Каталог

Помощь

Корзина

Доразработка башкирской залежи на месторождениях ЗАО Чепецкого НГДУ с применением наклонно-направленных боковых стволов скважин

Оригинальный документ?

Содержание

Введение4

1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ6

1.1. Общие сведения о месторождении6

1.2. Геолого-физическая характеристика месторождения8

1.3. Физико-гидродинамическая характеристика15

1.4. Физико-химические свойства нефти, газа, воды18

1.5. Запасы нефти, газа, КИН22

1.6. Осложняющие факторы геологического строения разреза на рассматриваемом месторождении24

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ26

2.1. Текущее состояние разработки нефтяного месторождения26

2.2. Анализ текущего состояния разработки нефтяного месторождения28

2.2.1. Сравнение утвержденных и фактических показателей разработки28

2.2.2. Технико-эксплуатационная характеристика фонда скважин36

2.2.3. Анализ применяемых решений на Зотовском месторождении для увеличения нефтеоотдачи пластов, интенсификация добычи40

2.2.4. Анализ выработки запасов по месторождению47

2.3. Выбор и обоснование технического решения для увеличения нефтеоотдачи пластов48

2.4. Анализ эффективности реализуемой системы разработки50

2.5. Проектирование технического решения на Зотовском месторождении53

2.6. Определение технологической эффективности при реализации технического решения57

2.6.1 Исходные данные для определения технологической эффективности57

2.6.2. Обоснование предельных толщин пласта для размещения скважин и сроков выработки извлекаемых запасов62

2.6.3 Расчет технологической эффективности при реализации проектируемого технического решения61

2.6.4 Сравнение технологических показателей проектируемого решения63

3. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ65

3.1. Определение экономической эффективности при реализации проектируемого технического решения65

3.2. Исходные данные для расчета экономических показателей проекта66

3.3. Расчет экономических показателей проекта66

3.3.1 Платежи и налоги66

3.3.2 Эксплуатационные затраты67

3.3.3 Выручка от реализации69

3.3.4 Прибыль от реализации69

3.4. Сравнение технико-экономических показателей69

4. РАЗДЕЛ ОХРАНЫ ТРУДА И БЕЗОПАСНОСТИ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ71

4.1. Нормативно-правовая база71

4.2. План конкретных мероприятий по обеспечению требований промышленной безопасности при проведении проектируемых работ74

4.3. План конкретных мероприятий по обеспечению санитарно-гигиенических требований  при проведении проектируемых работ82

4.4. План конкретных мероприятий по обеспечению требований противопожарной безопасности85

4.5. План конкретных мероприятий по обеспечению требований безопасности  жизнедеятельности в чрезвычайных ситуациях при проведении проектируемых работ88

5. ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ93

5.1. Нормативно-правовая база93

5.2. Мониторинг воздействия на атмосферу, гидросферу, литосферу, биосферу при проведении проектируемых работ95

5.3. План мероприятий, обеспечивающий выполнение требований охраны окружающей среды и охраны недр при проведении проектируемых работ99

ЗАКЛЮЧЕНИЕ114

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННых источников115

Введение

Бурение боковых стволов (БС) в настоящее время становится одним их основных способов восстановления бездействующих и увеличения производительности малодебитных скважин.

Особенно это актуально для месторождений Удмуртской республики, где крупные залежи нефти переходят в позднюю стадию разработки, характеризующуюся значительным обводнением эксплуатационных объектов. Ввод в эксплуатацию БС, как правило, положительно влияет на показатели эксплуатации скважин, способствует подключению к разработке «застойных» участков месторождений и дополнительной части остаточной нефти.

При этом ряд следующих проблем методического и технологического характера бурения БС требуют дальнейших исследований:

1. Сложность технологического сопровождения привязки точки входа в пласт и оптимизация длины и формы горизонтального участка в зависимости от геолого-технических свойств пласта-коллектора, правильного выбора величины участка и места вскрытия продуктивного пласта.

2. Совершенствование рецептур биополимерных растворов для обеспечения их основных функций в гидравлической программе бурения БГС, при условии обеспечения сохранности коллекторских свойств продуктивных пластов и повышения информативности промыслово-геофизических методов исследования скважин.

3. Повышение показателей бурения боковых стволов, прежде всего на горизонтальных участках в продуктивном пласте.

4. Создание надежного цементного кольца за потайной колонной-хвостовиком в условиях малых кольцевых зазоров и применение изоляционных пакеров в литологически неоднородной части нефтяной залежи, осложненной наличием зон водонефтяного и нефтяного контакта.

Указанные проблемы должны решаться с учетом ограничений, предъявляемых к ориентации бокового ствола в месте его «зарезания» и на горизонтальном участке в нефтенасыщенной мощности пласта, что определяет повышенную для таких условий сложность проектирования профиля БС.

Основная проблема эксплуатации нефтяных месторождений на поздней стадии состоит в отсутствии адекватного соответствия параметров систем разработки геологическим особенностям продуктивных пластов. В результате такого несоответствия, выработка запасов нефти и газа осуществляется в неоптимальном режиме. Более или менее правильное представление о сложности строения пластовой системы обычно складывается к моменту заключительной стадии эксплуатации продуктивных объектов, когда обводненность продукции скважин достигает высоких значений. В итоге, на данном этапе времени, возникает потребность в создании и применении эффективных методов адаптации систем разработки к геологическим условиям, позволяющих вовлечь в процесс добычи «застойные» зоны эксплуатируемых пластовых систем.

Цель работы состоит в доразработке башкирской залежи на месторождении.

Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи:

1. Провести анализ геологического строения Зотовского месторождения.

2. Разработать технологическое решение оптимальной разработки нефти отложения Башкирского возраста Северного и Южного поднятия.

3. Обосновать с экономической точки зрения эффективность разработанного решения.

4. Разработать оптимальные решения по обеспечению охраны труда и окружающей среды.

Структурно работа состоит из введения, пяти разделов, заключения и списка использованной литературы.

1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

1.1. Общие сведения о месторождении

Зотовское месторождение расположено в северо-западной части Удмуртской Республики на территории Красногорского района в 110-120 км от г. Ижевска. Расстояние от пос. Игра до центральной части месторождения по трактовым (Игра–Новые Зятцы–Красногорское) и проселочным дорогам составляет 75-80 км (рис. 1).

Наиболее крупными населенными пунктами в районе месторождения являются село Красногорское и железнодорожная станция Игра, находящаяся на железной дороге Ижевск-Яр. В 10–12 км восточнее проходит автомобильная дорога Глазов-Ижевск. В пределах месторождения довольно густо развита сеть проселочных дорог, пригодных для проезда автотранспорта в любое время года, кроме весенне-осенней распутицы. Ближайший нефтепровод от Чутырско-Киенгопского месторождения проходит в 50–60 км к юго-востоку.

Район месторождения неравномерно на 30-35% залесен. Леса, в основном, хвойные, реже смешанные (ель, пихта, береза, осина). Свободные от леса участки заняты сельскохозяйственными угодьями.

В орогидрографическом отношении площадь работ расположена в центральной части Верхнее-Камской возвышенности. Основной рекой, протекающей по месторождению, является р. Вожда с притоками без названия. Общий уклон поверхности рельефа в северо-западном направлении (абсолютные отметки изменяются от +285 до +188 м)

Климат умеренно континентальный. Среднегодовая температура составляет +1,5°С. В зимние месяцы морозы достигают иногда –46 °С, а максимальная температура летом равна +30°С. Глубина промерзания грунта зимой на открытых и высоких местах - 1,0-1,5м. Толщина снежного покрова в конце зимы достигает 80–100 см. Среднегодовое количество осадков - 500-600 мм, причем, большая часть их выпадает в осенне-зимний период.

Рис.1. Обзорная карта месторождений нефти и газа Удмуртской республики

 Рис.1. Обзорная карта месторождений нефти и газа Удмуртской республики

В рассматриваемом районе имеется месторождение гравия, пригодного для дорожного строительства (в 5-6 км к юго-востоку от села Красногорское у деревень Рябово, Шишово и Юнга). В 1,5 км севернее дер. Живан находится Живанское месторождение строительного камня. Известняки используются для производства щебня для основания дорожных покрытий. С отложениями татарского яруса связан водоносный горизонт пресных вод, пригодных для питья. Для забора воды на питьевые нужды бурятся водозаборные скважины.

 

1.2. Геолого-физическая характеристика месторождения

В тектоническом отношении Зотовское месторождение нефти и газа приурочено к  одноименной структуре, расположенной на Красногорском валу, прослеживающемуся от Удмуртского выступа Татарского свода к Верхне-Камской впадине.  Красногорский вал - приразломная структура северо-западного простирания. Его длина около 40 км.

Зотовское поднятие тектоно-седиментационного происхождения имеет асимметричное строение с крутым юго-западным крылом.

В 1971 году на территории поднятия начато глубокое поисковое бурение. Всего пробурено 6 поисково-разведочных скважин (345, 346, 347, 348, 465, 472). Кроме указанных скважин, на юго-западной периклинали в 1980 году пробурена структурная скважина 8-ГС глубиной 1468 м, которая вскрыла водоносные пласты верейского и башкирского возраста.

На месторождении глубокими скважинами вскрыты отложения кристаллического фундамента, вендского комплекса, девонской, каменноугольной, пермской и четвертичной систем. Стратификация отложений выполнена в соответствии с унифицированной схемой, принятой для Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Разрез месторождения типичный для данного района. Промышленно нефтеносными являются карбонатные отложения башкирского яруса. Ниже приводится краткое описание разреза только нефтесодержащих отложений среднего карбона.

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

Запасы нефти и газа, подсчитанные по данным поисково-разведочных работ (6 глубоких и 1 глубокая структурная скважины) были утверждены  в 1996 году ЦКЗ (протокол № 144 от 18.03.96 г) в количестве (балансовые / извлекаемые):

- нефти категории С1  -  4574 / 915 тыс. у.е.

- свободного газа газовой шапки категории С1 - 255 / 179 млн.у.е.3.

По мере разбуривания месторождения, согласно уточненной геологической модели с учетом дополнительной информации, дважды был выполнен оперативный подсчет запасов нефти: в 2002 году по результатам бурения 5-ти эксплуатационных скважин в районе скв. 347, в 2005 году - в связи с окончательным разбуриванием месторождения [11].

Оперативный подсчет запасов нефти и газа башкирской залежи Зотовского месторождения по состоянию изученности на 01.2005 г выполнен ОАО «УНПП НИПИнефть»  в рамках отчета по форме 6-гр  за 2004 год.

В связи с тем, что дополнительных исследований свойств пластовой и поверхностной нефти в эксплуатационных скважинах  не проводилось, плотность нефти, пересчетный коэффициент и коэффициент извлечения нефти приняты на уровне утвержденных (1996 г).  По данным геофизических исследований эксплуатационных скважин: пористость нефти уменьщилась на 11,1 %; нефтенасыщенность коллекторов уменьшилась на 5,7 % по южной залежи и на 13,8 %  -  по северной.

Подсчетные параметры, запасы нефти и растворенного газа приведены в таблицах 8.


2. Технологический РАЗДЕЛ

2.1. Текущее состояние разработки нефтяного месторождения

Первый проектный документ «Технологическая схема разработки Зотовского месторождения» был составлен институтом «УдмуртНИПИнефть» в 2000 году. В соответствии с протоколом ТКР Удмуртской Республики (№ 17 от 08.12.2000 г.) утверждён II вариант разработки со следующими принципиальными положениями:

- выделение одного эксплуатационного объекта разработки - башкирского;

- разбуривание объекта по квадратной сетке с расстоянием между скважинами 400 м;

- избирательная система заводнения;

- проектный уровень добычи нефти - 50.0 тыс.тонн, жидкости - 100.9 тыс.тонн;

- общий фонд скважин - 24, в том числе 21 добывающих, 3 нагнетательных;

-  фонд скважин для бурения - 22.

В 2001 году месторождение вводится в промышленную разработку.

В 2002 году институтом «УНПП НИПИнефть» выполнен авторский надзор за реализацией технологической схемы разработки (протокол № 40-ТКР от 27.12.2002 г.). С учётом выполненных в 2001 году работ по сейсморазведке МОГТ-3D и бурения 5-и эксплуатационных скважин построена уточнённая геологическая модель месторождения, претерпевшая существенные изменения. Вместо единого поднятия выделены два: Южное и Северное, которыми контролируются две небольшие залежи в отложениях башкирского яруса. С учётом уточнённой модели в авторском надзоре определён оставшийся для бурения проектный фонд скважин и рассчитаны технологические показатели разработки на ближайшую перспективу.

Проектные решения в части разбуривания месторождения были полностью выполнены в 2004 году.

В 2005 году ООО НПП «Нефтесервис» выполнена «Уточнённая технологическая схема разработки Зотовского нефтяного месторождения Удмуртской Республики». Данная работа была утверждена ТО ЦКР Роснедра по УР (нефтяная секция) по III варианту со следующими основными технологическими решениями (протокол № 23 от 12.08.2005 г.):

-  бурение по одной добывающей скважине на каждом поднятии;

-  реализация избирательного заводнения на каждом поднятии;

-  максимальный фонд добывающих скважин - 14, нагнетательных - 4;

-  проектный уровень добычи нефти - 29.1 тыс.тонн (2007 г.);

-  обеспечение утверждённой нефтеотдачи - 0.2.

Технологические показатели разработки месторождения утверждены по 2007 год включительно с последующим их уточнением на базе геолого-гидродинамической модели в новом проектном документе.

Постановляющая часть протокола утверждения ТО ЦКР Роснедра по УР предписывала недропользователю:

-  в соответствии с утверждёнными технологическими решениями в 2006 году обеспечить ввод 2-х нагнетательных скважин;

-  при бурении эксплуатационной скв. № 108 на Северном поднятии осуществить отбор керна из продуктивной части башкирского яруса и отбор проб пластовой нефти с выполнением полного объёма исследований керна и пластовой нефти;

- в целях изучения причин снижения продуктивности скважин выполнить соответствующие мероприятия по обработке призабойной зоны пласта;

- в целях доразведки запасов категории С2 пробурить в 2006 году оценочную скважину на северо-западном куполе Южного поднятия;

- приступить к созданию постоянно-действующей геолого-гидродинамической модели месторождения и в 2007 году представить на рассмотрение в ТКР.

3. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

3.1. Определение экономической эффективности при реализации проектируемого технического решения

Экономическая эффективность производства характеризуется системой показателей, основными из которых являются добыча нефти, капитальные вложения, эксплуатационные затраты и прибыль от реализации нефти на внутреннем рынке.

Зотовскоеместорождение находится на 2 стадии разработки, идет естественное падение добычи нефти. В связи с этим, основными направлениями по увеличению добычи нефти являются работы по бурению наклонно-направленных боковых стволов скважин.

Для полноты анализа эффективности данного проекта нам необходимо доказать экономическую эффективность внедрения проекта с учетом всех затрат и налогов.

В работе было предложено применить технологию повышения нефтеотдачи пластов с применением наклонно-направленных боковых стволов скважин. В результате предлагаемых мероприятий по бурению скважин планируется получить эффект в виде дополнительной добычи нефти 53,23 тыс.т с месторождения. Целью данного раздела является экономическое обоснование предлагаемых мероприятий т.к. только на основании экономических показателей, таких как показатель экономического эффекта, прибыль от реализации продукции  можно судить об экономической эффективности предлагаемого мероприятия.

Ниже перечисляется перечень налогов, отчисляемых в бюджетные и внебюджетные фонды страны и показывается порядок их расчета:

-   налог на добавленную стоимость исчисляется в размере 18% от цены нефти;

-  налог на прибыль исчисляется в размере 20 % от прибыли до налогообложения, остающейся от выручки от основной деятельности и доходов от прочей деятельности  после компенсации эксплуатационных расходов и прочих расходов.

-  НДПИ.

Основными показателями по принятию проекта к реализации являются показатели: прибыль от реализации, выручка от реализации и чистая прибыль.

 

3.2. Исходные данные для расчета экономических показателей проекта

Исходные данные для расчета экономических показателей для условий ЗАО «Чепецкое НГДУ» приведены в таблице 27.

Таблица 27

Экономические показатели проекта

Наименование показателей

Единицы измерения

Показатели

Доля реализации нефти на внутреннем рынке

%

100,00

Курс доллара

руб/долл

29,80

Цена реализации нефти на внешнем рынке (с экспортной пошлиной)

долл./барр

82,49

Цена реализации нефти на внутреннем рынке (без НДС)

руб./т

7084,8

Расходы по подъему жидкости из пласта,

руб/м3

81,6

Расходы по сбору и транспортировке нефти и газа

руб/м3

368,2

Расходы по технологической подготовке нефти

руб/м3

942,5

Затраты на проведение закачки воды

руб/м3.

61,5

Затраты на строительство БС скважины

руб./м. проходки

8925

Дополнительная добыча нефти

тонн

53230

Дополнительная добыча жидкости

м3

108398

 

Список использованных источников

1. Кудинов В.И. Основы нефтегазопромыслового дела. – М.;  Ижевск :  Ин-т компьют.  исслед.:  Уд-ГУ, 2005 г. - 719 с.

2. Кудинов, В.И. Гибридные полимерные композиционные материалы / В.И. Кудинов, Н.В. Корнеева, И.К. Крылов, В.И. Мамонов, М.В. Геров. Физика и химия обработки материалов. – 2008. – № 2. – 40 с.

3. Кудинов В.И., Борхович С.Ю. Методические указания к дипломному проектированию для студентов очной и заочной формы обучения. РИО «УдГУ», Ижевск. – 2009. – 68 с.

4. Кудинов В.И. Разработка сложнопостроенных месторождений с вязкими нефтями. Интервал. – 2002. – №6. – 254 с.

5. Кудинов В.И.,  Малбгина В.М., Сухоплюев В.А. Проблемы разработки сложнопостроенных месторождений с вязкими нефтями и пути их решения. Вестник Удмуртского университета. – 2002. –  № 8:  Спецвыпуск,  посвященный 10-летию нефтяного факультета. – 58 с.

6. Кудинов В.И., Желтов Ю.В., Малофеев Г.Е. Разработка сложнопостроенных месторождений вязкой нефти в карбонатных коллекторах. «Нефть и газ», 1997 г. – 43 с.

7. Кудинов В.И., Сухоплюев В.А. Прогнозирование технологических показателей разработки сложнопостроенных залежей с нефтями повышенной вязкости.  Выбор и оптимизация технологических приемов воздействия на пласт и темпов отбора нефти. Вестник Удмуртского университета. – 2002. – № 8: Спецвыпуск, посвященный 10-летию нефтяного факультет. – 56 с.

8. Кудинов В.И. Сухоплюев В.А., Определение оптимального темпа отбора нефти на основе геолого-физических свойств нефти Эффективность разработки трудноизвлекаемых запасов нефти: тез. докл. Рос. науч.практ. конф., 16–18 апр. 2002 г. – Ижевск, 2002. – 51 с.

9. Булатов А.Н., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению т.1,т.2 2000 г. – 90 с.

10. Бурение нефтяных и газовых скважин с боковыми стволами- М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. – 115 с.

11. Борхович С.Ю., Кудинов В.И., Мирсаетов О.М. Проблемы оптимизации,  диагностики и регулирования работы эксплуатационных скважин,  пути их решения. Вестник Удмуртского университета. – 2002. – № 8: Спецвыпуск,  посвященный 10-летию нефтяного факультета. – 79 с.

12. Булатов А.Н., Левшин В.А., Шеметов В.Ю. Методы и техника очистки и утилизации отходов бурения. - МВНИИОЭНГ, 1989 г. – 56 с.

13. Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин. М: недра, 1986 г. – 252 с.

14. Дополнение к технологической схеме разработки Зотовского нефтяного месторождения Удмуртской республики». Книга 1. ЗАО «Ижевский нефтяной научный центр», Ижевск, 2009 г. – 79 с.

15. Драчук В.Р., Иванов А.А., Кудинов В.И. Проведение гидравлического разрыва пласта в маломощных пластах. Эффективность разработки трудноизвлекаемых запасов нефти:  тез.  докл.  Рос.  науч.-практ.  конф., 16–18 апр. 2002 г. – Ижевск, 2002. – 46 с.

16. Драчук В.Р., Иванов А.А., Кудинов В.И. Факторы,  влияющие на эффективность гидравлического разрыва пласта. Эффективность разработки трудноизвлекаемых запасов нефти:  тез.  докл.  Рос.  науч.-практ.  конф., 16–18 апр. 2002 г. – Ижевск, 2002. – 44 с.

17. Калинин А.Г., Григорян Н. А.  Справочник по бурению наклонных скважин. М. 1983 г. – 52 с.

18. Кащавцев В.Е., Гаттенбергер Ю.П., Люшин С.Ф. Предупреждение солеобразования при добыче нефти. М.: 1985 г. – 215 с.

19. Муравенко В.А., Муравенко А.Д., Муравенко В.А. Буровые машины и механизмы-т. 1, т.2: Москва-Ижевск 2002 г. – 520 с.

20.  Охрана недр и геолого-маркшейдерский контроль. Правила охраны недр (ПБ 07-601-03). Серия 07. Выпуск 11/Колл. авт. – М.: 2003 г. – 64 с.

21. Резниченко. Приготовление, обработка и очистка буровых растворов. - М: Недра 1982 г. – 21 с.

22.  Савельев В.А.  «Нефтегазоносность и перспективы освоения ресурсов нефти Удмуртской республики». – Москва. Ижевск; Институт компьютерных исследований, 2003 г. – 288 с.

23. Сыромятников Е.С., Савицкий В.Б., Злотникова Л.Г.  Организация и планирование производства на предприятиях нефтяной и газовой промышленности - М: Недра 1985 г. – 284 с.

24. Элияшевский А. М., Орсуляк, М.И. Сторонский Типовые задачи и расчеты в бурении- М.: Недра, 1982 г. – 296 с.