Загрузил Ruslan Torhov

Glava 9

Реклама
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
Скачать