Каталог

Помощь

Корзина

Анализ эффективность применения одновременно-раздельной эксплуатации скважин на Гремихинском месторождении ОАО Удмуртнефть

Оригинальный документ?

СОДЕРЖАНИЕ


ВВЕДЕНИЕ5

I. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ7

1.1. Общие сведения о месторождении7

1.2. Геолого-физическая характеристика месторождения7

1.3. Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов16

1.4. Физико-химические свойства нефти, газа и воды19

1.5. Запасы нефти, газа, КИН (утвержденное конечное и текущее значения), КОХВ, КВЫТ21

1.6. Осложняющие факторы  геологического строения разреза на данном месторождении22

Выводы по геологическому разделу22

II. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ24

2.1. Текущее состояние разработки нефтяного месторождения24

2.2. Анализ текущего состояния разработки нефтяного месторождения26

2.2.1. Сопоставление проектных и фактических показателей разработки29

2.2.2. Технико-эксплуатационная характеристика фонда скважин31

2.2.3. Анализ состояния фонда скважин 32

2.2.4. Анализ примененных на данном месторождении технических решений для увеличения нефтеотдачи пластов, интенсификации добычи нефти33

2.2.5. Анализ выработки запасов по месторождению 35

2.2.6. Анализ эффективности реализуемой системы разработки35

2.3. Выбор и обоснование технического решения для интенсификации добычи нефти 38

2.4. Анализ научных публикаций, отобранных по теме дипломного проекта39

2.5. Анализ эффективности применения выбранного технологического решения на других месторождениях40

2.6. Проектирование технологического решения для реализации на данном месторождении43

2.7. Определение технологической эффективности при реализации технологического решения64

2.7.1. Исходные данные для определения технологической эффективности64

2.7.2. Выбор метода определения технологической эффективности65

2.7.3. Определение  технологической эффективности при реализации ОРЭ66

2.7.4. Сравнение технологических показателей проектируемого технического решения с утверждённым вариантом 68

Вывод по технологическому разделу69

III. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ71

3.1. Обоснование показателей экономической эффективности проекта 71

3.2. Нормативная база, исходные данные для расчетов экономических показателей проекта 72

3.3. Расчет экономических показателей проекта 73

3.3.1. Платежи и налоги73

3.3.2. Капитальные вложения 74

3.3.3. Эксплуатационные затраты 75

3.3.4. Выручка от реализации 79

3.3.5. Прибыль от реализации 80

3.3.6. Доход государства81

3.4. Показатели инвестиционного проекта82

3.4.1. Поток денежной наличности82

3.4.2. Период окупаемости вложенных средств84

3.5. Сравнение технико-экономических показателей проектируемого варианта с утвержденным вариантом и выбор варианта, рекомендуемого к реализации85

Выводы по экономическому разделу87

IV. РАЗДЕЛ ОХРАНЫ ТРУДА И ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ89

4.1. План мероприятий по обеспечению требований промышленной безопасности при проведении  ОРЭ89

4.2. План мероприятий по обеспечению санитарно-гигиенических требований при проведении  ОРЭ95

4.3.План мероприятий по обеспечению требований противопожарной безопасности при проведении  ОРЭ98

Выводы по разделу охраны труда и промышленной безопасности 98

IV. РАЗДЕЛ ОХРАНЫ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ И ОХРАНЫ НЕДР99

5.1.Мониторинг воздействия на атмосферу, гидросферу, литосферу, биоту при проведении ОРЭ99

5.2.План мероприятий, обеспечивающий выполнение требований охраны окружающей среды и охраны недр при проведении ОРЭ107

Выводы по разделу охраны окружающей среды и охраны недр109

ЗАКЛЮЧЕНИЕ110

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ111


ВВЕДЕНИЕ

 

Вопрос о совместной разработке нескольких эксплуатационных объектов одной сеткой скважин всегда привлекал к себе внимание, прежде всего по экономическим соображениям, так как значительная доля капитальных вложений затрачивается на разбуривание промысла.

Большинство месторождений ОАО «Удмуртнефть» находятся на 3 стадии разработки, которая характеризуется падающей добычей вследствие обводения и постоянным ростом доли трудноизвлекаемых запасов. По состоянию на 01.01.2011 58% всех извлекаемых запасов относятся к трудноизвлекаемым, приуроченных к низкопроницаемым коллекторам, залежам нефти с высокой вязкостью и аномальными свойствами. Все вышеуказанное в полной мере относится и к Гремихинскому нефтяному месторождению.

Эксплуатация многих скважин является низкорентабельной вследствие высокой обводненности продукции из-за преждевременного прорыва воды по наиболее проницаемым интервалам, при этом происходит частичное или полное отключение средне и низкопроницаемых прослоев. Поскольку необходимо вырабатывать ресурсы и достигать проектные показатели, приходится эксплуатировать низкорентабельные скважины с высокой обводненностью продукции. Применяемые сегодня технологии выравнивания профиля притока не достаточно эффективны для достижения проектных показателей либо имеют непродолжительный эффект – всего 2-4 месяца. Поэтому после нескольких проведенных РИР принимается решение о переводе скважины на другой горизонт, не выработав потенциальные возможности текущего объекта.

С другой стороны, каждая скважина имеет определенный ресурс, по выработке которого разрушается эксплуатационная колонна и нарушается целостность цементного камня, следствием чего являются заколонные перетоки и невозможность герметичной посадки пакера. Поэтому так важно, как можно скорее, но при этом более полно вырабатывать запасы. Для этого, помимо других методов и технологий, на Гремихинском месторождении ОАО «Удмуртнефть» используется метод одновременно-раздельной эксплуатации скважин.

Целью дипломной проекта является: определить эффективность применения одновременно-раздельной эксплуатации и оценить перспективы дальнейшего применения одновременно-раздельной эксплуатации на Гремихинском месторождении ОАО «Удмуртнефть».


I. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

 

1.1. Общие сведения о месторождении

 

Гремихинское месторождение расположено на территории Завьяловского и частично Воткинского районов Удмуртии, в 25-30 км к востоку от города Ижевска (Рис.1). На территории месторождения расположены деревни: Скидки, Молчаны, Комошево, Гремихи.

Площадь частично залесена и имеет сеть грунтовых дорог, которые пригодны для автотранспорта только летом. В 15 км к северо-западу от месторождения проходит шоссейная дорога Ижевск-Воткинск и в 10 км в этом же направлении проходит железная дорога с ближайшей ж.д. станцией Июльское. В 3 км к юго-западу проходит шоссейная дорога Ижевск-Гольяны. В 6-8 км от площади месторождения находится пристань Гольяны на р.Кама.

В орографическом отношении территория месторождения представляет собой высокую равнину, интенсивно эродированную овражной сетью, где берут свое начало небольшие речки – Гольянка, Докша и их притоки, относящиеся к бассейну р. Кама. Абсолютные отметки рельефа изменяются от +100 до +217 метров.

 

1.2. Геолого-физическая характеристика месторождения

 

Промышленная нефтеносность коллекторов на Гремихинском месторождении установлена по результатам опробования в отложениях верейского горизонта (В-II и В-III), башкирского яруса (пласты А4-1, А4-2, А4-3, А4-4, А4-5, А4-6 и А4-7) и визейского яруса (пласты C-I, C-II, C-V, C-Va и C-VI)

Верейский горизонт

В пределах горизонта выделены пласты В-0, В-I, В-II и B-III, разделенные между собой глинистыми разделами.

Геологический разрез башкирского яруса Визейский ярус

Рис.1 - Геологический разрез башкирского яруса Визейский ярус

 

Продуктивные отложения визейского яруса сложены песчаниками и алевролитами, переслаивающимися пачками аргиллитов. Продуктивные пласты С-V, C-VI – песчаники с небольшой долей алевролитовых разностей. Отложения пластов С-II и С-III, вскрытые скважинами и описанные керном, представлены как песчаниками, так и алевролитами. Пласт С-I сложен алевролитами, в большинстве случаев замещенными аргиллитовыми разностями и лишь в некоторых скважинах встречаются небольшие по мощности (0,4-0,8 м) линзы песчаников.

За анализируемый период на месторождении проведены дополнительные работы, позволившие пересмотреть геологическое строение и подсчетные параметры по визейским залежам: выполнена переинтерпретация материалов ГИС – пересмотрены толщины пластов, определены по уточненным алгоритмам и зависимостям пористость и нефтенасыщенность продуктивных отложений и корреляция пластов визейского яруса.

II. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

 

2.1.  Текущее состояния разработки Гремихинского месторождения

 

На разработку Гремихинского месторождения принято четыре проект­ных документа:

«Технологическая схема опытно-промышленных работ по термиче­скому воздействию на нефтяную залежь башкирского яруса Гремихинского месторождения Удмуртской АССР», выполненная институтом «ВНИПИтермнефть» в 1979 году. Предусматривался ввод башкирской залежи в разработку в 1982 году на естественном режиме с разбуриванием по равномерной треугольной сетке с расстоянием между скважинами 173 м при формировании семиточечных обращенных элементов теплового воздействия на пласт для проведения крупномасштабных опытно-промышленных работ;

«Технологической схемой разработки залежи башкирского яруса Гремихинского месторождения с нагнетанием теплоносителя в пласт», также выполненной институтом «ВНИПИтермнефть» в 1985 году , рекомендована разработка залежи нефти башкирского яруса с применением технологии непрерывного нагнетания пара в пласт с созданием тепловой оторочки в размере 0,7 порового объема с последующим нагнетанием холодной воды;

Объединению «Удмуртнефть» совместно с НПО «Союзтермнефть» предлагалось осуществить работы по совершенствованию технологии теплового воздействия, подготовить программу и методику испытания технологии импульсно-дозированного воздействия (ИДТВ), опытные работы начать в 1985 году;

«Технологическая схема разработки Гремихинского месторождения с применением высокоэффективных методов теплового воздействия на пласт», выполненная НПО «Союзтермнефть», утверждена ЦКР МНП 13.05.1993 г. (протокол № 1537):

Выделение трех эксплуатационных объектов: пласт А4 башкирского яруса, пласты C-IC-VI яснополянского надгоризонта и пласты В-II – В-III верейского горизонта;

Общий фонд скважин - 982, в том числе добывающих -627 (755), нагнетательных - 244 (109) и вспомогательных - 61, резервных -50.

По башкирскому объекту предусматривалось:

применение технологии импульсно-дозированного теплового воздействия (ИДТВ) с последующим переходом на технологию "Больших треугольников" (технология теплоциклического воздействия паром на укрупненных элементах ТЦВП-УЭ) с сокращением количества используемых паронагнетательных скважин с 244 до 109 шт.;

проектные уровни добычи: нефти - 1,270 (1,600) млн.т/год; добычи жидкости - 9,620 (9,650) млн.т/год; закачки теплоносителя -4,600 (4,600) млн.т/год; закачки холодной воды - 5,000 (3,500) млн.т/год;

проектный КИН за весь срок разработки оценивался: от 0,399 до 0,482.

По визейскому объекту:

ввод в промышленную разработку залежи нефти с применением теплоциклического воздействия на пласт с начала разработки и холодного заводнения (с 2000 года);

организация равномерной треугольной сетки (семиточечные элементы) с расстоянием между скважинами 300 м и 350 м;

фонд для бурения 79 скважин;

всего проектный фонд 85 скважин, в том числе 74 добывающие и 11 нагнетательных, с переводом под закачку после отработки на нефть;

проектные уровни добычи: нефти - 150 тыс.т/год, жидкости - 500 тыс.т/год, закачки теплоносителя - 560 тыс.т/год, закачки холодной воды - 231 тыс.т/год;

проектный КИН за весь срок разработки оценивался - 0,287.

По верейскому объекту:

2.2.5. Анализ выработки запасов по месторождению

 

На государственном балансе числятся начальные запасы нефти категории А+В+С1 в количестве 82337 тыс. т геологических и 28525 тыс. т извлекаемых, категории C2 - 929 тыс.т геологических, 179 тыс.т извлекаемых. Запасы нефти составляют 66858 тыс. т геологических и 13046 тыс. т извлекаемых категории А+В+С1, 929 тыс.т геологических, 179 тыс.т извлекаемых  категории С2. Изменение запасов нефти с момента подсчета произошло за счет добычи нефти. По всем залежам месторождения запасы нефти относятся к трудноизвлекаемым.

Основные технологические показатели разработки Гремихинского месторождения в целом

Рис. 2 – Основные технологические показатели разработки Гремихинского месторождения в целом

 

На дату анализа 01.01.2011 г. в целом по месторождению добыто нефти более 20 млн. т, жидкости - 78,2 млн.т. Уровень среднегодовой обводненности достиг в 2006 году 92,2%.

 

III. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

 

3.1. Обоснование показателей экономической эффективности проекта

 

Целью расчетов являлось оценка экономической эффективности внедрения ОРЭ на верейском и башкирском объектах Гремихинского месторождения, отвечающего критерию достижения максимального экономического эффекта от возможно полного извлечения из пластов запасов нефти при соблюдении требований экологии и охраны окружающей среды.

Экономическая эффективность от дополнительно добытой нефти оценивается системой рассчитываемых показателей, выступающих в качестве экономических критериев.

Для оценки проекта используются следующие оценочные показатели:

выручка от реализации дополнительно добытой нефти;

эксплуатационные затраты на дополнительную добычу нефти;

прибыль от реализации дополнительно добытой нефти;

доход государства (налоги и платежи, отчисляемые в бюджетные и внебюджетные фонды страны);

Прибыль от реализации (Пt) - совокупный доход предприятия, уменьшенный на величину эксплуатационных затрат с включением в них амортизационных отчислений и общей суммы налогов, направляемых в бюджетные и внебюджетные фонды.

При оценке методов по повышению интенсификации добычи нефти эксплуатационные затраты рассчитывались на основе статей калькуляции.

Эксплуатационные затраты рассчитываются в соответствии с удельными текущими затратами и объемными технологическими показателями в разрезе следующих статей:

1.     затраты на извлечение жидкости из пласта;

2.     сбор и транспорт нефти;

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

 

1. Кудинов В. И. Основы нефтегазопромыслового дела. Москва – Ижевск, 2005

2. Кудинов В.И., Сучков Б.М. Интенсификация добычи вязкой нефти из карбонатных коллекторов. – М.: Недра, 1994 г.

3. Валеев М.Д., Белоусов Ю.В., Калугин А.В. Метод определения притока нефти при одновременно-раздельной эксплуатации скважин // Нефтяное хозяйство.- 2006.-№ 10 - С.

4. Ибрагимов Н.Г., Фадеев В.Г., Заббаров Р.Г. Новые технические средства одновременно-раздельной эксплуатации, разработанные в ОАО «Татнефть» // Нефтяное хозяйство.- 2008.-№ 7 - С.

5. Леонов В.А., Шарифов М.З. Гарипов О.М. Опыт внедрения технологии ОРРНЭО (одновременно-раздельной разработки нескольких эксплуатационных объектов) на месторождениях Западной Сибири // SPE – 104338.

6. Авторский надзор за разработкой Гремихинского месторождения, ЗАО «ИННЦ», 2007 г.

7. Пересчет запасов нефти Гремихинского месторождения Удмуртской республики. УдмуртНИПИнефть, 1999.

8. РД 30-01/06-0001-89 «Методические рекомендации по комплексной оценке эффективности мероприятий, направленных на ускорение научно-технического прогресса в нефтяной промышленности»

9. Стандарт компании №П4-02С-001 «Порядок подбора кандидатов на проведение, расчета эффекта и оценки эффективности ГТМ», НК «Роснефть», Москва, 2007 г.

10. Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. РД  153-39-047-00. М, 2000.

11. ECLIPSE 100/ Technical Description.

12. Хисамов Р.С., Евдокимов А.М., Абдулмазитов Р.Г., Рамазанов Р.Г., Мусин Р.А. Геолого-промысловое обоснование внедрения одновременно-раздельной эксплуатации пластов // Нефтяное хозяйство.- 2008.-№ 7 - С.     

13. Техническая схема разработки Гремихинского месторождения