СОДЕРЖАНИЕ ЗАДАНИЕ НА ДИПЛОМНОЕ ПРОЕКТИРОВАНИЕ ВВЕДЕНИЕ . ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ .1 Географическое расположение .2 История освоения месторождения .3 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов .4 Сведения о запасах и свойства пластовых флюидов . АНАЛИЗ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ .1 Анализ показателей разработки объекта АВ11-2 Самотлорского месторождения .2 Анализ показателей работы фонда скважин .3 Анализ выполнения проектных решений . СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ ДИПЛОМНОГО ПРОЕКТА .1 Анализ эффективности применяемых методов .2 Обоснование необходимости применения на месторождении методов воздействия на ПЗП .3 Программа применения методов увеличения добычи нефти на проектный период . ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ .1 Характеристика мероприятия .2 Методика расчета экономической эффективности предприятия .3 Исходные данные .4 Расчет НПДН и ЧТС от проведения ГРП .5 Анализ чувствительности ГРП к риску . БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА .1 Обеспечение безопасности работающих .2 Экологичность проекта .3 Чрезвычайные ситуации ЗАКЛЮЧЕНИЕ СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ ВВЕДЕНИЕ С учетом многообразия геолого-геофизических и технологических условий разработки месторождения призабойная зона пласта (ПЗП) в течении всего периода работы скважины подвергается различным физико-химическим, биологическим и другим изменениям, влияющим на гидропроводность призабойной зоны пласта. Снижение проницаемости призабойной зоны пласта происходит в процессе бурения, ремонта и эксплуатации скважин по следующим причинам: несовершенная технология бурения, цементирования, вторичного вскрытия продуктивных пластов, когда под действием значительной репрессии в пласт попадает низкокачественный буровой раствор и его фильтрат, а также цемент; глушение скважин некачественными растворами, технологическими жидкостями с содержанием мехпримесей; осаждение в зоне дренирования солей, ТВЧ, мехпримесей и др. Это приводит к самоотключению части нефтенасыщенных пропластков и консервации активных геологических запасов, что негативно сказывается на продуктивности скважин и конечной нефтеотдаче. В этом случае применяются различные методы воздействия на призабойную зону пласта Целью дипломного проекта является анализ методов воздействия на призабойную зону пласта и выбор наиболее эффективного и экономически выгодного из них. Основные задачи: Рассмотреть все применяемые на месторождении методы; Оценить их эффективность по следующим показателям: прирост дебита нефти, дополнительная добыча продолжительность эффекта; нефти за счет данного метода, Выбрать наиболее эффективный и выгодный. Выбор метода воздействия основывается на тщательном изучении термодинамических условий и состояния ПЗП, состава пород и жидкостей, а также систематического изучения накопленного промыслового опыта на данном месторождении. . ХАРАКТЕРИСТИКА САМОТЛОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 1.1 Географическое положение Самотлорское нефтегазовое месторождение находится в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа в 15÷60 км севернее и северовосточнее г. Нижневартовска (рис.1.1). Рисунок 1.1 - Обзорная карта района работ Территория месторождения представляет собой озерно-аллювиальную равнину, сложенную с поверхности преимущественно среднесуглинистыми покровными отложениями, представленными озерно-слоистыми глинами, легкосуглинистыми алевролитами и песчаными толщами. В долинах рек отмечается наличие обширных песчаных плесов. Категория грунта - вторая. Рельеф местности слабо пересеченный и представляет собой слаборасчленную моренную равнину с пологими положительными и отрицательными формами рельефа, в значительной степени разрушенными денудационными процессами. Абсолютные отметки составляют в среднем +81÷93 с понижениями в области речных долин до +45÷70 м. Гидрографическая сеть района принадлежит бассейну реки Обь. Площадь месторождения расположена на водоразделе ее правых притоков - рек Вах и Ватинского Егана с их более мелкими притоками (Куйеган, Котуреган, Катгунъеган, Эгтльгунъеган, Ершовая, Оленья и др.), есть также несколько безымянных ручьев. Реки являются типично-таежными с малым уклоном продольного профиля. Медленное течение и слабый сток обусловили сильную заболоченность пойменных участков. По характеру водного режима речная сеть относится к рекам весеннего половодья с паводками в талый период года. Водный режим зимней межени взаимозависим с режимом грунтовых вод и ледовым режимом. Ледостав на реках устойчив. На площади месторождения имеются многочисленные озера. Наиболее крупными озерами являются: Самотлор, Кымыл-Эмитор, Белое, Окунево, Калач, Проточное, Мысовое, Урманное и др. Многие озера и болота в зимний период не промерзают. Для водоснабжения населения и промышленности используются как поверхностные, так и подземные воды. Воды поверхностных источников водоснабжения относятся к гидрокарбонатному классу, маломинерализованы, с повышенным содержанием железа. Жесткость воды незначительна, не более 3 - 4 мг-экв/л. При использовании поверхностных источников в питьевых целях предусматривается очистка воды. Подземные источники водоснабжения включают воды континентальных отложений олигоценового и четвертичного возраста. Питание четвертичных вод осуществляется за счет поверхностных вод рек, озер и болот и атмосферных осадков. Из-за значительной изменчивости в санитарном отношении и угрозы загрязнения они используются главным образом для технического снабжения объектов с небольшим потреблением. В отложениях олигоценового возраста выделяются два водоносных горизонта: атлымский и новомихайловский. Воды этих горизонтов широко используются для хозяйственно-питьевого водоснабжения на всей территории Тюменской области. Территория Нижневартовского района расположена в центральной части Западно-Сибирской равнины. По геоботаническому районированию она относится к таежной зоне, подзоне средней тайги, Тобольской физикогеографической провинции, Юганской подпровинции. Растительность представлена смешанными лесами с преобладанием хвойных пород и тальниковыми кустарниками, произрастающими преимущественно по берегам рек и озер. На заболоченных участках лес в значительной мере угнетен. В целом лесные массивы имеют ограниченное распространение. На безлесных пространствах естественного происхождения преобладают сфагновые мхи, осока, пушица. Болота по типу относятся к открытым, верхового типа. Животный мир представлен млекопитающими, птицами и земноводными. Из охотничьепромысловых видов имеются белка и заяц-беляк. К настоящему времени нет достоверных сведений об обитании на территории месторождения представителей животного мира, занесенных в Красную книгу. Климат района резко континентальный, с продолжительной суровой зимой с сильными ветрами, метелями и устойчивым снежным покровом. Продолжительность морозного периода (с температурами ниже -15°С) в среднем составляет 120 дней в году. Среднемесячная температура наиболее холодного месяца (февраль) составляет -22°С при абсолютном минимуме в зимний период -57°С. Среднемесячная температура наиболее теплого месяца (июль) составляет +22.7°С при абсолютном максимуме в летний период +35°С. Господствующее направление ветров - западное, юго-западное зимой и северное, северо-западное - летом. Среднегодовая скорость ветра - 3.6 м/с. За год в среднем отмечается 15÷18 дней штилевой погоды (скорость ветра менее 0.5 м/с). Общее количество осадков в год достигает 580 мм. Основная их часть (390 мм) выпадает в виде дождей и мокрого снега в период с июня по ноябрь. Район Самотлорского геокриологической зоны, месторождения для которой входит характерно в состав островное южной развитие реликтовой мерзлоты. Мерзлыми породами в районе являются песчаные и песчано-глинистые отложения тавдинской и атлымской свит. Глубина их залегания на водоразделах 120-130 м, толщина 20-70 м. В районе Самотлорского месторождения многолетнемерзлые породы были вскрыты в интервале от 60 до 150 м. На северо-востоке Нижневартовского района кровля мерзлых пород спускается до 335 м. Под поймами крупных рек, а иногда под первой надпойменной террасой мерзлые породы полностью отсутствуют. На поверхности мерзлые породы практически не встречаются, однако здесь часто формируются перелетки, на отдельных интенсивно выполаживаемых заторфованных участках. Вышележащие по разрезу прослои, и пласты глин новомихайловской и туртасской свит затрудняли инфильтрацию теплых поверхностных вод на глубину, что и препятствовало полному протаиванию древнего слоя мерзлоты. Температура в разрезе слоя древней мерзлоты остановилась на точке плавления льда в условиях данного геологического разреза -0.1- +0.2°С. Коренное население состоит в основном из ханты, манси и русских. Основное их занятие промысловая охота, рыбная ловля, звероводство и животноводство. После открытия и ввода в разработку ряда крупных месторождений нефти данный район получил значительное экономическое развитие, сопровождающееся существенным увеличением его населения. Преобладающее место в экономике района занимает нефтедобывающая отрасль. Кроме нефтедобывающей развиваются энергетическая, строительная, лесная, лесоперерабатывающая отрасли. Инфраструктура региона довольно развита. Рассматриваемая территория находится в сфере влияния материально-технических, энергетических и ремонтных баз, созданных в 1960 - 1990-х гг. для освоения многочисленных месторождений нефти и газа Нижневартовского района. Сообщение осуществляется разными видами транспорта: железной дорогой, с помощью авиации, в период навигации - водным путем по рекам Обь и Вах, а так же автотранспортом. Транспорт нефти за пределы района осуществляется по магистральным нефтепроводам Нижневартовск-Омск и Нижневартовск-Сургут. Площадь месторождения пересекают трассы ЛЭП-500 кВ и ЛЭП-220 кВ и ряд трасс местного значения. В районе работ имеются огромные запасы торфа, а также гравия, песка, глин и других видов строительных материалов, которые используются в процессе обустройства месторождений, строительства дорог, оснований под кустовое бурение, в промышленном и гражданском строительстве. Наиболее крупным населенным пунктом на рассматриваемой территории является город Нижневартовск, с населением более 220 тысяч человек. В городе имеется аэропорт, порт речного пароходства (период навигации с мая по октябрь) и станция железной дороги, связывающая г. Нижневартовск с городами Сургут, Тобольск, Тюмень. В районе развита сеть дорог с твердым покрытием, связывающая г. Нижневартовск с основными городами района. В районе месторождения имеется несколько мелких населенных пунктов, связанных с добычей и подготовкой нефти. Доставка необходимых грузов на месторождение из г. Нижневартовска осуществляется преимущественно автотранспортом по нескольким бетонным дорогам, соединяющим город с месторождением. В непосредственной близости к рассматриваемому месторождению располагаются разрабатываемые месторождения Аганское (с запада), МалоЧерногорское (с северо-востока), Лорьеганское (с востока), Ермаковское (с юга). 1.2 История освоения месторождения Самотлорское месторождение открыто в 1965 г. первой поисковой скважиной №1, пробуренной Мегионской экспедицией Главтюменьгеологии в своде Самотлорского локального поднятия в южной части Тарховского вала. Опробованием в этой скважине была доказана промышленная продуктивность горизонтов БВ10, БВ8 и АВ4-5. В 1966 г поисковой скважиной №9 была доказана промышленная продуктивность горизонта АВ1, а скважиной №2 - горизонта АВ2. Геологоразведочные работы на месторождении проводились в три этапа: первый - поисковый (1965-1966 гг.), по результатам которого открыты залежи нефти в горизонтах групп АВ и БВ; второй - промышленной разведки (1967-1973 гг.), завершившийся разведкой залежей в основных продуктивных горизонтах по промышленным категориям и передачей месторождения нефтедобывающей организации (Главтюменнефтегаз); третий этап - доразведки месторождения в процессе эксплуатации (с 1974 г.), продолжающийся до настоящего времени. Разведка и освоение Самотлорского месторождения осуществлялась по методу опережающего ввода в разработку наиболее продуктивных нефтяных участков разведуемых площадей. Благодаря такому подходу по месторождению за короткий период увеличился объем геолого-промысловой информации за счет бурения эксплуатационных скважин, сокращалось время разведки, обоснования и утверждения запасов. На этапе доразведке месторождения решались следующие основные задачи: . Уточнялись контура нефтеносности и связность залежей в пределах Самотлорского месторождения с соседними месторождениями. . Проводилась проверка положительных на предмет нефтеносности заключений ГИС с целью открытия новых залежей. . Доразведка открытых ранее новых залежей. . Перевод запасов в более высокие категории. В результате геологоразведочных работ в период 1973-1986 гг. были открыты залежи в юрских отложениях в сводовых частях Самотлорской, Белозерской структурах, Мартовском, Рубиновом, Сечинском, Новогоднем поднятиях. На Самотлорской и Мартовской структурах, Новогоднем поднятии выявлены залежи нефти в ачимовских пластах. В пластах БВ01 и АВ8 выявлены небольшие залежи в пределах сводовой части Самотлорского и Мартовского поднятий. Бурением разведочных и оценочных скважин в западной, восточной и северной частях месторождения уточнены границы ранее выявленных залежей в пластах АВ1-5, БВ8, БВ10. Южная и юго-восточные части месторождения, в основном, изучались путем бурения эксплуатационных скважин. В период после 1986 г. основные усилия были направлены на оконтуривание залежей верхних продуктивных горизонтов (АВ) в периферийных частях месторождения. Значительные объемы работ были сконцентрированы на решения задач доразведки глубоко залегающих объектов (БВ, Ач, ЮВ) путем бурения поисково-разведочных и углубления эксплуатационных скважин. В этих скважинах отбирался керн, проводилось опробование пластов на разных режимах, исследовались пробы нефти и воды. Анализ этих данных позволил уточнить строение выявленных залежей в отложениях пластов АВ1-5, БВ8-10 и выявить новые залежи в отложениях пластов АВ6-8, БВ0-3 ачимовских пластах, ЮВ1. Несмотря на огромный объем бурения и хорошие результаты разведочных работ, степень изученности месторождения по всей площади и по разрезу неодинакова. В центральной части месторождения, где сосредоточено эксплуатационное бурение, охарактеризованность пластов весьма высока. В периферийных частях до настоящего времени не решены проблемы контуров залежей и геологического строения. В результате бурения большого объема эксплуатационных скважин стало очевидным, что месторождение имеет сложное тектоническое строение, обусловленное наличием относительно небольших локальных структур и связанных с ними залежей. Установлено наличие литологических и структурно-литологических ловушек углеводородов. По естественным технологическим причинам освещенность геологогеофизическими материалами снижается вниз по разрезу и связана с вводом залежей в эксплуатацию. Соответственно, наиболее полно изучены залежи пластов АВ1-3 - АВ4-5, БВ8, БВ10. Первый проектный документ по Самотлорскому месторождению Технологическая схема разработки первоочередного участка, был составлен и утвержден ЦКР в 1968 г. (Протокол № 184 от 10.06.1968 г.). За более чем 35-летний период эксплуатации число открытых залежей на месторождении возросло в десятки раз, постоянно пополнялся объем информации о геологических особенностях и коллекторских свойствах пластов, что требовало неоднократного внесения изменений в принятые проектные решения. Только ЦКР рассматривала состояние разработки месторождения, проектные документы, изменения и дополнения к ним более 40 раз. 1.3 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Геологический разрез месторождения (рис. 1.2) представлен доюрскими (палеозойскими) образованиями фундамента и мощной (более 3000 м) толщей мезо-кайнозойского осадочного чехла, на всю глубину на рассматриваемой площади вскрытого в разведочных скважинах №№ 8Р, 39Р, 50Р, 126Р, 1035Р, 189Р, 190Р, 192П. метаморфизованными Отложения глинистыми, палеозоя представлены глинисто-слюдистыми и сильно кремнисто- глинистыми сланцами, интрузивными породами. По породам палеозойского структурного этажа развиты коры выветривания, которые на Самотлорском месторождении мало изучены. Рисунок 1.2 - Геологический профиль Самотлорского месторождения Разрез осадочного чехла в целом является типичным для Широтного Приобья и включает отложения юрского, мелового, палеогенового и четвертичного возрастов. В основу стратиграфического расчленения осадочного чехла положено выделение ряда свит, имеющих местное название, т.к. границы таких свит, выделяемых по комплексу литологических и палеонтологических признаков, не всегда совпадают с хронологическими границами обычных подразделений стратиграфической шкалы (отделов, ярусов). Номенклатура стратиграфических подразделений в отчете принята по «Региональным стратиграфическим схемам мезозойских и кайнозойских отложений ЗападноСибирской равнины», утвержденных МСК СССР 30.01.1991 г. Самотлорское месторождение расположено в центральной части ЗападноСибирской плиты на восточном склоне структуры первого прядка Нижневартовского свода, в пределах Тарховского куполовидного поднятия (к.п.), которое объединяет структуры III порядка Самотлорскую, Мартовскую, Северо-Самотлорскую, Белозерскую, Черногорскую и др., а также большое количество малоамплитудных локальных структур IV порядка. Помимо Тарховского поднятия, в пределах Самотлорского лицензионного участка частично расположены другие структуры второго порядка -Черногорская моноклиналь, Мыхпайская седловина, Южно-Аганская ложбина, Соснинский прогиб. Наиболее контрастно современный структурный план присущ поверхности фундамента, по которому в центральной части исследуемого участка по изогипсе -2700 м выделяется три группы локальных поднятий (г.п.) общей северозападной ориентировки - Cамотлорская, Белозерная и Мыхпайская. В совокупности эти группа образуют Тарховское куполовидное поднятие, именуемое также (в соответствии с тектонической картой центральной части Западно-Сибирской плиты под редакцией В.И. Шпильмана) Cамотлорской вершиной. По изогипсе -2800 м ширина Тарховского к.п. достигает 30 км, амплитуда 350 м. Северо-восточная часть к.п. находится за пределами рассматриваемого участка. В северо-западном направлении фиксируется моноклинальное погружение поверхности фундамента до отметок - 2960 м, здесь в пределах Южно-Аганской ложбины выделяется четвертая (Вильентовская) г.п. Более дифференцировано строение лицензионного участка к юго-востоку от Самотлорской г.п., где на фоне в целом прогнутого участка (глубже -2800 м) отмечаются многочисленные мелкие (сотни метров - первые километры в поперечнике) поднятия сложно построенной формы амплитудой в десятки метров, объединённые в СевероСоветскую г.п. В пределах Самотлорской вершины выделяются многочисленные локальные структурные осложнения. Центральную часть Самотлорской вершины занимает Самотлорское локальное поднятие (л.п.). По замкнутой изогипсе минус 2680 м оно имеет неправильную (слегка вытянутую в широтном направлении) форму, осложненную на севере узким (около 1,5 км) СевероСамотлорским структурным мысом северо-западного простирания длиной 4 км. Его амплитуда - 240 м. В контуре поднятия по изогипсе - 2600 м структурно обособляется контрастный хребтообразный свод, вытянутый в северо-западном направлении - вкрест простирания основной оси Самотлорской вершины. Непосредственно к юго-западу от Самотлорской г.п. прослеживается узкая грабенообразная (менее 1 км) ложбина, которая отделяет террасовидную югозападную периклиналь описываемого поднятия от Мыхпайской группы поднятий, входящих в состав Мыхпайской седловины. Грабенная природа ложбины подтверждается повышенной крутизной ее бортов, аномальными трещиноватостью пород неокома) и положением ВНК. К северо-западу от Самотлорского л.п. располагаются Мартовское и Южно-Мартовское поднятия с размерами по изогипсе - 2680 м соответственно 3х11 и 3,5х6 км и амплитудами - 170 м и 110 м. Четкая удлиненность и высокие градиенты наклонов крыльев Мартовской структуры, свидетельствуют о ее возможно разломной природе. К северо-востоку от Самотлорского л.п. выделяется группа Белозёрных поднятий, которые по изогипсе -2700м имеют размеры 20х13км и амплитуду 190 м. Характерной чертой этих структур является присутствие линейных элементов северо-западной ориентировки - узких ложбин и террасовидных ступеней. Эти структурные элементы имеют явно выраженную дизъюнктивную природу. На структурной карте по основному маркирующему горизонту в регионе отражающему горизонту «Б» (кровля баженовской свиты) структурный план в значительной мере сохраняет унаследованность строения поверхности фундамента. Близкие контуры в верхнеюрском структурном плане имеют все описанные выше локальные поднятия доюрского комплекса, однако их амплитуды в юрский период уменьшились более чем в два раза. Например, Самотлорское поднятие по описываемому горизонту имеет амплитуду 110 м, Белозерное - 70 м, Мартовское - 60 м. На участке Мыхпайской группы поднятий остались только узкие хребтообразные мысы и поднятия, разделенные четко выраженными линейными ложбинами. Вверх по разрезу происходит общее выполаживание структурных планов с исчезновением мелких структурных элементов, так что структурные планы верхних горизонтов имеют достаточно «сглаженные» формы подземного рельефа. Углы падения на крыльях по нижним горизонтам не превышают 2.5о, по верхним - 1.5о. Структурный план верхней части нижнего мела, изучаемый по отражающему горизонту М, отличается от подстилающих толщ заметно меньшей дислоцированностью. Он становится существенно более выположенным, вместо ряда локальных структур фиксируется одна Самотлорская вершина слегка удлиненной на северо-запад формы с незначительными осложнениями в виде структурных носов на месте Мартовского и Белозерного поднятий. Размеры Тарховского к.п. по замкнутой изогипсе -1630 м составляют 47х28 км, амплитуда 100 м. К северо-западу и юго-востоку от Самотлорской вершины расположены соответственно Вильентовская г.п. и Северо-Советская г.п. К юго-западу от Самотлорской вершины структурный план еще более выположен. В пределах этой группы поднятий унаследованно сохраняются только ЦентральноМыхпайское, Западно-Мыхпайское, Леванское л.п. и Южно-Мыхпайский структурный мыс (с.м.). Таким образом, сохраняется намеченная ранее тенденция выполаживания структурных планов вверх по разрезу и подчеркивается унаследованность их северо-западного простирания. В результате уточненных структурных построений установлено, что залежь пласта АВ11-2 раскрывается в сторону Аганского, Ватинского, Мегионского, Мыхпайского, Усть-Вахского поднятий. По пласту АВ13 залежь раскрывается в сторону Мыхпайского месторождения и отделена прогибом от соответствующих залежей Северо-Ватинского и Усть-Вахского месторождения по изогипсе -1689 м, а от Аганского месторождения по изогипсе -1685 м. Залежь пласта АВ2-3 раскрывается в сторону Мыхпайского месторождения и отделена от остальных упомянутых выше месторождений по изогипсе -1685 м. Продуктивная часть разреза на месторождении представлена отложениями поздней юры и мела. В процессе поисково-разведочного бурения залежи нефти и газа выявлены в пластах (сверху вниз) ПK1, AB11-2, AB13, АВ2-3, АВ4-5, АВ6, АВ7, AB8, БВ01, БВ02, БB1, БB2, БB3, БB4, БВ71, БВ72, БВ80, БB81-2, БВ83, БВ100, БВ101-2, БB16, БB17-18, БB19, БB20, БB21-22, ЮВ1. Индексация пластов соответствует общепринятой, но положение их границ, выделенных и прослеженных в результате детальной корреляции, утверждено Протоколом совместного рассмотрения номенклатуры пластов в интервале от AB11-2 до ЮВ1 от 25.07.2000 г. между представителями ОАО «Самотлорнефтегаз» и РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. Продуктивные пласты группы АВ характеризуются весьма сложной фациальной обстановкой их формирования, происходившей преимущественно в прибрежно-морских условиях, в зонах полузамкнутых морских заливов и лагун, дельтовых выносах палеорек. Это отразилось как на характере распределения отложений различных типов, так и на их строении и обусловило существенную неоднородность коллекторских свойств пород-коллекторов продуктивных пластов. Пласт АВ11-2 Эффективные толщины данного пласта по площади Самотлорского л.у. довольно устойчивы, хотя и изменяются в целом от 0 до 30,4 м. На диапазон Нэф от 12 до 20 м при этом приходится более чем 50% случаев, на диапазон 812 м 22%. Для нефтенасыщенных толщин в целом по пласту наиболее характерны значения в диапазоне 820 м (55% случаев, в т.ч. в чистонефтяной зоне - 66%). За исключением краевых зон залежи нефтенасыщенные толщины менее 4 м не превышают 4% случаев. В разрезе горизонта АВ11-2 выделены два существенно различных типа строения, обладающих разными геолого-промысловыми характеристиками: глинистые коллектора типа «рябчик» и слабоглинистые и слаборасчлененные песчаные тела, идентифицируемые с барьерными палеобарами. Глинистые «рябчиковые» песчаники занимают большую часть площади пласта АВ11-2 в пределах Самотлорского лицензионного участка. Доля в нефтенасыщенном объёме пласта таких коллекторов составляет порядка 8085%. По геофизическим данным в их разрезе иногда выделяются от 1 до 4 практически заглинизированных интервалов, которые зачастую имеют линзовидную форму залегания и не прослеживаются даже в соседних скважинах. Процессы фильтрации в глинистых «рябчиковых» песчаниках имеют очень сложный и до конца не изученный характер. Наиболее массивные высокопористые коллектора залегают в восточной части месторождения на Белозерном участке . Здесь они распределены по всей толщине пласта или тяготеют к его кровле и середине. На запад эффективная толщина убывает, причем хорошие коллекторы присутствуют или в подошвенной части пласта, или в средней. Размеры этой зоны 12х6 км. Отдельными протяженными до 2,5 км зонами с шириной до 0,8 - 1 км слабоглинистые коллекторы увеличенной толщины распространяются на северозапад от Белозерного участка к северной границе газовой шапки. В районе Мыхпайского поднятия эффективная нефтенасыщенная толщина увеличивается до 10-14 метров и хорошие коллектора присутствуют в средней и подошвенной частях пласта. Аналогичный разрез характерен и для пограничной зоны между Приобским и Черногорским участками. На остальной части Самотлорского месторождения слабоглинистые коллектора залегают отдельными пятнами, эффективная толщина которых не превышает 1 - 2 метра. Внутри таких песчаных тел по геофизическим данным нередко выделяются маломощные непроницаемые прослои линзовидного залегания, чаще всего определяемые как уплотненные карбонатизированные песчаники. Они могут оказывать определенное влияние на вертикальное перемещение флюидов но практически никак не препятствуют латеральной фильтрации. Пласты АВ13 и АВ2-3 Данные пласты принадлежат к мощной толще палеодельтовых отложениях и во многом имеют схожий характер строения. Эффективные толщины по пласту АВ13 достигают 20 м, по пласту АВ2-3 - 42 м. По пласту АВ13 45% эффективных толщин попадают в диапазон 48 м, толщины менее 2 м не превышают 10% случаев. Для нефтенасыщенных толщин в целом по пласту наиболее характерны значения в также диапазоне 48 м (42% случаев, в т.ч. в чистонефтяной зоне 46%). За исключением краевых зон залежи нефтенасыщенные толщины менее 4 м составляют 35% случаев, в т.ч. менее 2 м - 10%. По пласту АВ2-3 на диапазон Нэф от 12 до 20 м приходится около 58% случаев, на диапазон 812 м - 23%. Эффективные толщины менее 4 м зафиксированы примерно в 3% случаев, в т.ч. менее 2 м - 0,8%. Для нефтенасыщенных толщин в целом по пласту наиболее характерны значения также в диапазоне 820 м (53% случаев, в т.ч. в чистонефтяной зоне - 62%). За исключением краевых зон залежи нефтенасыщенные толщины менее 4 м составляют 4% случаев, в т.ч. менее 2 м - 0,9%. Пласт характеризуется самым низким среди пластов АВ1-5 средним коэффициентом песчанистости, равным 0,45 при довольно высокой расчлененности 7,23. Для обоих пластов характерна общая тенденция уменьшения эффективных толщин с юго-востока на северо-запад. В разрезе пласта AB13 преобладают слабоглинистые коллекторы, составляющие 79% его нефтенасыщенного объема, при средней нефтенасыщенной толщине 4,4 м. Доля сильно глинистых коллекторов - 21 % при средней нефтенасыщенной толщине 1,3 м. Зоны повышенных эффективных толщин приурочены к отдельным каналам северо-западного простирания, в которых залегают слабоглинистые коллекторы. Протяженность каналов до 10 км при ширине от 1 до 2 км. Максимальные толщины таких каналов фиксируются на северо-западе Приобского участка. Области между отдельными каналами представлены разрезом с тонким чередованием коллекторов. По пласту АВ2-3 также четко прослеживается сеть протяженных тел, связанных с фациями русел и каналов. Основные три русла расходятся от восточной части Белозерного участка в юго-западном и западном направлениях и северо-западном направлении. Протяженность этих песчаных тел около 30 км при ширине 2-3 км. Основные песчаные тела соединены сетью более мелких каналов различного направления. Ширина этих каналов 0,2 - 1,0 км. В разрезе пласта АВ2-3 выделяется 4 основных цикла седиментации, каждый из которых характеризуется несколько смещенными в плане относительно друг друга сетью палеорусловых песчаных тел. В отдельных случаях при перекрытии их в плане по соседним циклам образуется единое мощное песчаное тело высокой степени вертикальной связанности. На Приобском участке в отдельных протяженных зонах толщины таких слившихся песчаных тел достигают 35-37 м. Пласт АВ4-5 В южной части Самотлорского л.у. этот пласт характеризуется практически монолитным строением, непроницаемые прослои в его разрезе представлены исключительно уплотненными карбонатизированными песчаниками. В северном и северо-западном направлениях происходит постепенная глинизация разреза, начинающаяся с кровли и подошвы пласта. В результате слаборасчлененной остается преимущественно средняя часть разреза пласта, выше которой разрез представлен частым переслаиванием прослоев коллекторов и непроницаемых разностей. Эффективные толщины пласта в его южной части достигают 68 м. Толщины более 30 м составляют более 75% случаев, менее 4 м - 6,5%. Песчанистость довольно постоянная, равна 0,6 с небольшим коэффициентом вариации. Доля нефтенасыщенных толщин в диапазоне 20-40 м составляет чуть более 50% случаев. Вне чисто-нефтяной зоны пласта характер изменения нефтенасыщенных толщин определяется главным образом структурным фактором. Пласт АВ4-5 характеризуется весьма высокой степенью латеральной связанности коллекторов, литологические экраны фильтрации практически отсутствуют (за исключением прикровельной части пласта в северо-западной части площади). В то же время наличие нередко встречаемых прослоев уплотненных карбонатизированных песчаников в определенной степени затрудняет вертикальную миграцию флюидов, следствием чего в обширной водонефтяной зоне пласта выработка запасов довольно продолжительное время происходила без заметного конусообразования. Пласты АВ6-8 Пласты этой группы схожи по строению. Основные элементы строения довольно мощные и слаборасчлененные песчаные тела шнурковой формы, переходящие по латерали в частое переслаивание сравнительно тонких песчаных и алевролито-глинистых прослоев. В пределах шнурковых песчаных тел латеральная связанность коллекторов достаточно высока, на участках развития тонкого чередования весьма часто наблюдается выклинивание проницаемых прослоев либо литологическое замещение их непроницаемыми породами. Эффективные толщины пласта АВ6 изменяются от 0,4 до 12,9 м, но почти половина (49%) находится в диапазоне 2-4 м. Аналогичная картина и для нефтенасыщенных толщин. По пласту АВ7 эффективные толщины колеблются от 1 до 18,8 м, на наиболее часто встречаются значения 412 м (67% случаев). Нефтенасыщенные толщины колеблются в широких пределах (от 0,4 до 17 м), но чаще всего встречаются значения до 4 м (70% случаев), как правило, это участки развития тонкого чередования прослоев. По пласту АВ8 картина аналогичная. При колебании эффективных толщин от 1,6 до 16,6 м почти половина случаев приходится на диапазон 4-10 м. Почти 60% нефтенасыщенных толщин имеют значения менее 4 м и это тоже, как правило, участки развития тонкого чередования прослоев. На таких участках весьма существенна вертикальная изолированность отдельных прослоев, а линзовидный характер залегания проницаемых прослоев обуславливает их высокую прерывистость по латерали. Пласты БВо - БВ7 Подобие условий осадкообразования этих пластов обусловили и схожесть их строения. Как правило, в их разрезах развито частое чередование проницемых песчаных пород с непроницаемыми глинисто-алевролитовыми образованиями. Немногочисленные участки развития монолитных песчаных тел имеют лентообразную форму развития. Преобладают значения эффективных толщин до 46 м. Это обуславливает в целом и небольшие значения нефтенасыщенных толщин. Линзовидная форма залегания проницаемых прослоев определяет значительную вертикальную и латеральную их изолированность. Пласт БВ80 В целом для пласта характерны эффективные толщины порядка 28 м (2/3 случаев), нефтенасыщенные - 24 м (60% случаев). В пределах лицензионного участка эффективные толщины песчаников довольно закономерно убывают с востока на запад вплоть до полной глинизации на западной границе площади. Соответственно, на востоке месторождения песчаное геологическое тело можно назвать массивным, на западе песчаные тела залегают в виде отдельных линз с незначительной эффективной толщиной, общая толщина пласта к западу также уменьшается. Отдельные литологические залежи сложной конфигурации расположены на Мыхпайском участке. Здесь эффективные нефтенасыщенные толщины не более 3 метров при средней толщине порядка 1,8 метра. Области малых толщин представлены тонким чередованием отдельных прослоев коллектора с непроницаемыми глинисто-алевролитовыми породами, области с эффективными толщинами более 5 метров представлены более монолитными песчаными телами, имеющими покровную форму залегания. Для последних характерна достаточно высокая степень латеральной выдержанности коллекторов, наличие же в разрезе локальных линзовидных прослоев непроницаемых пород обуславливает разлиную степень вертикальной связанности на различных участках. Зоны тонкого чередования песчаников с глинисто-алевролитовыми породами обладают ухудшенной латеральной выдержанностью, участки слияния отдельных прослоев между собой по вертикали носят локальный характер. Пласт БВ81-3 Пласт БВ81-3 характеризуется довольно выдержанными значениями эффективных толщин. 62% скважин, вскрывших этот объект, имеют эффективные толщины от 20 до 30 м, еще 35% - от 12 до 20 м (в большей мере это характерно для северной половины участка). Скважины с толщинами менее 4 м составляют всего 0,1%. 50% нефтенасыщенных толщин относятся также к диапазону 2030м, 33% - 1220 м. такая выдержанность толщин сопровождается и довольно устойчивым типом строения пласта на обширных участках, в пределах которых разрезы скважин достаточно подобны друг другу. Для пласта БВ81-3 характерным являются три типа строения. Первый тип охватывает порядка 20% площади в южной части Самотлорского л.у. и характеризуется наличием между пластами БВ81-2 и БВ83 мощной и выдержанной (без литологических «окон») глинистой перемычки толщиной 410 м. Второй тип строения широкой полосой развит в центральной части участка. Разделяющая пласты БВ81-2 и БВ83 глинистая перемычка в значительной степени опесчанивается, глинистые породы залегают в виде отдельных локально развитых линз небольшой толщины (редко превышающей 1 м). Одновременно начинается глинизация нижней части пласта БВ83, песчаные породы здесь приобретают отчетливую линзовидную форму и нередко по ГИС характеризуются как водонасыщенные даже на гипсометрически приподнятых (выше плоскости ВНК) участках. Третий тип строения занимает всю северную часть участка. Пласт БВ83 здесь практически полностью заглинизирован, пласт БВ81-2 глинистыми прослоями разбит на ряд отдельных интервалов, сливающихся между собой только на локальных участках. Здесь же начинается опесчанивание глинистой перемычки между пластом БВ81-2 и вышезалегающим пластом БВ80, так что она, строго говоря, уже не может рассматриваться как надежная изолирующая преграда между этими пластами. Для всех типов строения общим является высокая степень латеральной выдержанности коллекторов Пласт БВ100 Пласт БВ100 в песчаных фациях залегает в виде обширной полулинзы, ограниченной непроницаемыми породами с юго-востока, юга и запада. Эффективные толщины в пределах этого песчаного тела достигают 13,8 м, но преобладающими являются значения 24 м (34% случаев) и 48 м (31% случаев). Толщины менее 2 м составляют 23,5%. Практически такие же распределения характерны и для нефтенасыщенных толщин. По строению примерно на 95% площади пласт представляет собой переслаивание песчаников с непроницаемыми породами, при этом чаще всего коллектора тяготеют к верхней части разреза пласта. На локальных участках отдельные прослои сливаются между собой, создавая разрезы с высокой степенью песчанистости. Проницаемые прослои в верхней части пласта являются сравнительно выдержанными, ниже они приобретают отчетливую линзовидную форму залегания. Пласт БВ101-2 Пласт БВ101-2 в песчаных фациях залегает в центральной и южной частях Самотлорского л.у. и практически полностью заглинизирован в его северной части. В южной части участка значения эффективных толщин достигает 36 м, в северном направлении они довольно закономерно сокращаются к зоне полной глинизации пласта. В целом в распределении величин эффективных толщин нет отчетливо доминирующих диапазонов. Также закономерно, как и у эффективных толщин, происходит изменение внутреннего строения пласта. Практически повсеместно пласт сложен переслаиванием песчаных и алевролито-глинистых пород. В южной части участка наблюдается четкая тенденция возрастания песчанистости вверх по разрезу. В нижней части разреза песчаные прослои залегают в виде отдельных, довольно обособленных линз, выше по разрезу они начинают сливаться между собой, образуя вытянутые с юго-запада на северо-восток участки слаборасчлененных монолитных (толщиной более 4 м) песчаных тел. Черепицеобразная форма залегания таких тел определила высокую степень литологической связанности вдоль простирания, в то время как в перпендикулярном направлении возрастает литологическая экранированность фильтрации по латерали. Далее к северу строения пласта становится в общих чертах подобным строению пласта БВ100, хотя и обладает большими толщинами. Общей для всего пласта является увеличение прерывистости залегания проницаемых прослоев от кровли к подошве. При этом появляются водонасыщенные (по ГИС) линзы, гипсометрически залегающие выше ВНК. Это указывает на их полную изолированность от основной проницаемой части пласта. Пласты БВ16 - БВ21-22 Ачимовская толща нижнего мела на Самотлорском месторождении, как и в пределах всего Нижневартовского свода, представлена тонким и очень сложным переслаиванием песчано-алевролитовых и глинистых пород, на характер развития которых существенное влияние оказали условия их образования у подножия ундоформы нижнемеловой клиноформы и представлены фациями конусов выноса разной интенсивности и площади седиментации. Пласт БВ21-22 непосредственно залегает на отложениях баженовской свиты и состоит из двух пачек. Песчаные тела нижней пачки распространены в южной части Черногорского участка. Песчаные тела верхней пачки залегают на Белозерском участке, восточной половине Нижневартовского и Самотлорского участков, на восточном окончании Приобского участка. Наблюдается закономерное уменьшение толщин обеих пачек в субширотном направлении с востока на запад. Общие толщины отложений пачек меняются в значительных пределах (от единиц некомпенсированного до десятков метров), осадконакопления в что основании характерно склона для шельфа (ундаформы). Для пласта БВ20 в направлении с востока на запад характерно клинообразное изменение толщины. В его пределах выделено два седиментационных цикла. Оба цикла представлены отложениями конуса выноса. Песчаные тела цикла 2 (нижнего) имеют тенденцию локализации в областях отсутствия коллекторов пласта БВ21-22. Пласт БВ19 условно делится на две части. Кровельная часть пласта размыта на востоке Самотлорского месторождения. Аналогичная закономерность просматривается в строении пласта БВ17-18 и пласта БВ16. В целом, песчаные тела в пласте БВ17-18 локализуются в центральной части Самотлорского месторождения, в центральной части Черногорского участка и на востоке Нижневартовского участка. Песчаные тела пласта БВ16 локализованы в северозападной части месторождения. В строении пластов ачимовской пачки участвуют три основных типа песчаных тел: довольно мощные вытянутые песчаные тела, идентифицируемые с устьевыми палеобарами, относительно узкие и маломощные лентообразные песчаные тела распределительных каналов (как правило, переслаивающиеся с глинисто-алевролитовыми породами) и покровные песчаные тела различной толщины. Первые и третий типы довольно выдержаны по простиранию, второй характеризуется существенной латеральной прерывистостью. Эффективные толщины всех пластов ачимовской пачки изменяются в довольно широких пределах, около половины случаев приходится на диапазон 412 м. Для нефтенасыщенных толщин более характерным является диапазон значений от 2 до 8 м (48% случаев). Пласт ЮВ1 Юрские отложения разбурены редкой неравномерной сеткой скважин, что в определенной мере осложнило проведение детальной корреляции данных отложений по всей площади лицензионного участка. Наиболее полно строение пласта оказалось изученным в центральной части Самотлорского участка, на Сенчинской и Новогодней площадях и в юго-западной части Самотлорского л.у. В разрезе пласта были выделены три пачки коллекторов, получивших индексы (сверху вниз): ЮВ1, ЮВ12 и ЮВ13. Нижняя пачка практически везде водоносна и не представляет промышленного интереса. Верхняя пачка на ряде поднятий была дополнительно разделена на пласты ЮВ11а и ЮВ11б. В целом эффективные толщины пласта ЮВ1 изменяются от 1,2 до 42 м, но преобладают значения в диапазоне 430 м (80% случаев). Зон полного отсутствия коллекторов не выявлено. Для нефтенасыщенных толщин наиболее характерны значения в диапазон 412 м (60% случаев). В целом пласт ЮВ1 имеет сравнительно простое строение. Латеральная выдержанность коллекторов весьма высока. 1.4 Сведения о запасах и свойства пластовых флюидов Запасы Самотлорского месторождения в настоящее время состоят на балансе двух организаций: ОАО "Самотлорнефтегаз" и ОАО "ТНК- Нижневартовск". На основании выполненных исследований по состоянию на 01.01.2008 г. в пределах рассматриваемого месторождения установлено 32 продуктивных пласта: ПК1, ПК9, ПК111а, ПК121, ПК122, ПК13, ПК152, AB11-2, AB13, АВ2-3, АВ4-5, АВ6, АВ7, AB8, БВ01, БВ02, БB1, БB2, БB3, БB4, БB71, БB72, БВ80, БВ81-3, БВ100, БВ101-2, БВ16, БВ17-18, БВ19, БВ20, БВ21-22, ЮВ1. Из вышеперечисленных пластов ПК1 залежь чисто газовая, в пластах ПК9, ПК122, AB11-2, AB13, АВ2-3, АВ4-5, AB8 - газовые шапки. В данной работе пласты группы ПК не рассматриваются, поскольку не находятся в эксплуатации. На дату выполнения отчета - 01.01.2014г.- на месторождении пробурено 284 разведочные и 18748 эксплуатационных скважин. Со времени выполнения и утверждения уточненного проекта разработки Самотлорского месторождения запасы УВ пересматривались три раза. Протокол ГКЗ № 1307-дсп от 20.12.2006г. Рассмотрены и утверждены запасы свободного газа, конденсата и нефти по пластам AB11-2, AB13, АВ2-3, АВ4-5, АВ6, АВ7, AB8, БВ01, БВ02, БB1, БB2, БB3, БB4, БB71, БB72, БВ80, БВ81-3, БВ100, БВ101-2, БВ16, БВ17-18, БВ19, БВ20, БВ21-22, ЮВ1. Протокол ФАН №18/124-пр от 21.12.2007г. Рассмотрены и утверждены изменения по запасам нефти и растворенного газа по пластам AB11-2, AB13, АВ2-3, БВ01, БВ80, БВ81-3, БВ100, БВ101-2, ЮВ1 по результатам проведения сейсмических исследований 3D на двух площадях (Хошской и Усть-Вахской) и эксплуатационного бурения (182 скважины). Протокол ФАН №18/231-пр от 07.04.2008г. Рассмотрены и утверждены изменения по запасам нефти и растворенного газа по пластам AB11-2, AB13 (Усть-Вахская площадь, скв. 170П), БВ101-2 (Мыхпайская площадь, скв. 1157Е2) и ЮВ1 (Мартовская залежь, р-он скважины 39988). По результатам бурения и испытания скважин 170П, 1157Е, 851, 852, а также привлечения ранее не учтенных материалов по вторым стволам скважин 39990-2, 39991-2, 30221-2. Начальные геологические запасы нефти по месторождению, утвержденные ГКЗ РФ (Протокол №1307 от 20.12.06г., №18/124-пр от 21.12.07г, №18/231-пр от 07.04.2008г) и числящиеся на балансе на 01.01.2008г., составляют: категория АВС1 - 7118942 тыс.т, категория С2 106746 тыс.т. - Запасы растворенного газа составляют: категория АВС1 - 516117 млн.м3, категория С2 7893 млн.м3. - Согласно утвержденным ГКЗ РФ (Протокол №1307.2006) коэффициентам извлечения нефти, извлекаемые запасы нефти составляют: категория АВС1 - 3574168 тыс.т, категория С2 33255 тыс.т. - Извлекаемые запасы растворенного газа составляют: категория АВС1 - 260149 млн.м3, категория С2 2496 млн.м3. - Начальные геологические запасы свободного газа составляют (кат. С1) 176332 млн.м3. Начальные геологические запасы конденсата составляют (кат. С1) - 22999 тыс.т. Извлекаемые запасы конденсата составляют (кат. С1) - 17938 тыс.т Месторождение находится на поздней стадии эксплуатации. По состоянию на 01.01.2014г. накопленная добыча нефти с начала разработки по месторождению составила 2517409 тыс.т. Добыча растворенного газа - 183479 млн.м3. Добыча газа из газовой шапки на 01.01.2014г - 72244 млн.м3. Добыча конденсата на 01.01.2014г. - 9423 тыс.т. Состояние запасов нефти на 1.01.2014г. на Самотлорском месторождении (табл.1.1). Состояние запасов растворенного газа на 1.01.2014 на Самотлорском месторождении (табл. 1.2). Таблица 1.1 Состояние запасов нефти на 1.01.2014г. Пласт 1 АВ11-2 АВ13 АВ2-3 АВ4-5 AB6 АВ7 AB8 БВ01 БВ02 БВ1 БВ2 БВ3 БВ4 БВ71 БВ72 БВ80 БВ81-3 БВ100 БВ101-2 БВ16 БВ17-18 БВ19 БВ20 БВ21-22 ЮВ1 итого в т.ч. ОАО «СНГ» СНГДУ №1 СНГДУ №2 в т.ч. ОАО «ТНК- Начальные запасы нефти числящиеся на государственном балансе на 01.01.2014г. (утверждены ГКЗ в 2013г), тыс. т Геологические Извлекаемые А+В+С1 2 1482895 947129 1227322 1109894 5489 9677 3250 1623 800 202 157 А+В+С1 4 481943 449885 589115 618132 2526 4451 1496 447 220 56 43 0.278 0.328 0.328 0.658 0.660 0.490 0.490 0.213 0.215 0.214 0.216 0.214 0.414 0.502 3052259 32644 0.516 2274955 3641777 105305 777304 32644 0.384 3571109 90254 1860001 27450 0.521 1370478 2200631 90254 489523 27450 0.384 2345623 15051 1192258 5194 0.508 904477 1441146 15051 287781 5194 0.386 1202210 1441 521909 0.434 242454 959756 279455 611 5916732 С2 5 6664 5680 0 0 6 0 0 114 72 24 56 145 50 432 211 0 471 1241 197661 1233 962071 549 44031 240 176401 528 222 1550 303 35 1282 358 30 1053 3257 7161 39864 6114 3574168 33255 611 6 0.325 0.475 0.480 0.557 0.460 0.460 0.460 0.275 0.275 0.277 0.274 С2 9 20505 11961 0 0 13 0 0 414 262 89 206 527 1571 0 3774 1873 1764 489 1077 7241 169 1668 4923 33458 14762 106746 1441 В+С1 10 384149 162790 132576 109431 1770 1246 857 292 4 20 42 0 33 36 259 67783 94777 12500 61754 87 273 917 18 2481 22664 1056759 С2 11 6664 5680 0 0 6 0 0 114 72 24 56 145 432 0 1241 1233 549 240 528 1550 35 358 1053 7161 6114 33255 Текущий КИН (А+В+С1 ) В+С1 7 8 97794 1385101 287095 660034 456539 770783 508701 601193 756 4733 3205 6472 639 2611 155 1468 216 584 36 166 1 156 0 0 17 163 175 469 212 1224 129878 170518 867294 590620 31531 58327 114647 245354 135 905 30 1381 365 5626 12 127 776 14438 17200 79080 2517409 4601533 180 644 1436 300396 1457914 89858 360001 1040 1411 5991 139 15214 96280 7118942 С2 3 20505 11961 0 0 13 0 0 414 262 89 206 527 1571 0 3774 1873 1761 489 1077 7241 169 1668 4923 33458 14762 10674 6 10530 5 КИН (А+В+ С1) Накоп. Текущие запасы нефти. тыс. т добыча нефти на 1.01.14 г. тыс. т геологические Извлекаемые 12 0.066 0.303 0.372 0.458 0.138 0.331 0.197 0.095 0.269 0.176 0.006 0.096 0.271 0.148 0.432 0.595 0.351 0.318 0.130 0.021 0.061 0.088 0.051 0.179 0.354 0.202 Нижнева ртовск» Таблица 1.2 Состояние запасов растворенного газа на 1.01.2014. Пласт Начальные запасы газа числящиеся на государственном балансе на 01.01.2014г. (утверждены ГКЗ в 2013г), млн. м3 геологические А+В+С1 С2 1 2 3 АВ11-2 103802 1435 АВ13 77005 972 АВ2-3 88364 0 АВ4-5 65482 0 AB6 322 1 АВ7 571 0 AB8 193 0 БВ01 129 эо БВ02 63 22 БВ1 16 6 БВ2 12 16 БВ3 0 42 1 2 3 БВ4 14 124 БВ71 51 0 БВ72 114 297 БВ80 23432 146 БВ81-3 113719 137 БВ100 6635 36 БВ101-2 26530 79 БВ16 73 507 БВ17-18 98 12 БВ19 418 118 БВ20 9 344 БВ21-22 1065 2342 ЮВ1 8000 1224 итого 516117 7893 в т.ч. ОАО «СНГ» 426641 7780 СНГДУ№1 255837 6589 СНГДУ№2 170804 1191 в т.ч. ОАО «ТНК- 89476 113 Нижневартовск» извлекаемые А+В+С1 4 33739 36577 42418 36471 148 262 87 35 17 4 0 4 4 17 38 15420 75006 3252 13002 15 22 88 2 227 3295 260149 220899 133623 87276 39250 С2 5 466 462 0 0 0 0 0 9 7 1 5 11 5 35 0 92 97 43 18 40 108 2 25 73 499 503 2496 2448 2037 411 48 Накоп. Текущие запасы раств. газа, добыча раств. млн. м3 газа на 1.01.14 г. млн. м3 геологические извлекаемые В+С1 С2 В+С1 С2 6 7 8 9 10 6846 96956 1435 26893 466 23341 53664 972 13237 462 32871 55493 0 9547 0 30013 35469 0 6458 0 45 277 1 103 0 189 382 0 73 0 38 155 0 49 0 12 117 30 23 9 17 46 22 0 7 э 13 6 1 1 0 12 16 3 5 1 -1 42 -1 11 6 7 8 9 10 14 0 124 -10 35 0 51 0 17 0 17 97 297 21 92 10131 13301 146 5289 97 67649 46070 137 7357 43 2324 4311 36 928 18 8449 18081 79 4553 40 9 64 507 6 108 2 96 12 20 2 26 392 118 62 25 1 8 344 1 73 54 1011 2342 173 499 1428 6572 1224 1867 503 183479 332638 7893 76671 2496 164804 261837 7780 56095 2448 98360 157477 6589 35263 2037 66443 104361 1191 20833 411 18675 70801 113 20576 48 Для Самотлорского месторождения характер изменения физических свойств нефтей является типичным для залежей, не имеющих выхода на поверхность и окруженных краевой водой. Практически во всех случаях по мере уменьшения глубины залегания пластов снижаются пластовые давления и температуры. Нефти всех пластов недонасыщены газом, давление насыщения их значительно ниже пластового. Всем пластам свойственна одна и та же закономерность изменения свойств пластовых нефтей: от сводовых частей к зонам водонефтяного контакта снижаются газовые факторы, давление насыщения, возрастает плотность и вязкость нефти. По классификации ГКЗ РФ нефти Самотлорского месторождения относятся к легким, сернистым, парафинистым, малосмолистым и смолистым. Свойства пластовой нефти Самотлорского месторождения указаны в таблицах 1.3 - 1.6. Таблица 1.3 - Физико-химические свойства пластовых нефтей продуктивных пластов АВ11-2, АВ1з, АВ2-3 Самотлорского месторождения Наименование Пластовое давление, Мпа Пластовая температура, оС Давление насыщения, Мпа Газосодержани е, мз/т Объемный коэффициент Плотность нефти, кг/мз Вязкость нефти, мПа.с Коэфф. объемной упругости, АВ11+2 Кол-во исследов анных скважин Диапазо ны изменен ия Средне е значен ие 17 14-18 16,4 АВ1з Кол-во исслед ованны х скважи н 81 Диапазо ны изменен ия Средне е значен ие 13,3-18 16,5 АВ2-3 Кол-во исслед ованны х скважи н 108 16 50-65 60 81 50-70 61 15 6-14 9,7 81 7-14 15 55-114 76 78 15 1,18-1,31 1,203 14 724-812 14 16 Диапаз оны измене ния Средне е значен ие 14-17 16,4 108 57-62 60 11,0 108 9-14 11,6 51-115 88 108 66-114 85,6 78 1,14-1,30 1,255 108 1,244 774 78 720-798 768 108 1,3-2,3 1,63 62 1,20-1,99 1,51 78 9-22 13,2 65 9-20,6 14,6 85 1,171,31 720790 1,202,00 9-19 753 1,55 15,7 (1/МПа).10-4 Газ. фактор при условии сепарации, мз/т Объемный коэфф. при условии сепарации Плотность нефти при условии сепарации, кг/мз 2 68-72 70 26 51-115 81,3 26 55-96 72 2 1,15-1,18 1,165 27 1,08-1,21 1,172 26 1,121,25 1,190 846 27 820-854 844 26 802870 843 2 Таблица 1.4 - Физико-химические свойства пластовых нефтей продуктивных пластов АВ4-5, АВ6-8, БВ7 Самотлорского месторождения Наименование Пластовое давление, МПа Пластовая температура, оС Газосодержание, мз/т Объемный коэффициент Плотность нефти, кг/мз Вязкость нефти, мПа.с Коэфф. объемной упругости, (1/МПа).10-4 Газовый фактор при условии сепарации, мз/т Объемный коэфф. при условии сепарации Плотность нефти при условии АВ4-5 Кол во исслед ованн ых скважи н 115 Диапаз оны измене ния Средне е значен ие 15-18 16,7 АВ6+8 Колво иссле дова нных сква жин 5 115 57-62 60 115 51-110 115 БВ7 Кол-во исслед ованн ых скважи н Диап азон ы изме нени я Средне е значен ие Диапазон ы изменения Средне е значен ие 13-17 16,3 1 - 20,3 5 60-62 61 1 - 83 76,1 5 60-117 77,8 1 - 70,1 1,190 5 1,14-1,29 1,200 1 - 1,260 776 3 750-810 784 2,19 3 1,00-2,90 2,2 1 - 0 01 91 1,151,28 748798 1,502,90 7-19 12,0 3 12-13 12,8 1 - 13,2 10 41-87 59 - - - 1 54-56 55 10 1,111,24 1,152 - - 59 1 1,211,22 1,216 10 820875 849 - - - 1 841843 842 115 90 - сепарации, кг/мз Таблица 1.5 - Физико-химические свойства пластовых нефтей продуктивных пластов БВ80, БВ81-3, БВ10 Самотлорского месторождения Наименование Пластовое давление, МПа Пластовая температура, оС Давление насыщения, МПа Газосодержание, мз/т Объемный коэффициент Плотность нефти, кг/мз БВ8о Кол-во исслед ованн ых скваж ин 55 Диапа зоны измене ния Ср. значен ие 15-22 21,4 БВ81-3 Кол-во исслед ованн ых скваж ин 159 55 69-79 71 55 7-12 55 55 55 Вязкость нефти, мПа.с 137 Газовый фактор при условии сепарации, мз/т Объемный коэфф. при условии сепарации Плотность нефти при условии сепарации, кг/мз 8 Таблица 8 8 1.6 - Диапа зоны измене ния Средн ее значен ие 15-23 21,4 БВ10 Кол-во исслед ованн ых скваж ин 78 159 65-79 71 10,2 159 6-12 71-112 1,191,38 699799 0,862,81 58-91 98,9 1,273 155 155 745 157 1,25 110 78,4 22 1,141,32 828855 1,22 22 840 22 Физико-химические Диапа зоны измене ния Средн ее значен ие 17-23 22,4 78 65-79 75 10,2 78 7-11 10,2 56-115 1,201,37 694789 0,822,08 45-93 98,7 1,270 77 77 92,8 1,268 746 76 1,15 54 78,2 11 67-115 1,151,35 720776 0,901,55 53-93 1,151,32 779886 1,216 11 1,214 841 11 1,111,31 821888 свойства пластовых 742 1,22 73,7 842 нефтей продуктивных пластов БВ19, ЮВ1 Самотлорского месторождения Диапазон измерения 1 Пластовое давление, МПа Пластовая температура оС Давление насыщения, МПа Газосодержание, мз/т БВ19 Кол-во исслед. скв. 2 1 1 1 1 Диапазон ы изменени я 3 - Ср. знач. 4 23,8 65 10,1 76,7 ЮВ1 Кол-во исслед. скв. Диапазоны изменения Ср. знач. 5 20 20 20 16 6 16-25 70-93 8-11 65-117 7 24,2 79 9,9 94,6 Объемный коэффициент Плотность нефти, кг/мз Вязкость нефти, мПа*с Коэффициент объемной упругости, (1/МПа)*104 Газ. фактор при условии сепарации, мз/т Объемный коэфф. при условии сепарации., кг/мз Плотность нефти при условии сепарации, кг/мз 1 1 1 1 - 1,260 758 1,09 13,0 20 15 16 20 1,15-1,38 709-805 0,80-1,73 9-21 1,268 749 1,22 13,0 1 - 70,0 14 61-96 82,9 1 - 1.149 14 1,16-1,35 1,230 1 - 835 14 823-840 831 По данным однократного разгазирования газосодержание меняется от 75 м3/т по пласту АВ4-5 до 96,6 м3/т по пласту ЮВ1, плотность пластовой нефти от 730 кг/м3 по ачимовской пачке до 774 кг/м3 по пласту АВ11+2, объемный коэффициент от 1,190 по пласту АВ4-5 до 1,273 по пласту БВ80, вязкость пластовой нефти от 1,14 мПа*с по пласту БВ10 до 2,15 мПа*с по пласту АВ4-5. По данным ступенчатого разгазирования плотность сепарированной нефти варьирует от 831 кг/м3 по пласту ЮВ1 до 849 кг/м3 по пласту АВ4-5, газосодержание от 59 м3/т по пласту АВ4-5 до 82,9 м3/т по пласту ЮВ1, объемный коэффициент от 1,152 по пласту АВ4-5 до 1,213 по пласту ЮВ1. Молярная масса пластовой нефти изменяется от 180 кг/кмоль по пласту ЮВ1 до 201 кг/кмоль по пласту АВ4-5. Нефти всех продуктивных объектов месторождения довольно близки по составу: молярная доля метана в них варьирует от 27 до 34% при характерном преобладании нормальных углеводородов над изомерами, содержание легких углеводородов состава С1-С5, растворенных в разгазированной нефти, изменяется от 7,8 до 12,7% По своим физико-химическим свойствам и составу заметно отличаются разгазированные нефти горизонта АВ4-5, для них характерно преобладание изомеров над нормальными углеводородами, а содержание их легкой части значительно меньше и составляет 4,43%. В поверхностных условиях средняя величина плотности сепарированной нефти изменяется от 841 кг/м3 по пласту ЮВ1 до 882 кг/м3 по пласту АВ4-5, средняя вязкость сепарированной нефти при 20оС - от 5,7 мм2/.c по пласту БВ10 до 18,2 мм2/.c по пласту АВ4-5. Среднее содержание серы изменяется от 0,6% по пласту ЮВ1 до 1,9% по пласту АВ4-5, парафина - от 1,9% по пласту АВ4-5 до 3,8% по пласту БВ81-3, смол селикагелевых - от 3,4 % по пласту ЮВ1 до 6,4% по пласту АВ4-5. Выход фракций до +300оС - от 42,8% по пласту АВ4-5 до 55,6% по пласту ЮВ1. По всем этим показателям нефти Самотлорского месторождения являются типичными для нефтяных и нефтегазовых месторождений Среднего Приобья. Шифр технологической классификации нефтей продуктивных объектов Самотлорского месторождения II.П2.Т1. Нефтяной газ стандартной сепарации жирный, метанового состава среднее содержание СН4 изменяется от 62,78% (БВ8) до 86,90% (АВ4-5), с низким содержанием азота (менее 4%) и углекислого газа (менее 1,5%), сероводород отсутствует. По этим и головным компонентам газ, растворенный в нефти горизонта АВ4-5, заметно отличается от других продуктивных объектов. Прежде всего он более метановый и менее азотистый (содержание N2 составляет 0 - 0,49%), содержит этан в некондиционных количествах, т.е. менее 3,0%, существенно меньше в нем концентрации пропана и бутана. Газ газовой шапки горизонтов группы АВ1-5 по результатам исследования проб, отобранных в 1969-1974 гг., является сухим и имеет метановый состав (содержание СН4 более 92%), его плотность изменяется от 0,707 до 0,751 кг/м3, составляя в среднем 0,730 кг/ м3, молекулярная масса - от 17,01 до 18,06 при среднем значении 17,57 кг/кмоль. Головные компоненты в рассматриваемом газе содержатся в некондиционных количествах. Свойства пластовой воды показаны в табл.1.7. Таблица 1.7 - Свойства пластовой воды № 1 2 Свойства воды Предельное газосодержание, м3/т Объемный коэффициент АВ1-3 2,22 1,012 АВ2-3 2,12 1,008 АВ4-5 2,14 1,008 БВ10 2,44 1,016 БВ8 2,43 1,016 3 4 5 6 Вязкость в пластовых условиях, спз Общая минерализация, г/л Плотность в поверхностных условиях, г/см3 Плотность в пластовых условиях, г/см3 0,51 19,3 1,014 1,014 0,51 25 1,015 1,008 0,51 25,6 1,015 1,009 0,43 29 1,02 1,004 0,44 27,4 1,018 1,004 . АНАЛИЗ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ 2.1 Анализ показателей разработки объекта АВ11-2 Самотлорского месторождения Эксплуатация объекта АВ11-2 Самотлорского месторождения в границах деятельности ОАО «ТНК-Нижневартовск» начата в 1977 году. С начала разработки по объекту по состоянию на 1.01.2014 г. добыто около 30 млн. т нефти, что составляет 17,4 % от начальных извлекаемых запасов. Темп отбора от НИЗ - 1,8 %, от ТИЗ - 2,1 %. Текущий коэффициент нефтеизвлечения составляет 0,057 при конечном 0,325 д. ед. Остаточные извлекаемые запасы - более 130 млн. т. В разбуренной части пласта реализуется площадная обращенная 7-ми точечная система разработки с элементами очаговой, преимущественно на основе скважин, переведенных с нижележащих объектов. В неразбуренной зоне запроектирована однорядная система. Ввиду того, что ранее объект АВ11-2 считался возвратным, на протяжении длительного периода (1977 - 1987 гг.) его разработка осуществлялась единичными скважинами. Затем начался перевод скважин с нижележащих объектов и, соответственно, рост добычи нефти до уровня 450 - 585 тыс. т. Более 20 лет разработки объекта фонд добывающих скважин кратно превышал фонд нагнетательных скважин, соответственно отборы жидкости не были в достаточной мере компенсированы объемами закачки воды. С 2001 г. начинается активное освоение объекта в основном за счет ввода возвратных скважин с нижележащих пластов. С 2005 г. начато активное формирование системы ППД. В настоящее время разработка объекта характеризуется дальнейшим наращиванием отборов нефти и жидкости, связанным с увеличением фонда как за счет возвратов, так и бурения скважин. В 2013 году добыча нефти составила около 3 млн. т, добыча жидкости около 15 млн. т, при годовой закачке воды - около 14 млн. м3. Таким образом, в 2013 году отборы жидкости компенсированы закачкой воды на 89,6 %, накопленная компенсация отборов закачкой составляет 57,1 %. Доля участия пласта АВ11-2 в накопленной добыче месторождения лишь 10,6 %, при этом начальные извлекаемые запасы пласта составляют третью часть от общих извлекаемых запасов, что объясняется низкими темпами освоения объекта из-за сложности его геологического строения. В 2013 г. скважинами пласта обеспечено 50 % добычи месторождения в пределах л.у. ОАО «ТНКНижневартовск». Необходимо отметить, что при невысоком отборе от НИЗ (17,4 %) обводненность продукции составляет 79,5 %. Причиной опережающего роста обводненности являются несколько факторов: наличие зон слияния пласта АВ112 с высокообводненным пластом АВ13, заколонные перетоки, распространение трещин после ГРП, также обеспечивающих связь с пластом АВ13, негерметичность эксплуатационной колонны, а также недонасыщенность коллектора. Отмечается рост дебитов жидкости, связанный с формированием системы ППД и вводом в 2012 - 2013 гг. новых высокопроизводительных горизонтальных скважин с мультистадийным ГРП. Дебит нефти в последние 6 лет стабилен и составляет более 8 - 9 т/сут. Темпы роста обводненности продукции незначительны, среднегодовой уровень обводненности в 2013 г. составил 79,5 % (таблица 2.1). Таблица 2.1 - Основные показатели разработки объекта АВ11-2 на 01.01.2014г Показатели Добыча нефти в 2013 г, тыс.т Дебит нефти в 2013 г, т/сут АВ11-2 2952,3 9,0 Накопленная добыча нефти, тыс.т Добыча жидкости в 2013 г, тыс.т Дебит жидкости в 2013 г, т/сут Накопленная добыча жидкости, тыс.т Обводненность, % Закачка воды в 2013 г, тыс.м3 Приемистость в 2013 г, м3/сут Накопленная закачка воды, тыс.м3 Текущий КИН, д.ед Отбор от НИЗ, % Темп отбора от НИЗ, % Темп отбора от ТИЗ, % Экспл. фонд добывающих скважин, шт. Действующий фонд добывающих скв., шт. Экспл. фонд нагнетательных скважин, шт. Действующий фонд нагн. скв., шт. 28555,3 14394,2 43,9 93747,5 79,5 13894,3 116,9 59663,4 0,057 17,4 1,8 2,1 1050 971 370 366 пласт месторождение скважина добыча Продолжается работа по формированию системы ППД объекта, обеспечивающая рост объемов закачки воды и, соответственно, компенсации отборов закачкой. За последние 6 лет эксплуатационный фонд нагнетательных скважин увеличился практически в 10 раз. В 2013 г. годовой объем закачки воды составил около 14 млн. м3, Текущая компенсация отборов закачкой составила 89,6 %, накопленная - 57,1 %. С начала разработки пласта АВ11-2 извлечено около 4 млрд. м3 газа, в т.ч. около 2,0 млрд. м3 растворенного газа и более 1,5 млрд. м3 свободного газа газовой шапки. В 2013 г. ресурсы попутного газа составили около 330 млн. м3, в том числе более 200 млн. м3 растворенного газа и около 120 млн. м3 свободного газа. Динамика основных технологических показателей разработки объекта АВ11-2 приведена на рисунках 2.1 - 2.3 и в таблице 2.2. Рисунок 2.1 - Динамика добычи нефти и жидкости и закачки воды на объекте АВ11-2 Самотлорского месторождения Рисунок 2.2 - Динамика дебита нефти и жидкости и обводненности на объекте АВ11-2 Самотлорского месторождения Рисунок 2.3 - Динамика изменения фона скважин на объекте АВ11-2 Самотлорского месторождения По состоянию на 1.01.2014 г. общий фонд объекта составляет 1477 скважин, в т. ч. добывающий - 1105 ед., нагнетательный - 372 ед. Распределение добывающих и нагнетательных скважин по категориям приведено на рисунке 2.4. а) добывающий фонд б) нагнетательный фонд Рисунок 2.4 - Распределение фонда скважин по категориям на объекте АВ11-2 на 1.01.2014 г. Таблица 2.2 - Динамика показателей разработки объекта АВ11-2 Дата Добыча Дебит Накопл. Добыча нефти, нефти, добыча жидкости, тыс.т т/сут нефти, тыс. т тыс. т 1 2 3 4 5 1978 0.0 1979 8.4 6.4 8.4 8.4 1980 20.3 7.9 28.7 20.3 1981 27.0 8.4 55 7 27.0 1982 27.9 6.3 83.6 28.3 1983 47.9 5.5 131.0 48.1 1984 103.5 13.6 234.5 104.6 1985 152.6 21.3 387.1 154.9 1986 144.5 18.3 531.6 148.7 1987 154.9 18.5 686.5 179.7 1988 450.4 36.9 1136.9 638.7 1989 439.3 31.5 1576.3 597.2 1990 459.1 26.4 2035.4 727.6 1991 585.8 25.0 2621.2 1021.6 1992 513.2 17.5 3134.3 848.4 1993 406.0 12.8 3540.3 699.5 1994 363.0 12.0 3903.4 657.0 1995 375.8 11.6 4279.2 745.7 1996 309.2 9.2 4588.4 619.1 1997 289.5 8.3 4877.9 621.0 1999 277.4 8.6 5155.3 707.1 1999 334.3 11.6 5489.6 876.6 Дебит Накопл. жидкости, добыча т/сут жидкости, тыс. т 6 7 0.0 6.4 8.4 7.9 28.7 8.4 55 7 6.4 83.9 5.6 132.1 13.8 236.7 21.6 391.6 18.8 540.3 21.4 720.0 52.3 1358.6 42.8 1955.8 41.9 2683.4 43.5 3705.0 29.0 4553.4 22.0 5253.0 21.8 5910.0 23.0 6655.7 18.4 7274.9 17.9 7895.9 21.9 8603.0 30.3 9479.6 Обводненность, % Закачка Приемистость воды, м3/сут тыс. м3 8 0.0 0.1 0.1 1.3 1.5 1.1 1.4 2.8 13.8 29.5 26.4 36.9 42.7 39.5 42.0 44.7 49.6 50.0 53.4 60.8 61.9 9 7.1 37.0 37.5 17.5 17.8 21.9 118.6 404.6 635.5 494.9 463.8 108.7 342.5 448.5 324.4 154.7 10 Нак зака вод тыс 11 54.2 81.5 84.8 27.8 24.7 30.0 129.9 274.8 265.5 208.5 217.0 85.2 147.9 194.2 174.7 96.9 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 7.1 44.1 81.5 99.0 116 138 257 662 129 179 225 236 270 315 348 363 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 350.9 459.1 641.5 838.2 1133.0 1563.6 1900.5 2027.6 1941.7 1957.4 2222.9 2420.9 2656.0 2952.3 10.1 12.0 13.7 13.0 12.2 13.5 13.0 10.6 8.9 8.8 9.2 9.1 9.0 9.0 5840.5 6299.6 6941.1 7779.2 8912.3 10475.3 12376.4 14404.0 16345.7 18303.2 20526.1 22947.0 25603.0 23555.3 987.8 1007.7 1268.0 1863.9 2501.2 3418.5 4633.8 6365.7 7495.9 8033.4 9442.1 10844.4 12011.3 14394.2 28.3 26.4 27.1 28.8 27.0 29.5 31.6 33.3 34.4 36.0 39.3 40.5 40.7 43.9 10467.5 11475.1 12743.2 14607. 1 17108.3 20526.3 25160.6 31526.3 39022.2 47055.5 56497.6 67342.0 79353.3 93747.5 64.5 54.4 49.4 55.0 54.7 54.3 59.0 68.1 74.1 75.6 76.5 77.7 77.9 79.5 224.0 145.9 104.2 25.6 8.7 39.6 201.3 725.9 3021.0 6324.4 9575.5 10336.6 11401.5 13394.3 124.2 98.7 107.4 35.6 14.6 43.4 79.4 133.5 134.6 129.9 126.8 114.3 109.3 116.9 2.2 Анализ показателей работы фонда В добывающем фонде объекта числятся 1105 скважин, из них: действующих - 971, бездействующих - 79, в консервации - 8, пьезометрических 27, ликвидированы или в ожидании ликвидации - 20. Эксплуатационный фонд добывающих скважин составляет 1050 единиц (95 % от общего числа добывающих скважин). В нагнетательном фонде числится 372 скважины, из них: действующих 366, бездействующих - 4, ликвидированы - 2. Эксплуатационный нагнетательный фонд составляет 370 скважин (99,5 % от общего числа нагнетательных скважин)(таблица 2.3). В настоящее время добывающий фонд скважин эксплуатируется механизированным способом, 94 % скважин эксплуатируются с помощью ЭЦН, 6 % скважин с помощью ШГН. Использование пробуренного фонда Объект АВ11-2 находится в стадии активной разработки и для него характерно значительное увеличение фонда за счет перевода скважин с других пластов и бурения новых скважин. За последние пять лет действующий нагнетательный фонд вырос более чем в 2 раза (с 178 ед. в 2009 г. до 366 ед. в 385 400 410 413 414 418 438 511 813 144 240 343 457 596 2013 г.). Действующий добывающий фонд за аналогичный период увеличился в 1,5 раза (с 645 ед. в 2009 г. до 971 ед. в 2013 г.). На рисунке 2.5 и 2.6 представлена динамика фонда объекта и коэффициентов использования и эксплуатации за последние пять лет. Таблица 2.3 - Характеристика фонда скважин на объекте АВ11-2 по состоянию на 1.01.2014 г. Категория скважин Использование фонда скважин 1 Добывающие 2 Действующие В освоении после бурения Бездействующие Эксплуатационный фонд В консервации Пьезометрические Наблюдательные Ликвидированные Всего Под закачкой В освоении В отработке на нефть Бездействующие Эксплуатационный фонд В консервации Пьезометрические Наблюдательные Ликвидированные Всего Нагнетательные Нагнетательные АВ112 3 971 0 79 1050 8 27 0 20 1105 366 0 180 4 370 0 0 0 2 372 На 1.01.2014 г. действующий фонд добывающих скважин составил 87,9 % от общего фонда и 92,5 % от эксплуатационного. В 2013 году, по сравнению с предыдущим годом, действующий добывающий фонд увеличился на 65 скважин. При этом следует отметить, всего в 2011 году из действующего фонда выбыло 40 скважин. Основные причины выбытия - нерентабельность (малодебитность) фонда, выбытие под закачку и обводнение. Коэффициент использования добывающих скважин увеличивался в 2009 - 2011 гг. на фоне сокращения бездействующего фонда. Последние два года наблюдается некоторое снижение с 0,91 д. ед. в 2011 г. до 0,89 д. ед. в 2013 г. Коэффициент эксплуатации на протяжении всего рассматриваемого периода стабилен, составляя 0,97 д. ед. Рисунок 2.5 - Динамика фонда, коэффициентов использования и эксплуатации добывающих скважин на объекте АВ11-2 Рисунок 2.6 - Динамика фонда, коэффициентов использования и эксплуатации нагнетательных скважин на объекте АВ11-2 Действующий нагнетательный фонд в 2013 году составил 372 скважины. Последние годы объект характеризуется постоянным увеличением нагнетательного фонда. Так, за пятилетний период фонд увеличился на 188 единиц, по сравнению с предыдущим годом - на 49 единиц. Соотношение добывающих и нагнетательных скважин значительно уменьшилось: на конец 2007 года - 3,6 : 1, на конец 2011 года - 2,7 : 1. На 1.01.2014 г. действующий нагнетательный фонд составляет 98,4 % от общего фонда и 98,9 % от эксплуатационного. Коэффициент использования нагнетательных скважин в 2007 - 2009 гг. сохранялся на уровне 0,98 д. ед. Последние два года наблюдается снижение, в текущем году коэффициент использования составил 0,95 д. ед. Коэффициент эксплуатации нагнетательных скважин достаточно высок все годы, небольшое снижение в 2013 году до 0,97 д. ед. связано с остановкой ряда нагнетательных скважин по причине ожидания исследований или ремонта. Распределение действующего фонда скважин по дебитам нефти, жидкости и обводненности на рассматриваемую дату приведено в таблице 2.4. Две примерно равнозначные группы (36,7 % и 33,8 %) эксплуатируются с дебитами нефти от 0 до 5 т/сут и от 5 до 10 т/сут. При этом 10 % добывающего фонда работает с предельно рентабельным дебитом нефти менее 2 т/сут. 80 % скважин (77 ед.) этой группы работают с обводненностью продукции более 90 %, в том числе 19 ед. добывают в совместном режиме. С дебитом нефти в интервале от 10 до 20 т/сут работают 211 скважин (21,7 %). Доля скважин с дебитом нефти в диапазоне 20 - 50 т/сут очень мала (66 ед. - 6,7 %), а высокопродуктивный фонд объекта (с дебитом нефти более 50 т/сут) представлен только восьмью скважинами (0,8 %), из них 4 - с горизонтальным окончанием ствола, пробуренные в последние несколько лет. Все высокодебитные скважины расположены в зонах смешанного коллектора (МТ+ТСТ). Таблица 2.4 - Распределение действующего фонда по дебитам нефти, жидкости и обводненности на 1.01.2014 г. Дебит, т/сут нефть 0-2 2-5 5-10 10-20 20-50 Обводненность, % 0-20 20-60 60-90 90-98 > 98 0 2 13 7 9 58 114 55 8 0 19 5 0 0 0 3 14 59 74 38 17 125 202 122 19 Всего 97 260 329 211 66 >50 Итого жидкость 0-10 10-20 20-50 50-100 >100 Итого Основная часть 1 32 7 195 0 485 0 235 0 24 8 971 11 9 9 3 0 32 21 65 86 16 7 195 17 73 285 93 17 485 3 11 84 89 48 235 1 2 5 8 8 24 53 160 469 209 80 971 действующего фонда (469 скважин - 48,3 %) эксплуатируется с дебитами жидкости в диапазоне от 20 до 50 т/сут. Доля низкодебитных скважин (дебит жидкости менее 10 т/сут) составляет 5,4 % (53 скважины), с дебитом 50 - 100 т/сут работают более 20 % действующего фонда (209 скважин). И 8 % действующего фонда (80 скважин) эксплуатируется с дебитами жидкости более 100 т/сут. В настоящее время практически половина скважин объекта (485 ед. - 49,9 % действующего фонда) эксплуатируется с обводненностью продукции в диапазоне 60 - 90 %. Высокообводненными (обводнение превысило 90 %) являются 259 скважин (26,6 % фонда), в том числе 24 скважины работают с критической обводненностью (более 98 %). Низкообводненный фонд (содержание воды в продукции скважин менее 20 %) представлен очень незначительным числом скважин (32 ед. - 3,2 %). На конец 2013 года 114 скважин действующего добывающего фонда работают в совместном режиме. На рисунках 2.7 и 2.8 представлено распределение дебита нефти, жидкости и обводненности совместного фонда по состоянию на 1.01.2014 г. Дебит нефти скважин объекта АВ11-2, работающих в совместном режиме, не превышает 20 т/сут. Наибольшее число совместных скважин добывают менее 5 т/сут (55 %), в том числе 23 % работают с предельно рентабельным дебитом нефти менее 2 т/сут. Треть скважин (30 %) характеризуются дебитом 5 - 10 т/сут и 15 % работает достаточно эффективно, добывая 10 - 20 т/сут. Большая часть скважин совместного фонда работает с обводненностью 60 - 90 % - 65 скважин, 57 %. Скважины с невысокой обводненность 20 - 60 % составляют 14 % и, в основном, характеризуются производительностью по нефти 5 - 20 т/сут. высокообводненный совместный фонд с обводненностью более 98 % незначителен - 6 скважин, почти все работают с предельно рентабельным дебитом нефти менее 2 т/сут. Рисунок 2.7 - Распределение действующего фонда по дебиту нефти и обводненности на 1.01.2014 г. Рисунок 2.8 - Распределение действующего фонда по дебиту жидкости и обводненности на 1.01.2014 г. Дебит жидкости основной части совместно добывающих скважин (70 %) находится в диапазоне 10 - 50 т/сут. Низкодебитные скважин (дебит жидкости менее 10 т/сут) составляют 11 %, дебитом жидкости более 50 т/сут) характеризуется работа 19 % совместного добывающего фонда. Распределение действующего нагнетательного фонда по приемистости представлено на рисунке 2.9. Большая часть нагнетательного фонда (205 скважин - 56 % действующего фонда) эксплуатируется с приемистостью более 100 м3/сут, в том числе 8 скважин (2 % действующего нагнетательного фонда) осуществляют закачку с приемистостью более 300 м3/сут. Также значительная часть нагнетательных скважин работает с приемистостью ниже 100 м3/сут и составляет 161 скважину (43 % действующего фонда), включая 40 скважин с приемистостью ниже 50 м3/сут. Средняя приемистость нагнетательных скважин за 2013 год составила около 120 м3/сут. Рисунок 2.9 - Распределение нагнетательных скважин по приемистости на 1.01.2014 г. За все время эксплуатации в добыче участвовали 1360 скважин, на одну скважину, участвовавшую в добыче, приходится около 21,0 тыс. т добытой нефти. Остаточные запасы на одну действующую скважину составляют более 130 тыс. т. За всю историю разработки объекта закачка воды осуществлялась в 373 нагнетательные скважины. Таким образом, накопленная закачка воды на 1 скважину, участвовавшую в нагнетании, составляет около 160,0 тыс. м3. Распределение добывающего фонда скважин по накопленной добыче нефти представлено на рисунке 2.10. Распределение нагнетательных скважин по накопленной закачке воды приведено на рисунке 2.11. Большая часть скважин объекта (1103 ед. - 81 % от общего числа, участвовавшего в добыче фонда) характеризуется накопленной добычей нефти менее 30 тыс. т. на скважину. Добыча этой группы скважин составила более 10 млн. т (40 % от накопленной добычи объекта). Наименее производительными (накопленная добыча менее 3 тыс. т на скважину) являются 278 скважин (20 % от общего числа скважин), добыча этих скважин составила более 0,2 млн. т (1,2 % от накопленной добычи). Необходимо отметить, что большая часть этих скважин (174 ед. - 63 %) по разным причинам участвовали в добыче менее года (в том числе 74 скважины введены в 2013 году). Остальные скважины характеризуются невысокой эффективностью, обусловленной низким уровнем входных показателей или быстрым обводнением. Доля скважин с накопленной добычей более 50 тыс. т на скважину составляет 8,2 % (111 скважин), суммарная добыча нефти по ним составила 11,6 млн. т (40,6 % от всей накопленной добычи по объекту). В высокопроизводительном фонде 25 скважин, отобравших более 100 тыс. т нефти на скважину, суммарная добыча по ним составила около 6 млн. т (20,6 % от всей накопленной добычей). Все скважины расположены в зоне распространения коллекторов преимущественно массивного типа (МТ). Рисунок 2.10 - Распределение скважин по накопленной добыче нефти Более половины всех участвовавших в нагнетании скважин (235 ед. - 63 %) характеризуются накопленной закачкой выше 100 тыс. м3 на скважину. Они обеспечили 89 % накопленной закачки воды по объекту. В числе низкопроизводительных, 68 нагнетательных скважин с накопленной закачкой менее 50 тыс. м3 на скважину. С накопленной закачкой на скважину в диапазоне от 50 до 100 тыс. м3 эксплуатировались 70 скважин нагнетательного фонда (18,8 % от общего числа), суммарная закачка этой группы скважин составила 8,6 % накопленной закачки воды по объекту. Накопленной закачкой более 500 тыс. м3 на скважину характеризуется лишь 1 % нагнетательного фонда (5 скважин), при этом суммарная закачка в них составляет 8,4 % накопленной закачки воды по объекту. Максимальной накопленной закачкой более 2 млн. м3 воды характеризуется скважина 7187, эксплуатирующаяся совместно с пластом АВ13. Рисунок 2.11 - Распределение скважин по накопленной закачке воды Бурение новых скважин За период 2010 - 2013 гг. в эксплуатацию на объект АВ11-2 из бурения были введены 53 добывающие скважины, в т.ч. три из них пробурены на 2 пласта АВ11-2+АВ13. Показатели эксплуатации новых скважин по годам представлены в таблице 2.5 и на рисунке 2.12. Таблица 2.5 - Показатели эксплуатации скважин, введенных из бурения Дата 2010 2011 2012 2013 Кол-во новых доб. скв. 9 0 21 23 Фактический режим за год Добыча нефти, тыс. т qн, т/сут qж, т/сут Годовая добыча Уд. год. добыча 34,5 37,7 36,8 82,1 67,6 97,3 28,9 97,1 126,6 3,2 4,6 5,5 обвть, % 57,9 44,2 62,2 Суммарное кол-во новых доб. скв. Накопл. добыча нефти, тыс. т Уд. накопл. добыча нефти, тыс. т/скв. 9 9 30 53 28,9 138,8 304,7 724,4 3,2 15,4 10,2 13,7 Рисунок 2.12 - Показатели эксплуатации скважин, пробуренных в 2009 2013 гг. На дату анализа из 53 пробуренных на объект добывающих скважин в действующем добывающем фонде пребывают 49 ед., 3 скважины переведены под нагнетание, скважина 50758 переведена под закачку на пласт ЮВ1. Добывающие скважины продолжают работу на объекте с дебитом нефти от 4,4 т/сут (скв. 19855) до 110,4 т/сут (скв. 19957) и обводненностью от 15,2 % (скв. 19017) до 96,4 % (скв. 19877). Средний текущий дебит нефти по действующим скважинам - 31,7 т/сут, обводненность - 54,7 %. Дебит нефти менее 5 т/сут отмечается по 2 скважинам (19973 и 19855). Скважина 19855 пробурена на пласты АВ11-2+АВ13, характеризуется относительно невысоким дебитом жидкости (40 т/сут), дебит нефти в сумме по 2 пластам составляет 10 т/сут. В скважине 19973, несмотря на проведение 2 ГРП на горизонтальном участке ствола, получен весьма низкий дебит жидкости (19 т/сут), который в течение года снизился до 8 т/сут. Полученный дебит не является характерным для разреза пласта, вскрытого скважиной (преимущественно МТ), что подтверждают входные дебиты жидкости (60 - 100 т/сут) пробуренных рядом скважин. Обводненность выше 90 % наблюдается в 2 скважинах (19680 и 19877), обе скважины расположены в разбуренной зоне. По горизонтальной скважине 19877, введенной с ГРП, получена высокая входная обводненность 96,5 %, что, вероятно, связано с обводнением закачиваемой водой от скважин 5651 и 11076, расположенных на расстоянии 450 м, накопленная закачка воды по которым составила по 200 тыс. м3. По скважине 19860 входная обводненность составила 81,8 %, проведенная в скважине оптимизация насосного оборудования способствовала ее увеличению до 95,4 % менее чем за год работы. Удельная годовая добыча нефти на скважину за первый год работы увеличивается (с 3,2 тыс. т/скв. в 2010 г. до 5,5 тыс. т/скв в 2013 г.), что, в первую очередь, связано с введением новых технологий при освоении скважин из бурения (многостадиный ГРП на скважинах с горизонтальным окончанием ствола). Бурение скважин осуществлялось как в разбуренной части залежи с размещением уплотняющего фонда, так и в краевой неразбуренной части на юговостоке. Всего за счет бурения новых скважин в 2010 - 2013 гг. добыто 724,4 тыс. т нефти или 13,7 тыс. т на скважину. Средняя обводненность по новым скважинам варьирует от 57,9 % до 62,2 %. Основными причинами высокой начальной обводненности являются: недонасыщенность коллектора нефтью и наличие в нефтенасыщенном поровом объеме рыхлосвязанной пластовой воды, проникновение трещин в нижележащие заводненные интервалы пласта АВ13 при проведении ГРП. Из 53 пробуренных скважин 45 имеют горизонтальное окончание ствола. Практически во всех скважинах, как в наклонно-направленных, так и в горизонтальных, перед вводом на пласт проводился гидроразрыв пласта. Из 45 горизонтальных скважин в 31 при освоении реализован мультистадийный ГРП. Для сравнения в таблицах 2.6 - 7 приведена динамика среднегодовых дебитов новых скважин с горизонтальным и наклонно-направленным окончанием ствола. Большая часть горизонтальных скважин (21 ед.) была пробурена в 2013 г. (в т.ч. 20 - с МГРП), 17 ед. - в 2012 г. (в т.ч. 11 - с МГРП), 7 ед. - в 2010 г. Таблица 2.6 - Динамика дебитов пробуренных наклонно-направленных скважин Дата 2010 2012 2013 Всего Кол-во новых доб. скв. Дебит нефти, т/сут 2010 2011 2012 32,7 63,0 81,0 30,4 32,7 63,0 48,9 2 4 2 8 Уд. Qн нак., тыс. т/скв. 2013 67,7 23,6 26,7 31,7 5,1 4,8 3,0 20,2 Из 9 скважин наклонно-направленного профиля 7 пробурены в зонах преимущественного распространения коллекторов массивной текстуры, остальные 2 - в смешанном коллекторе. Среди скважин с горизонтальным профилем 30 % скважин пробурены в зоне смешанного коллектора, остальные в зоне коллекторов массивной текстуры. Таблица 2.7 - Динамика дебитов пробуренных горизонтальных скважин Дата 2010 2011 2013 Всего Кол-во новых доб. скв. 7 17 21 45 Дебит нефти, т/сут Уд. Qн нак., тыс. т/скв. 2010 35,6 2011 28,8 2012 15,4 40,1 35,6 28,8 26,1 2013 14,2 38,8 37,5 32,8 2,7 4,6 5,7 12,5 Преимущество в показателях наклонно-направленных скважин, пробуренных в 2010 г., связано с вводом в эксплуатацию высокодебитной скважины 19554, разрез которой представлен массивным коллектором, начальный дебит нефти составил 99,7 т/сут и по состоянию на 1.01.2014 г. скважина отобрала 96 тыс. т. При сопоставлении показателей скважин, пробуренных в 2012 - 2013 гг., отмечается преимущество по дебиту нефти горизонтальных скважин, что связано с увеличением в структуре объемов бурения скважин с МГРП (Рис. 2.13). Рисунок 2.13 - Динамика дебитов скважин, пробуренных в 2009 - 2013 гг. Кусты 2019 и 2041 реализованы в 2012 году в неразбуренной зоне в юговосточной части залежи, в зоне преимущественного распространения коллекторов массивной текстуры. При этом куст 2019 Скважины куста 2015В пробурены в 2013 г. в зоне смешанного коллектора и являются уплотняющими. Все 5 наклонно-направленных скважин введены с ГРП, из 16 скважин с горизонтальным окончанием ствола в 13 проведен мультистадийный ГРП. .3 Анализ выполнения проектных решений объекта АВ11-2 Самотлорского месторождения С начала разработки по объекту отобрано 28555,3 тыс. т нефти, что ниже проектного значения на 31,8 тыс. т (проект - 28587,1 тыс. т). Накопленная добыча жидкости составляет 93747,5 тыс. т, что выше проектной на 71,9 тыс. т (по проекту - 93675,6 тыс. т). Накопленная закачка с начала разработки составила 59663,4 тыс.м3 (по проекту 59611,4 тыс.м3), что выше проектного уровня на 52 тыс. м3. В 2011 г. по объекту АВ1 отобрано 2952,3 тыс. т нефти (по проекту - 2984,1 тыс. т), что меньше проектного уровня на 31,8 тыс. т (- 1,01 %). Добыча жидкости составила 14394,2 тыс. т (по проекту - 14322,2 тыс. т), что выше проектного уровня на 72 тыс. т. Фактическая обводненность - 79,5 % при проектной 76,9 %. Эксплуатационный добывающий фонд ниже планируемого значения на пять скважин. Величина действующего добывающего фонда (971 скважин) также ниже проектного показателя на 24 единицы (- 1,02 %). Эксплуатационный фонд нагнетательных скважин составляет 370 единиц и превышает проектный показатель на 6 скважин. Фактический действующий нагнетательный фонд больше проектного на 7 скважин и составляет 366 скважину. Средний дебит жидкости в 2013 г. близок к проектному и составил 43,9 т/сут (проект - 44,3 т/сут). Средний дебит нефти составил 9,0 т/сут, что ниже проекта на 0,2 т/сут (9,2 т/сут по проекту), что связано с более высокой обводненностью продукции. Приемистость действующих нагнетательных скважин по объекту в 2011 г. ниже проектной и составила 116,9 м3/сут при проекте 120,6 м3/сут. Закачка воды в 2011 г. превышает проектный показатель (факт - 13894,3 тыс. м3, проект 13768,4 тыс. м3) за счет более высокого действующего фонда, текущая компенсация при этом практически равна проектной (факт - 96,5 %, проект - 96,1 %). Уровень фактической обводненности добываемой продукции выше проектного значения - 79,5 % при проекте 76,9 %, при этом само значение среднегодовой обводненности является высоким для объекта, характеризующегося начальной стадией освоения (отбор от НИЗ - 17,4 %). Причины этого заключаются, с одной стороны, в недонасыщенности коллектора нефтью и наличии рыхлосвязанной воды, с другой стороны, в проникновении трещин в нижележащие заводненные интервалы пласта АВ13 при проведении ГРП. Кроме того, учитывая, что скважины на «рябчике» эксплуатируются после ГРП, существует высокая вероятность «подтягивания» фронта нагнетания по существующим трещинам и высокопроницаемым пропласткам. Анализ причин обводнения за 2013 г. показал, что рост обводненности в целом по объекту связан как с естественным ее ростом, так и с опережающими темпами обводнения по отдельным скважинам, вызванными трещиной ГРП и влиянием нагнетательных скважин. Согласно «Авторскому надзору за выполнением проектных решений по разработке Самотлорского месторождения», утвержденный проектный фонд по объекту АВ11-2 в пределах деятельности л.у. ОАО «ТНК-Нижневартовск» составляет 2322 скважины, в том числе 1612 добывающих и 710 нагнетательных В границах лицензионного участка предполагалось бурение 738 скважин, в том числе 442 добывающих и 296 нагнетательных скважин. В период после принятия проектного документа (2011 - 2013 гг.) планировалось пробурить 15 скважин. Фактически за этот период пробурены и введены в эксплуатацию 44 скважины, из них 33 соответствуют проектному местоположению. Кроме того, выполнение двух зарезок вторых стволов и 16 возвратов с нижележащих объектах вблизи точек проектного бурения привело к их отмене. Таким образом, на объекте наблюдается существенное опережение по реализации бурения проектного фонда. С учетом вышесказанного, оставшийся к бурению фонд объекта АВ11-2 по состоянию на 1.01.2014 г. составил 705 скважин, в том числе 420 добывающих и 285 нагнетательных. . СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ ДИПЛОМНОГО ПРОЕКТА .1 Анализ эффективности применяемых методов Самотлорское месторождение находится в зоне деятельности ОАО «ТНКНижневартовск» и ОАО «Самотлорнефтегаз». На Самотлорском месторождении в период 2009-2013 года проводились такие геолого-технологические мероприятия (ГТМ) как гидроразрыв пласта (ГРП), зарезка боковых стволов (ЗБС), оптимизация работы насосного оборудования, прострелочно-взрывные работы (ПВР), обработка призабойных зоны (ОПЗ), ремонтно-изоляционные работы (РИР), возвраты (переводы) на другие объекты и приобщения. На месторождении было выполнено 14124 геолого-технологических мероприятий. За пятилетний период работы скважины работали как на одном, так и на разных пластах, большое число скважин эксплуатируют совместно несколько пластов. При анализе эффективности ГРП в общем объеме мероприятий рассматривались и скважины, переведенные с других объектов с проведением ГРП. Дополнительная добыча нефти за счёт ГТМ за рассматриваемый период составила 42,9 млн.т нефти, на одну скважино-операцию приходится 3,0 тыс.т. Приросты дебитов нефти и жидкости составляют 10,6 т/сут и 48,7 т/сут соответственно. Средние показатели по проведенным геолого-технологическим мероприятиям представлены в таблице 3.1. Таблица 3.1 - Осредненные параметры по видам мероприятий в 20092013гг. Вид ГТМ Год Количество скважиноопераций Прирост дебита нефти, т/сут Прирост дебита жидкости, т/сут 1 ГРП 2 2009 2010 2011 2012 2013 3 632 746 867 739 446 3430 131 212 229 282 278 1132 87 4 19,6 15,5 14,4 10,6 9 14,1 49,8 34,8 30,3 21,1 18,8 27,7 3,9 5,3 4,6 2,4 2,6 4,5 3,4 3,8 4,7 4,4 4,2 4,0 5,7 5,0 6,3 5,4 4,4 5,5 7,1 6,9 8,4 8,7 6,8 7,7 9,7 Итого по ГРП ЗБС 2009 2010 2011 2012 2013 Итого по ЗБС РИР, ЛНЭК 2009 ЛА 2010 192 2011 126 2012 250 2013 235 Итого по РИР 890 ОПЗ 2009 624 2010 786 2011 495 2012 555 2013 214 Итого по ОПЗ 2674 ПВР 2009 561 2010 344 2011 177 2012 131 2013 72 Итого по ПBP 1285 Оптимизация 2009 509 2010 429 2011 529 2012 708 2013 461 Итого по оптимизации 2636 Возвраты и 2009 459 приобщения Уд. доп. добыча нефти, тыс. т/скв Нак. доп. добыча нефти, тыс. т Коэфф. эффективн ости, % 5 61,8 49,8 51,1 47,5 48,4 51,7 104,3 90,2 117 164,8 136,3 127,2 -44,0 Годовая доп. добыча нефти, тыс. т 6 1655,5 1667,8 1568,8 981,7 481,1 6355 851,9 1237,1 1045,7 910,6 911,2 4957 51,1 7 2,6 2,2 1,8 1,3 1,1 1,9 6,5 5,8 4,6 3,2 3,3 4,4 0,6 8 5293,4 4899,0 3899,6 1867,1 481,1 16440,2 3167,9 3916,4 2953,2 1880,9 911,2 12829,6 51,1 9 70 69 52 29 12 48 79 78 67 46 87 84 40 -30,6 -127,3 -162,3 -186,9 -104,3 10,5 14,6 44,6 47,6 22,3 26,9 38,2 31,0 51,7 57,1 25,5 40,0 95,1 86,6 107,9 131,7 106,8 108,4 104,1 280,2 118,4 185,1 108,5 743 377,0 561,8 319,3 435,1 136,8 1830 387,3 370,1 220,3 120,8 38,6 1137 609,8 500,2 908,4 1030,2 522,6 3571 684,2 1,5 0,9 0,7 0,5 0,8 0,6 0,7 0,6 0,8 0,6 0,7 0,7 1,1 1,2 0,9 0,5 0,9 1,2 1,2 1,7 1,5 1,1 1,4 1,5 280,2 118,4 185,1 108,5 743,3 377,0 561,8 319,3 435,1 136.8 1830,0 387,3 370,1 220,3 120,8 38,6 1137,1 643,6 568,6 988,3 1076,1 522,6 3799,1 2386,0 51 44 40 40 40 51 68 60 65 39 56 61 58 55 63 50 59 45 43 73 65 65 61 56 2010 445 2011 433 2012 473 2013 267 Итого по возвратам и 2077 приобщениям В целом за период 2009 - 2013 гг. Итого по ГТМ 2009 3003 2010 3154 2011 2856 2012 3138 2013 1973 Средние показатели за 14124 календарные годы 9,9 9,7 7,2 7,4 9,1 14,2 11,6 11,2 8,5 7,6 10,6 104,9 111,2 98,4 96 103,4 52,9 49,5 50,9 55,0 35,5 48,7 533,0 486,2 394,3 215,5 2313 4616,8 5150,3 4667,1 4057,8 2414,3 20906 1,2 1,1 0,8 0,8 1,1 1,5 1,6 1,6 1,3 1,2 1,5 1568,3 1249,6 786,6 215,5 6206 57 50 36 38 46 12306,2 12164,3 9748,7 6351,8 2414,2 42985,2 58 60 57 49 47 56 Кроме ГРП и ОПЗ, так же многочислеными видами ГТМ за 2009-2013 гг. являются оптимизация насосного оборудования (2636 мероприятия или 19 %), возвраты и переводы на другие объекты (2077 операции или 15 %). Наибольший прирост дебита нефти (27,7 т/сут) и удельная добыча нефти на 1 скважину (4,4 тыс.т) получены при зарезке боковых стволов. Максимальный вклад в величину общей дополнительной добычи нефти за 2009-2013 гг. внесли мероприятия по гидроразрыву пласта и ЗБС: 16440 тыс.т и 12830 тыс.т нефти соответственно 39 % и 30 % и немного меньше было добыто нефти за счет возвратов и приобщений (5760 тыс.т 13 %). Распределение объемов ГТМ и дополнительной добычи по видам ГТМ приведено на рисунках 3.1 и 3.2. Рисунок 3.1 - Распределение объемов ГТМ по годам Рисунок 3.2 - Распределение объемов ГТМ по видам Приросты дебитов нефти составили 14,1 т/сут. по ГРП и 27,7 т/сут по ЗБС, удельная добыча нефти на 1 скважину по ГРП составила 1,9 тыс.т и 4,4 тыс.т. по ЗБС (Рисунок 3.3 - 3.5). Самыми многочисленными мероприятиями за анализируемый период оказались: ГРП - 3430 операций (24 %), обработка призабойных зон (ОПЗ) - 2674 (19 %) и оптимизация насоснгого оборудования 2636 (19 %). Рисунок 3.3 - Распределение дополнительной добычи по видам ГТМ Рисунок 3.4 - Распределение удельной доп. добычи нефти по видам ГТМ Рисунок 3.5 - Динамика изменения приростов дебита нефти и дебита жидкости по годам В 2009-2013г. эффективность по мероприятиям изменяется от 0,40 по РИР до 0,84 по ЗБС и в среднем составляет 0,56 (Таблица 3.1). В 2009-2013 гг. распределение дополнительной добычи по пластам следующее: наибольшая накопленная дополнительная добыча нефти в отчетный переод приходится на объект АВ11-2 (рябчик) 14522 тыс.т (34 %) и БВ8 8907 тыс.т (21%). Наибольшее число мероприятий за анализируемый период провели на объектах АВ11-2 - 4940 операций (35 %) и на объекте АВ2-3 - 2991 операций (21 %) (Рисунки 3.6 - 3.7). Рисунок 3.6 - Распределение объемов ГТМ по пластам Рисунок 3.7 - Распределение удельной доп. добычи нефти на 1 скв/опер. по пластам .2 Обоснование необходимости применения на месторождении методов воздействия на ПЗП История разработки Самотлорского месторождения насчитывает большое количество проведенных опытных и экспериментальных работ, направленных на изучение возможностей широкого круга методов увеличения нефтеотдачи (МУН) пластов и интенсификации добычи нефти. При этом основной технологией вытеснения запасов нефти является заводнение объектов, успешно освоенное на всех месторождениях Западно-Сибирского региона. Однако, несмотря на ее несомненные преимущества - простоту реализации и высокие технико-экономические показатели - имеются и негативные аспекты, которые на современном этапе эксплуатации месторождения приводят к значительному снижению эффективности разработки. Определяющим фактором здесь является существенное ухудшение структуры запасов. Увеличение доли малоэффективных и трудноизвлекаемых запасов нефти, прежде всего, связано с разноскоростной выработкой нефтенасыщенных пропластков, различных по своим фильтрационным свойствам. Это обстоятельство в условиях заводнения объектов неизбежно приводит к увеличению обводненности продукции скважин и «защемлению» запасов нефти. В настоящее время известно несколько причин, осложняющих доизвлечение остаточных запасов нефти, все они условно подразделяются на геологические и техногенные факторы. К геологическим факторам относятся: факторы неоднородности строения коллектора такие, как прерывистость и анизотропия по проницаемости; капиллярные явления, вызванные особенностями текстурного строения пород, активностью глинистого материала и смачиваемостью водой поверхности минерального скелета. К техногенным факторам относятся: капиллярные явления, проявляющиеся в результате различной скорости фильтрации вытесняющей жидкости, химического взаимодействия закачиваемых и пластовых флюидов и охлаждения пласта нагнетаемой водой; развитие системы искусственных трещин в призабойной зоне пласта водонагнетательных скважин, возникающих под действием высокого забойного давления. Накопленный опыт разработки нефтяных месторождений убедительно свидетельствует, что вариант стандартного заводнения объектов зачастую не только оказывается малоэффективным в борьбе с вышеперечисленными факторами, но и способствует их развитию. Такое положение дел привело к развитию широкого спектра методов и средств увеличения нефтеотдачи пластов, которые подразделяются на 4 основные группы: газовые, химические, физические и гидродинамические. Начальным этапом апробации МУН на Самотлорском месторождении можно считать период с середины 1970-х до начала 1990-х годов, когда были проведены промышленные испытания: циклического заводнения в сочетании с изменением направления фильтрационных потоков (ИНФП); закачки ПАВ в различной концентрации, а также в сочетании с другими реагентами; закачки ШФЛУ; газового и водогазового воздействия; закачки полимер-дисперсных систем (ПДС). На рисунке 3.8 представлена обобщенная схема МУН, прошедших апробацию на Самотлорском месторождении за всю историю разработки. Рисунок 3.8 - Методы увеличения нефтеотдачи пластов, апробированные на месторождении Экспериментальные работы и исследования возможностей МУН в промышленных масштабах проводились практически на всей территории Самотлорского месторождения, о чем свидетельствует приведенная на рисунке 3.9 схема расположения опытных участков и полигонов. Начиная с конца 1990-х годов, благодаря полученному опыту по апробации различных методов увеличения нефтеотдачи пластов, спектр работ был сужен и, в основном, сконцентрирован на промышленном внедрении технологий закачки химических составов, позволяющих корректировать нагнетаемые потоки воды. Проведены экспериментальные работы по закачке комплекса полимер + щелочь (ПАА+МДС) и биополимерное заводнение (БП-92). Представление об объемах проведенных работ дано в таблице 3.2. Аналитические данные и заключения об эффективности экспериментов представлены на основании работ специалистов ВНИИнефть, СибНИИНП, НижневартовскНИПИнефть и ТИНГ. Наиболее масштабными были работы по организации циклического заводнения, заводнения с применением ПАВ, полимер-дисперсных систем, а также методы воздействия на околоскважинную зону малообъемными оторочками потококорректирующих составов. Рисунок 3.9 - Схема расположения опытных участков по апробации МУН на территории месторождения Из всех применявшихся методов выделяются потокоотклоняющие технологии. Так, за период разработки было опробовано до 90 различных видов композиций химреагентов, применяющихся для выравнивания профиля приёмистости. В организации работ участвовало более 20 подрядных и сервисных компаний, обработано почти 2000 нагнетательных скважин с суммарным числом скважино-обработок около 6000. Максимальные объемы работ по выравниванию профиля приемистости на скважинах месторождения были достигнуты в 2000 году, при этом доля обработанного фонда составляла 5080 %. На таких объектах разработки Самотлорского месторождения, как АВ11-2 в области «дельты», АВ13, АВ4-5 и БВ8 работами по ВПП были охвачены практически все действующие нагнетательные скважины. Таблица 3.2 - Сведения об эффективности технологий увеличения нефтеотдачи, применявшихся на месторождении № Технология 1 1 2 3 4 5 Циклическое 1974 - 1978 2000 6630 - 10312 заводнение (ИНФП) Поверхностно-активные вещества ПАВ низкой 1978 - 1983 370 164 0,1 концентрации ПАВ высокой 1984 - 1985 83 400 0,8 концентрации Состав ИХН 1986 - 1989 24 116 1 (ПАВ+щелочь) Закачка ШФЛУ 1982 - 1984 25 261 5,2 Газовое и 1984 - 1993 87 1511 - 2290 2,5 - 3,0 водогазовое воздействие 2008-2009 22 0 0 МВГС 2009-2010 28 24 0,4 2010 57 0 0 Модификации полимерно-щелочного заводнения Полимер1988 - 1992 492 664 0,3 дисперсные системы (ПДС) Комплекс 1988 28 73 2,6 ПДС+ПАВ Комплекс 1999 - 2000 17 13 0,7 полимер+щелочь (ПАА+МДС) Комплексные технологии воздействия на нагнетательных и добывающих скважинах ВПП + ГТМ + ввод из б/д 1987 - 1988 63 40 ИТНАВ (ИНФП+ВПП+ГТМ) 1997 32 8 Потокорректирующие технологии в нагнетательных скважинах Выравнивание профилей 1994 - 2001 6000 14054 приемистости (ВПП) нагнетательных скважин небольшими оторочками (<1,0 тыс.м3/скв); Всего около 90 различных химических составов Bright Water 2011 11 0 Биополимерное заводнение (БП-92) 2001-2002 60 31 2 3 4 5 6 7 8 Период времени Количество скважин на участках, всего (доб+нагн) Объем дополнительной добычи нефти, тыс.т Накопленная удельная дополнительная добыча нефти, тыс.т/скв в год 6 0,2 - 0,4 1,1 0,2 2,3 0 0,5 2009-2012 62 19,5 0,08 По оценкам специалистов научных институтов, проводивших анализ эффективности методов повышения нефтеотдачи, в большинстве случаев удалось получить дополнительную добычу нефти по отношению к базовой технологии заводнения. Поскольку эффект применения МУН достаточно сильно зависит от количества задействованных скважин и продолжительности проведения работ, в таблице 3.2 также приведен унифицированный показатель дополнительно извлеченной нефти, рассчитанный на одну скважину за один календарный год. Этот параметр свидетельствует о сравнительно высокой эффективности технологий закачки ШФЛУ, водогазового воздействия, закачки комплексных составов ПДС+ПАВ и выравнивания профиля приемистости. Методы циклического заводнения объектов с изменением направления потоков фильтрации и нестационарного воздействия прошли экспериментальную апробацию на Самотлорском месторождении в период с 1974 по 1978 гг. Их применение направлено на устранение геологических факторов концентрации остаточных запасов нефти в гидродинамически связанных коллекторах с высоким контрастом по проницаемости. Несмотря на высокий процент вовлечения фонда скважин в экспериментальные исследования возможностей этого метода (около 37 % добывающих и 36,7 % нагнетательных скважин) результаты работы были неоднозначными. Анализ эффективности применения циклического воздействия показал, что наибольший эффект получен по горизонту БВ8. К гидродинамическим МУН также относится форсированный отбор жидкости. Суть его заключается в компенсации падения отборов нефти при высокой обводненности продукции за счет увеличения дебитов жидкости. Этот метод в настоящее время применяется на всех объектах. Максимальная средняя эффективность за последние пять лет получена на пласте БВ81-3 - 2,3 тыс.т/сквопер., средняя эффективность по всем пластам составляет 1,4 тыс.т/скв-опер (ОАО ТНК-Нижневартовск). В 1978 г. на Самотлорском месторождении были проведены первые опытные работы по закачке ПАВ низкой концентрации. Первоначально воздействию подверглись пласты АВ2-3, БВ8 и БВ10, средняя концентрация неионогенных ПАВ в воде составляла 0,06 %. За первые три года применения технологии дополнительная добыча нефти на 1 тонну закаченного ПАВ составила около 36 т по объекту АВ2-3, 29 т - по объекту БВ10, на объекте БВ8 эффект не проявился. Однако в целом по опытному участку с учетом всех трех задействованных пластов этот показатель в среднем составил только 4 т. Итого, за 6 лет применения технологии, на опытном участке месторождения был получен суммарный эффект в виде 164 т дополнительно добытой нефти. В качестве возможных причин столь низкой эффективности реализации технологии называются как снижение концентрации растворов ПАВ ниже проектного показателя (0,1 %) на 40 % процентов, так и ряд иных технологических и геологических причин. Среди последних отмечаются адсорбция химреагента и опережающий прорыв состава по системе высокопроницаемых каналов. В 1984 г. на месторождении были инициированы работы по закачке ПАВ высокой концентрации. В отличие от предыдущей технологии, предполагавшей достижения результата, в основном, за счет снижения сил поверхностного натяжения на границе контакта нефти и воды, закачка ПАВ высокой концентрации предполагает создание в пласте водонефтяной эмульсии, характеризующейся повышенными вязкостными характеристиками. В течение 1984-85 гг. на Самотлорском месторождении данная технология прошла опытное испытание на 11 участках, концентрация неионогенных ПАВ в закачиваемом растворе составляла 5-10 %. Раствор ПАВ (превоцел) закачивался индивидуально в каждую скважину агрегатом ЦА-320, в итоге было использовано около 8 тыс.т ПАВ. Анализ результатов показал, что положительный эффект был достигнут на 5 из 11 участков месторождения, при этом прирост КИН составил от 1 до 4,8 %. Таким образом, было показано, что основное влияние на конечную эффективность метода оказывает не концентрация ПАВ в растворе, а технология и выбор участка заводнения. В 1986-1989 гг. на пластах АВ13, АВ2-3, БВ10 проводились опытнопромышленные работы по испытанию технологии с применением композиций ИХН - на основе ПАВ и щелочной буферной системы под авторским надзором Института Химии Нефти СО АН СССР (г. Томск). В композицию ИХН входили АПАВ (сульфанол, сульфанит, волгонат), аммоний, аммиачная селитра и карбамид. Удельный объем закачки на одну скважину составлял 8-10 тыс.м3. Привлечение результатов геофизических, гидродинамических и физико-химических исследований на опытных участках позволил выявить несколько факторов, положительно влияющих на процесс заводнения: стабилизация или уменьшение темпов роста обводненности продукции добывающих скважин; улучшение параметров призабойной зоны нагнетательных скважин таких как проницаемость, продуктивность, пьезо- и гидропроводности; увеличение приемистости скважин; увеличение динамических уровней; снижение остаточной нефтенасыщенности; улучшение характеристик вытеснения нефти. Результирующая технологическая эффективность опытно-промышленных работ оценивается в 116 тыс.т дополнительной добычи нефти, в эксперименте участвовало 4 нагнетательные скважины. По показателю удельной накопленной дополнительной добычи нефти на одну скважину в год этот метод занимает одну из лидирующих позиций (см. табл. 3.2). Стоит отметить, что основной эффект от применения данной технологии заключается в возможности снижения остаточной нефтенасыщенности, не обеспечивая при этом высокого коэффициента охвата пластов по площади и разрезу. В период с 1982 по 1984 гг. на месторождении проводились опытнопромышленные исследования технологии заводнения объектов с применением растворителей на основе широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ). Закачка растворителей осуществлялась на двух участках объектов АВ13 (3 семиточечных элемента разработки в составе 3 нагнетательных и 14 добывающих скважин) и БВ8 (1 семиточечный элемент с 1 нагнетательной и 7 добывающими скважинами) Мыхпайской площади. Эффективному освоению данной технологии препятствовал низкий уровень технической организации процесса закачки, в результате чего за 2 года объем закачки ШФЛУ составил 198 тыс.т, что составляет лишь 18 % от проектного уровня. Дальнейшее развитие технология также не получила из-за отсутствия специального высоконапорного оборудования и в последующем - в связи с отсутствием достаточного объема ШФЛУ. Апробация газовых методов на Самотлорском месторождении началась в 1984 г. с проектов закачки газа высокого давления в низкопроницаемые пласты АВ11-2 и БВ10. В качестве вытесняющего агента использовался нефтяной газ, поступающий с первой ступени сепарации КСП. В дальнейшем был произведен переход на технологию водогазового воздействия, суть которой заключается в попеременной закачке газа и воды в один и тот же пласт. На Самотлорском месторождении ВГВ подвергались пласты АВ11-2, АВ13, АВ2-3, БВ8 и БВ10. За период с 1984 по 1993 гг. в общей сложности закачено газа в объеме 3156,8 млн.м3, что превысило проектные нормы в 1,4 раза. Необходимо отметить, что и продолжительность проведения работ по организации ВГВ также превысила проектный срок (5 лет) практически в 2 раза, тем не менее, достичь запланированных уровней добычи нефти не удалось. К началу реализации технологии, добывающие скважины опытных участков ВГВ на пластах АВ11-2, АВ13, АВ2-3 и БВ10 эксплуатировались безводной продукцией. В этой связи для оценки технологической эффективности ВГВ был проведен разрабатываемых сравнительный методом заводнения анализ и с привлечением участков, характеризующихся сходными геологическим строением и плотностями сетки скважин. Наибольший эффект, выраженный в приросте запасов нефти на уровне 10-15 %, был получен по объекту АВ13. На остальных пластах сравнение темпов изменения добычи нефти не выявило существенных преимуществ ВГВ по сравнению с традиционным заводнением объектов. Среди причин низкой эффективности реализации водогазового воздействия называются отклонения от проектных решений, технологические трудности в реализации технологии, а также гидродинамически открытые границы опытных участков и некачественное разобщение пластов. Развитие идеи ВГВ привело в новейшей истории Самотлора к проведению двух экспериментов по закачке мелкодисперсной водогазовой смеси (МВГС) на объектах БВ8 и АВ4-5 в 2009-2012 гг. Механизм вытеснения нефти здесь основан на увеличении охвата заводнением путем изменения поля фазовых проницаемостей в зоне дренирования и вытеснении нефти газом из кровли пласта. Для создания мелкодисперсной водогазовой смеси, которую получают эжектированием и последующим диспергированием попутного нефтяного газа в воде в виде пузырьков размером несколько единиц микрон, используется специальное эжекционно-диспергирующее устройство. В обоих экспериментах не были выдержаны запланированные объемы закачанного газа и временные интервалы воздействия. Во время эксперимента на объекте БВ8 объем газа был сокращен почти в 2 раза (закачали 80 млн. м3), на объекте АВ4-5 - в 10 раз (9,5 млн. м3). Технологический эффект от воздействия МВГС в первом случае оценивается в 24 тыс. т дополнительной нефти, во втором случае эффект вывить не удалось. Апробация методов полимерного заводнения объектов на Самотлорском месторождении началась в 1988 году с закачки комплексного состава ПДС и ПАВ. Испытания проходили на 4 участках, представляющих собой семиточечные элементы площадного заводнения с центральной нагнетательной скважиной. Один участок исследований располагался на пласте АВ11-2 и три участка - на АВ13. В течение первого года на участках пласта АВ13 наблюдалось снижение обводненности продукции добывающих скважин на величины от 3,5 до 10 %, однако уже на следующий год эти показатели превысили первоначальные значения. На участке пласта АВ11-2 эффект не проявился. Позднее, в 1999 году, на территории ЧНЗ юго-западной части пласта АВ23 были проведены работы по испытанию физико-химического метода заводнения, на основе закачки композиции полимеров ПАА и щелочи МДС с концентрациями 0,05 % и 0,5 %, соответственно. Первым этапом проведения данного эксперимента являлась закачка небольших объемов растворов ПДС с последующим штуцированием нагнетательных скважин для предотвращения развития новых техногенных трещин в ПЗП. Всего было закачено 6,9 т ПАА и 45,6 т МДС, что, соответственно, составляет 13320 и 8101 м3 растворов реагентов в указанных выше концентрациях. По результатам интерпретации данных ГДИ нагнетательных скважин на опытном участке до и после проведения работ было зафиксировано уменьшение гидропроводности как призабойной (в 1,2 - 2 раза), так и удаленной (в 1,5 - 10 раз) зон пласта. В некоторых нагнетательных скважинах наблюдалось 3-х кратное увеличение скин-фактора, радиус зоны трещиноватости уменьшился в 1,5 - 2 раза. Анализ эффективности за первые 12 месяцев проведения работ позволил также сделать следующие основные заключения. Накопленная дополнительная добыча нефти по полигону составила 13 тыс.т. Доля нефти в продукции скважин увеличилась на 15 %. Анализ зональных карт показал, что скважины, в которых действительно наблюдался положительный эффект, с равной вероятностью находились в зонах как гидродинамически связанных, так и прерывистых коллекторов. Исследования также позволили сделать вывод о том, что положительно отреагировавшие скважины преимущественно находились на участках с пониженной проницаемостью пласта. Опыт сочетания различного рода работ по повышению нефтеотдачи пластов включает и комплексные технологии воздействия одновременно на добывающие и нагнетательные скважины. Комплексный подход подразумевает системное воздействие на залежь посредством обработки призабойных зон пласта химическими реагентами, различных видов физического воздействия, гидроразрыва пласта, глубинной перфорацией и других видов геологотехнологических мероприятий. В период 1987-1988 гг. на пяти опытных участках пластов АВ13 и АВ2-3 были обработаны 37 нагнетательных и 26 добывающих скважин. Технология работ предусматривала на первом этапе закачку тампонирующих составов на основе гелиевых систем, на втором - закачку оторочек ПАВ и щелочи, третий этап включал обработку ПЗП в добывающих скважинах физико-химическими реагентами. За год опытных работ на участках добыто почти 40 тыс.т. дополнительной добычи нефти. Дальнейшее развитие данные методы получили в 1997 году, когда были предложены интегрированные технологии нестационарного адресного воздействия (ИТНАВ). В этих технологиях в качестве методов воздействия используются гидродинамические методы, в частности циклическое заводнение и изменение направления фильтрационных потоков. На Самотлорском месторождении ИТНАВ прошла успешное кратковременное испытание в 1997 г. на объекте БВ10, проведенное специалистами ОАО «Самотлорнефтегаз» и РМНК «Нефтеотдача». Цикличность воздействия составляла 40-50 суток. На территории опытного участка были расположены 24 добывающие и 8 нагнетательных скважин. В процессе эксперимента было реализовано 3 цикла закачки полимерной суспензии в 3 нагнетательные скважины участка для выравнивания профиля приемистости. Свойства закачиваемого состава подбирались таким образом, чтобы он сохранял свои изоляционные свойства в течение 20-25 суток. Расчеты показали, что реализованная продолжительность цикла была близка к оптимальной и обеспечивала почти двукратное снижение неравномерности фильтрационных потоков. Технологическая оценка проведенных работ сводится к следующему: обводненность продукции скважин снизилась на 8-10 %, дебиты нефти возросли в 1,5-2 раза, дополнительная добыча нефти составила более 8 тыс.т. Результаты работ позволяют сделать вывод о высоком потенциале применения данной технологии на Самотлорском месторождении. Развитие химических методов выравнивания профиля приемистости водонагнетательных скважин привело к созданию технологии заводнения с применением биополимера БП-92. Продукт БП-92 представляет собой полисахаридный комплекс растительного происхождения - крахмал, который в водном растворе образует суспензию, хорошо фильтрующуюся в поровом пространстве. Воздействие повышенной температуры пласта приводит к образованию гидрогеля. Физико-химические и реологические свойства этой группы полимеров не уступают свойствам дорогостоящих растворов полиакриламида, а устойчивость к температурным и сдвиговым нагрузкам выше, чем у последнего. Важным моментом является то, что стоимость производства полимера и, как следствие, реализация технологий на его основе кратно более низка по сравнению с импортными полиакриламидами, и на порядок по сравнению с импортными биополимерами. Первая апробация данной технологии на Самотлорском месторождении проводилась в 2001 году. В качестве объекта испытания была выбрана отдельная залежь пласта ЮВ1, разбуренная сеткой скважин с расстоянием 500 м и разрабатываемая с организацией приконтурного заводнения. Закачка полимера производилась двумя порциями через КНС, поэтому воздействием были охвачены все нагнетательные скважины участка. Провести корректный анализ эффективности технологии не удалось в связи с тем, что её применению предшествовала смена подземного насосного оборудования на более высокопроизводительное (с ШГН на ЭЦН). Поэтому, несмотря на рост добычи нефти, разделить эффект от проведения двух этих операций с высокой степенью достоверности не представляется возможным. Дальнейшее наращивание дебитов жидкости спровоцировало увеличение обводненности добываемой продукции, что, в свою очередь, привело к снижению добычи нефти по залежи. В 2009-2013 гг использование технологии заводнения с использованием продукта БП-92 получило продолжение на объектах ЮВ1 и АВ13+АВ2-3. Внедрение технологии сопровождалось попутными ГТМ, создавшими сильную зашумленность показателей работы скважин. Несмотря на очевидные трудности при разделении эффекта, было выделено 8 тыс. т дополнительной нефти по объекту ЮВ1 и, соответственно. 11 тыс. т по объектам АВ13+АВ2-3. Ухудшение показателей разработки по основным эксплуатационным объектам на фоне отсутствия явных технологических успехов от внедрения технологий МУН на Самотлорском месторождении, подтолкнуло ОАО «Самотлорнефтегаз» к использованию новых безальтернативных для нашей страны технологий повышения нефтеотдачи, таких как закачка состава Bright WaterTM. В 2008г в результате проведенного в ТНК-ВР ранжирования месторождений с целью выявления потенциальных кандидатов для внедрения этой технологии был выделен участок пласта БВ80 Усть-Вахской площади. Технология Bright WaterTM основана на использовании химреагента, который смешиваясь с потоком воды, нагнетаемым пласт, движется по поровому пространству в интервалах охлаждаемых нагнетаемой водой. Постепенно разогреваясь до пластовой температуры, полимер расширяется в объеме как зерно воздушной кукурузы, блокируя таким образом поры и отклоняя маршрут нагнетаемой воды. После разрыва внутренних связей в полимерных зернах каждая частица увеличивается в объеме в 50 - 100 раз (коэффициент увеличения объема зависит от солевого состава раствора). Закачка состава Bright WaterTM была проведена в августе 2013г по пяти скважинам, в безаварийном режиме с соблюдением запланированного объема химреагента и ПАВ. В последующие 4 месяца в результате мониторинга работы семи реагирующих добывающих скважин каких-либо значимых изменений в их режимах работы обнаружено не было. Из физических методов на Самотлорском месторождении наиболее широкое применение получили методы ГРП и ЗБС. Технология ГРП широко применяется при разработке низкопродуктивных объектов на многих месторождениях Западной Сибири. Гидроразрыв пласта является мощным средством увеличения продуктивности скважин. Суть технологии состоит в создании искуственной трещины (системы трещин) путем закачки жидкости под высоким давлением. Для предотвращения смыкания трещины производится закачка проппанта. Интенсификация притока в скважинах с применением технологии ГРП проводилась практически на всех объектах разработки Самотлорского месторождения. Всего в период 2009-2013 гг. на месторождении проведено - 3430 операций ГРП, сумарная добыча нефти составила 16440 тыс. т. Наибольшее распространение метод ГРП получил на пласте АВ11-2, где за 2009 - 2013 гг. выполнено 2251 операции, суммарная добыча нефти на пласте от применения метода составила 11335,8 тыс.т. или 5,0 тыс.т/скв. Также большое количество ГРП выполнено на пластах АВ2-3, БВ10, АВ13, БВ8 на остальных пластах проведено не более 60 операций за 5 лет (Таблица 3.3). Таблица 3.3 - Объемы и эффективность ГРП Объект 1 АВ11-2 АВ13 АВ2-3 АВ4-5 АВ6-8 БВ0-4 БВ80 БВ81-3 БВ100 БВ101-2 БВ16-22 ЮВ1 Итого Количество операций, ед. Суммарная добыча нефти, тыс.т 2 3 2251 11335,8 199 979,1 483 1829,3 21 79,2 1 5,8 1 3,5 102 390,4 1 1,3 135 527,7 138 1006,3 40 136,4 58 145,3 3430 16440,2 Уд. добыча нефти, тыс.т/скв 4 5,0 4,9 3,8 3,8 5,8 3,5 3,8 1,3 3,9 7,3 3,4 2,5 4,8 Ввиду хорошей эффективности ГРП, рекомендуется его дальнейшее применение с учетом особенностей геолого-физического строения и текущего состояния разработки объектов. Несмотря на его эффективность, ГРП не позволяет в полной мере вырабатывать остаточные запасы нефти в межскважинном пространстве из-за ограниченности радиуса прямого воздействия. Кроме того, в последние годы применение ГРП все больше осложняется высокой текущей обводненностью пластов. В связи с этим в 1999 г. на месторождении начато бурение боковых стволов из аварийных, высокообводненных и низкопродуктивных скважин, в которых применение других методов и проведение ремонтных работ не привело к положительным результатам. На фоне снижения эффективности ГРП, зарезка боковых стволов (ЗБС) становится наиболее эффективным методом увеличения нефтеотдачи, позволяющим вырабатывать запасы нефти из слабодренируемых зон, зон защемленных рабочим агентом, пластов имеющих линзовидное строение, пластов с активной подошвенной водой. Кроме того, данный метод позволяет вывести из неработающих категорий аварийный фонд, а также использовать скважины, попавшие в зоны с неблагоприятными геологическими условиями (зоны замещения, газовые шапки и др.). Работы по забуриванию и углублению дополнительных стволов малым диаметром долота (120,6мм или 139,7 мм) ведутся из ранее пробуренных скважин. Подавляющая часть боковых стволов с целью крепления скважины оснащается беспроволочным фильтром 101,6х6,4 Д ОТТМ. Данный фильтр имеет диаметр 102 мм, 20 отверстий на 1м.п. фильтровой части, диаметр отверстий 16 мм. Также используется беспроволочный фильтр 114х7,4 Д ОТТМ. Данный фильтр имеет диаметр 114 мм, 32 отверстий на 1м.п. фильтровой части, диаметр отверстий 16 мм. Средняя длина горизонтального участка ствола составляет 215 м. Количество скважин с длиной фильтра более 215 м составляет 10 шт. Всего в период 2009-2013 гг. на Самотлорском месторождении проведено 1132 скважино-операции по зарезке боковых стволов (Таблица 3.4). Наибольшее количество мероприятий выполнено в 2012-2013 гг. 282 - 278 ед., соответственно. Таблица 3.4 - Суммарные показатели эффективности ЗБС в 2009-2013 гг. Объект AB11-2 AB13 AB2-3 ab4-5 AB6-8 БВ8 в т. ч. БВ80 в т. ч. БВ81-3 БВ10 в т. ч. БВ100 в т. ч. БВ101-2 БВ16-22 ЮВ1 Итого Кол-во Вх ср. год скв дебит опер., ед нефти т/сут 152 17,2 86 27,9 116 20,2 297 28,2 2 12,8 323 34,3 250 33,9 Вх ср год дебит жидк. т/сут 52,2 193,8 108,5 213,9 55,2 92,1 71,1 Ср год доп добыча нефти, тыс. т 337,4 385,1 332,3 1368,2 7,5 1893,1 1445,2 Уд. ср год доп Нак доп доб добыча нефти на нефти, тыс. 1.01.2014 г т/скв тыс. т 2,2 846 4,5 786 2,9 665 4,6 3080 3,7 13 5,9 5690 5,8 4270 Уд нак доп доб нефти на 1.01.2014 г. тыс. т 5,6 9,1 5,7 10,4 6,5 17,6 17,1 Коэф-т эфф-ти, д. ед. 84 35,8 163,6 448,0 5,3 1420 16,9 0,7 100 18 25,2 27,6 81,3 49,2 330,4 58,1 3,3 3,2 1047 144 10,5 8,0 0,6 0,6 82 24,7 87,4 272,3 3,3 903 11,0 0,5 23 59 1132 22,2 27,2 27,7 52,6 65,6 127,2 74,6 227,9 4956,4 3,2 3,9 4,4 141 561 12830 6,1 9,5 11,3 0,7 0,7 0,6 0,4 0,6 0,4 0,5 0,5 0,8 0,8 Максимальная дополнительная добыча нефти в первый год работы получена в 2008 году и составляет 1237,1 тыс.т. Максимальный показатель удельной дополнительной добычи нефти в первый год работы на одну скважину, приходится на 2007 год - 6,5 тыс.т. По состоянию на 1.01.2014 г. накопленная добыча нефти от зарезки боковых стволов, на Самотлорском месторождении, за период 2009-2013 г. составляет 12830 тыс.т, что в пересчете на одну скважино-операцию составляет 11,3 тыс.т. Средний прирост дебита нефти составил 27,7 т/сут, дебита жидкости - 127,2 т/сут (см. таблица 3.4). Таким образом, несмотря на широкий спектр опробованных на территории Самотлорского месторождения методов увеличения нефтеотдачи выявить однозначных положительных реакций по пластам (за исключением методов ГРП и ЗБС) практически не удалось. Анализ фактических данных показывает, что причиной этому зачастую является отклонение методик проведения работ от проектных технологий. Среди других факторов, негативно сказывающихся на эффективности внедрения технологий повышения нефтеотдачи, следует отметить зашумленность показателей работы скважин незапланированными осложнениями и эффектами от параллельно проводившихся работ, а также несоответствие выбора участков требованиям конкретной технологии повышения нефтеотдачи. .3 Программа применения методов увеличения добычи нефти на проектный период Для поддержания добычи нефти на Самотлорском месторождении для каждого продуктивного объекта разработана программа ГТМ. Программа включает в себя мероприятия направленные на оптимизацию использования пробуренного фонда скважин, интенсификацию притока и оптимизацию системы ППД. Для снижения объёма попутно добываемой воды и повышения охвата выработкой запасов нефти предусмотрены мероприятия по ограничению водопритока и ремонтно-изоляционные работы. Схема формирования программы ГТМ на добывающем фонде скважин представлена на рисунке 3.10. Рисунок 3.10 - Схема формирования программы ГТМ на добывающем фонде скважин В качестве исходной информации для формирования программы ГТМ использовались карты плотности остаточных запасов нефти по состоянию на 1.01.2012 г., карты структурных поверхностей и геологических свойств пласта, карты изобар, геолого-промысловая информация о результатах исследований и режимов эксплуатации скважин, информация о конструкции скважин и технологиях, применяемых на Самотлорском месторождении. По результатам обобщения перечисленных материалов принималось решение о целесообразности использования той или иной технологии повышения нефтеизвлечения для конкретных объектов разработки Самотлорского месторождения. С учётом программы работ на добывающем фонде скважин формировались рекомендации по оптимизации системы ППД. В зависимости от конкретных геологических условий и задач оптимизации отбора остаточных запасов нефти предложены корректирующие мероприятия либо по снижению объемов закачки, либо по их увеличению посредством перевода добывающих скважин под закачку воды или путем зарезки боковых стволов в случае нехватки существующего фонда. Программа ГТМ предусматривает уплотнение сетки скважин зарезками боковых стволов и использованием транзитного фонда, мероприятия по переносу фронта нагнетания ближе к зонам отбора, перенос нагнетания в другие скважины с целью изменения фильтрационных потоков в пласте. Кроме оптимизации текущих систем разработки объектов путем площадного регулирования сетки скважин, для повышения нефтеотдачи пластов предусмотрен комплекс мероприятий с применением ГРП, закачкой различных химреагентов, использованием потокоотклоняющих технологий, закачки воды в горизонтальные стволы, форсированного отбора жидкости и ограничения водопритока (Рисунок 3.11). Рисунок 3.11 - Комплекс мероприятий по увеличению нефтеотдачи пластов Объемы ГТМ и их ожидаемая эффективность на дальнейший срок разработки, запланированы в соответствии с результатами анализа эффективности применения геолого-технических мероприятий по всем объектам Самотлорского месторождения за период 2009-2013 гг. Проектная программа ГТМ и удельная эффективность мероприятий являются частью технологических расчетов уровней добычи нефти. Динамика проектного количества ГТМ и объёмов дополнительной добычи по пластам за период 2014 - 2018 гг. и в целом за проектный срок приведены в таблицах 3.5 3.11. Динамика дополнительной добычи нефти от мероприятий за проектный срок приведена на рисунке 3.12. Рисунок 3.12 - Динамика дополнительной добычи нефти от ГТМ Ниже в таблицах. приводятся краткие сведения по объему и эффективности основных ГТМ на ближайшие 2012 - 2016 гг и в целом за проектный срок разработки Самотлорского месторождения. Таблица 3.5 - Планируемые объемы и ожидаемая эффективность по ГРП Объект Показатели по ГРП 2014 2015 2016 1 2 AB11-2 количество операций доп. добыча нефти, тыс. т AB13 количество операций доп. добыча нефти, тыс. т АВ2-3 количество операций доп. добыча нефти, тыс. т АВ4-5 количество операций доп. добыча нефти, тыс. т АВ6-8 количество операций доп. добыча нефти, тыс. т БВ0-4 количество операций доп. добыча нефти, тыс. т БВ8 количество операций доп. добыча нефти, тыс. т БВ10 количество операций доп. добыча нефти, тыс. т БВ16-22 количество операций доп. добыча нефти, тыс. т ЮВ1 количество операций доп. добыча нефти, тыс. т Итого количество операций 3 225 626,9 13 10,6 63 53,2 7 7,7 0 0,0 0 0,0 105 158,5 21 24,3 10 25,1 7 5,7 484 4 258 788,0 11 18,9 64 127,4 2 11,3 0 0,0 0 0,0 83 342,4 41 75,1 18 80,2 9 13,1 453 5 230 864,5 10 26,4 64 189,2 3 8,3 0 0,0 0 0,0 69 436,3 49 144,6 22 146,9 9 20,6 456 2017 2018 За Проектный срок 6 7 8 227 225 4834 1060,4 1234,0 32615 8 6 841 25,2 28,6 2402 66 68 1476 243,2 294,9 4747 1 2 64 8,6 8,4 207 0 0 0 0,0 0,0 0 0 0 0 0,0 0.0 0 57 38 790 491,1 512,7 5072 48 46 607 200,7 247,0 2538 26 25 187 218,6 283,9 2278 9 9 125 27,0 32,8 379 442 419 8924 доп. добыча нефти, тыс. т 572,9 1295,3 1836,8 2274,7 2642,3 50236 Таблица 3.6 - Планируемые объемы и ожидаемая эффективность по ЗБС Объект 1 AB11-2 AB13 АВ2-3 АВ4-5 АВ6-8 БВ0-4 БВ8 БВ10 БВ16-22 ЮВ1 Итого Показатели по ЗБС 2 количество операций доп. добыча нефти, тыс. т количество операций доп. добыча нефти, тыс. т количество операций доп. добыча нефти, тыс. т количество операций доп. добыча нефти, тыс. т количество операций доп. добыча нефти, тыс. т количество операций доп. добыча нефти, тыс. т количество операций доп. добыча нефти, тыс. т количество операций доп. добыча нефти, тыс. т количество операций доп. добыча нефти, тыс. т количество операций доп. добыча нефти. тыс. т количество операций доп. добыча нефти, тыс. т 2014 3 68 168,6 2 4,4 5 12,9 45 137,9 0 0,0 0 0,0 35 121,4 35 104,7 31 140,8 11 29,3 232 720,0 2015 4 62 382,4 6 22,3 18 74,5 30 225,7 0 0,0 0 0,0 41 326,3 28 185,3 8 251,4 22 105,9 215 1573,8 2016 5 59 507,1 16 64,5 21 146,5 30 289,6 0 0,0 0 0,0 46 495,8 11 185,8 9 241,8 20 157,1 212 2088,2 2017 2018 6 7 68 84 614,5 751,3 18 21 106,9 145,9 21 25 192,5 229,6 31 30 348,7 399,5 0 0 0,0 0,0 0 0 0,0 0.0 43 43 630,7 726,3 11 1 177,7 155,3 3 2 171,8 113,6 15 5 173,2 158,9 210 211 2416,0 2680,5 За Проектный срок 8 1604 39418,3 1036 26114,1 776 15835,6 1175 34147,1 0 0,0 0 0.0 722 28392,6 493 12430,3 53 1313,2 219 4060,3 6078 161711,3 Таблица 3.7 - Планируемые объемы и ожидаемая эффективность по переводам и приобщениям Объект Показатели по ПИП 2014 2015 AB11-2 количество операций доп. добыча нефти, тыс. т количество операций доп. добыча нефти, тыс. т количество операций доп. добыча нефти, тыс. т количество операций доп. добыча нефти, тыс. т количество операций доп. добыча нефти тыс. т количество операций доп. добыча нефти, тыс. т количество операций доп. добыча нефти, тыс. т количество операций 0 0,0 32 27,9 33 -10,1 27 38,8 0 0,0 0 0,0 39 51,9 2 0 0,0 41 64,2 47 103,7 18 65,6 3 5,2 2 4,0 38 146,5 1 AB13 АВ2-3 АВ4-5 АВ6-8 БВ0-4 БВ8 БВ10 2016 2017 2018 За проектный срок 0 0 0 0 0,0 0,0 0,0 0,0 36 39 28 1395 97,3 126,7 144,6 20301,3 43 38 38 613 149,1 183,3 219,5 8906,6 10 4 5 583 74,5 71,0 68,4 6071,2 3 3 3 157 11,8 15,8 18,4 2193,2 1 2 1 18 8,6 11,7 13,1 821,0 40 39 40 711 197,2 231,1 254,1 11133,0 1 8 2 35 БВ16-22 ЮВ1 Итого доп. добыча нефти, тыс. т количество операций доп. добыча нефти, тыс. т количество операций доп. добыча нефти, тыс. т количество операций доп. добыча нефти, тыс. т 10,1 0 0,0 2 3,9 135 172,7 19,3 2 2,6 6 18,1 158 429,3 15,4 8 23,5 5 31,8 147 609,1 24,3 2 40,2 3 34,8 138 738,9 24,3 2 36,7 0 29,3 119 808,4 518,2 29 413,0 16 227,2 3559 50584,8 Таблица 3.8 - Планируемые объемы и ожидаемая эффективность по ОПЗ Объект 1 AB11-2 AB13 АВ2-3 АВ4-5 АВ6-8 БВ0-4 БВ8 БВ10 БВ16-22 ЮВ1 Итого Показатели по ОПЗ 2 количество операций доп. добыча нефти, тыс. т количество операций доп. добыча нефти, тыс. т количество операций доп. добыча нефти, тыс. т количество операций доп. добыча нефти, тыс. т количество операций доп. добыча нефти, тыс.т количество операций доп. добыча нефти, тыс.т количество операций доп. добыча нефти, тыс. т количество операций доп. добыча нефти, тыс. т количество операций доп. добыча нефти, тыс. т количество операций доп. добыча нефти, тыс. т количество операций доп. добыча нефти, тыс. т 2014 2015 3 4 154 236 98,9 232,3 26 26 14,1 26,0 65 90 34,4 90,9 7 7 3,1 7,1 0 0 0,0 0,0 0 0 0,0 0,0 38 48 47,9 119,2 25 34 26,3 79,9 0 0 0,0 0,0 5 5 2,7 5,3 320 446 227,4 560,7 2016 2017 2018 За Проектный срок 5 6 7 8 241 251 239 12419 278,3 377,2 380,8 15397,6 26 26 27 3915 33,8 35,5 36,5 4208,3 90 87 78 2597 144,6 155,5 149,7 3765,4 8 6 7 1066 10,3 10,0 10,7 1264,4 0 0 0 0 0,0 0,0 0,0 0,0 0 0 0 0 0,0 0,0 0,0 0,0 48 45 46 1304 184,5 202,3 202,9 4108,7 34 30 26 665 131,9 153,5 146,7 2658,5 0 0 0 82 0,0 0,0 0,0 174,7 4 5 6 90 6,7 7,1 7,6 126,5 451 450 429 22138 789,9 941,2 935,0 31704,1 Таблица 3.9 - Планируемые объемы и ожидаемая эффективность по МУН Объект Показатели по МУН 2014 2015 1 AB11-2 2 количество операций доп. добыча нефти, тыс. т количество операций доп. добыча нефти, тыс. т количество операций доп. добыча нефти, тыс. т 3 5 0,0 0 0,0 0 0,0 4 0 0,0 0 0,0 5 5,0 AB13 АВ2-3 2016 2017 2018 За проектный срок 5 6 7 8 0 0 0 1691 0,0 0,0 0,0 543,6 10 20 20 10997 4,2 11,3 10,7 4687,6 14 18 24 9541 11,1 8,9 12,9 4535,1 АВ4-5 количество операций доп. добыча нефти, тыс. т АВ6-8 количество операций доп. добыча нефти, тыс. т БВ0-4 количество операций доп. добыча нефти, тыс. т БВ8 количество операций доп. добыча нефти, тыс. т БВ10 количество операций доп. добыча нефти, тыс. т БВ16-22 количество операций доп. добыча нефти, тыс. т ЮВ1 количество операций доп. добыча нефти, тыс. т Итого количество операций доп. добыча нефти, тыс. т 0 0,0 0 0,0 0 0,0 0 0,0 0 0,0 0 0,0 0 0,0 5 0,0 0 0,0 0 0,0 0 0,0 0 0,0 5 5,0 0 0,0 0 0,0 10 10,0 0 0,0 0 0,0 0 0,0 15 9,0 0 2,5 0 0,0 0 0,0 39 26,8 5 5,0 0 0,0 0 0,0 15 8,5 0 1,0 0 0,0 0 0,0 58 34,7 0 2,5 0 0,0 0 0,0 17 8,0 5 4,0 0 0,0 0 0,0 66 38,1 6125 3295,8 290 169,1 0 0,0 9107 4714,3 7105 3660,5 0 0,0 0 0,0 44856 21605,9 Таблица 3.10 - Планируемые объемы и ожидаемая эффективность по оптимизации насосного оборудования Объект Показатели по оптимизации 2014 2015 2016 2017 2018 1 2 AB11-2 количество операций доп. добыча нефти, тыс. т AB13 количество операций доп. добыча нефти, тыс. т АВ2-3 количество операций доп. добыча нефти, тыс. т АВ4-5 количество операций доп. добыча нефти, тыс. т АВ6-8 количество операций доп. добыча нефти, тыс. т БВ0-4 количество операций доп. добыча нефти, тыс. т БВ8 количество операций доп. добыча нефти, тыс. т БВ10 количество операций доп. добыча нефти, тыс. т БВ16-22 количество операций доп. добыча нефти, тыс. т ЮВ1 количество операций доп. добыча нефти, тыс. т Итого количество операций доп. добыча нефти, тыс. т 3 76 74,0 44 58,6 45 51,3 31 39,4 5 6,0 3 13,7 81 127,0 38 37,2 1 0,2 12 10,1 336 417,3 4 87 132,4 44 119,4 46 112,2 51 112,9 5 13,5 3 30,5 79 263,7 38 75,5 1 0,3 12 17,7 366 878,1 5 90 202,2 43 168,0 46 161,1 51 182,5 5 19,4 3 43,9 78 373,0 35 104,0 1 0,3 12 24,1 364 1278,7 6 91 248,8 40 162,7 56 170,7 48 200,2 4 17,9 2 39,2 59 347,2 27 94,2 1 0,3 10 26,5 338 1307,7 7 82 238,4 28 134,7 39 162,4 33 173,2 2 13,8 1 30,0 40 273,7 18 77,0 0 0,2 10 24,2 253 1127,5 За проектный срок 8 6288 11937,9 3160 7250,4 1491 3208,3 1895 4163,8 77 208,9 28 312,2 1814 5471,8 763 1374,3 4 1,4 194 371,7 15714 34300,8 Таблица 3.11 - Планируемые объемы и ожидаемая эффективность по РИР, ликвидации негерметичности и прочих аварий Объект Показатели по РИР 2014 2015 2016 2017 2018 AB11-2 количество операций доп. добыча нефти, тыс. т количество операций доп. добыча нефти, тыс. т количество операций доп. добыча нефти, тыс. т количество операций доп. добыча нефти, тыс. т количество операций доп. добыча нефти, тыс. т количество операций доп. добыча нефти, тыс. т количество операций доп. добыча нефти, тыс. т количество операций доп. добыча нефти, тыс. т количество операций доп. добыча нефти, тыс. т количество операций доп. добыча нефти, тыс. т количество операций доп. добыча нефти, тыс. т 75 63,6 33 23,5 17 8,7 15 4,1 2 1,1 0 0,0 18 4,0 4 2,9 1 0,4 6 8,1 171 116,5 51 73,1 17 24,8 16 19,6 16 10,9 2 2,7 0 0,0 30 20,6 2 5,4 1 0,6 3 11,8 138 169,5 52 73,3 16 23,5 17 28,6 16 16,0 2 3,7 0 0,0 30 30,2 2 7,4 1 1,0 3 15,0 139 198,8 52 80,4 16 25,8 22 34,2 16 19,9 2 4,6 0 0,0 30 37,1 2 8,8 1 1,3 3 17,7 144 229,7 54 80,9 16 26,2 22 38,9 16 20,3 2 4,5 0 0,0 29 37,8 2 8,8 1 1,7 3 16,4 145 235,5 AB13 АВ2-3 АВ4-5 АВ6-8 БВ0-4 БВ8 БВ10 БВ16-22 ЮВ1 Итого За проектный срок 2566 2895,8 2089 2474,4 2211 2641,4 1811 1033,5 28 53,6 0 0,0 1406 1331,6 390 921,1 19 25,2 57 266,0 10577 11642,6 Основные выводы ЗБС Наиболее эффективным видом ГТМ, основанном на вовлечении в разработку слабовырабатываемых участков залежей при отсутствии транзитного фонда является ЗБС: всего запланировано проведение 6078 скважино-операций, планируемая дополнительная добыча ожидается на уровне 161711 тыс. тонн. Основными объектами для проведения ЗБС в прогнозном периоде являются АВ11-2, программа зарезок на котором предусматривает 1604 скважино-операций (26 % от общего количества ЗВС) и АВ4-5 - 1175 зарезок (19% от общего количества ЗВС). Увеличено количество мероприятий ЗБС на объектах АВ13 , АВ2-3 и БВ8 в зонах концентрации остаточных запасов нефти и сформированной системой поддержания пластового давления, с целью полной выработки, доизвлечения остаточных запасов и достижения проектных показателей по объектам. ГРП До настоящего времени ГРП являлся наиболее применяемым и дающим максимальный прирост добычи нефти видом ГТМ на фонде пласта. В прогнозируемом периоде объемы мероприятий по традиционному ГРП уменьшены ввиду снижения рентабельности из-за повышенной начальной обводненности продукции. Всего запланировано проведение 8924 скважинооперации, планируемая дополнительная добыча ожидается на уровне 49736 тыс. тонн. Основным объектом для проведения ГРП остается АВ11-2 , на котором планируется проведение 4834 скважино-операции (54 % от общего количества ГРП) с планируемой доп. добычей нефти 32115 тыс. тонн (65% доп. добычи от всех ГТМ на данном объекте). Это объясняется тем, что ГРП на объекте АВ11-2 является наиболее эффективным методом увеличения нефтеотдачи из-за особенностей геологического строения объекта АВ11-2 и его низких коллекторских свойств. Возвраты и приобщения без дополнительных мероприятий Возвраты и приобщение способствуют вовлечению в разработку застойных и слабодренируемых участков при минимальных затратах на ГТМ. В прогнозном периоде запланировано проведение 3559 возвратов и приобщений без дополнительных мероприятий, планируемая дополнительная добыча ожидается на уровне 50585 тыс. тонн. Основными объектами для проведения данного вида ГТМ планируются: АВ13 - 1395 скважино-операций (39 % от общего количества), ожидаемая дополнительная добыча нефти - 20301 тыс.т и БВ8 - 711 скважино-операция (20 % от общего количества), ожидаемая дополнительная добыча нефти - 11133 тыс.т. ОПЗ Обработка призабойной зоны пласта традиционно является наименьшим по эффективности видом ГТМ из вышеперечисленных, и направлена, в основном, на поддержание базовой добычи путем снятия скин-фактора в обрабатываемых скважинах при проведении ГКО и СКО. В прогнозном периоде запланировано 22138 скважино-операций, планируемая дополнительная добыча ожидается на уровне 31704 тыс. тонн. Основными объектами для проведения ОПЗ планируются: АВ11-2 - 12419 скважино-операциq (56 % от общего количества), ожидаемая дополнительная добыча нефти - 15398 тыс.т. и АВ13 3915 скважино-операций (18 % от общего количества), ожидаемая дополнительная добыча нефти - 4208 тыс.т. Это связано с увеличением количества скважин на объектах АВ11-2 и АВ13, подвергнутых ранее гидроразрыву, и требующих дальнейшей стимуляции притока из-за снижения дебита после ранее проведенного мероприятия. Оптимизация Важными аспектами планирования оптимизации, заслуживающими особого внимания ввиду достаточно высоких показателей успешности и удельной дополнительной добычи нефти, являются энергетическое состояние объекта, близость подошвенной воды и газовой шапки, соотношение забойного давления и давления насыщения нефти. В прогнозном периоде запланировано проведение 15714 скважино-операций с ожидаемой дополнительной добычей на уровне 34301 тыс. тонн. Основной объем оптимизаций планируется на объектах: АВ11-2 - 6288 скважино-операций (40 % от общего количества), ожидаемая дополнительная добыча - 11938 тыс.т и АВ13 - 3160 скважино-операций (20 % от общего количества), ожидаемая дополнительная добыча - 7250 тыс.т. РИР, ЛНЭК Проведение ремонтно-изоляционных работ, ликвидации негерметичностей эксплуатационных колонн, ликвидации аварий, запланировано в количестве 10577 скважино-операций, планируемая дополнительная добыча ожидается на уровне 11643 тыс. тонн. Основной объем данных мероприятий в прогнозном периоде планируется на объекте АВ11-2 - 2566 скважино-операций (24 % от общего количества), ожидаемая дополнительная добыча - 2896 тыс.т. На объектах АВ13 и АВ2-3 планируется провести по 2089 операций и 2211 операций (20 % и 21 % от общего количества) соответственно. Это связано с большим количеством скважин, простаивающих по причине негерметичности эксплуатационной колонны, а также с наличием в кровельной части объектов АВ13 и АВ2-3 невыработанных запасов нефти, которые возможно вовлечь в разработку с помощью технологии селективной изоляции. МУН Как известно, главными причинами невозможности достижения проектного уровня вытеснения нефти закачиваемой водой является: Капиллярное удержание части содержащейся в пласте нефти Недостаточный объем прокачки воды через определенные участки залежи Неполный охват пласта заводнением вследствие его геологической или технической (приобретенной) неоднородности Для увеличения коэффициента нефтеотдачи применяют различные способы - например, форсированный отбор жидкости из сильно обводненных пластов, отклонение потоков закачиваемой воды, химические методы выравнивающие подвижности нефти и воды или снижающие остаточную нефтенасыщенность на капиллярном уровне и прочее. В таблице 3.12 представлен перечень перспективных МУН для применения на Самотлорском месторождении. Всего на месторождении предлагается провести 44856 скважино-операций, с суммарным эффектом в виде дополнительной нефти в объеме 21606 тыс. т. Таблица 3.12 - Перспективы применения отдельных методов увеличения нефтеотдачи на месторождении Метод 1 Газовые Краткое описание 2 Газовое воздействие Химические методы Водогазовое воздействие Закачка МВГС Закачка ПЩС, ПАВ Критерии применения 3 Наличие остаточных запасов. необходима соответствующая инфраструктура Рекомендация в ТПР 4 Применение технологии нецелесообразно, в связи с отсутствием необходимой инфраструктуры. Требуются значительные затраты на ее восстановление Наличие остаточных запасов. Предусматривается на всех Хорошая гидродинамическая пластах кроме БВ0-4, БВ16связь между нагнетательными 22, ЮВ1 и добывающими скважинами,подтвержденная индикаторными исследованиями Хим. методы ВПП Закачка БП-92 Химические методы Закачка Bright WaterTM Комплекс критериев, в т.ч.: Кпр=100мД...ЗД Kп>0,17, Тпл=50...900С Гидродинамические Циклическое Сформированная система Не предусматривается, применение технологии не окупается дополнительно добытой нефтью Предусматривается ОПР 2-х участков пластов АВ2-3 и БВ101-2 тиражирование - по результатам ОПР Не предусматривается, в методы заводнение разработки, хорошая гидродинамическая связь между высоко- и низкопроницаемыми зонами связи с преобладанием избирательного заводнения Форсированный отбор На Самотлорском месторождении применение тех или иных методов диктуется геолого- физическими свойствами пластов, существующей системой разработки, наличием соответствующей инфраструктуры. Почти на всех пластах имеются зоны с разбалансированной системой разработки, в которых велика вероятность образования целиков нефти. Актуальность применения МУН определяется также наличием хорошей гидродинамической связи между добывающими и нагнетательными скважинами по большинству пластов. Использование отмывающих технологий выглядит перспективным только на отдельных локализованных участках с высокой концентрацией запасов. Применение циклического заводнения нецелесообразно в виду отсутствия сформированных систем разработки по большинству эксплуатационных объектов. Водогазовое воздействие (в т.ч. мелкодисперсные смеси) показало хорошую технологическую эффективность на месторождении. Применение этого метода ограничивается отсутствием инфраструктуры по подводу газа к нагнетательным скважинам и необходимого экономического обоснования успешности применения. На текущей стадии разработки месторождения в условиях низкой эффективности закачки наиболее целесообразно применение методов выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин, в частности технологий основанных на образовании вязкого геля в пласте. Использование гелеобразующих систем на Самотлорском месторождении показало высокую технолгическую эффективность за все время применения, начиная с 1994 года в среднем 2,3 тыс. т дополнительной нефти в расчете на одну добывающую скважину. В настоящее время известно несколько десятков различных модификаций и товарных форм этой технологии. На основе опыта не только Самотлора, но и других месторождений среднего Приобья, можно рекомендовать следующие составы: Водорастворимый полимер (гидролизованный полиакриламид) Полимердисперсный состав (раствор полимера и бетонитовой глины в воде в равных концентрациях 0,1-0,2%) Полимерсшитый состав (полакриламид + соли поливалентынх металлов) Модифицированный полимерсшитый состав Темпоскрин Гелеобразующие составы типа «ГАЛКА», «ГАЛКА-термогель» (хлористый алюминий + карбамид) Гелеобразующие составы на основе полимеров биологического происхождения (водорастворимые полимеры производных целлюлозы и продукты жизнедеятельности бактерий) Как правило, основным недостатком гелеобразующих технологий является малая жесткость геля и небольшой срок его существования в пластовых условиях. Кроме гелеобразующих технологий можно рекомендовать технологии образующие в пласте барьеры в виде жесткого нерастворимого осадка. Этот метод применяется на последней стадии разработки, когда отключение промытых зон не может нанести существенного ущерба и снижения извлекаемых запасов. . ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ .1 Характеристика мероприятия Гидроразрыв пласта (ГРП) - один из методов интенсификации работы нефтяных, газоконденсатных, газовых скважин и увеличения приёмистости нагнетательных скважин. Метод заключается в создании высокопроводимой трещины в целевом пласте для обеспечения притока добываемого флюида (газ, вода, конденсат, нефть либо их смесь) к забою скважины. После проведения ГРП дебит скважины, как правило, резко возрастает. Метод позволяет «оживить» простаивающие скважины, на которых добыча нефти или газа традиционными способами уже невозможна или малорентабельна. Кроме того, в настоящее время метод применяется для разработки новых нефтяных пластов, извлечение нефти из которых традиционными способами нерентабельно ввиду низких получаемых дебитов. Также применяется для добычи сланцевого газа и газа уплотненных песчаников. .2 Методика расчета экономической эффективности предприятия Годовой прирост добычи (∆ Q): ∆ Q = 365 · Кэ ·∆q, (4.1) где Кэ - коэфициент эксплуатации; ∆q - прирост дебита (т/скв-сут); Прирост выручки (∆В): ∆В = ∆Q · Ц, (4.2) где Ц - цена 1 тонны нефти; Текущие затраты: = Uд.д.+ UГРП, (4.3) где Uд.д. - затраты на дополнительную добычу;д.д. = ∆Q · Упер = ∆Q · с/с · dпер, где Упер - условно-переменные затраты; с/с - себестоимость нефти;пер - доля условно-переменных затрат; Прибыль от реализации: Пр = В - Зс/с = В - U - Ам, (4.4) где В - выручка; Зс/с - затраты. Налог на прибыль : Нпр = Пр · 20%/100%, (4.5) Поток денежной наличности: ПДН = В - U - Н (млн. руб.), (4.6) Накопленный поток денежной наличности: НПДН = ∑ ПДНt, (4.7) Коэфициент дисконтирования: άt = (1 + Енп)tр - t = (1 + 0,1) tр - t , (4.8) где tр - расчетный год,- текущий год; Дисконтированнный поток денежной наличности: ДПДНt = ПДНt · άt , (4.9) Накопленный дисконтированный поток денежной наличности: НДПДНt = ∑ ДПДНt, (4.10) .3 Исходные данные Применение технологии ГРП дает эффект продолжительностью 4 года, этот временной интервал берем как полный период расчета. В 2014 году планируем провести 225 гидроразрывов пласта. Условно-постоянные расходы включают затраты на ГРП. В составе стоимости одного гидроразрыва пласта включены расходы на основные материалы и химреагенты, расходы на оплату труда, амортизацию оборудования, расходы на содержание, эксплуатацию, текущий и капитальный ремонт оборудования подготовку к ГРП и освоение скважины после ГРП. Ставка дисконтирования (коэффициент дисконтирования) является нормативом приведения разновременных затрат к настоящему моменту времени. С учетом плановых потерь дополнительна добыча в 2014г - 626,9 тыс. т, г - 525,6 тыс. т, 2016г - 427,1 тыс. т, 2017 - 312,1 тыс. т. 4.4 Расчет НПДН и ЧТС от проведения ГРП Таблица 4.1 - Исходные данные для расчета Показатель 1 1. Количество скважин 2. Прирост среднесуточного дебита на скважину 3. Стоимость одной операции 4. Цена 1 т реализуемой нефти 6. Коэффициент эксплуатации скважин 7. Себестоимость 1т нефти 8. Ставка налога на прибыль 9. Расчетный период 10. Доля условно-переменных расходов Единица измерения 2 ед. т/скв·сут тыс.руб руб. д.ед. руб. % лет % Абсолютное значение 3 225 7,6 2000 9000 0,94 8200 20 4 62 Произведя расчет экономической эффективности получаем значения, указанные в таблице 4.2. Таблица 4.2. - Расчет НПДН и ЧТС Показатель 1. Доп. добыча, тыс. т 2. Прирост выручки, млн. р 3. Текущие затраты, млн. р 3.1. Затраты на доп. добычу, млн. р 3.2. Затраты на ГРП, млн. р 4. Налог на прибыль, млн. р 5. ПДН, млн. р 6. НПДН, млн. р 7. Коэф. Дисконтирования 8. ДПДН, млн. р 9. НДПДН, млн. р 2014 г. 626,9 5 642,1 3 637,2 3 187,2 450,0 401,0 1 604,0 1 604,0 1,0000 1 604,0 1 604,0 2015 г. 525,6 4 730,4 2 672,2 2 672,2 411,6 1 646,6 3 250,6 0,9091 1 496,9 3 100,9 2016 г. 427,1 3 843,9 2 171,4 2 171,4 334,5 1 338,0 4 588,6 0,8264 1 105,7 4 206,6 2017 г. 312,1 2 808,9 1 586,7 1 586,7 244,4 977,7 5 566,3 0,7513 734,6 4 941,2 6000 5000 Млн. р. 4000 3000 НПДН 2000 ЧТС 1000 0 2012 -1000 2013 2014 2015 2016 2017 Годы Рисунок 4.1 - Динамика НПДН и ЧТС. Из графика видно, что гидроразрыв пласта начинает приносить прибыль в первый год применения, т.к. ЧТС составляет 4 941,2 млн.р. .5 Анализ чувствительности ГРП к риску Проекты в нефтегазодобывающем производстве имеют определенную степень риска, связанную с природными факторами и рыночными (риск изменения цен), то необходимо провести анализ чувствительности ГТМ связанного с проведением ГРП. Для этого выбирается интервал наиболее вероятного диапазона изменения каждого фактора, например: годовая добыча (-30%; +10%); цена на нефть (-20%; +20%); текущие затраты (-10%; +15%); налоги (-10%; +10%); Для каждого фактора определяем зависимость: ЧТСΔQ; ЧТСЦ; ЧТСТЗ; ЧТСН - все расчеты сведены в таблице 4.3. Таблица 4.3 - Чистая текущая стоимость при различных вариациях показателей ЧТС -30% -20% -10% 10% 15% 20% Прирост добычи Цены на нефть Текущие затраты Налоги 3 350,84 5 471,32 2 504,49 7 377,91 5 665,43 5 064,73 3 854,84 4 915,93 Результаты расчетов сведены в таблицы 4.4 - 4.11. Таблица 4.4 - Расчет экономических показателей при уменьшении добычи на 30% Показатель 1. Доп. добыча, тыс. т 2. Прирост выручки, млн. р 3. Текущие затраты, млн. р 3.1. Затраты на доп. добычу, млн. р 3.2. Затраты на ГРП, млн. р 4. Налог на прибыль, млн. р 5. ПДН, млн. р 6. НПДН, млн. р 7. Коэф. Дисконтирования 8. ДПДН, млн. р 9. НДПДН, млн. р 2014 г. 438,8 3 949,5 2 681,0 2 231,0 450,0 253,7 1 014,8 1 014,8 1,0000 1 014,8 1 014,8 2015 г. 367,9 3 311,3 1 870,5 1 870,5 288,2 1 152,6 2 167,4 0,9091 1 047,8 2 062,6 2016 г. 299,0 2 690,7 1 520,0 1 520,0 234,2 936,6 3 104,0 0,8264 774,0 2 836,6 2017 г. 218,5 1 966,2 1 110,7 1 110,7 171,1 684,4 3 788,4 0,7513 514,2 3 350,8 Таблица 4.5 - Расчет экономических показателей при увеличении добычи на 10% Показатель 1 1. Доп. добыча, тыс. т 2. Прирост выручки, млн. р 3. Текущие затраты, млн. р 3.1. Затраты на доп. добычу, млн. р 3.2. Затраты на ГРП, млн. р 4. Налог на прибыль, млн. р 5. ПДН, млн. р 6. НПДН, млн. р 7. Коэф. Дисконтирования 8. ДПДН, млн. р 9. НДПДН, млн. р 2014 г. 2 689,6 6 206,3 3 955,9 3 505,9 450,0 450,1 1 800,3 1 800,3 1,0000 1 800,3 1 800,3 2015 г. 3 578,2 5 203,4 2 939,4 2 939,4 452,8 1 811,3 3 611,6 0,9091 1 646,6 3 447,0 2016 г. 4 469,8 4 228,3 2 388,5 2 388,5 368,0 1 471,8 5 083,4 0,8264 1 216,3 4 663,3 2017 г. 5 343,3 3 089,8 1 745,4 1 745,4 268,9 1 075,5 6 158,9 0,7513 808,0 5 471,3 Таблица 4.6 - Расчет экономических показателей при уменьшении налогов 10% Показатель 1. Доп. добыча, тыс. т 2. Прирост выручки, млн. р 3. Текущие затраты, млн. р 3.1. Затраты на доп. добычу, млн. р 3.2. Затраты на ГРП, млн. р 4. Налог на прибыль, млн. р 5. ПДН, млн. р 6. НПДН, млн. р 7. Коэф. Дисконтирования 8. ДПДН, млн. р 9. НДПДН, млн. р 2014 г. 626,9 5 642,1 3 637,2 3 187,2 450,0 360,9 1 644,1 1 644,1 1,0000 1 644,1 1 644,1 2015 г. 525,6 4 730,4 2 672,2 2 672,2 370,5 1 687,8 3 331,8 0,9091 1 534,3 3 178,4 2016 г. 427,1 3 843,9 2 171,4 2 171,4 301,1 1 371,5 4 703,3 0,8264 1 133,4 4 311,8 2017 г. 312,1 2 808,9 1 586,7 1 586,7 220,0 1 002,2 5 705,5 0,7513 752,9 5 064,7 Таблица 4.7 Расчет экономических показателей при увеличении налогов 10% Показатель 1. Доп. добыча, тыс. т 2. Прирост выручки, млн. р 3. Текущие затраты, млн. р 3.1. Затраты на доп. добычу, млн. р 3.2. Затраты на ГРП, млн. р 4. Налог на прибыль, млн. р 5. ПДН, млн. р 6. НПДН, млн. р 7. Коэф. Дисконтирования 8. ДПДН, млн. р 9. НДПДН, млн. р 2014 г. 626,9 5 642,1 3 637,2 3 187,2 450,0 441,1 1 563,9 1 563,9 1,0000 1 563,9 1 563,9 2015 г. 525,6 4 730,4 2 672,2 2 672,2 404,3 1 653,9 3 217,8 0,9091 1 503,6 3 067,4 2016 г. 427,1 3 843,9 2 171,4 2 171,4 328,6 1 344,0 4 561,7 0,8264 1 110,7 4 178,1 2017 г. 312,1 2 808,9 1 586,7 1 586,7 240,1 982,1 5 543,8 0,7513 737,8 4 915,9 Таблица 4.8 - Расчет экономических показателей при уменьшении цены на нефть на 20% Показатель 1. Доп. добыча, тыс. т 2. Прирост выручки, млн. р 3. Текущие затраты, млн. р 3.1. Затраты на доп. добычу, млн. р 3.2. Затраты на ГРП, млн. р 4. Налог на прибыль, млн. р 5. ПДН, млн. р 6. НПДН, млн. р 7. Коэф. Дисконтирования 2014 г. 626,9 4 513,7 3 637,2 3 187,2 450,0 175,3 701,2 701,2 1,0000 2015 г. 525,6 3 784,3 2 672,2 2 672,2 222,4 889,7 1 591,0 0,9091 2016 г. 427,1 3 075,1 2 171,4 2 171,4 180,7 723,0 2 313,9 0,8264 2017 г. 312,1 2 247,1 1 586,7 1 586,7 132,1 528,3 2 842,3 0,7513 8. ДПДН, млн. р 9. НДПДН, млн. р 701,2 701,2 808,9 1 510,1 597,5 2 107,6 396,9 2 504,5 Таблица 4.9 - Расчет экономических показателей при увеличении цены на нефть на 20% Показатель 1. Доп. добыча, тыс. т 2. Прирост выручки, млн. р 3. Текущие затраты, млн. р 3.1. Затраты на доп. добычу, млн. р 3.2. Затраты на ГРП, млн. р 4. Налог на прибыль, млн. р 5. ПДН, млн. р 6. НПДН, млн. р 7. Коэф. Дисконтирования 8. ДПДН, млн. р 9. НДПДН, млн. р 2014 г. 626,9 6 770,5 3 637,2 3 187,2 450,0 626,7 2 506,7 2 506,7 1,0000 2 506,7 2 506,7 2015 г. 525,6 5 676,5 2 672,2 2 672,2 600,9 2 403,5 4 910,2 0,9091 2 185,0 4 691,7 2016 г. 427,1 4 612,7 2 171,4 2 171,4 488,3 1 953,0 6 863,2 0,8264 1 614,0 6 305,7 2017 г. 312,1 3 370,7 1 586,7 1 586,7 356,8 1 427,2 8 290,4 0,7513 1 072,2 7 377,9 Таблица 4.10 - Расчет экономических показателей при уменьшении текущих затрат на 10% Показатель 1 1. Доп. добыча, тыс. т 2. Прирост выручки, млн. р 3. Текущие затраты, млн. р 3.1. Затраты на доп. добычу, млн. р 3.2. Затраты на ГРП, млн. р 4. Налог на прибыль, млн. р 5. ПДН, млн. р 6. НПДН, млн. р 7. Коэф. Дисконтирования 8. ДПДН, млн. р 9. НДПДН, млн. р 2014 г. 2 626,9 5 642,1 3 273,4 3 187,2 450,0 473,7 1 894,9 1 894,9 1,0000 1 894,9 1 894,9 2015 г. 3 525,6 4 730,4 2 404,9 2 672,2 465,1 1 860,4 3 755,3 0,9091 1 691,3 3 586,2 2016 г. 4 427,1 3 843,9 1 954,2 2 171,4 377,9 1 511,7 5 267,0 0,8264 1 249,3 4 835,5 2017 г. 5 312,1 2 808,9 1 428,0 1 586,7 276,2 1 104,7 6 371,7 0,7513 829,9 5 665,4 Таблица 4.11 - Расчет экономических показателей при увеличении текущих затрат на 15% Показатель 1. Доп. добыча, тыс. т 2. Прирост выручки, млн. р 3. Текущие затраты, млн. р 3.1. Затраты на доп. добычу, млн. р 3.2. Затраты на ГРП, млн. р 2014 г. 626,9 5 642,1 4 182,7 3 187,2 450,0 2015 г. 525,6 4 730,4 3 073,0 2 672,2 - 2016 г. 427,1 3 843,9 2 497,1 2 171,4 - 2017 г. 312,1 2 808,9 1 824,7 1 586,7 - 4. Налог на прибыль, млн. р 5. ПДН, млн. р 6. НПДН, млн. р 7. Коэф. Дисконтирования 8. ДПДН, млн. р 9. НДПДН, млн. р 291,9 1 167,5 1 167,5 1,0000 1 167,5 1 167,5 331,5 1 325,9 2 493,4 0,9091 1 205,4 2 372,9 269,4 1 077,5 3 570,9 0,8264 890,4 3 263,3 196,8 787,3 4 358,2 0,7513 591,5 3 854,8 Полученные зависимости чистой текущей стоимости от вариации факторов изображаем графически. Значения ЧТС на каждой прямой, соответствующие крайним точкам диапазона, соединяются между собой, образуя фигуру, напоминающую «паука» который представлен ниже на рисунке 4.2. Проведя анализ чувствительности ГРП к риску, связанных с природными факторами и рыночными (риск изменения цен), получаем изменения ЧТС при заданной вариации параметров в положительной области, т.е. проект не имеет риска. Рисунок 4.2 - Анализ чувствительности ГРП к риску Проанализировав данные, полученные при расчете, можно сделать вывод что данное мероприятие резко увеличивает экономическую эффективность производства по всем показателям. Согласно расчетам гидроразрыв пласта обеспечивает чистую текущую стоимость по окончании эффекта, равную 4 941,2 миллионам рублей. . БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА .1 Обеспечение безопасности работающих При изучении безопасных методов работы практическим пособием является инструкция по безопасности труда, которая разработана на основе «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (РД-08-200-98), «Правил пожарной безопасности в нефтяной промышленности» (ППБ-93). Физические факторы . Повышенная запыленность воздуха рабочей зоны. Регламентируется ГОСТ 12.1.005-88 «Воздух рабочей зоны». Действие данного фактора наблюдается в засушливое время года (летом), когда недостаток атмосферных осадков усугубляется наличием повышенной подвижности сухого воздуха у поверхности земли. Повышенная загазованность воздуха рабочей зоны (ГОСТ 12.1.005-88 «Воздух рабочей зоны»). Повышенная или пониженная температура воздуха (ГОСТ 12.1.005-88 «Воздух рабочей зоны»). Для условий Западной Сибири характерны длительные и суровые зимы с частыми метелями и снегопадами. Температура воздуха порой бывает -400С и ниже. Повышенная или пониженная влажность воздуха (ГОСТ 12.1.005-88). Опасный уровень напряжения в электрической цепи, замыкание которой может произойти через тело человека. Действующими электроустановками называются объекты, которые полностью или частично находятся под напряжением, или на которые в любой момент может быть подано напряжение путем включения коммутационных аппаратов. Движущиеся машины и механизмы, незащищённые подвижные элементы производственного оборудования, передвигающиеся изделия, заготовки, материалы. Для данного вида работ это постоянно действующий фактор. Основными движущимися элементами являются кронблоки, талевая система, с помощью которой компрессорных производятся труб, спускоподъёмные всевозможные лебёдки, операции насосно- пневматические и полуавтоматические ключи, наземное оборудование скважин, станки качалки и др. Недостаток естественного света (СНиП II-4-79 «Естественное и искусственное освещение. Нормы проектирования»). Химические факторы . Вредные химические факторы, действующие через дыхательные пути. К ним относят влияние химических веществ общетоксического и раздражающего действия, таких как хлор, бензол, метанол, неонол, и др. . Химические факторы, действующие через кожный покров. Для данного производства свойственно применение химических реагентов, имеющих раздражающее, сенсибилизирующее и канцерогенное воздействие на организм человека. К ним относятся: нефть, ПАВ, кислоты, ингибиторы коррозии и др. По степени воздействия на организм в соответствии с ГОСТ 12.1.007-86 вредные вещества подразделяются на 4 класса опасности: чрезвычайно опасные, высокоопасные, умеренноопасные и малоопасные. Тяжесть и глубина действия различных вредных веществ на организм человека и животных зависит от вида вещества и его физико- химических свойств. Разделяют вредные вещества на ядовитые и неядовитые. К ядовитым относятся вещества, вызывающие любое ухудшение состояния здоровья и снижение работоспособности. К неядовитым относятся вещества, которые при прямом воздействии на организм не оказывают видимого ухудшения состояния здоровья, но при длительном контакте действуют раздражающе на дыхательные пути, глаза, кожу. Например, газообразные вещества (метан, азот) при больших концентрациях снижают содержание кислорода. что отрицательно сказывается на органах дыхания человека. Вредные вещества могут находится в газообразном, жидком, твердом состояниях. Характеристика вредных веществ приведена в таблице 5.1. Таблица 5.1 - Характеристика вредных веществ. Наименование 1.Соляная кислота 2.Фтористоводородная 3.Уксусная кислота 4.Сероводород 5.Оксид углерода Структурная формула НСl HF СН3СООН Н2S СО Плотность, г/см3 1,154-1,188 1,15 1,04 Ткип, 0С 110 120 118 Тзамер., 0С -20 -35 15,7 ПДК, мг/м3 5 1 5 10 20 Биологические факторы Бактерии и вирусы. Кровососущие насекомые и укусы животных. В тёплое время года наибольшую опасность для человека представляют летающие кровососущие насекомые. Огромные количества комаров и мошек, наносят многочисленные укусы на открытые, не защищённые участки кожи и забираясь под одежду, создавая тем самым серьёзные помехи при работе. Пожаробезопасность К основным объектам нефтяной промышленности по взрывоопасности относятся помещения нефтяных насосных, газовых компрессорных станций, газораспределительных будок и другие помещения, в которых взрывоопасные смеси не образуются при нормальных условиях работы, но могут образоваться при авариях и неисправностях. Легковоспламеняющимися называют горючие вещества и материалы, способные воспламеняться от кратковременного воздействия источника зажигания с низкой самовоспламеняться. Электробезопасность энергией. Смеси некоторых газов способны Электробезопасность представляет собой систему организационных и технических мероприятий и средств, обеспечивающих защиту людей от вредного и опасного воздействия электрического тока. К скважинам, оборудованным УЭЦН и ШГН, подведены линии электропередач, кабели к ним большой длины, в которых может возникнуть обрыв провода. На территории кустов, скважин, имеются трансформаторы, станции управления. Всё это создаёт опасность поражения электрическим током. При эксплуатации скважин УЭЦН увеличивается зона поражения электротоком, т.к. резко возрастает длина токопроводящего кабеля от пульта управления до электродвигателя, причём часть его проходит по поверхности. Настройка, ремонт, монтаж, демонтаж электрооборудования ЭЦН, вывод электродвигателя в оптимальный режим, окончательная наладка и защита станции управления; а также дальнейшие осмотры, ремонт наземного оборудования и замер сопротивления, изоляция системы "кабель - погружной насос АТС" представляют собой электроопасные работы. Одним из наиболее слабых узлов УЭЦН является силовой кабель. Повреждения кабельного ввода электродвигателя заключается в пробое электрической изоляции ввода с последующим коротким замыканием жил кабеля между собой и на корпус электродвигателя. Чаще других работников травмируются электрики, дизелисты буровых установок, сварщики. Принимают следующие технические защитные меры: малые напряжения; контроль и профилактика повреждения изоляции; обеспечение недоступности токоведущих частей; защитное заземление; зануление; двойная изоляция; защитное отключение. Для электротехнического персонала используются средства индивидуальной защиты (спец. обувь, спец. перчатки). Технические требования к оборудованию и рабочему инструменту, гарантирующему безопасность Оборудование для проведения ГТМ должно удовлетворять требованиям стандартов и технических условий на их изготовление, монтироваться в соответствии с проектами и действующими нормами технологического проектирования и обеспечивать полную сохранность продукции. Оборудование и трубопроводы должны оснащаться приборами контроля (с выходом показаний на пульт управления), регулирующей и предохранительной аппаратурой и автоматическим управлением. Исправность предохранительной, регулирующей и запорной арматуры, установленной на аппаратах и трубопроводах, подлежит периодической проверке в соответствии с утвержденным графиком. Результаты проверок заносятся в вахтовый журнал. Аппараты, работающие под давлением, оснащаются манометрами, указателями уровня. Резервные насосы должны находиться в постоянной готовности к пуску. Специальная одежда должна быть несгораема. Согласно правилам безопасности в нефтегазовой промышленности, ткань типа «NOMEX IIIA» термостойкий антистатический. Санитарные требования Нормирование метеорологических условий. Метеорологические условия для рабочей зоны производственных помещений (пространство высотой до 2 м над уровнем пола) регламентируется ГОСТ12.1.005-76 "Воздух рабочей зоны". Этот ГОСТ устанавливает оптимальные и допустимые микроклиматические условия в зависимости от характера производственных помещений, времени года и категории выполняемой работы. Климат района Самотлорского месторождения резко континентальный. Зима суровая и снежная с метелями и заносами. Лето короткое и довольно тёплое. Весна и осень продолжительные, часто холодные. Среднегодовая температура 3,2 С, - 2,6 С. Самый холодный месяц январь (Средняя температура -26 С) иногда с понижением до -45-50 С. Максимальная температура самого тёплого месяца июля достигает до +30 С. Преобладающие ветры зимой - северные до 15-20 м/с и северо-восточные, летом - западные и юго-западные. Производственное освещение. Свет - условие для работы глаза. Через центральную нервную систему свет оказывает влияние на общее нервно-психическое состояние, приводит к изменению частоты пульса и интенсивности некоторых процессов обмена веществ. Недостаток света снижает работоспособность человека, ухудшает его ориентировку в пространстве, снижает различимость предметов, способствуя аварийности и травматизму. Эффективные меры для повышения контраста объектов различения с фоном: поддержание оборудования в чистоте, правильное цветовое решение элементов оборудования. Рациональное освещение помещений и рабочих мест - один из важнейших элементов благоприятных условий труда. При правильном освещении повышается производительность труда, улучшаются условия безопасности, снижается утомляемость. При недостаточном освещении рабочий плохо видит окружающие предметы и плохо ориентируется в обстановке. Неправильное или недостаточное освещение может привести к созданию опасных ситуаций. В АГЗУ применяется искусственное освещение, на территории кустов скважин искусственное освещение не установлено, что создаёт определённые трудности при работе в тёмное время суток. Средства индивидуальной защиты. Средства индивидуальной защиты обеспечивают безопасность органов дыхания, зрения, слуха; головы и кожного покрова тела. Поражение органов дыхания приводит к наиболее тяжелым последствиям для человека. Средства индивидуальной защиты органов дыхания по принципу действия и конструкции делятся на два типа - фильтрующие и изолирующие, которые работающий носит на себе при выполнении работ в среде вредной для здоровья. Такие вещества могут быть в виде аэрозолей, паров и газов. Которые выделяются из кислот (серная, соляная), растворителей (дистиллят) и другие соединения . К обработке скважин соляной кислотой допускаются лица, прошедшие обучение, инструктаж на рабочем месте, проверку знаний по ТБ. К работе по закачке в скважину кислоты допускаются рабочие, которым по медицинскому заключению не противопоказаны работы с применением химических реагентов. При работе с кислотами рабочие бригады должны быть обеспечены средствами защиты: костюм из суконной или шерстяной ткани, защитные очки, резиновые сапоги. Резиновые перчатки, прорезиненный фартук, противогазы промышленные фильтрующие марки В и БКФ. Штанины брюк необходимо носить на выпуск, а перчатки на рукава куртки. Противопожарные требования и средства пожаротушения. В соответствии с общесоюзными нормами технологического проектирования (НПБ 105-95) по взрывопожарной опасности относится к категории А. У взрыво- и пожароопасных зон на открытых установках указываются классы по ПЭУ: взрывоопасные В-1г и категории ПА-Т3, ПВ-Т3, ПС-Т1. Опасная величина тока для человека 0,05А, а смертельная 0,1А. Безопасных напряжений нет. Защита объектов от прямых ударов молнии по классу В- 1г. Ожидаемое количество поражений в год, N > 1 не ограничивается. Категория устройства молниезащиты II. Здесь зоны защиты А и Б. Огнеопасные и газоопасные работы проводятся только по наряду - допуску. Более 70% электротравм на объектах нефтяной промышленности происходит при обслуживании распределительных устройств, воздушных, кабельных линий, электропроводки, электросварочной установки. На промысле применяются следующие средства пожаротушения: огнетушители типа ОП -5 - ГОСТ (82-60). Также существуют противопожарные щиты, на которых находятся багры, ведра. При пожаре вызываются пожарные машины из города. Мероприятия по безопасности при выполнении одного из видов работ Меры безопасности при транспортировке и хранении кислот. Упаковку, маркировку, транспортировку опасных химических веществ (кислот) производят согласно предъявляемых требований. Техническую соляную кислоту перевозят в стальных гуммированных из нутри цистернах емкостью до 50 т., а также в стальных гуммированных контейнерах или керамических контейнерах или керамических контейнерах емкостью до 200л. Для производственных нужд кислоты должны перевозиться на исправных, соответственно оборудованных и специализированных автоцистернах. Загрязненные автоцистерны перед наливом в них кислот очищают, пропаривают или промывают до полного удаления остатков ранее перевозимого продукта. Для управления автомобилем при перевозке опасных грузов допускаются опытные водители первого и второго классов, хорошо знающие дорогу. Проинструктированные о свойствах перевозимого груза. При движении скорость автомашин на шоссейных и твердых грунтовых дорогах не должна превышать для 3-х тонного грузовика 30км/час, для 5-ти тонного и выше - не более 25км/час. Слив, налив производить механизированным способом при помощи насосов или самотеком. Во время этих работ под скаты необходимо подкладывать противооткатные башмаки. Запрещается въезжать на территорию склада транспортным средствам, глушитель которых не оборудован искрогасителем, а также с неисправной системой питания и зажигания. При сливно-наливных операциях обслуживающему персоналу стоять с наветренной стороны. Соляную кислоту хранят в стальных резервуарах, гуммированных изнутри и покрытых поверх гуммировки кислотоупорной пленкой . Для хранения чистой соляной кислоты используют керамические емкости. Плавиковая кислота хранится в эбонитовых баках и полиэтиленовых баллонах емкостью до 50 литров. Эбонитовые баки с кислотой помещают в деревянную обрешетку с просветами 15-30мм. Общие положения по технике безопасности при закачке кислоты в пласт. Кислотная обработка скважин должна осуществляется подготовленной бригадой под руководством мастера или другого инженерно-технического работника по плану, утвержденному главным инженером предприятия, в котором предусмотрен план ликвидации возможных аварий. Перед началом работы по закачке кислоты в пласт руководитель обязан объяснить последовательность выполнения операции, обязанности каждого рабочего и провести на рабочем месте дополнительный инструктаж по технике безопасности с отметкой в журнале и подписью инструктируемого. На месте производства работ необходимо иметь запас воды для моментального смыва кислоты и спец. аптечку для оказания первой помощи с наличием растворов двууглекислой соли, аммиака и борной кислоты, а также нейтрализующих средств( мел, известь) на случай разлива кислоты. При работе с кислотами следует строго соблюдать требования безопасности, т.к. все кислоты действуют разрушающе на предметы одежды, обуви и на тело человека не только при прямом обливе или обрызгивании, но и при испарении. В случае приготовления раствора из неразбавленной кислоты последнюю следует наливать в воду, а не наоборот. При закачке кислоты в пласт необходимо: не допускать расстановку спец.техники и другого оборудования под действующими линиями электропередач; обвязку оборудования производить так, чтобы устранить колебания трубопроводов при закачке кислоты. Обвязка оборудования должна быть герметичной и установленные на них аппараты и вентили- кислотостойкие. Нагнетательные трубопроводы должны иметь обратные клапана. Вся схема обвязки после монтажа на скважине должна быть опрессована на полуторократное рабочее давление в течении 5минут. При появлении утечек снизить давление до атмосферного, устранить утечки и вновь опрессовать с оформлением акта. Во время опрессовки и закачки кислоты в пласт присутствие посторонних лиц на территории скважины запрещается. Опрессовочную жидкость ( обезвоженную нефть. дизтопливо) не сливать в амбар, а закачать в пласт. Во время работы агрегата водитель должен находится в кабине автомобиля, а машинист на площадке цистерны. Запрещается проводить ремонтные работы на нагнетательной линии во время закачки. Не допускается утечка кислоты во время закачки. Ликвидация течи и любой другой ремонт коммуникаций производятся только после остановки агрегата, стравливания в нагнетательных линиях до атмосферного и промывки коммуникаций водой. Требования безопасности после окончания работ. По окончании работ по обработке скважин кислотами необходимо остановить насосный агрегат, сбросить давление до нуля. Все оборудование и коммуникации должны быть промыты дизельным топливом или обезвоженной нефтью, а затем водой. Остатки кислоты нейтрализуются известью. После каждой операции по закачке кислоты производить ревизию гидравлической части насосов агрегатов. Обнаружение неисправности устраняются, а резинотехнические элементы заменяются на новые. Категорически запрещается слив кислоты на почву. Разлитую на землю кислоту немедленно надо засыпать песком или землей. .2 Экологичность проекта В зоне производственной деятельности нефтегазодобывающих управлений, использующих при разработке месторождений химические реагенты, достаточно широко применяются системы контроля за состоянием пресных водоисточников, почвы и атмосферного воздуха. Для улучшения экологической обстановки и увеличения продолжительности безаварийной работы трубопроводов на нефтепромыслах производится внедрение стеклопластиковых труб и гибких полиметаллических труб, коррозионно-стойких рукавов. В плане повышения надежности трубопроводов проведена их реконструкция. Функционирует лаборатория входного контроля и дефектоскопии, которая ведет контроль за безопасностью поступающих материалов, химреагентов, оборудования. В состав лаборатории входит служба радиационной безопасности, которая ведет работы по контролю уровней гамма-фона на объектах нефтедобычи. Проведена аккредитация химлаборатории ЦЛПА и УОП. Проведено обследование структурных подразделений, нефтегазопромыслов на предмет радиационной безопасности, Самотлорского месторождения. ликвидированных и экологический Выполнен аудит кустов экологический законсервированных скважин аудит скважин. фонда Разработаны технологические регламенты на эксплуатацию нефтепроводов и водоводов и получены результаты аудиторской экспертизы по экологической безопасности. Выполнена инвентаризация источников выбросов загрязняющих веществ в атмосферу и корректировка проекта нормативов ПДВ для ОАО «СНГ». Определение путей повышения природоохранной деятельности нефтегазодобывающих объединений и его предприятий предполагает не только разработку и внедрение наиболее эффективных мероприятий, но и совершенствование нормирования и планирования затрат на охрану среды, совершенствование системы экономического стимулирования внедрения мероприятий, улучшение организации работ и материально-технического снабжения, повышение роли моральных стимулов, улучшение пропаганды и т.д. Защита атмосферы В целях охраны атмосферы проектом предусматривается полная герметизация всей системы сбора и транспортировки нефти и газа; соблюдение технологических регламентов и правил технической эксплуатации всех частей системы нефтедобычи. Установлены перепускные газовые клапаны в устьевой арматуре скважин. Внедряются методы освоения скважин с минимальным выбросом веществ в атмосферу. Проводится 100-процентный контроль сварных соединений при строительстве трубопроводов. Загрязнение воздушного бассейна связано с выделением СО2 , Н2 S в местах подготовки нефти , сжигание газа или шлама в факелах. При этом. Кроме воздушного бассейна, могут загрязнятся почвы и водоемы. При выпадении осадков СО2 , Н2 S могут образовывать кислоты, находящиеся в капельновзвешенном и жидком состоянии, которые могут конденсироваться на поверхности и образовывать скопления. Защита гидросферы На Самотлорском месторождении контроль за изменением физикохимических свойств воды начинается с геологического и гидрогеологического изучения источника. Изучению подлежат как поверхностные, так и глубинные источники. Обычно в зоне деятельности НГДУ строится поверхностная карта водостоков, совмещенная с коммуникациями по транспорту нефти, газа, воды и их смесей. Наибольшее внимание уделяется трубопроводам, перекачивающим сточные воды. Определяются границы распространения водостока, населенные пункты и источники питьевых вод (колодцы. Пруды, родники). Строится карта поверхности. Совмещенная с картой расположения коммуникаций и определяются контрольные пункты наблюдения. При пересечении местности в зоне деятельности НГДУ реками, ручьями пункты наблюдения выбираются в начале, середине и конце стока воды. Отбор проб и их анализ на токсичность проводится по методикам отбора и исследования вод. Определяются ионы Са2+, Мg2+, Na+,HCO3, Cl , SО2 , рН , общая жесткость воды, наличие ПАВ. Для охраны пресных вод размещение буровых площадок осуществляется за пределами водоохранных зон, ширина которых определяется Постановлением Правительства Российской Федерации № 1404 от 23.11.96 г. "Об утверждении Положения о водо-охранных зонах водных объектов и их прибрежных защитных полосах". Границы водоснабжения поясов санитарной установлены охраны в зависимости для подземных от степени источников защищённости водоносных горизонтов, а именно: Для незащищённых или недостаточно защищённых горизонтов границу 1 пояса устанавливают на расстоянии не менее 50 метров от водозабора. Для одиночных подземных водозаборов допускается уменьшение этой границы до 20м; Границы 2 пояса определяются расчётами, исходя из санитарных и гидрогеологических условий, условий питания горизонта, а также возможности загрязнения используемого водоносного горизонта в зависимости от связи его с поверхностными водами или другими водоносными горизонтами. При бурении скважин и добыче нефти выполняются следующие рекомендации по охране подземных вод: Подъём цемента до устья скважин. Проверка качества крепления скважин АКЦ в целях предотвращения вертикальных заколонных перетоков. Глубина спуска кондуктора, его качественный цементаж должны обеспечивать перекрытие зоны пресных вод на полную мощность и исключить попадание глубинных флюидов в приповерхностную гидросферу. Обеспечивание регулярных (не реже одного раза в полгода) проверок герметичности колонны нагнетательных скважин и исследование с помощью термометрии заколонных перетоков скважин. Для герметизации резьбовых соединений используются соответствующие смазки. Предусматриваются обваловки площадок на нефтепромысловых объектах (кустах скважин и ДНС). Установлены временные ловушки на ручьях и мелких реках. Предусмотрена усиленная изоляция труб с защитой двухслойной обёрткой или футеровкой, при переходах трубопроводов через ручьи и реки. При возможных аварийных ситуациях предусмотрено: Обваловывание участка с разлившимися загрязняющими веществами и присыпку его песчано-цементной смесью, уменьшающей фильтрацию компонентов. Локализация нефтяного загрязнения на реках с помощью фоновых заграждений. Откачка жидкости из обвалованного участка и удаление нефти с поверхности воды передвижными средствами и утилизацию ее в поглощающую скважину. Защита литосферы Основной ущерб почвам при эксплуатации месторождения причиняется в результате воздействия следующих факторов: химического загрязнения местности нефтепродуктами и минерализованными водами (солями); механического разрушения почв и уничтожения произрастающей растительности при прохождении тяжелой строительной техники и проведении траншее-устроительных и планировочных работ; подтопления и заболачивания прилегающих покрытых лесом территорий в результате перегораживания линий почвенно-грунтового (поверхностного) стока воды трассами наземных участков трубопроводов. Контроль за состоянием почвы проводится как визуально, путем осмотра, так и лабораторным методом. Визуально исследуется изменение внешних характеристик, цвет, плотность, наличие растительности. Лабораторный анализ включает отбор проб почвы, измельчение, отмыв в пресной воде (предварительно исследованной) , отстой и химический анализ этой воды. На Самотлорском месторождении ведутся мероприятия по предупреждению загрязнения поверхности почвы и водоемов аналитической лабораторией. Один раз в месяц отбираются пробы с водоемов на полный химический анализ, один раз в квартал анализ почв на нефтепродукты. .3 Чрезвычайные ситуации Расчет взрыва газовоздушной смеси Определение вероятных параметров ударной волны при взрыве газовоздушной смеси: По статистическим материалам или путем экспертных оценок определяются наиболее вероятные ЧС на объекте, прогнозируются их последствия и разрабатываются мероприятия по их предотвращению. При аварии на трубопроводе количество газа Q(т) берется до 20% от объема вытекшей нефти. Рисунок 5.1 - Взрыв газовоздушной смеси - зона детонационной волны, радиусом R1 (м); - зона ударной волны, R2 (м); - зона смертельного поражения людей, Rспл (м); - зона безопасного удаления, где Рф= 5 (кПа); - зона предельно допустимой взрывобезопасной концентрации; - скважина; - административно-бытовой комплекс НГП-2;, r3 - расстояние от эпицентра взрыва до элементов предприятия. Проведём расчёт чрезвычайной ситуации: Вероятный взрыв резервуаров заполненных нефтью (для приготовления состава) объёмом 50 м3 каждый. При этом объём газо-воздушной смеси (Q(Т)) принимается равным 20% от общего объёма резервуаров. При взрыве выделяют зону детонационной волны с радиусом (R1), где происходит полное разрушение. Избыточное давление в зоне детонационной волны РФ1 = 900 (кПа). . Радиус зоны детонационной волны (R1) определяется по уравнению: R1 18,53 Q (м), (5.1.) где Q - количество газа, тонн; Для нашего случая масса объёма газовоздушной смеси 15,3 т, тогда радиус зоны детонационной волны: R1 18,53 15,3 36,5 (м) . Давление во фронте ударной волны ∆Рф2 на расстоянии r2 =45м до ближайшего кустового сооружения, находящегося в зоне ударной волны определим по табличным данным. r2 50 м 1,36 R1 36,5 м (5.2.) Следовательно, ∆Рф=162кПа Определим по табличным данным степень разрушения кустовых сооружений. При взрыве кустовые сооружения подвергнутся сильному разрушению. . Радиус зоны смертельного поражения людей (Rспл) определяется по формуле: Rспл 303 Q (м) (5.3.) Для нашего случая Rспл 30 15,3 59 м. . Радиус безопасного удаления людей соответствует давлению ∆Рф=5кПа во фронте ударной волны и составит: бу=436,7м. 3 Таким образом, при возможном взрыве 15,3т газовоздушной смеси на кусту Ватинского месторождения радиус смертельного поражения людей составит 59 метров, а радиус зоны полного разрушения 36,5 метров. Избыточное давление в зоне детонационной волны составит 900кПа и кустовые сооружения подвергнутся сильному разрушению. Радиус безопасного удаления людей будет 436,7 м. Определение глубины распространения ядовитых сильнодействующих веществ (СДЯВ) при разливе их с поражающей концентрацией: При расчете зон принимаем: метеоусловия - изотермия, t=200С, скорость ветра 1м/с, направление ветра на предприятие; принимаем что разрушается одна наибольшая емкость или выливается наибольшее из возможных количество СДЯВ из резервуара. При свободном разливе толщина слоя СДЯВ принимается равной 0,05м. При разливе СДЯВ образуется первичное облако пара (мгновенное испарение) и вторичное облако пара (испарение слоя жидкости). . Определяем эквивалентное количество вещества Qэ1 по первичному облаку (по отношению к соляной кислоте) по формуле: э1 = К1 К3 Qо (тонн), (5.4.) где К1 - коэффициент, зависящий от условий хранения СДЯВ К3 - коэффициент, равный отношению пороговой токсодозы хлора к пороговой токсодозе другого СДЯВ (таблица 4 МУ «Безопасность и экология»). о - количество выброшенного (разлившегося) при аварии вещества,тн., Qо=200 тонн. э1 = 0,021200=4,2 т. . Определяем эквивалентное количество вещества Qэ2 = по вторичному облаку в тоннах по формуле: э2 = (1-К1) К20,2 К3 (Qо/h0,2 d0,2), (5.5.) где К2 - коэффициент, зависящий от свойств СДЯВ (таблица 4 МУ «Безопасность и экология»). К2 = 0,021- плотность СДЯВ, т/м3 - толщина слоя СДЯВ, м. =1,198т/м3=0,05м э2 = (1-0)0,0210,20,30(200/0,050,21,1980,2)=48,3 . По таблице 5 определяем максимальное значение глубин зон заражения первичным Г1 и вторичным Г2 облаком СДЯВ. Полная глубина зоны заражения Г (км) определим по формуле: Г = Г/ + 0,5 Г// (км), (5.6.) где Г/ - наибольшее число из Г1 и Г2 Г// - наименьшее число из Г1 и Г2. Г=52,67+0,5*12,53 =58,94 (км) Таким образом, глубина зон поражения первичным и вторичным облаком хлора составляет 12,53 км и 52,67км, а полная глубина заражения соответствует величине 58,94 км. НГП-2 попадают в зону действия соляной кислоты, и поэтому является химически опасным объектом, где рабочие обеспечены противогазами в обязательном порядке. На НПА-2 работает 254 человек. Вне здания пострадает 10% и внутри здания 4%. Следовательно, на НПА- 2 при разливе 200 тонн соляной кислоты пострадает 36 человек. Чрезвычайные ситуации мирного времени Помимо возможных взрывов паро- и газовоздушных смесей, разливов СДЯВ, аварий на объектах НПА-2 Самотлорского месторождения возможно возникновение чрезвычайных ситуаций, вызванных террористическими актами. Необходимость подготовки мероприятий вызваны фактами проявления актов терроризма и экстремизма на территории Российской Федерации. Мерами, принимаемыми правоохранительными органами, удалось не допустить данных негативных проявлений на территории автономного округа. Однако вследствие осложнения криминогенной обстановки, активно развивающихся миграционных процессов требуется принятие дополнительных мер межведомственного характера для противодействия возможным фактам терроризма и экстремизма на территории автономного округа. Для предотвращения и предупреждения террористических актов на Самотлорском месторождении разработаны следующие мероприятия: . Для предотвращения установки взрывчатых веществ в процессе работы акцентировать особое внимание на лицах, имеющих различные сумки, свертки, пакеты и т.п., проявляющих подозрительную настороженность и беспокойство, пытающихся предать эти вещи другим сотрудникам или избавиться от них различным образом. . В процессе работы осуществлять постоянный контакт оперативным дежурным в части выявления граждан, вызывающих подозрение, информации об их поведении. . Уделять особое внимание тщательному осмотру мест возможной установки взрывчатых устройств (мест общего пользования, под столами, креслами, на подоконниках и т.п.). Помнить, что наиболее возможными, подходящими для различных небольших взрывчатых веществ являются: цветы, крупные букеты или корзины с цветами, упаковки, различного рода сувениры, игрушки, видеокассеты. . При обнаружении на объекте посторонних предметов, имеющих нестандартную форму, масляные пятна, выпуклые детали, неоднородности содержимого, запах миндаля или гуталина, в которых видны или прощупываются провода и металлическая фольга немедленно сообщить о находке по телефону и оповестить оперативного дежурного. Передача информации должна быть четкой и ясной, с перечислением имеющихся фактов. Категорически запрещается осуществлять какие-либо действия с обнаруженным взрывчатым предметом. . При объявлении эвакуации необходимо брать с собой вещи первой необходимости: документы, ценности. Не допускать паники, действовать хладнокровно. . Категорически запрещается: вскрывать, осматривать, встряхивать подозрительные предметы, пользоваться средствами радиосвязи после обнаружения таких предметов. В целях предупреждения террористических актов, работникам НПА-2 Самотлорского месторождения необходимо проявлять бдительность, выявляя подозрительных лиц и предметы, отвечающие вышеуказанным признакам, немедленно информировать об этих лицах и предметах сотрудников милиции. Чрезвычайные ситуации мирного времени, вызванные природными явлениями На Самотлорском месторождении возможны следующие чрезвычайные ситуации природного характера: паводковые наводнения; лесные и торфяные пожары; ураганы; сильные морозы (ниже -400С); метели и снежные заносы; Самотлорское месторождение находится в условиях сурового климата Западной Сибири с низкими температурами (зимой до -500С) и высокой влажностью летом. Поэтому важную роль играют метеорологические факторы при работе персонала на объектах, находящихся на открытом воздухе. При низкой температуре окружающей среды тепловой баланс нарушается, что вызывает переохлаждение организма, ведущее к заболеванию. В целях охраны труда, предупреждения случаев обморожения, а также несчастных случаев, связанных с работой при низких температурах воздуха (Постановление от 20 июля 1992 г. N 194 «О работе на открытом воздухе в холодное время года») была установлена предельная температура, ниже которой не могут производиться работы на открытом воздухе. Для предотвращения заболеваний при температуре воздуха минус 280С и ниже лицам, работающим на открытом воздухе, должны предоставляться перерывы для обогревания в специально отведенных и приспособленных согласно СНиП 2.09.04-87 помещениях. При сильных ветрах, случается поднятие частиц песка и пыли, которые могут попасть в глаза и верхние дыхательные пути. Сильные ветры могут быть причиной снежных заносов, пыльных и песчаных бурь, а также других опасных явлений, нарушающих жизнедеятельность людей и производственные процессы в нефтяной промышленности. Пожары являются одним из наиболее распространенных явлений, сопровождающих крупные промышленные аварии, которые можно классифицировать как чрезвычайные ситуации. Лесные и торфяные пожары могут послужить причиной несчастного случая вследствие задымления и теплового воздействия на организм в виде отравления, ранения или ожога различной степени. Мероприятия, направленные на предупреждение и предотвращение чрезвычайных ситуаций антропогенного и природного характера На НПА-2 ОАО СНГ разработаны мероприятия по предупреждению и предотвращению чрезвычайных ситуаций природного и антропогенного характера. К ним относятся: . В процессе эксплуатации следует осуществлять систематический контроль за осадкой фундаментов емкостей, насосов, трубопроводов, факела, основания резервуара. . Обслуживающий персонал должен постоянно контролировать уровень жидкости и давление в емкостях по приборам, а также производить каждые 2 часа обход и осмотр установки. . Необходимо постоянно контролировать дозировку химических реагентов. . Внутренний осмотр и зачистку емкостей и резервуара необходимо производить через каждые два года. . Вентиляторы и вытяжные устройства должны быть в исправности, кнопки включения вентиляторов должны быть расположены у входов. . Должны быть надежными связь и аварийная сигнализация. . Все электрооборудование в пределах взрывоопасной зоны должно быть взрывозащищенным в соответствии с категорией и группой взрывоопасной смеси. . Все промышленные сооружения - операторная, насосные блоки, внутриплощадочное оборудование, резервуар и т.д. - в целях защиты от прямых ударов, вторичных воздействий молнии и проявления статического электричества заземлены. . Дренажные емкости должны быть свободными от нефти. . Необходимо постоянно контролировать состояние оборудования и обвалования резервуара. . ЦППН должен быть оснащен средствами пожаротушения по перечню, согласованному с местными органами пожарного надзора, укомплектована средствами индивидуальной защиты, спецодеждой и предохранительными приспособлениями в соответствии с действующими "Типовыми отраслевыми нормами бесплатной выдачи спецодежды, спец.обуви и предохранительных приспособлений рабочим и служащим предприятий нефтяной и газовой промышленности". . Обслуживание может быть поручено лицам не моложе 18 лет, обученным и имеющим удостоверение, выданное квалификационной комиссией предприятия или организацией, проводившей обучение по программе, утвержденной в установленном порядке. . Не допускается включение в работу аппаратов и трубопроводов с замершими дренажными вентилями и линиями. .В случае образования ледяной пробки в трубопроводах, находящихся под давлением, необходимо отключить замороженный участок от общей системы, разогреть снаружи паром или горячей водой. . Не допускается скопления разлитой нефти на территории установки. . Запрещается использовать в работе неисправное оборудование и инструмент. . Запрещается производить какие-либо ремонтные работы на технологических емкостях и трубопроводах, находящихся под давлением. . Поверхности трубопроводов и аппаратов, имеющие температуру выше 50 0С изолируются. . Обслуживающий персонал должен следить за чистотой оборудования и прилегающей территории. . При ведении ремонтных работ внутри технологической емкости необходимо отключить ее на линиях входа и выхода продукта, слить остатки через дренажную линию, пропарить и провентилировать емкость, отглушить стандартными заглушками. . Все вращающиеся и движущиеся части оборудования должны быть ограждены. . Создать и поддерживать в образцовом состоянии уголки по пожарной безопасности для обучения и пропаганды противопожарных знаний. . Ежеквартально проводить инструктажи рабочих и служащих по соблюдению мер пожарной безопасности на производстве и в быту. . Обеспечить на предприятиях соблюдение строгого противопожарного режима. . Усилить контроль за сохранностью и содержанием в исправном состоянии систем обнаружения и тушения пожаров, первичных средств пожаротушения и пожарного инвентаря. . Усилить контроль за техникой безопасности и исполнительской дисциплиной на основных травмоопасных производствах (автотранспорт, бурение, ремонт и освоение скважин). . Мастерам цехов и производств, прорабам, бригадирам, и т.д. проводить ежедневный контроль за состоянием рабочих мест, обращая особое внимание на использование персоналом соответствующего требованиям безопасности оборудования и инструмента, средств индивидуальной защиты, правильное выполнение приемов работы, состояние трудовой и производственной дисциплины; при выявлении нарушений принимать экстренные меры по их устранению. ЗАКЛЮЧЕНИЕ При планировании работ на перспективу с учетом выработки объектов разработки очень важно использовать не только хорошо зарекомендовавшие себя в прошлом технологии, но и создавать и испытывать новые, которые обеспечат более высокую эффективность выработки запасов при снижении удельных затрат на добычу нефти. Из анализа, представленного в предыдущих главах данной работы, видно, что по мере выработки запасов все большую долю в общем числе обработок составляют гидроразрыв пласта и забуривание боковых стволов. Естественно, что эта тенденция будет иметь место и в перспективе. Вместе с тем, технологическая эффективность существующих технологий будет снижаться по следующим двум причинам: Во-первых, по мере обработки практически всего фонда скважин обработки проводятся на скважинах, где эффективность обработок заведомо ниже, а повторные обработки дают меньший эффект, чем первоначальные. Во-вторых, доля нефти в добываемой жидкости снижается по мере истощения пластов. Анализ результатов реализации комплексной технологии, запланированных объемов применения технологий обработок нагнетательных и добывающих скважин и их эффективность позволяют прогнозировать применение технологий. Прогноз основных технико-экономических показателей осуществлялся исходя из состояния выработки запасов по месторождению и степени охвата скважин воздействием в предыдущие годы. В общем объеме ГТМ ГРП составляет 24%. Дополнительная добыча от ГРП составляет 38% от общего объема всех ГТМ. Планируемая дополнительная добыча нефти за проектный срок от всех методов оценивается в 427697 тыс.т., при этом от ГРП планируется 50236 тыс.т. Затраты на проведение ГРП в 2014г. составят около 450 млн. рублей. Если исходить из того, что цена нефти на внутреннем рынке составляет 9000 рублей за тонну, то прибыль от дополнительной добычи составит около 4,9 млрд. рублей. Наиболее эффективным видом ГТМ, основанном на вовлечении в разработку слабовырабатываемых участков залежей при отсутствии транзитного фонда является ЗБС: всего запланировано проведение 6078 скважино-операций, планируемая дополнительная добыча ожидается на уровне 161711 тыс. тонн. Основными объектами для проведения ЗБС в прогнозном периоде являются АВ11-2, программа зарезок на котором предусматривает 1604 скважиноопераций (26 % от общего количества ЗБС). Возвраты и приобщение способствуют вовлечению в разработку застойных и слабодренируемых участков при минимальных затратах на ГТМ. В прогнозном периоде запланировано проведение 3559 возвратов и приобщений без дополнительных мероприятий, планируемая дополнительная добыча ожидается на уровне 50585 тыс. тонн. Обработка призабойной зоны пласта традиционно является наименьшим по эффективности видом ГТМ из вышеперечисленных, и направлена, в основном, на поддержание базовой добычи путем снятия скин-фактора в обрабатываемых скважинах при проведении ГКО и СКО. В прогнозном периоде запланировано 22138 скважино-операций, планируемая дополнительная добыча ожидается на уровне 31704 тыс. тонн. Основными объектами для проведения ОПЗ планируются: АВ11-2 - 12419 скважино-операций (56 % от общего количества), ожидаемая дополнительная добыча нефти - 15398 тыс.т. Важными аспектами планирования оптимизации, заслуживающими особого внимания ввиду достаточно высоких показателей успешности и удельной дополнительной добычи нефти, являются энергетическое состояние объекта, близость подошвенной воды и газовой шапки, соотношение забойного давления и давления насыщения нефти. В прогнозном периоде запланировано проведение 15714 скважино-операций с ожидаемой дополнительной добычей на уровне 34301 тыс. тонн. Основной объем оптимизаций планируется на объекте АВ11-2 - 6288 скважино-операций (40 % от общего количества), ожидаемая дополнительная добыча - 11938 тыс.т. Проведение ремонтно-изоляционных работ, ликвидации негерметичностей эксплуатационных колонн, ликвидации аварий, запланировано в количестве 10577 скважино-операций, планируемая дополнительная добыча ожидается на уровне 11643 тыс. тонн. Основной объем данных мероприятий в прогнозном периоде планируется на объекте АВ11-2 - 2566 скважино-операций (24 % от общего количества), ожидаемая дополнительная добыча - 2896 тыс.т. Для увеличения коэффициента нефтеотдачи применяют различные способы например, форсированный отбор жидкости из сильно обводненных пластов, отклонение потоков закачиваемой воды, химические методы выравнивающие подвижности нефти и воды или снижающие остаточную нефтенасыщенность на капиллярном уровне и прочее. Всего на месторождении предлагается провести 44856 скважино-операций, с суммарным эффектом в виде дополнительной нефти в объеме 21606 тыс. т. На текущей стадии разработки месторождения в условиях низкой эффективности закачки наиболее целесообразно применение методов выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин, в частности технологий основанных на образовании вязкого геля в пласте. Использование гелеобразующих систем на Самотлорском месторождении показало высокую технолгическую эффективность за все время применения, начиная с 1994 года в среднем 2,3 тыс. т дополнительной нефти в расчете на одну добывающую скважину. Кроме того, увеличение срока работы скважин позволяет решать целый комплекс социальных проблем района, связанный с занятостью населения. Таким образом, применение методов повышения нефтеотдачи позволит существенно повысить эффективность выработки трудноизвлекаемых запасов нефти за счет применения технологий, обоснованных для конкретных геологофизических условий выбранного объекта разработки. СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ Методические указания к выполнению дипломных проектов для студентов специальности 130503 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» всех форм обучения/ Стрекалов А.В., Королев М.С. и др. _ ТюмГНГУ, 2010. Басарыгин Ю.М. Технология капитального и подземного ремонта скважин. М., «Недра», 1977 Данные геологического отдела ОАО "Самотлорнефтегаз", 2009 г. Отчетные материалы ОАО "Самотлорнефтегаз" по разработке и подсчету запасов на Самотлорском месторождении 2009 г. «Авторский надзор за реализацией проектных решений по разработке Самотлорского месторождения», ООО «Тюменский нефтяной научный центр»,2009г. «Уточненный проект разработки Самотлорского месторождения», ЗАО «Тюменский нефтяной научный центр»,2005 Хоботько В.И., Эстрин Р.Я., Сулейманов М.М., Противопожарная безопасность и защита на предприятиях нефтяной промышленности. Справочник. М., недра, 1982 Годовой отчет за 2009г. Отдела добычи нефти ОАО «Самотлорнефтегаз» ПБ 08-624-03. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности.- СПетербург: Гостехнадзор РФ, 2003.- С.93. Методическое указание по организационно-экономической части дипломных проектов студентов специальности 130503 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» очного и заочного обучения Краснова Т.Л., Курушина Е.В. Тюмень: «Нефтегазовый университет». 2007. - 20 с. Шеломенцева И. В. и др. Промышленная безопасность опасных производственных объектов. Часть 2. Специальные вопросы: Учебное пособие. Тюмень: ТюмГНГУ, 2007.-402 с. Рабочие материалы научно-практической конференции ОАО «Самотлорнефтегаз», Нижневартовск 2010г. Панов Г.Е. Охрана окружающей среды на предприятиях нефтяной и газовой промышленности. - М.: Недра, 1986. - 241 с. Методические указания к выполнению раздела "Безопасность и экологичность проекта" в дипломных проектах технологических специальностей. Тюмень: «Нефтегазовый университет». 2004. - 44 с. Технологический регламент проведения солянокислотной обработки скважин на месторождениях ТНК-BP. Отдела Геолого-технических мероприятий ОАО «Самотлорнефтегаз»\
