Каталог

Помощь

Корзина

Оптимизация системы разработки залежи нефти в отложениях Турнейского возраста Черепановсого поднятия по данным сейсморазведочных работ 3D

Оригинальный документ?

Содержание

Введение4

1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ6

1.1. Общие сведения о месторождении6

1.2. Геологическая изученность и история открытия месторождения7

1.3. История подсчета запасов и проектирования разработки месторождения8

1.4. Тектоническое строение месторождения15

1.5. Краткая история геологического развития месторождения19

1.6. Стратиграфия разреза месторождения21

1.7. Гидрогеология месторождения26

1.8. Нефтегазоносность продуктивных пластов29

1.9. Физико-химические свойства пластовых флюидов35

1.10. Запасы нефти, газа,  коэффициент извлечения нефти, коэффициенты охвата и вытеснения37

1.11. Осложняющие факторы геологического строения разреза на рассматриваемом месторождении38

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ39

2.1. Текущее состояние разработки нефтяного месторождения39

2.2. Анализ текущего состояния разработки нефтяного месторождения51

2.2.1. Анализ результатов бурения и работы ГС и БГС51

2.2.2. Анализ данных сейсморазведочных работ 3D на Черепановском поднятии53

2.3. Проектирование технического решения для реализации на данном месторождении63

2.4. Расчет и сравнение технологической эффективности при реализации проектируемого технического решения68

3. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ70

3.1. Определение экономической эффективности при реализации проектируемого технического решения70

3.2. Исходные данные для расчета экономических показателей проекта70

3.3. Расчет экономических показателей проекта71

3.3.1. Платежи и налоги72

3.3.2. Капитальные затраты73

3.3.3. Эксплуатационные затраты74

3.3.4. Выручка от реализации75

3.3.5. Прибыль от реализации76

3.3.6. Чистая прибыль76

3.3.7. Чистый дисконтированный доход76

3.3.8. Индекс доходности77

3.3.9. Оценка инвестиционного проекта78

4. РАЗДЕЛ ОХРАНЫ ТРУДА И БЕЗОПАСНОСТИ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ79

4.1. Нормативно-правовая база79

4.2. План конкретных мероприятий по обеспечению требований промышленной безопасности при проведении проектируемых работ82

4.3. План конкретных мероприятий по обеспечению санитарно-гигиенических требований  при проведении проектируемых работ90

4.4. План по обеспечению требований противопожарной безопасности93

4.5. План конкретных мероприятий по обеспечению требований безопасности  жизнедеятельности в чрезвычайных ситуациях при проведении проектируемых работ96

5. ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ104

5.1. Нормативно-правовая база104

5.2. Мониторинг воздействия на атмосферу, гидросферу, литосферу, биосферу при проведении проектируемых работ105

5.3. План мероприятий, обеспечивающий выполнение требований охраны окружающей среды и охраны недр при проведении проектируемых работ110

ЗАКЛЮЧЕНИЕ125

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННых источников126

Введение

Среди важнейших видов промышленной продукции, объемы производства которой определяют современное состояние и уровень развития материально – технической базы страны, одно из главных мест отводится производству и потреблению нефтепродуктов и добыче нефти и газа.

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. Отсутствие адекватности связано, прежде всего, с естественным форсированием темпа разбуривания сетки скважин по отношению к формированию системы исследований и обработки полученной информации. Получение и обработка исходной геолого-промысловой информации, дальнейшее извлечение из неё полезных сведений о пластах и использование этих сведений для принятия решений, является процессом куда более длительным, нежели формирование систем разработки месторождений. Поэтому, 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.

Для обоснования параметров и эффективности процесса оптимизации систем разработки необходимо иметь правильное представление об основных элементах неоднородности пластовых систем и их свойствах, которые непосредственно влияют на полноту и интенсивность выработки запасов нефти. 

Знания о природной неоднородности пластов всегда получают посредством проведения геолого-промыслового анализа, выходом из которого является сложная модель продуктивного объекта, на основании которой и выбираются альтернативные варианты дальнейшей эксплуатации месторождения. Однако, в результате влияния экономических, социальных и технических факторов по большинству месторождений наблюдается дефицит исходной информации, необходимой для качественного моделирования. Часто, весь спектр данных представлен только стандартными геофизическими исследованиями и сведениями о работе скважин, а остальные данные, в лучшем случае, имеют точечный характер и характеризуются не представительной для их статистической обработки выборкой. Такой факт приводит к возникновению промежуточной задачи, связанной с разработкой новых методических подходов к построению моделей пластов, позволяющих принимать эффективные решения в условиях минимума исходной информации.

Цель работы состоит в разработке эффективных направлений систем разработки нефтяных пластов по данным сейсморазведочных работ 3D.

Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи:

1. Провести анализ геологического строения Мишкинского месторождения.

2. Разработать технологическое решение оптимальной разработки нефти отложения Турнейского возраста Черепановского 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

В административном отношении Мишкинское месторождение расположено в восточной части Удмуртской Республики, на территории Воткинского и Шарканского районов, в 4-15 км севернее г. Воткинска.

В непосредственной близости от Мишкинского месторождения расположены: западнее - Лиственское месторождение, севернее – Шарканское, на некотором удалении северо-западнее – Быгинское, Черновское, и Южно-Лиственское месторождения (см. рис 1).

 

Рис. 1. Схема расположения месторождения

Рис. 1. Схема расположения месторождения

 

Южнее месторождения к г. Воткинск подходит железнодорожная ветка Ижевск-Воткинск, по центральной части месторождения в меридиональном направлении проходит асфальтированное шоссе Воткинск-Шаркан, в восточной части в северо-восточном направлении - асфальтированное шоссе Воткинск-Кельчино-Пермь. Площадь месторождения покрыта сетью внутри промысловых асфальтированных и проселочных дорог летнего и зимнего пользования.

В орогидрографическом отношении рассматриваемая территория представляет собой холмистую залесенную равнину, расчлененную многочисленными оврагами, балками и долинами небольших рек, с общим уклоном поверхности к юго-востоку. Абсолютные отметки изменяются в пределах 80-260 м.

Речная сеть представлена реками Сива и Шарканка, небольшими речками Сидоровка, Осиновка, Березовка, Полым, Большая Кивара, Селишка, речные долины которых часто заболочены, и многочисленными мелкими ручьями. Леса в основном хвойные (ель, сосна, пихта), реже смешанные, свободные от леса участки заняты сельскохозяйственными угодьями.

Климат района умеренно-континентальный с продолжительной зимой и коротким прохладным летом. Среднегодовое количество осадков составляет 503 мм, две трети которых приходятся на месяцы с мая по сентябрь.

Национальный состав местного населения – русские, удмурты, татары и др., занято оно в основном в машиностроении, в нефтедобывающей, местной и пищевой промышленности (г. Воткинск), меньше в сельском хозяйстве, рыбоводстве, на лесных разработках.

 

1.2. Геологическая изученность и история открытия месторождения

Региональные работы на изучаемом участке Удмуртии были начаты в предвоенные годы и продолжены в 1953-1956 годах. Мелкомасштабные гравиразведочные, магниторазведочные, электроразведочные, аэромагнитные и геологические исследования были направлены на изучение особенностей геологического строения Удмуртской республики в целом. В результате обобщения всех материалов в 1959 г. построена тектоническая схема поверхности кристаллического фундамента и проведено региональное тектоническое районирование территории Удмуртии.

В период 1985-1988 г.г. были проведены магниторазведочные исследования масштаба 1:50000, в результате которых установлена генетическая связь локальных аномалий и месторождений нефти с линейными зонами.

В 1999 г. в Удмуртской Республике за счет бюджетных средств начали выполняться региональные сейсморазведочные работы 2D с целью изучения геологического строения фундамента и нижних этажей осадочного чехла. Региональный профиль III-III" пересекает Лиственскую, Воткинскую, Чужеговскую и Шарканскую структуры с юга на север.

 

1.3. История подсчета запасов и проектирования разработки месторождения

Поисковые детализационные работы начались на территории Мишкинского месторождения с 1964 г.

1.4. Тектоническое строение месторождения

Геологический разрез изучаемой площади подразделяется на два структурных комплекса: структурно-тектонический комплекс консолидированного фундамента и комплекс осадочного чехла, включающий:

-       рифейский структурный этаж;

-       вендский;

-       эйфельско-пермский.

Отложения кристаллического фундамента архейско-нижнепротерозойского возраста бурением на площади работ не вскрыты. Представления о строении фундамента основаны на результатах региональных сейсморазведочных работ 2001 – 2007 г.г. (профили III-III и VII-VII). По данным этих исследований его глубина прогнозируется 8 - 9 км. В северном направлении наблюдается резкое погружение фундамента до глубины 14-14,5 км (см. рис. 2). На рассматриваемой территории выделяются отдельные выступы фундамента, ограниченные глубинными разломами субширотного и субмеридионального простирания. Выступы фундамента разбиты глубинными разломами на более мелкие блоки. На денудационной поверхности фундамента залегают отложения рифейской системы, заполняя Калтасинский авлакоген. Площадь работ расположена в зоне сочленения Сарапульской впадины на северо-западе с Воткинской седловиной Кезско-Сарапульской погруженной зоны и на северо-востоке с Ножовским выступом Бородулинско-Большесосновского срединного горста.

Рифейские отложения на данной площади скважинами не вскрыты. Ближайшая глубокая скважина, вскрывшая карбонатные отложения прикамской подсерии – скважина 1067 Шарканской площади. Наибольшая вскрытая толщина отложений достигает 275 м. 

Непосредственно на площади сейсморазведочных работ 3D по данным структурных построений поверхность рифейских отложений прогнозируется с широким изменением диапозона абсолютных отметок, значения которых и колеблется в пределах от 2230 до 2370 м.

Исследуемая территория расположена в пределах северной бортовой части ККСП - Киенгопского борта (см. рис. 3). Внешняя граница борта прослеживается по появлению в разрезах скважин палеонтологических признаков шельфовой фации.

Рис. 3. Структурно-тектоническая схема района работ

Рис. 3. Структурно-тектоническая схема района работ

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ раздел

2.1. Текущее состояние разработки нефтяного месторождения

По состоянию на 01.01.2004 года на турнейский объект пробурено 252 скважины. Всего на объекте числится 234 добывающих скважины  (действующих –191, в бездействии – 29, в консервации – 11, ликвидировано - 3), 18 нагнетательных (под закачкой – 9, из них: в 6 скважин осуществляется закачка пресной воды, в 3 скважины закачивается водный раствор полиакриламида), в бездействии – 2, в освоении – 1, в отработке на нефть – 6.  Передано в контрольные (наблюдательные) 2. Кроме того пробурено 4 контрольных скважины и 1 специальная, дающая техническую воду. Следует  отметить, что в число добывающих скважин входит 50 горизонтальных скважин и 71 скважина с боковыми горизонтальными стволами.

Нереализованный проектный фонд составляет 14 скважин. Все эти скважины находятся в низкопродуктивных зонах и из них только 2 наиболее перспективные для бурения скважины с расчетным дебитом нефти не более 6 т/сут. Состояние фонда приводится в таблице 5.

Таблица 5

Характеристика фонда скважин по состоянию на 01.01.2010 г.

Наименование объекта

Характеристика фонда скважин

 

Количество скважин

I

II

III

IV

всего

Фонд добывающих

 скважин

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Пробурено

403

206

154

234

997

Возвращено с других горизонтов

45

6

0

0

51

Переведено на другие горизонты

6

42

0

0

48

Всего

442

170

154

234

1000

в том числе:

 

 

 

 

 

Действующие

333

128

104

191

756

      в том числе:

 

 

 

 

 

     фонтан

0

0

0

0

0

     ЭЦН

11

7

15

43

76

     ШГН

322

121

89

148

680

     УЭДН

0

0

0

0

0

Бездействующие

72

32

31

29

164

 

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.

Экономическая эффективность определяется путем сопоставлением полученного эффекта (результата) с использованными ресурсами или затратами.

Инвестиции – долгосрочные вложения денежных средств (капитала) в отрасль экономики в целях получения доходов (прибыли).

 

3.2. Исходные данные для расчета экономических показателей проекта

Расчеты производились за первые 6 лет реализации проекта – с 2011 по 2016 года, в сравнении 3 вариантов: фактического, действующего (вариант 1), разрабатываемого (вариант 2)

Предлагается пробурить 21 вертикальных скважин по первому варианту разработки; 4 вертикальных и 6 горизонтальных скважин по второму варианту разработки. Исходные данные для расчета экономических показателей приведены в таблице 18.

Таблица 18

Показатели добычи нефти. Черепановская площадь. Объект пласт Турнейского возраста, тыс.т.

Варианты разработки

2011 г.

2012 г.

2013 г.

2014 г.

2015 г.

2016 г.

Итого

Факт

7,951

8,601

7,832

5,977

5,655

3,949

39,965

Действующий вариант

121,953

130,002

133,902

136,580

139,312

143,491

805,24

Разрабатываемый вариант

150,844

164,011

167,643

177,034

205,537

242,587

1107,656

 

3.3.7. Чистый дисконтированный доход

Дисконтированный   поток   денежной   наличности - сумма прибыли от реализации и амортизационных  отчислении, уменьшенная   на   величину инвестиций, направляемых на освоение нефтяного месторождения – определяется как сумма текущих годовых потоков, приведенных к начальному году:

NPV = ∑ (( Пt + At ) – Kt) / (1 + Eн)t-tp ,                                         (14)

где  NPV - дисконтированный поток денежной наличности;

Пt - прибыль от реализации в t-м году;

At - амортизационные отчисления в t-м году;

Kt - капитальные вложения в разработку месторождения в t-м году.

Дисконтированный поток наличности за период с 2011 г. до 2016 г. при норме дисконта 10 % составил:

NPV 1 = 3098418,42 тыс.руб.

NPV 2 = 4865155,74 тыс.руб.

 

3.3.8. Индекс доходности

Показатель – индекс доходности (PI) имеет «невесомое» значение, если проектируется вновь вводимое месторождение с большими капитальными затратами. В этом случае его значение интерпретируется следующим образом: если PI > 1, вариант эффективен, если PI < 1- вариант разработки нерентабелен.

Согласно расчетам PI равен:.

Вариант 1. PI = 3,781 > 1 – вариант эффективен

Вариант 2. PI = 3,788 > 1 – вариант эффективен

 

3.3.9. Оценка инвестиционного проекта

Это отношение прибыли к капитальным затратам. Данные представлены в таблице 22.

Список использованных источников

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

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

3. Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин. М: недра, 1986 г.

4. Дополнение к технологической схеме разработки Мишкинского нефтяного месторождения Удмуртской республики». Книга 1. ЗАО «Ижевский нефтяной научный центр», Ижевск, 2009 г.

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

6. Калинин А.Г., Григорян Н. А.  Справочник по бурению наклонных скважин. М 1983 г.

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

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

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

10. Муравенко В.А., Муравенко А.Д., Муравенко В.А. Буровые машины и механизмы-т. 1, т.2: Москва-Ижевск 2002 г.

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

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

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

14. Проблемы разработки сложнопостроенных залежей на поздних стадиях эксплуатации и пути их решения методами гидродинамических воздействий на пласты / В. А. Аристов, В. И. Кудинов, О. М. Мирсаетова // Вестник Удмуртского университета. – 2002. –  № 8:  Спецвыпуск, посвященный 10-летию нефтяного факультета

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

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

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

18. Разработка сложнопостроенных месторождений с вязкими нефтями / В. И. Кудинов // Интервал. – 2002. – №6

19. Резниченко. Приготовление, обработка и очистка буровых растворов. - М: Недра 1982 г.

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

21. Состояние и перспективы развития нефтяной промышленности Удмуртии /  В. И. Кудинов //  Вестник Удмуртского университета. – 2002. –  № 8:  Спецвыпуск,  посвященный 10-летию нефтяного факультета

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

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

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