Каталог

Помощь

Корзина

Оптимизация системы разработки Зотовского месторождения ЗАО Чепецкого НГДУ

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 проектируемого технического решения48

2.4. Анализ научных публикаций48

2.5. Проектирование технического решения для реализации на Зотовском месторождении57

2.6. Определение технологической эффективности при реализации технического решений60

2.6.1. Исходные данные для определения технологической эффективности60

2.6.2. Выбор метода определения технологической эффективности65

2.6.3 Расчет технологической эффективности при реализации проектируемого технического решения67

2.6.4. Сопоставление технологических показателей проектируемого технического решения с утвержденным вариантом70

3. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ72

3.1. Определение экономической эффективности при реализации проектируемого технического решения72

3.2. Исходные данные для расчета экономических показателей проекта73

3.3. Расчет экономических показателей проекта73

3.3.1 Платежи и налоги73

3.3.2 Эксплуатационные затраты74

3.3.3 Выручка от реализации76

3.3.4 Прибыль от реализации76

3.4. Сравнение технико-экономических показателей76

4. РАЗДЕЛ ОХРАНЫ ТРУДА И БЕЗОПАСНОСТИ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ78

4.1. Нормативно-правовая база78

4.2. План конкретных мероприятий по обеспечению требований промышленной безопасности при проведении проектируемых работ81

4.3. План конкретных мероприятий по обеспечению санитарно-гигиенических требований  при проведении проектируемых работ88

4.4. План конкретных мероприятий по обеспечению требований противопожарной безопасности91

4.5. План конкретных мероприятий по обеспечению требований безопасности  жизнедеятельности в чрезвычайных ситуациях при проведении проектируемых работ94

5. Раздел ОХРАНы НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ99

5.1. Нормативно-правовая база99

5.2. Мониторинг воздействия на атмосферу, гидросферу, литосферу, биосферу при проведении проектируемых работ101

5.3. План мероприятий, обеспечивающий выполнение требований охраны окружающей среды и охраны недр при проведении проектируемых работ105

ЗАКЛЮЧЕНИЕ120

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННых источников121


Введение

Развитие добычи нефти на месторождениях России связано с необходимостью дальнейшего ускоренного вовлечения и доразработку трудноизвлекаемых запасов, с интенсификацией добычи нефти на позднем стадии эксплуатации. Основным способом разработки нефтяных месторождении в стране является заводнение, при этом способе эффективность извлечения нефти зависит от полноты охвата пласта воздействием закачиваемой воды. Высокая неоднородность продуктивных ингредиентов, связанная с наличием в них высокопроницаемых пропластков, приводит к быстрому прорыву поды в добывающие скважины и, как следствие, ухудшению технико-экономических показателей разработки месторождении и снижению нефтеотдачи пластов.

По объектам разработки накоплен значительный объем материалов по применению третичных методов увеличения нефтеотдачи. Использование ряда технологий повышения нефтеотдачи зачастую малоуспешно, что в значительной мере обусловлено недостаточной адаптацией методов к конкретным геолого-промысловым условиям. 

В свете назревшей необходимости их рационального применения возникла задача проведения структуризации, выявления геолого-технологической приуроченности запасов нефти ЗАО Чепецкого НГДУ и совершенствования систем рациональной выработки остаточной запасов нефти.

Разработка водонефтяных зон вызывает целый ряд трудностей. Конечный коэффициент нефтеотдачи по большинству ВНЗ ожидается значительно ниже, чем в чисто нефтяных частях залежи, что обусловлено с особыми условиями их эксплуатации, связанными с близостью водонефтяного контакта. 

Быстрый прорыв подошвенной воды к забоям добывающих скважин, низкие темпы отбора нефти при высокой степени обводненности добываемой продукции приводят к снижению нефтеотдачи пласта, к увеличению сроков разработки, к повышению непроизводительных затрат на добычу попутной" воды, ее транспорт и подготовку и, в конечном счете, к ухудшению технико-экономических показателей разработки в целом залежи.

Низкопроницаемые пласты; и прослои имеются и в высокопродуктивных объектах, где они залегают в виде линз различной величины, полос различной ширины или коллекторов площадного развития.

Разнообразие геологических условий залегания, физических свойств пород и нефтей как по отдельным пластам, так и в пределах площадей приводят к выводу о необходимости самостоятельного изучения всех этих объектов и иного подхода к проектированию разработки, чем в объектах средней и высокой продуктивности.

Значительный резерв повышения эффективности заключается в выборе соответствующих технологий и общей стратегии планирования применения методов воздействия на пласт. При этом следует сделать правильный выбор из существующего арсенала гидродинамических, физических и химических методов увеличения нефтеотдачи.

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.

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.

Зотовское месторождение 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 полимера

руб/м3.

87

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.