000 12000 12000 2229500 4 25,8 23,8 23,5 21,5 21,3 21,1 20,8 18,9 19,0 13,7 13,6 13,4 3830 5 21000 19500 19500 18000 18000 18000 18000 16500 16500 12000 12000 12000 2229500 6 7 6 6 6 6 5 5 5 4 4 4 4 1189 7 1400 1200 1200 1200 1200 1000 1000 1000 800 800 800 800 237800 8 9,1 7,8 8,0 7,9 8,0 6,4 6,5 6,4 5,0 4,6 4,7 4,8 2087 9 3500 3000 3000 3000 3000 2500 2500 2500 2000 2000 2000 2000 594500 10 21 20 20 20 18 17 15 14 14 12 12 10 3125 11 10,5 10 10 10 9 8,5 7,5 7 7 6 6 5 1563 12 7350 7000 7000 7000 6300 5950 5250 4900 4900 4200 4200 3500 1093750 13 42 39 39 38 36 34 32 30 29 24 24 22 5865 14 45,4 41,6 41,5 39,4 38,3 36,0 34,8 32,3 31,0 24,3 24,3 23,2 7480 15 31850 29500 29500 28000 27300 26450 25750 23900 23400 18200 18200 17500 3917750 Таблица 9.2.3 – Объемы применения потокоотклоняющих технологий и ОПЗ скважин по пласту НХ-I Ванкорского месторождения Год 1 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 Потокоотклоняющие технологии и ОПЗ нагнетательных скважин ОПЗ добывающих скважин Всего выравнивающие составы Количество Объем Дополни- Затраты, Количество Объем Дополни- Затраты, Количество Дополни- Затраты, Количество Дополни- Затраты, скважино- закачки, тельная тыс. руб. скважино- закачки, тельная тыс. руб. скважино- тельная тыс. руб. скважино- тельная тыс. руб. операций м3 добыча, операций м3 добыча, операций добыча, операций добыча, тыс.т тыс.т тыс.т тыс.т 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 3 3 0 0 0 0 0 0 0 0 0 300 900 4 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 1,5 4,5 ООО “РН-УфаНИПИнефть”, 2009 г. 5 0 0 0 0 0 0 0 0 0 6000 18000 6 5 6 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 1000 1200 1400 1400 1400 1400 1400 1400 1400 1400 1400 8 4,0 4,8 5,5 5,5 5,4 5,4 5,3 5,3 5,2 5,2 5,1 9 2500 3000 3500 3500 3500 3500 3500 3500 3500 3500 3500 10 7 9 13 13 14 14 14 14 14 14 14 11 2,1 2,7 3,9 3,9 4,2 4,2 4,2 4,2 4,2 4,2 4,2 12 2450 3150 4550 4550 4900 4900 4900 4900 4900 4900 4900 13 12 15 20 20 21 21 21 21 21 22 24 14 6,1 7,5 9,4 9,4 9,6 9,6 9,5 9,5 9,4 10,9 13,8 15 4950 6150 8050 8050 8400 8400 8400 8400 8400 14400 26400 9-11 Дополнение к Технологической схеме разработки Ванкорского месторождения Продолжение таблицы 9.2.3 1 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049 2050 2051 2052 2053 2054 2055 2056 2057 2058 2059 2060 2 5 5 7 8 10 11 11 11 12 12 12 12 12 15 15 15 15 15 19 19 14 13 13 13 13 13 13 10 8 8 7 6 5 3 1500 1500 2100 2400 3000 3300 3300 3300 3600 3600 3600 3600 3600 4500 4500 4500 4500 4500 5700 5700 4200 3900 3900 3900 3900 3900 3900 3000 2400 2400 2100 1800 1500 4 7,5 7,5 10,5 12,0 15,0 16,5 16,5 16,5 18,0 18,0 18,0 18,0 18,0 22,5 22,5 22,5 22,5 22,5 28,5 28,5 21,0 19,1 18,7 18,4 18,0 17,6 17,3 13,0 10,4 9,9 8,7 7,3 5,8 ООО “РН-УфаНИПИнефть”, 2009 г. 5 30000 30000 42000 48000 60000 66000 66000 66000 72000 72000 72000 72000 72000 90000 90000 90000 90000 90000 114000 114000 84000 78000 78000 78000 78000 78000 78000 60000 48000 48000 42000 36000 30000 6 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 6 6 6 6 6 6 6 6 6 4 3 3 3 7 1400 1400 1400 1400 1400 1400 1400 1400 1400 1400 1400 1400 1400 1400 1400 1400 1400 1400 1400 1400 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 800 600 600 600 8 5,1 5,0 5,0 4,9 4,9 4,8 4,8 4,7 4,7 4,6 4,6 4,5 4,5 4,4 4,4 4,4 4,3 4,3 4,2 4,2 3,6 3,5 3,5 3,4 3,4 3,4 3,3 3,3 3,3 2,2 1,6 1,6 1,6 9 3500 3500 3500 3500 3500 3500 3500 3500 3500 3500 3500 3500 3500 3500 3500 3500 3500 3500 3500 3500 3000 3000 3000 3000 3000 3000 3000 3000 3000 2000 1500 1500 1500 10 14 15 15 15 15 15 15 15 20 20 20 20 20 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 17 17 17 17 15 13 10 8 8 11 4,2 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 6 6 6 6 6 5,4 5,4 5,4 5,4 5,4 5,4 5,4 5,4 5,4 5,4 5,4 5,1 5,1 5,1 5,1 4,5 3,9 3 2,4 2,4 12 4900 5250 5250 5250 5250 5250 5250 5250 7000 7000 7000 7000 7000 6300 6300 6300 6300 6300 6300 6300 6300 6300 6300 6300 5950 5950 5950 5950 5250 4550 3500 2800 2800 13 26 27 29 30 32 33 33 33 39 39 39 39 39 40 40 40 40 40 44 44 38 37 37 37 36 36 36 33 29 25 20 17 16 14 16,8 17,0 20,0 21,4 24,4 25,8 25,8 25,7 28,7 28,6 28,6 28,5 28,5 32,3 32,3 32,3 32,2 32,2 38,1 38,1 30,0 28,0 27,6 27,2 26,5 26,1 25,7 21,4 18,2 16,0 13,3 11,2 9,7 15 38400 38750 50750 56750 68750 74750 74750 74750 82500 82500 82500 82500 82500 99800 99800 99800 99800 99800 123800 123800 93300 87300 87300 87300 86950 86950 86950 68950 56250 54550 47000 40300 34300 9-12 Дополнение к Технологической схеме разработки Ванкорского месторождения Продолжение таблицы 9.2.3 1 2061 2062 2063 2064 2065 2066 2067 2068 2069 2070 2071 2072 2073 2074 2075 2076 2077 2078 2079 2080 2081 2082 2083 2084 2085 2086 2087 2088 2089 2090 2091 2092 2093 2 5 4 4 3 3 3 2 2 2 2 2 2 1 1 1 1 1 1 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 3 1500 1200 1200 900 900 900 600 600 600 600 600 600 300 300 300 300 300 300 300 300 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 4 5,7 4,8 4,4 3,6 3,0 2,8 2,0 1,9 1,8 1,9 1,5 1,6 0,8 0,7 0,9 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0 0 0 0 0 ООО “РН-УфаНИПИнефть”, 2009 г. 5 30000 24000 24000 18000 18000 18000 12000 12000 12000 12000 12000 12000 6000 6000 6000 6000 6000 6000 6000 6000 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 6 2 2 2 2 2 1 1 1 1 0 1 0 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7 400 400 400 400 400 200 200 200 200 0 200 0 200 200 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 8 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 0,5 0,6 0,5 0,5 0,0 0,5 0,0 0,5 0,4 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0 0 0 0 0 9 1000 1000 1000 1000 1000 500 500 500 500 0 500 0 500 500 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10 6 6 4 4 4 4 4 4 3 3 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 11 1,8 1,8 1,2 1,2 1,2 1,2 1,38 1,2 0,9 0,9 0,6 0,6 0,6 0,59 0,58 0,56 0,51 0,49 0,47 0,484 0,68 0,63 0,59 0,55 0,5 0,51 0,49 0,49 0,48 0,45 0,42 0,43 0,39 12 2100 2100 1400 1400 1400 1400 1400 1400 1050 1050 700 700 700 700 700 700 700 700 700 700 700 700 700 700 700 700 700 700 700 700 700 700 700 13 13 12 10 9 9 8 7 7 6 5 5 4 4 4 3 3 3 3 3 3 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 14 8,5 7,6 6,7 5,8 5,2 4,5 4,0 3,6 3,2 2,8 2,5 2,2 1,9 1,7 1,5 1,3 1,1 1,0 0,9 0,8 0,7 0,6 0,6 0,6 0,5 0,5 0,5 0,5 0 0,45 0,42 0,43 0,39 15 33100 27100 26400 20400 20400 19900 13900 13900 13550 13050 13200 12700 7200 7200 6700 6700 6700 6700 6700 6700 700 700 700 700 700 700 700 700 700 700 700 700 700 9-13 Дополнение к Технологической схеме разработки Ванкорского месторождения Продолжение таблицы 9.2.3 1 2094 2095 2096 2097 2098 2099 2100 2101 2102 2103 2104 2105 Всего 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 423 3 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 126900 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 592,3982 5 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2538000 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 298 7 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 59600 8 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 195,0419 9 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 149000 10 1 1 1 1 1 1 1 1 0 0 0 0 775 11 0,35 0,34 0,28 0,23 0,18 0,13 0,08 0,05 0 0 0 0 230,214 12 350 350 350 350 350 350 350 350 0 0 0 0 271250 13 1 1 1 1 1 1 1 1 0 0 0 0 1496 14 0,35 0,34 0,28 0,23 0,18 0,13 0,08 0,05 0 0 0 0 1017,654 15 350 350 350 350 350 350 350 350 0 0 0 0 2958250 Таблица 9.2.4 – Объемы применения потокоотклоняющих технологий и ОПЗ скважин по пласту НХ-III-IV Ванкорского месторождения Потокоотклоняющие технологии и ОПЗ нагнетательных скважин ОПЗ добывающих скважин Всего выравнивающие составы Количество Объем Дополни- Затраты, Количество Объем Дополни- Затраты, Количество Дополни- Затраты, Количество Дополни- Затраты, Год скважино- закачки, тельная тыс. руб. скважино- закачки, тельная тыс. руб. скважино- тельная тыс. руб. скважино- тельная тыс. руб. добыча, операций м3 добыча, операций добыча, операций добыча, операций м3 тыс.т тыс.т тыс.т тыс.т 1 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2 5 9 15 17 18 18 19 19 19 22 23 3 5000 9000 15000 17000 18000 18000 19000 19000 19000 22000 23000 4 17,5 32,0 52,5 58,3 60,9 60,5 63,9 63,8 63,2 72,4 75,0 ООО “РН-УфаНИПИнефть”, 2009 г. 5 5000 9000 15000 17000 18000 18000 19000 19000 19000 22000 23000 6 5 10 15 15 15 15 15 15 15 16 16 7 1000 2000 3000 3000 3000 3000 3000 3000 3000 3200 3200 8 9,5 19,5 28,2 27,9 27,6 27,4 27,1 27,0 26,9 28,6 27,8 9 2500 5000 7500 7500 7500 7500 7500 7500 7500 8000 8000 10 9 15 19 23 27 28 30 30 31 33 33 11 4,5 7,5 9,5 11,5 13,5 14 15 15 15,5 16,5 16,5 12 3150 5250 6650 8050 9450 9800 10500 10500 10850 11550 11550 13 19 34 49 55 60 61 64 64 65 71 72 14 31,5 59,0 90,2 97,7 102,1 101,8 106,0 105,8 105,6 117,6 119,3 15 10650 19250 29150 32550 34950 35300 37000 37000 37350 41550 42550 9-14 Дополнение к Технологической схеме разработки Ванкорского месторождения Продолжение таблицы 9.2.4 1 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049 2050 2051 2052 2053 2054 2055 2056 2057 2058 2059 2060 2 23 23 23 23 23 23 27 27 27 30 30 31 30 30 29 29 28 27 26 25 25 24 23 22 21 20 20 19 18 18 17 16 15 3 23000 23000 23000 23000 23000 23000 27000 27000 27000 30000 30000 31000 30000 30000 29000 29000 28000 27000 26000 25000 25000 24000 23000 22000 21000 20000 20000 19000 18000 18000 17000 16000 15000 4 74,4 73,7 72,9 72,2 71,5 70,8 81,2 80,4 79,6 88,1 86,6 89,9 86,1 85,3 82,1 81,2 77,7 74,1 70,7 67,3 66,6 63,3 60,8 58,2 55,0 51,9 51,4 48,3 44,5 44,0 41,2 38,3 35,6 ООО “РН-УфаНИПИнефть”, 2009 г. 5 23000 23000 23000 23000 23000 23000 27000 27000 27000 30000 30000 31000 30000 30000 29000 29000 28000 27000 26000 25000 25000 24000 23000 22000 21000 20000 20000 19000 18000 18000 17000 16000 15000 6 16 16 20 20 20 21 21 21 21 21 21 20 20 20 19 19 17 16 16 14 14 12 12 11 11 11 11 10 9 8 7 6 6 7 3200 3200 4000 4000 4000 4200 4200 4200 4200 4200 4200 4000 4000 4000 3800 3800 3400 3200 3200 2800 2800 2400 2400 2200 2200 2200 2200 2000 1800 1600 1400 1200 1200 8 27,6 27,3 34,9 34,6 34,1 35,4 35,1 34,7 34,2 33,9 33,5 31,8 32,0 32,2 30,7 29,8 26,8 25,3 25,1 21,8 21,5 18,5 18,5 17,2 17,0 16,8 16,8 15,2 13,5 12,1 10,5 9,1 9,2 9 8000 8000 10000 10000 10000 10500 10500 10500 10500 10500 10500 10000 10000 10000 9500 9500 8500 8000 8000 7000 7000 6000 6000 5500 5500 5500 5500 5000 4500 4000 3500 3000 3000 10 33 32 32 31 30 30 30 29 28 28 28 28 28 28 27 27 26 25 23 22 21 21 21 21 20 19 18 18 17 17 17 17 16 11 16,5 16 16 15,5 15 15 15 14,5 14 14 14 14 14 14 13,5 13,5 13 12,5 11,5 11 10,5 10,5 10,5 10,5 10 9,5 9 9 8,5 8,5 8,5 8,5 8 12 11550 11200 11200 10850 10500 10500 10500 10150 9800 9800 9800 9800 9800 9800 9450 9450 9100 8750 8050 7700 7350 7350 7350 7350 7000 6650 6300 6300 5950 5950 5950 5950 5600 13 72 71 75 74 73 74 78 77 76 79 79 79 78 78 75 75 71 68 65 61 60 57 56 54 52 50 49 47 44 43 41 39 37 14 118,5 116,9 123,8 122,2 120,6 121,2 131,3 129,5 127,8 135,9 134,1 135,7 132,1 131,5 126,3 124,5 117,4 111,9 107,3 100,0 98,7 92,3 89,8 85,8 82,0 78,2 77,2 72,5 66,5 64,6 60,1 55,9 52,8 15 42550 42200 44200 43850 43500 44000 48000 47650 47300 50300 50300 50800 49800 49800 47950 47950 45600 43750 42050 39700 39350 37350 36350 34850 33500 32150 31800 30300 28450 27950 26450 24950 23600 9-15 Дополнение к Технологической схеме разработки Ванкорского месторождения Продолжение таблицы 9.2.4 1 2061 2062 2063 2064 2065 2066 2067 2068 2069 2070 2071 2072 2073 2074 2075 2076 2077 2078 2079 2080 2081 Всего 2 14 14 14 13 13 12 12 11 11 11 11 11 11 10 8 8 7 7 7 6 6 1193 3 14000 14000 14000 13000 13000 12000 12000 11000 11000 11000 11000 11000 11000 10000 8000 8000 7000 7000 7000 6000 6000 1193000 4 33,2 32,8 32,5 29,9 29,6 27,0 26,5 24,1 23,8 23,5 23,4 22,8 22,4 20,9 16,6 16,3 13,9 13,6 13,4 11,6 10,9 3313,5 ООО “РН-УфаНИПИнефть”, 2009 г. 5 14000 14000 14000 13000 13000 12000 12000 11000 11000 11000 11000 11000 11000 10000 8000 8000 7000 7000 7000 6000 6000 1193000 6 5 5 5 5 5 5 4 4 3 3 3 3 3 3 1 1 1 1 1 1 1 722 7 1000 1000 1000 1000 1000 1000 800 800 600 600 600 600 600 600 200 200 200 200 200 200 200 144400 8 7,7 7,4 7,7 7,5 7,3 7,2 5,4 5,4 4,1 4,1 4,3 4,1 4,0 4,0 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3 1183,3 9 2500 2500 2500 2500 2500 2500 2000 2000 1500 1500 1500 1500 1500 1500 500 500 500 500 500 500 500 361000 10 16 16 15 13 11 11 10 10 10 10 9 8 8 8 5 5 4 4 4 4 3 1270 11 8 8 7,5 6,5 5,5 5,5 5 5 5 5 4,5 4 4 4 2,5 2,5 2 2 2 2 1,5 635 12 5600 5600 5250 4550 3850 3850 3500 3500 3500 3500 3150 2800 2800 2800 1750 1750 1400 1400 1400 1400 1050 444500 13 35 35 34 31 29 28 26 25 24 24 23 22 22 21 14 14 12 12 12 11 10 3185 14 48,9 48,2 47,7 43,9 42,3 39,7 36,9 34,5 33,0 32,6 32,3 30,8 30,4 28,9 20,4 20,1 17,2 16,9 16,6 14,9 13,6 5131,8 15 22100 22100 21750 20050 19350 18350 17500 16500 16000 16000 15650 15300 15300 14300 10250 10250 8900 8900 8900 7900 7550 1998500 9-16