Каталог

Помощь

Корзина

Повышение эффективности разработки визейского объекта Русиновского месторождения нефти с применением циклического заводнения

Оригинальный документ?

РЕФЕРАТ

Пояснительная записка к выпускной квалификационной работе содержит 182 страниц, 18 иллюстраций и 29 таблиц. Список использованных источников включает 17 пунктов.

Ключевые слова: НЕФТЬ, ЖИДКОСТЬ, ЦИКЛИЧЕСКОЕ ЗАВОДНЕНИЕ, КОЭФФИЦИЕНТ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ.

В выпускной квалификационной работе проведен анализ текущего состояния разработки визейского объекта Русиновского месторождения нефти, который выявил, что эксплуатация добывающих скважин сопровождается обводнением добываемой продукции водой, поступающей по наиболее проницаемым пропласткам. При работе нагнетательных скважин происходит поглощение рабочего агента высоко проницаемыми пластами, а в менее проницаемых пластах остаются невыработанные нефтяные целики.

Задачу повышения степени извлечения нефти из низкопроницаемых пластов в условиях различной скорости продвижения рабочего агента по залежи предложено решить внедрением циклического заводнения.

Для предложенного варианта разработки (циклическое заводнение) в данной выпускной квалификационной работе рассчитаны технико-экономические показатели. Исходя из анализа этих показателей был выбран наиболее технологически и экономически эффективный вариант разработки визейского объекта Русиновского месторождения – циклическое заводнение.


СОДЕРЖАНИЕ

 

 

стр.

 

ВВЕДЕНИЕ

11

1.

ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

12

1.1.

Общие сведения о месторождении

12

1.2.

Геолого-физическая характеристика месторождения

15

1.3.

Физико-гидронамическая характеристика продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек

22

1.4.

Свойства и состав нефти, газа и воды

26

1.5.

Запасы нефти, растворенного газа.

29

2.

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

31

2.1.

Текущее состояние разработки визейского объекта Русиновского месторождения

31

2.2.

Анализ текущего состояния разработки Русиновского месторождения

35

2.2.1.

Анализ работы фонда добывающих скважин

35

2.2.2.

Анализ работы фонда нагнетательных скважин

42

2.2.3.

Анализ работы фонда пьезометрических скважин

45

2.2.4.

Анализ эффективности геолого-технических мероприятий

45

2.2.5.

Сравнение проектных и фактических показателей разработки

49

2.3.

Выбор и обоснование предлагаемого технического решения

54

2.3.1.

Литературный обзор известных технических решений по теме проекта

55

2.3.2.

Патентный обзор известных технических решений по теме проекта

74

2.3.3.

Анализ эффективности применения выбранного технического решения на других месторождениях

74

2.4.

Проектирование циклического заводнения визейских залежей Русиновского месторождения

76

2.4.1.

Математическое моделирование процессов вытеснения нефти

77

2.4.2.

Исходные данные для построения цифровой фильтрационной модели

78

2.4.3.

Создание цифровой фильтрационной модели

79

2.4.3.1.

Постановка целей исследования

79

2.4.3.2.

Выбор типа модели

79

2.4.3.3.

Обоснование размерности модели

80

2.4.4.

Этапы построения фильтрационной модели

80

2.4.4.1.

Создание сетки и схемы выделения пластов

81

2.4.4.2.

Характеристика пластов

81

2.4.4.3.

Относительные фазовые проницаемости и капиллярные давления

82

2.4.4.4.

Свойства флюидов

82

2.4.4.5.

Начальные условия

83

2.4.4.6.

Задание условий на границах расчетной модели

83

2.4.4.7.

Моделирование пластовой водонапорной системы

84

2.4.4.8.

Моделирование скважин

85

2.4.4.9.

Уточнение параметров (адаптация) фильтрационной модели на основе анализа истории разработки

85

2.5.

Расчет и сравнение технологических показателей проекта проектируемого варианта с базовым вариантом разработки

86

3.

ОХРАНА ТРУДА, ПРОМЫШЛЕННАЯ БЕЗОАСНОСТЬ, БЕЗОПАСНСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ В ЧРЕЗВЫЧАЙНЫХ СИТУАЦИЯХ

94

3.1.

Нормативно-правовая база

94

3.2.

Промышленная безопасность

98

3.3.

Санитарно-гигиенические требования

105

3.4.

Противопожарная безопасность

110

3.5.

Безопасность жизнедеятельности в чрезвычайных ситуациях

112

3.6.

Расчет затрат по мероприятиям проекта

115

4.

ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ и охрана недр

116

4.1.

Нормативно-правовая база

116

4.2.

Источники воздействия на атмосферу, гидросферу, литосферу, биоту

118

4.3.

Оценка уровня воздействия на атмосферу, гидросферу, литосферу, биоту

122

4.4.

Расчет затрат от воздействия на атмосферу, гидросферу, литосферу, биоту

125

5.

ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

128

5.1.

Обоснование показателей экономической эффективности проекта

128

5.2.

Нормативная база, исходные данные для расчетов и расчет экономических показателей проекта

129

5.2.1.

Выручка от реализации

130

5.2.2.

Эксплуатационные затраты

131

5.2.3.

Капитальные вложения

135

5.2.4.

Платежи и налоги

135

5.2.5.

Прибыль от реализации

138

5.3.

Расчет экономических показателей проекта (поток денежной наличности, индекс доходности, период окупаемости)

139

5.4.

Экономическая оценка проекта

143

5.5.

Сравнение технико-экономических показателей проектируемого варианта с базовым вариантом

143

 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

145

 

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

149

 

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы. Для современного этапа развития нефтедобывающей промышленности Удмуртской Республики характерна устойчивая тенденция снижения добычи нефти, ухудшение структуры извлекаемых запасов, рост запасов трудноизвлекаемой нефти, увеличение количества низкопродуктивных пластов с осложненными геолого-физическими условиями, повышение доли низкопроницаемых коллекторов.

Визейский объект Русиновского месторождения в настоящее время находятся на поздней стадии разработки. Эксплуатация добывающих скважин на данном этапе сопровождается обводнением добываемой продукции водой, поступающей по наиболее проницаемым пропласткам. Центральная и северо-восточная часть месторождения характеризуются как зоны с хорошими фильтрационными свойствами. В зависимости от проницаемости, степени выработанности коллектора скорость продвижения рабочего агента в разных добывающих скважинах существенно отличается от средней по залежи. При работе нагнетательных скважин происходит поглощение рабочего агента высоко проницаемыми пластами, а в менее проницаемых пластах остаются невыработанные нефтяные целики.  Обеспечение полноты извлечения природного углеводородного сырья из недр относится к одной из важных и актуальных задач нефтяной и газовой промышленности.

В этой связи актуальным становится применение новых или усовершенствование ранее применяемых технологий разработки, в том числе заводнения, с целью повышения эффективности выработки запасов нефти.

Одним из широко применяемых и высокоэффективных методов регулирования разработки и увеличения нефтеотдачи пластов при заводнении является гидродинамическое воздействие - циклическое заводнение.

Цель работы. Выполнить технико-экономическое обоснование разработки визейского объекта Русиновского месторождения на основе циклического воздействия на пласт с целью увеличения текущих дебитов скважин и, в конечном итоге, повышения коэффициента нефтеотдачи.

1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ [1]

1.1. Общие сведения о месторождении

Русиновское месторождение нефти в административном отношении находится на территории Каракулинского административного района Удмуртской Республики, на территории Каракулинской сельской администрации. Ближайший населенный пункт – деревня Кулюшево, расположен в 2,5 км к северо-западу, до села Каракулино на северо-западе – 8,0 км. Населенные пункты связаны между собой асфальтированными дорогами, до ближайшей железнодорожной станции Сарапул на юго-западе – 57,0 км (рис.1).

В орографическом отношении площадь месторождения расположена в пределах среднего течения реки Камы, на водоразделе реки кобылка и безымянного ручья, в юго-западной части Сарапульской возвышенности, представляющей собой слабовсхолмленную и расчлененную долинами рек и ручейков равнину, на юге понижающуюся к Каме. Наивысшая абсолютная отметка на территории месторождения достигает плюс 192,7 м, наименьшая – плюс 140,0 м, урез воды у Каракулино характеризуется отметкой плюс 57,9 м. По площади месторождения протекает река Кобылка, впадающая в реку Каму. Почвы района серые, лесные, вся площадь покрыта пашнями.

Климат района умеренно-континентальный, с продолжительной холодной и многоснежной зимой, теплым летом и четко выраженными переходными периодами – весной и осенью. Среднегодовая температура составляет плюс 2,7 °С, абсолютный максимум – плюс 36,4 °С, абсолютный минимум составляет минус 48,3 °С. Относительная влажность воздуха 58,0 – 84,0 %, средняя за год 75,0 %, количество осадков – 548,0 мм, среднегодовая скорость ветра – 3,4 м/с, преобладающее направление ветра – юго-западный, высота снежного покрова – 46,0 см. Глубина промерзания грунта 60,0-100,0 см.

На территории района возможны неблагоприятные явления природы: метели, туманы, грозы, град. Число дней с метелями – 31, число дней с туманами – 32, средняя продолжительность за год 103 часа.

Рис. Обзорная карта Русиновское месторождение нефти

Рис. Обзорная карта  Русиновское месторождение нефти

 

Число дней с градом – 2, наибольшее число дней с градом 6. Среднегодовая продолжительность гроз составляет 57 час, а среднее число дней с грозой – 27.

Общая численность населения Каракулинского района 15 тыс. человек. Средняя плотность населения 10 – 15 человек на 1 км2. В половозрастной структуре населения доля мужчин составляет 48 %, женщин 52 %. Национальный состав населения района характеризуется доминированием по численности русских – 66 % и марийцев – 13 %, далее следуют удмурты – 5 %, татары – 3 %. Кроме того, на территории района проживают украинцы, чуваши, белорусы, немцы.

Демографическая ситуация в Каракулинском районе такая же как и в целом по республике, показатели рождаемости меньше показателей смертности. Уровень заболеваемости по сравнению с республиканскими показателями в районе значительно ниже.

Основная часть трудоспособного населения занята сельским хозяйством. В районе высокий уровень безработицы, особо остро стоит проблема молодежной безработицы. Основные направления деятельности сельскохозяйственных предприятий – мясомолочное животноводство и развитое зерновое хозяйство.

На территории района разрабатываются месторождения нефти и некоторых видов строительных материалов (песчано-гравийные смеси, известняки, кирпично-черепичное сырье).

В районе 10 средних школ, 2 восьмилетние, 9 начальных, 1 вспомогательная и 1 школа-сад. Действует вечерняя школа на 50 мест, ДЮСШ, 19 сельских клубов и домов культуры, 15 библиотек.

Основу энергетической системы района составляют действующие ЛЭП-35 кВт. Источником питьевого водоснабжения могут служить пресные воды верхнепермского водоносного комплекса, водообильность пластов которого характеризуется в пределах 0,5 – 8,4 л/сек. Техническое водоснабжение может осуществляться за счет забора воды из реки Кобылка.

 

1.2.Геолого-физическая характеристика месторождения

Южно-Русиновское поднятие было выявлено в 1980 году сейсморазведочными работами МОГТ и подготовлено к глубокому бурению в 1981 году. Поисково-разведочное бурение на нефть было начато в 1985 году. Год открытия месторождения – 1986.

Глубокими скважинами на Русиновском месторождении вскрыты осадочные образования каменноугольного, пермского и четвертичного возрастов.

Стратиграфическое расчленение разреза произведено согласно унифицированной стратиграфической схемы Волго-Уральской нефтегазоносной провинции с использованием макроскопических описаний керна, материалов межскважинной корреляции маркирующих границ с соседними изученными месторождениями, выполненных в Комплексной тематической экспедиции ОАО «Удмуртгеология» и Камским отделением ВНИГНИ.

В целом геологический разрез месторождения является типичным для северных районов Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Стратиграфия и литологическое описание вскрытой части разреза отражены в литолого-стратиграфическом разрезе (Рис.2).

В тектоническом отношении месторождение расположено в пределах Бирской седловины – южной возвышенной части Верхнекамской впадины, на юго-восточном борту Сарапульской ветви ККСП, западнее Иванаевского вала, приурочено к Южно-Русиновскому поднятию и представляет собой линейную складку северо-западного простирания. Генезис структуры – тектоно-седиментационный.

Продуктивная толща представлена мелкозернистыми кварцевыми песчаниками с прослоями разнозернистых алевролитов. Всего в разрезе тульского горизонта выделено три продуктивных пласта: С1-I, С1-II и С1-III. 

Геологическое строение месторождения изображено на схематическом профиле (рис. 3) и структурных картах (рис. 4 и 5). Сведения о размерах и других параметрах структуры приведены в табл.1.


Рис. 2. Сводный литолого-стратиграфический разрез Русиновского месторождения

Рис. 2. Сводный литолого-стратиграфический разрез Русиновского месторождения


Рис. 3. Геологический профиль по продуктивной толще месторождения по линии I-I

Рис. 3. Геологический профиль по продуктивной толще месторождения по линии I-I’ Масштаб  Рис. 3. Геологический профиль по продуктивной толще месторождения по линии I-I

Рис. 4. Структурная карта по кровле эффективной части пласта С1-II тульского

Рис. 4. Структурная карта по кровле эффективной части пласта С1-II тульского горизонта. Масштаб 1:25 000

Рис. 5. Структурная карта по кровле эффективной части пласта С1-III тульского

Рис. 5. Структурная карта по кровле эффективной части пласта С1-III тульского горизонта. Масштаб 1:25000

Таблица 1

Сведения о параметрах структуры

Пласты

Параметры

Абсолютная отметка, м

Размеры структуры, км.

Углы падения структуры, западного и восточного крыльев

Амплитуда, м

Замыкающей изогипсы

свода

С1-II

минус 1210,00

минус 1189,50

2,75 х 1,50

1°13¢ / 2°12¢

20,50

С1-III

минус 1220,00

минус 1199,00

2,70 х 1,50

1°30¢ / 3°22¢

21,00

Продуктивная толща тульского горизонта представлена песчаниками мелкозернистыми, кварцевыми, массивными и алевролитами разнозернистыми, песчанистыми, массивными. Между собой продуктивные пласты разделены плотными глинистыми породами.

Нефтяные залежи тульского горизонта

Залежь пласта С1-I установлена по данным ГИС, однако, раздельно не испытана, поэтому самостоятельным объектом подсчета не является, а при подсчете запасов толщина была подключена к толщинам пласта С1-II.

Залежь пласта С1-II (см. рис.3 и 4). В ряде скважин опробование проведено совместно с пластом C1-III. В скважинах получены безводные притоки нефти, дебиты в которых изменяются от 1,70 м3/сут до 24,60 м3/сут. Водонефтяной контакт залежи принят на уровне отметок минус 1206,10 м – 1208,00 м (см. рис.4).

Нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 0,80 м до 6,20 м. Средняя нефтенасыщенная толщина по пласту составляет 3,49 м, коэффициент расчлененности – 1,50, коэффициент эффективной толщины – 0,78. Тип залежи – пластовый сводовый (рис.6).

Рис. 6. Карта эффективных и эффективных нефтенасыщенных толщин пласта С1-II

Рис. 6. Карта эффективных и эффективных нефтенасыщенных толщин пласта С1-II тульского горизонта. Масштаб 1: 25000


Залежь пласта С1-III (см. рис.3 и 5). При раздельной оценке промышленной нефтеносности залежи получены притоки нефти дебитами до 8,40 м3/сут.

В западной части залежи (район скважины 1498) водонефтяной контакт условно принят на абсолютной отметке минус 1210,10 м - по подошве нефтенасыщенного пласта.

Водонефтяной контакт в восточной части залежи (район скважины 1496) установлен в пласте по данным ГИС на абсолютной отметке минус 1213,10 м,

Нефтенасыщенная толщина пласта в целом изменяется от 1,00 м до 4,40 м и в среднем составляет 2,03 м. Коэффициент эффективной толщины составляет – 0,95, коэффициент расчлененности - 1,10. Тип залежи -  пластово-сводовый, литологически экранированный (рис.7).

Параметры залежей приведены в табл.2.

Таблица 2

Характеристика залежей нефти

№№

п.п.

Продуктивный

пласт

Тип

залежи

Средняя

глубина

залежи, м

Размеры залежи, км

Абссолютная

отметка

УВНК,

ВНК, м

длина

ширина

высота

1

C1-II

пластово-сводовый

1366

2,60

1,40-1,10

18,00

минус 1206 -

минус 1208

2

C1-III

район скважины 1498

пластово-сводовый,

литологически экранированный

1375

1,40

0,35-0,65

11,00

минус 1210

3

C1-III

район скважины 1496

пластово-сводовый,

литологически экранированный

1375

1,20

0,2-0,65

6,00

минус 1213


1.3. Физико-гидронамическая характеристика продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек

Коллекторские свойства продуктивных пластов изучались по образцам кернового материала поисково-разведочных и эксплуатационных скважин, по промыслово-геофизическим данным и гидродинамическим исследованиям.

Всего по месторождению было исследовано на определение открытой пористости – 172, проницаемости – 92, остаточной воды – 26 и коэффициента вытеснения – 33 образца.

 

Рис. 7. Карта эффективных и эффективных нефтенасыщенных толщин пласта С1-III

Рис. 7. Карта эффективных и эффективных нефтенасыщенных толщин пласта С1-III тульского горизонта. Масштаб 1 : 25000

 

Изучение литологии продуктивных пластов производилось на основе первичного описания керна, коллекторских свойств, микроскопического описания в шлифах, химических анализов и гранулометрического анализа.

Пласт С1-II состоит из 1-5 проницаемых прослоев толщиной от 0,60 до 3,40 м, отличается хорошей выдержанностью по площади. Сложен пласт преимущественно песчаниками. Песчаники светло-серые, кварцевые, мелкозернистые, алевритистые, массивные. Незначительное количество глинистого материала образует поровый тип цемента. Поры межзерновые, неправильной формы достигают 0,50 мм.

Алевролиты слагающие пласт разнозернистые, песчанистые, разноотсортированные, массивные. По минералогическому составу алевролиты аналогичны песчаникам.

Вмещающими породами являются аргиллиты, а также алевролиты разнозернистые, иногда глинистые и в разной степени известковистые, с линзовидной слоистостью, обусловленной изменением гранулометрического состава и с ходами илоедов. Часто такие алевролиты имеют высокую пористость до 20%, но при этом остаются непроницаемыми.

Пласт керном охарактеризован слабо. Средние значения пористости и проницаемости по нефтенасыщенным образцам керна составляют соответственно 0,216 доли единицы и 0,626 мкм2. По гидродинамическим исследованиям среднее значение проницаемости по пласту – 0,261 мкм2. По геофизическим исследованиям скважин пористость колеблется в пределах от 0,144 до 0,245 доли единицы, нефтенасыщенность от 0,560 до 0,900 доли единицы.

Пласт С1-III распространен не повсеместно. По характеру геологического строения залежь относится к литологически экранированной. Пласт состоит из 1-4 проницаемых прослоев толщиной от 0,60 до 2,40 м.

Пласт сложен песчаниками и алевролитами. По минералогическому составу и структурно-текстурным особенностям песчаники и алевролиты аналогичны пласту С1-II.

Пласт керном охарактеризован слабо. Средние значения пористости и проницаемости по нефтенасыщенным образцам керна составляют соответственно 0,189 доли единицы и 0,432 мкм2. По гидродинамическим исследованиям среднее значение проницаемости по пласту – 0,170 мкм2. По геофизическим исследованиям скважин пористость колеблется в пределах от 0,180 до 0,236 доли единицы, нефтенасыщенность от 0,570 до 0,900 доли единицы.

Основные параметры продуктивных пластов тульского горизонта, объединенных в один объект разработки (визейский), принятые в проекте разработки, приведены в табл.3.

Таблица 3

Исходные геолого-физические характеристики пластов и объекта разработки

№№ п.п.

Параметры

Единица измерения

Пласты

Визейский

объект

С1-I+

С1-II

С1-III

район скважины 1498

район скважины 1496

в целом

1

2

3

4

5

6

7

8

1

Тип коллектора

 

терригенный

2

Средняя глубина залегания (абсолютная отметка)

м

1366

-

-

1375

1375

3

Площадь залежи

тыс. м2

3131

771

567

1338

3131

4

Средняя общая толщина

м

5,230

3,800

1,570

2,900

4,310

5

Средняя нефтенасыщенная толщина

м

3,490

2,620

1,200

2,030

3,100

6

Средневзвешенная пористость

%

20,700

20,900

20,100

20,600

20,700

7

Средневзвешенная нефтенасыщенность

д.ед.

0,726

0,710

0,627

0,684

0,719

8

Средневзвешенная проницаемость

мкм2

0,289

0,260

0,150

0,212

0,243

9

Коэффициент эффективной толщины

д.ед.

0,780

0,910

1,000

0,950

0,840

10

Коэффициент расчлененности

д.ед.

1,500

1,200

1,000

1,100

1,360

11

Начальная пластовая температура

оС

28,000

28,500*

28,500

12

Начальное пластовое давление

МПа

13,300

14,200*

14,000

13

Вязкость нефти в пластовых условиях

мПа*с

26,44

28,28*

26,96

14

Плотность нефти в пластовых условиях

г/см3

0,8875

0,8873*

0,8874

15

Плотность нефти в поверхностных условиях

г/см3

0,8969

0,8979

0,8971

16

Объемный коэффициент нефти

д.ед.

1,025

1,024*

1,025

17

Содержание в нефти серы

масс %

2,70

2,83*

2,75

18

Содержание в нефти парафина

масс %

3,11

3,28*

3,13

19

Давление насыщения нефти газом

МПа

4,120

4,030*

4,000

20

Начальная газонасыщенность

м3

8,860

8,340*

8,500

* - совместные исследования пластов С1-II и С1-III


1.4. Свойства и состав нефти, газа и воды

Свойства и состав нефти в пластовых условиях

Для определения свойств нефти в пластовых условиях из 7 скважин было отобрано 25 кондиционных проб нефти (из каждого исследуемого интервала отбиралось по 2-4 контейнера). Наиболее изученными являются нефти пласта C1-II.

Нефти тульского горизонта месторождения по принятым классификациям средние по плотности (0,880-0,892 г/см3), повышенной вязкости (23,700-30,800 мПа×сек).

Диапазон изменения и средние значения основных параметров, характеризующих свойства нефти в пластовых условиях, полученных из проб при испытании пласта C1-II и при совместном испытании пластов C1-II и C1-III приведены в табл.4.

Таблица 4

Свойства и состав нефти в пластовых условиях

№ п.п.

Наименование

Единица измерения

Визейский объект

Количество исследованных

Диапазон

изменения

Среднее

значение

скважин

проб

1

Нефть

 

 

 

 

 

1.1

Давление насыщения газом

МПа

7

25

2,94-4,96

4,00

1.2

Газосодержание при однократном разгазировании

м3

7

25

7,36-12,67

8,46

1.3

Объёмный коэффициент при однократном разгазировании

доли единицы

7

25

1,018-1,033

1,025

1.7

Плотность

кг/м3

7

25

879,9-892,0

887,4

1.8

Вязкость

мПа*с

7

25

23,70-30,80

26,96

2

Газ газовой шапки

 

Газовая шапка отсутствует

3

Стабильный конденсат

 

Исследования не проводились

4

Пластовая вода

 

Исследования не проводились

 

Свойства и состав нефти в поверхностных условиях

Для изучения физико-химических свойств нефти в поверхностных условиях отобрана 21 кондиционная проба из 12 скважин месторождения.

Нефти залежей тульского горизонта месторождения парафиновые (более 1,5 % масс.), высокосернистые (более 2,0% масс.) и высокосмолистые (более 15,0% масс.). Содержание легких фракций при температуре плюс 300 °С составляет 32,0 – 40,0 %.

Сведения о результатах лабораторных исследований проб приведены в табл.5.


Таблица 5

Физико-химические свойства и фракционный состав

разгазированной нефти

Наименование

Единица измерения

Визейский объект

Количество исследованных

Диапазон изменения

Среднее значение

скважин

проб

1

2

3

4

5

6

7

1

Вязкость кинематическая

 

 

 

 

 

 

при 20 0С

м2

13

21

37,68-65,05

52,77

 

при 50 0С

м2

13

21

12,22-18,58

15,89

2

Массовое содержание

серы

%

13

21

1,18-4,05

2,75

 

 

смол силикагелевых

%

13

21

18,25-24,52

22,18

 

 

асфальтенов

%

13

21

4,10-9,50

6,86

 

 

парафинов

%

13

21

2,30-4,41

3,13

 

 

солей

%

-

-

 

-

 

 

воды

%

13

21

0,13-6,25

2,08

 

 

мехпримесей

%

13

21

0,01-2,58

0,30

3

Температура плавления парафина,

0С

1

13

21

49-60

4

Объёмный выход фракций

н.к.- 100 0С

%

-

-

-

-

 

 

до  - 150 0С

%

-

-

-

-

 

 

до  - 200 0С

%

-

-

-

-

 

 

до  - 300 0С

%

13

21

32,00-40,00

36,70

 

 

до  - 350 0С

%

-

-

-

-

 

Компонентный состав газа, растворенного в нефти

Изучение компонентного состава газа, растворенного в нефти, производилось при однократном разгазировании пластовых проб нефти в стандартных условиях. Всего отобрано 25 представительных проб газа из 7 скважин.

По составу растворенный в нефти газ является углеводородно-азотный (содержание азота 41,30-64,80%) с преобладанием тяжелых углеводородов пропан-бутанового состава и характеризуется высокой плотностью по воздуху (1,14-1,39).

Состав попутного газа представлен в табл. 6.

Таблица 6

Компонентный состав нефтяного газа

№№ п.п.

Наименование компоненты

Единица измерения

Состав газа при однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях

1

2

3

5

1

Сероводород

%% моль

отсутствует

2

Углекислый газ

%% моль

0,538

3

Азот + редкие

%% моль

56,330

3.1

в т.ч. гелий

%% моль

0,046

3.2

метан

%% моль

9,463

3.3

этан

%% моль

3,106

3.4

пропан

%% моль

12,747

3.5

изобутан

%% моль

4,563

3.6

н.бутан

%% моль

7,341

3.7

изопентан

%% моль

3,025

3.8

н.пентан

%% моль

1,866

3.9

гексаны

%% моль

1,036

3.10

гептаны

%% моль

-

3.11

другие компоненты

%% моль

-

4

Остаток (С8 + Высшие)

%% моль

-

5

Молекулярная масса

%% моль

-

6

Молекулярная масса остатка

%% моль

-

7

Плотность

 

 

7.1

- газа

кг/м3

1,473

7.2

- газа относительная(по воздуху)

доли единицы

1,2330

Свойства и состав воды

В гидрогеологическом отношении Русиновское месторождение расположено в пределах Верхне-Камского гидрогеологического района, входящего в состав Волго-Камского артезианского бассейна.

В процессе геолого-разведочных работ для определения физико-химических свойств пластовых вод нефтяных залежей нижнего карбона месторождения отобрано 3 пробы.

В гидрохимическом отношении пластовые воды месторождения являются рассолами хлоркальциевого типа и характеризуются следующими параметрами: средняя плотность – 1,179 г/см3, общая минерализация вод нижнего карбона колеблется от 256,390-259,660 г/л. Они обогащены йодом, бромом и другими химическими элементами: содержание аммиака – 136,500 мг/л, брома – 573,700 мг/л, йода – 7,500 мг/л.

Характеристика пластовых вод приведены в табл.7.

Таблица 7

Характеристика пластовых вод

Содержание ионов, моль/м3 и примесей,  г/м3

Количество исследованных

Среднее значение

скважин

проб

1

С1-II

1.1

Cl-

1

1

162708,20

1.2

SO4- -

1

1

41,70

1.3

HCO3-

1

1

6,10

1.4

Ca++

1

1

30557,0

1.5

Mg++

1

1

7464,60

1.6

Na++ K+

1

1

56343,89

2

С1-III

2.1

Cl-

1

1

158612,49

2.2

SO4- -

1

1

247,72

2.3

HCO3-

1

1

отсутствует

2.4

Ca++

1

1

14303,79

2.5

Mg++

1

1

3719,72

2.6

Na++ K+

1

1

79510,45

3

С1-IV

3.1

Cl-

1

1

160756,17

3.2

SO4- -

1

1

130,86

3.3

HCO3-

1

1

12,20

3.4

Ca++

1

1

15004,34

3.5

Mg++

1

1

3727,28

3.6

Na++ K+

1

1

80031,17


1.5.Запасы нефти, растворенного газа

Числящиеся в Государственном балансе запасов полезных ископаемых по состоянию на 01.01.2007 г. начальные геологические запасы нефти по Русиновскому месторождению составляют: по категории В – 1427 тыс.т., по категории С1 – 272 тыс.т. (протокол ЦКЗ №132 от 11.06.1996 г., протокол ЦКЗ МПР РФ №249-2000(м) от 22.03.2000 г.)


Таблица 8

Запасы нефти

№№ п.п.

Продук

тивный

пласт,

район

скважин

Категория запасов

Начальные геологические запасы нефти, тыс.т.

КИН, д. ед.

НИЗ нефти тыс.т.

Накопленная добыча нефти на 01.01.07г., тыс.т.

Остаточные запасы нефти на 01.01.07 г., тыс.т

геоло

гические

извле

каемые

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Нижний карбон

1.1

 С1-II

В

1427

0,304

434

 

 

 

1.2

С1-III район

 

 

 

 

 

 

 

 

скважины 1498

С1

190

0,318

60

 

 

 

1.3

 С1-III район

 

 

 

 

 

 

 

 

скважины 1496

С1

82

0,187

16

 

 

 

В целом по месторождению

2.1

 

В

1427

 

434

 

 

 

2.2

 

 С1

272

 

76

 

 

 

2.3

 

В+С1

1699

 

510

363

1336

147

 

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1. Текущее состояние разработки визейского объекта Русиновского месторождения

II варианту.

Технологическими решениями утвержденного варианта предусматривалось:

1) Продолжение эксплуатации визейских отложений с поддержанием пластового давления существующим фондом скважин: 11 - добывающих и 4 - нагнетательные;

2)  Поддержание компенсации отбора жидкости закачкой на уровне 50 %

3) Механизированный способ эксплуатации скважин;

4) Проведение комплекса гидродинамических и геофизических исследований по контролю за разработкой месторождения;

5) Перевод бездействующей нагнетательной скважины 1494 в пьезометрическую.

Рассматриваемое месторождение разбурено согласно «Технологической схеме разработки Русиновского нефтяного месторождения» по равномерной треугольной сетке 400×400 м. Характеристика всего фонда скважин приведена в табл.9.

Таблица 9

Состояние фонда скважин на 01.01.2007 г.

№№ п.п.

Наименование

Характеристика фонда скважин

Количество скважин

1

Фонд добывающих скважин

Пробурено

Возвращено с других горизонтов

Всего

В том числе:

Действующие

из них фонтанные

ЭЦН

ШГН

бескомпрессорный газлифт

внутрискважинный газлифт

Бездействующие

В освоении после бурения

В консервации

Переведены под закачку

Переведены на другие горизонты

В ожидании ликвидации

16

0

16

 

11

0

0

11

0

0

0

0

1 (1991)

4

0

0

2

Фонд нагнетательных скважин

Пробурено

Возвращено с других горизонтов

Переведены из добывающих

Всего

В том числе:

Под закачкой

Бездействующие

В освоении после бурения

В консервации

Пьезометрические

В отработке на нефть

Переведены на другие горизонты

В ожидании ликвидации

Ликвидированные

1

0

4

5

 

5

0

0

0

0

0

0

0

0

3

Фонд газовых скважин

Пробурено

Возвращено с других горизонтов

Всего

В том числе:

Действующие

Бездействующие

В освоении после бурения

В консервации

Пьезометрические

0

0

0

0

0

0

0

0

0

4

Фонд газовых скважин

Переведены на другие горизонты

В ожидании ликвидации

Ликвидированные

0

0

0

5

 

Ликвидированные

2

6

Фонд специальных скважин

Пьезометрическая

1 (1488)

7

 

Водозаборная, в консервации

1 (1В)

8

Всего пробурено

 

21

 

Фонд скважин, числящийся на балансе недропользователя составляет 19 скважин:

1) действующих добывающих 11 скважин, в консервации– 2 скважины;

2) нагнетательных – 5 скважин;

3) пьезометрических – 1 скважина.

Распределение действующего фонда скважин по дебитам нефти, жидкости и обводненности (по состоянию на 01.01.2007 г.) приведено в табл.10 и 11 и на рис.8, 9 и 10 (соответственно).

Таблица 10

Распределение действующего фонда скважин по дебитам нефти и обводненности

Интервал обводненности, %

Диапазон среднесуточных дебитов нефти, т/сут

Всего

0-5,0

5,1-10

10,1-20

20,1-35,0

35,1-60

более 60

Количество скважин

%

0-5

0

0

0

0

0

0

0

0

5,1-20

0

1

0

0

0

0

1

9,1

20,1-50

1

0

1

0

0

0

2

18,2

50,1-90

1

6

0

0

0

0

7

63,6

более 90,1

1

0

0

0

0

0

1

9,1

Всего

3

7

1

0

0

0

11

100

%

27,3

63,6

9,1

0,0

0,0

0,0

100

100


Таблица 11

Распределение действующего фонда скважин по дебитам жидкости и обводненности

Интервал обводненности, %

Диапазон среднесуточных дебитов жидкости, т/сут

Всего

0-5,0

5,1-10

10,1-20

20,1-35,0

35,1-60

более 60

Количество скважин

%

0-5

0

0

0

0

0

0

0

0

5,1-20

0

1

0

0

0

0

1

9,1

20,1-50

1

0

0

1

0

0

2

18,2

50,1-90

0

0

5

2

0

0

7

63,6

более 90,1

0

0

0

0

0

1

1

9,1

всего

1

1

5

3

0

1

11

100

%

9,1

9,1

45,5

27,3

0

9,1

100

100

Из приведенных в таблице данных видно – с дебитом нефти более 5,0 т/сут работает 7 скважин, из них 6 скважин – с обводненностью более 50 %.

Рис. 8. Распределение скважин по среднесуточным дебитам нефти

Рис. 8. Распределение скважин по среднесуточным дебитам нефти

Рис. 9. Распределение скважин по среднесуточным дебитам жидкости

Рис. 9. Распределение скважин по среднесуточным дебитам жидкости


Рис. 10. Распределение скважин по обводненности

Рис. 10. Распределение скважин по обводненности


Максимальный дебит нефти (17,9 т/сут) имеет скважина 1516 расположенная в сводовой части структуры, минимальный (2,9 т/сут) – высокообводненная скважина 1498.

Одна скважина 1498 работает с обводненностью 95,8 %, три скважины 1993, 1496, 1497 с обводненностью 73,4 %, 77,6 %, 79,3 % (соответственно).

Обводнение скважин связано, как с расширением водонефтяной зоны, так и с продвижением закачиваемой воды. В скважине 1498 геофизическими исследованиями зафиксированы заколонные перетоки (ремонтно-изоляционные работы результата не дали).

Анализ систематизированных данных показывает, что средний дебит скважин по нефти составляет 7,2 т/сут, по жидкости – 23,2 т/сут, средняя обводненность продукции – 69,1 %.

 

2.2. Анализ текущего состояния разработки Русиновского месторождения

2.2.1. Анализ работы фонда добывающих скважин

С целью оценки эксплуатационных характеристик действующего фонда добывающих скважин проведен анализ режимов их работы. Начальные и текущие параметры работы добывающих скважин по состоянию на 01.01.2007 г. приведены в табл.12.

Весь фонд скважин эксплуатируется механизированным способом: насосами типа НГН-2-44 (6 скважин), НН2Б-57 (3 скважины), НВ1Б-38 (1 скважина) и НГВ-1-32 (1 скважина).

Средний динамический уровень по скважинам составляет 796,3 м при диапазоне изменения от 581 м (скважина 1498) до 1075 м (скважина 1990). Глубина спуска насосного оборудования в пределах 785-1344 м и в среднем составляет 1142,3 м. Средняя глубина спуска насосов под динамический уровень равна 346,0 м.

Скважины работают при забойных давлениях, превышающих давление насыщения (давление насыщения равно 4,0 МПа). Текущее забойное давление изменяется от 4,8 МПа (скважина 1990) до 8,6 МПа (скважина 1497). В большинстве случаев анализируемые скважины имеют высокий процент обводненности добываемой продукции - свыше 50 %. Давление на забоях добывающих скважин в среднем составляет 6,9 МПа при рекомендуемой величине - 5,0 МПа.

Текущее пластовое давление в среднем по скважинам составляет 10,2 МПа при начальном - 14,0 МПа (см.табл.12).

Динамика основных показателей разработки и эксплуатационных характеристик по фонду скважин приведена на рис.11 и 12.

Исходя из анализа текущих показателей эксплуатации скважин по состоянию на 01.01.2007 г., можно сделать вывод, что скважины работают в оптимальном режиме при средней депрессии по скважинам 3,3 МПа. Скважины работают со средним дебитом нефти в диапазоне от 2,6 т/сут до 15,0 т/сут, жидкости – от 4,4 до 68,9 т/сут, при текущей обводненности изменяющейся по скважинами от 15,5 % до 95,8 %.

Из динамики основных показателей разработки визейского объекта на представленных графиках (см. рис.11 и 12) прослеживается, что разработка месторождения протекает довольно эффективно.

Сложившаяся система поддержания пластового давления, находящаяся в процессе постоянного регулирования процесса вытеснения обеспечивает эксплуатацию скважин в оптимальном режиме.


Рис. 11. Динамика основных показателей разработки визейского объекта

Рис. 11. Динамика основных показателей разработки визейского объекта

Рис. 12. Динамика эксплуатационных характеристик визейского объекта

Рис. 12. Динамика эксплуатационных характеристик визейского объекта

 

Анализируя текущую обводненность скважин, следует отметить, что добыча попутной воды возможна как за счет закачиваемой, так и приконтурной воды.

Накопленная добыча нефти на 01.01.2007 г. по Русиновскому месторождению составила 362,80 тыс.т. или 71,10 % начальных извлекаемых запасов, жидкости – 567,90 тыс.т. В целом по месторождению за время эксплуатации тульских отложений опережающего обводнения от выработанности запасов нефти не наблюдается. Текущий коэффициент извлечения нефти составил 0,214 доли единицы. Средняя накопленная добыча нефти на скважину составляет около 22,00 тыс.т.

Карты текущих и накопленных отборов нефти по скважинам визейского объекта разработки на 01.01.2007 г. приведены на рис.13 и 14.

Анализ работы фонда добывающих скважин с точки зрения охвата перфорацией продуктивных пластов, выявления возможных причин обводненности продукции и выполненных геолого-технических мероприятий представлен в табл.П.1.

Скважины Русиновского месторождения характеризуются хорошими добывными возможностями, и снижение дебита нефти происходит за счет закономерного обводнения продукции.

Преобладание одного вида ГТМ по добывающим скважинам за последние года эксплуатации, связано с регулированием объемов закачки по нагнетательному фонду (см. табл.П.1).

По результатам анализа рекомендованы мероприятия по увеличению продуктивности скважин – вовлечение в разработку неперфорированных пластов, проведение РИР (см. табл.П.1).

Рис. 13. Карта текущих отборов нефти визейского объекта Русиновского

Рис. 13. Карта текущих отборов нефти визейского объекта Русиновского месторождения

Рис. 14. Карта накопленных отборов нефти визейского объекта Русиновского

Рис. 14. Карта накопленных отборов нефти визейского объекта Русиновского месторождения

 

2.2.2.Анализ работы фонда нагнетательных скважин

Эксплуатация залежей визейского объекта ведется с поддержанием пластового давления реализованного в конце 1998 года. В течение 1999 года, с целью ликвидации отставания компенсации отборов от проектных значений, объёмы закачки были резко увеличены. В результате поддержки высоких уровней закачки удалось восстановить пластовое давление уже к концу 1999 года до значения 13,4 МПа при первоначальном значении 14,0 МПа. В то же время высокие темпы нагнетания привели к резкому обводнению близрасположенных к нагнетательным добывающих скважин.

По линии нагнетательных скважин 1494, 1992, учитывая хорошие коллекторские свойства восточной части месторождения, наметилась тенденция разрезания залежи фронтом прокачиваемой воды. Подобная ситуация складывалась и по западной части месторождения, где изменение прокачиваемого объёма воды по нагнетательной скважине 1489 заметно отражалось на обводненности продукции добывающих скважин 1516 и 1990 [1].

В связи с прогрессирующим обводнением добывающих скважин и по согласованию со специалистами ОАО «БашНИПИнефть» – авторами действующего на тот момент проектного документа «Уточненной технологической схемы разработки» - было принято решение с ноября 2001 года остановить работу фонда нагнетательных скважин.

Приостановка ППД привела к активизации законтурной области месторождения. В то же время зафиксировано снижение пластового давления по добывающим скважинам 1497, 1491, что в свою очередь привело к общему снижению производительности реагирующих добывающих скважин. В результате анализа работы скважин за период временной остановки системы поддержания пластового давления (с конца 2001 г. по 2003 г.) было подтверждено, что естественный режим залежи не обеспечивает оптимальные уровни добычи нефти. Дальнейшее снижение пластового давления привело бы к необратимым последствиям и, в конечном счете, повлияло на конечную нефтеотдачу.

Исходя из этого, для поддержания стабильных уровней добычи и обеспечения эффективной эксплуатации месторождения, закачка в продуктивные интервалы была восстановлена. Ввод нагнетательных скважин в 2003-2004 г.г. происходил после детального анализа эффективности заводнения по участкам.

Нагнетательный фонд скважин, находящийся в приконтурной зоне, имеет одностороннее направленное воздействие на добывающие скважины. Продвижение фронта воды происходит по высокопроницаемым пропласткам и зонам, а в менее проницаемых пропластках остаются невыработанные нефтяные целики [1].

На 01.01.2007 г. в фонде числится 5 нагнетательных скважин, все действующие. Начальные и текущие параметры работы нагнетательных скважин приведены в табл.П.2. Среднее давление на устье скважин составляет 4,56 МПа, на забое – 21,40 МПа, при этом приемистость изменяется от 14,00 м3/сут (скважина 1489) до 42,00 м3/сут (скважина 1986), составляя в среднем 24,00 м3/сут.

Среднее пластовое давление в нагнетательных скважинах по карте изобар составляет 16,50 МПа. Средневзвешенное пластовое давление в зоне нагнетания равняется 15,12 МПа. В скважине 1494, переведенной под закачку после длительного перерыва, пластовое давление увеличилось до 16,20 МПа.

В процессе анализа фактических данных выявлены сформировавшиеся очаги заводнения:

1) район нагнетательной скважины 1489 (пласты С1-II, C1-III) – скважины 1516,1990;

2) район нагнетательной скважины 1992 (пласт С1-II) – скважины 1491, 1496, 1497;

3) район нагнетательной скважины 1986 (пласт С1-II) – скважина 1516;

4) район нагнетательной скважины 1524 (пласт С1-II, C1-III) – скважины 1493,1495.

В результате проведенного анализа нагнетательного фонда выявлено, что обводненность продукции большинства добывающих скважин зависит от объемов закачки в близрасположенные нагнетательные скважины.

По анализу работы нагнетательных скважин и осуществляемому заводнению можно сделать следующие выводы:

1) энергетическое состояние залежей удовлетворительное с точки зрения текущего пластового давления;

2) закачка проводится в пять нагнетательных скважин (скважина 1494 числится как нагнетательная с марта 2006 года) при запроектированном фонде в четыре скважины;

3) в связи с этим планируемые объемы закачки превышены, как и компенсация отбора жидкости закачкой;

4) в результате эксплуатации действующего нагнетательного фонда скважин при фактических объемах закачки произошло повышение пластового давления по визейскому объекту (с 11,6 МПа до 12,3 МПа) и увеличение процента обводненности по отдельным скважинам (скважины 1491, 1493, 1516, 1499);

5) за непродолжительный период эксплуатации продуктивных отложений, при сложившейся системе заводнения, изменения в поведении обводненности добываемой продукции отдельных скважин могут проявиться в ближайшее время и привести к негативным последствиям – к прогрессирующей обводненности.

6) в ближайшее время не исключается возможность повторения ситуации конца 1999 начала 2000 г.г., когда резкое увеличение объемов закачки по скважине 1992 и скважине 1494 привело к отрицательным последствиям - прорывам закачиваемых вод к забоям близлежащих добывающих скважин. Предпосылкой повторения данной ситуации является прогрессирующее обводнение добывающих скважин за последние месяцы при вводе под закачку скважины 1494 и нарастание по ней месячных объемов закачки.

 

2.2.3.Анализ работы фонда пьезометрических скважин

На 01.01.2007 года в пьезометрическом фонде числится одна скважина 1488, расположенная в западной части месторождения. По динамике изменения пластового давления скважина находится в зоне активного отбора запасов нефти по пласту С1-II скважинами 1491,1499, 1516 (см.рис.12 и 13).

Таблица 13

Анализ пьезометрического фонда скважин

№ скв Дата ввода  в экспл. в пьзом.

Пласт

Вскрытые пласты

глубина, м

абс.отм., м

hэфф, м

Кпор

Кн/н

Характ. насыщ.

Интер

валы перфо

рации

глубина, м

абс.отм., м

Рпл, МПа

ГИС

 

Рпл,

1488

С1-I

1474,4

1475,2

0,8

0,155

0,56

нефть

1474,4-1475,2

 

01.09.2004 г. – ГИС

02.06.95

 

-1200,9

-1201,7

 

 

 

 

 -1200,9-1201,7

 

"Приток-состав"

пьезометр

С1-II

1475,8

1476,8

1,0

0,162

0,50

нефть

1475,8-1476,8

12,8

 

03.04.00

 

-1202,3

-1203,3

 

 

 

 

 -1202,3-1203,3

10,8*

03.03.2004 г. – ГИС

 

 

1477,6

1478,4

0,8

0,212

0,78

нефть

1477,6-1480,5

 

Освоение после РИР

 

 

-1204,1

1204,9

 

 

 

 

 -1204,1-1207

 

 

 

 

1479,0

1479,8

0,8

0,170

0,69

нефть

 -

 

26.08.2004 г. – ГИС

 

 

-1205,5

-1206,3

 

 

 

 

 -

 

контроль за тех. состоянием колонны

 

 

1480,2

1481,0

0,8

0,150

0,63

нефть

 -

 

 

 

-1207,5

-1203,5

 

 

 

 

 -

 

 

 

 

-

 

 

 

 

 -

 

21.03.2005 г. – ГИС

 

 

 -

 

 

 

 

 -

 

"Приток-состав"

* - значение с карты изобар

Нагнетательная скважина 1494, находившаяся в бездействии и рекомендованная «Проектом разработки» [1] для перевода в пьезометрическую, в марте 2006 года введена под закачку.


2.2.4.Анализ эффективности геолого-технических мероприятий

За период с 2001 г. по 2007 г., на действующем фонде добывающих скважин проведено 40 геолого-технических мероприятий (ГТМ), в том числе по видам: 1 – обработка растворителем призабойной зоны пластов, 2 – перестрела продуктивного интервала с обработкой призабойной зоны пласта, 2 – РИР (ремонтно-изоляционные работы), 35 – оптимизация работы механизированного фонда скважин (табл.14).

Таблица 14

Эффективность ГТМ по видам за период с 2001 по 2007 г.г.

Вид

ГТМ

Средний дебит, т/сут

Эффективность ГТМ, нефть

Продолжительность эффекта, сут

Дополнительная добыча нефти, т

Продолжит. эффекта на 1 ГТМ, сут

Дополнительная добыча нефти на 1 ГТМ,

т

Количество ГТМ

нефти

жидкости

до ГТМ

после ГТМ

до ГТМ

после ГТМ

%

т/сут

Оптимизация

8,29

9,23

14,41

16,48

11,3

2,30

4735,0

10876,6

135,3

310,8

35

ОПЗ
 растворит.

8,78

10,53

13,70

16,42

20

1,59

219,0

347,6

219,0

347,6

1

РИР

0,25

1,70

6,50

2,44

578

1,88

257,0

482,5

128,5

241,3

2

перестрел ПК-105Н

8,10

10,71

12,96

15,43

28,94

1,41

202,0

271,5

101,0

135,8

2

Всего

 

 

 

 

 

 

 

11978

 

 

40


Количество проведенных мероприятий по годам следующее:

1)    2001 год – 2 мероприятия по увеличению параметров откачки. Ремонтно-изоляционные работы по ограничению водопритока в скважине 1498 проводились дважды:  в результате первого – эффект не получен, второго - уменьшилась обводненность и увеличился дебит нефти. Дополнительная добыча нефти в результате проведенных ГТМ за год составила 0,282 тыс.т.

2)    2002 год – 2 мероприятия по увеличению параметров откачки и 1 обработка призабойной зоны в скважины 1491. Охват добывающих скважин ГТМ составляет всего 27,3 %. Прирост добычи нефти в количестве 1,219 тыс.т. получен, в основном, за счет увеличения параметров откачки в 2001 и 2002 годах. Эффект от обработки призабойной зоны незначительный (0,348 тыс.т.), но весьма продолжительный: закончился только в следующем году и составил 219 дней.

3)    2003 год – 12 мероприятий по оптимизации механизированного фонда скважин и один перестрел продуктивного интервала в скважине 1493. Фонд скважин охвачен ГТМ на 118,2 %. Значительное увеличение дебита получено за счет перестрела и последующего увеличения параметров откачки по скважине 1493, продолжительность эффекта более года, дополнительная добыча – 1,022 тыс.т. В целом за 2003 год получен наибольший годовой эффект – 4,043 тыс.т.

4)    2004 год – 9 мероприятий по оптимизации механизированного фонда скважин. Получена дополнительная добыча нефти  в количестве 1,927 тыс.т.

5)    2005 году проведено 5 мероприятий по оптимизации параметров откачки. Дополнительная добыча нефти составила 2,386 тыс.т., в том числе 1,877 тыс.т. от мероприятий, проведенных в 2004 году.

6)    2006 году – проведено 6 мероприятий по оптимизации насосного оборудования, в том числе и наземного. Дополнительная добыча составляет 2,121 тыс.т.

На рис.15 отражено соотношение эффективности видов ГТМ в количественном и процентном выражении.

Рис. 15. Распределение дополнительно добытой нефти по видам ГТМ в количественном

Рис. 15.  Распределение дополнительно добытой нефти по видам ГТМ в количественном (тыс.т) и качественном (%) выражениях


Наиболее эффективными были работы по оптимизации насосного оборудования: получено увеличение дебита нефти до 2,3 раза, средняя эффективность одного мероприятия достигла 2,3 т/сут. Дополнительная добыча нефти на одно эффективное мероприятие в среднем составляет 375 т., при средней продолжительности 163 дня.

Оптимизация насосного оборудования включает не только увеличение параметров откачки, но и их уменьшение. Последнее проводится с целью уменьшения водопритока в скважину, поэтому эффективность этих работ в виде дополнительной добычи нефти не наблюдается. За анализируемый период проведено 6 мероприятий по уменьшению параметров откачки и все - в 2004 году. Это связано, прежде всего, с регулированием работы скважин с прогрессирующей обводненностью продукции. Снижение водопритока весьма незначительное.

В результате обработки призабойной зоны скважины 1491 получена дополнительная добыча нефти 0,348 тыс.т.

Перестрел продуктивного интервала добывающих скважин 1493 и 1990 дал увеличение дебита почти на 29 %, но эффект имел скоротечный характер и дополнительная добыча на одно мероприятие составила 0,136 тыс.т (см.табл.14).

Преобладание одного вида ГТМ - оптимизации насосного оборудования добывающего фонда связано, прежде всего, с процессами регулирования системы поддержания пластового давления на месторождении, т.е. корректировкой объемов закачки по нагнетательному фонду скважин.

Суммарная дополнительная добыча нефти за счет проведенных мероприятий за анализируемый период составила 11,978 тыс.т.

На рис.16 представлен график, на котором в сопоставительной форме отражены достигнутые уровни добычи нефти и прирост объемов добычи за счет проведенных ГТМ, а также их количество по годам.

ГТМ, проводимые в нагнетательных скважинах, связаны, в основном, с выравниванием профиля приемистости и обработкой призабойной зоны для увеличения объемов закачки. За 2005 г. проведено 2 ОПЗ: в скважине 1992 и скважине 1489. Дополнительная закачка по этим скважинам за год составила 906 м3 и 4112 м3, соответственно.

Рис. 16. Распределение дополнительной добычи нефти по годам

Рис. 16. Распределение дополнительной добычи нефти по годам

 

В дальнейшем геолого-технические мероприятия следует связывать в основном с оптимизацией работы насосного оборудования, отключениями обводненных интервалов, в меньшей степени с дострелами пластов.

Появления воды в добываемой продукции по действующим добывающим скважинам в основном следует связывать с подтягиванием воды по наиболее проницаемым пропласткам от нагнетательных скважин, либо краевых вод.

В связи с увеличением числа добывающих скважин, имеющих обводненность свыше 50 %, актуально в первую очередь, проводить работы связанные с определением источников обводнения, контролем технического состояния колонны и определением первоочередных скважин рекомендуемых для своевременного проведения геолого-технических мероприятий.

 

2.2.5 Сравнение проектных и фактических показателей разработки.

До 2005 года разработка месторождения осуществлялась согласно «Уточненной технологической схеме разработки Русиновского нефтяного месторождения» (протокол ЦКР №2091 от 17.12.1996 г.).

Прогнозные показатели и уровни добычи нефти за этот период уточнялись дважды: в «Авторских надзорах…» 1998 и 2003 годов.

В 2004 году составлен «Проект разработки Русиновского нефтяного месторождения».

В табл.15 приводится сравнение фактических показателей разработки месторождения с проектными показателями, утвержденными в авторских надзорах (1998 г. и 2003 г.) и проекте разработки (2004 г.). Выполнение проектных показателей рассмотрено за период с 2001 г. по 2006 г. (включительно).

Добыча нефти за этот период ежегодно превышала проектный уровень (2001 г. – на 28,3 %, 2002 г. – на 28,5 %, 2003 г. –  на 31,6 %, 2004 г. – на 26,8 % и в 2005 г. – на 11,2 %). Увеличение объемов добычи нефти вызвано большим количеством действующих добывающих скважин и более высокими их дебитами (средний дебит скважин по нефти превысил проектный почти на 1,4 т/сут). Обводненность действующих скважин в 2001-2002 г.г. ниже проектной более, чем соответственно на 51,0 % и 36,0 %, в 2003-2004 г.г. – на уровне проектных. Обводненность добываемой продукции в 2005 г. – выше проектной на 16,8 %, что связано с увеличением объемов закачки в 2004 г. Увеличения дебита нефти за этот период не наблюдается.


Таблица 15

Сравнение проектных и фактических показателей

№ п/п

Показатели

Ед.

изм.

Авторский надзор, 1998

Авторский надзор, 2003

2001 г.

2002 г.

2003 г.

проект

факт

проект

факт

проект

Факт

1

Добыча нефти, всего

тыс.т

22,6

29,0

21,00

26,944

22,700

29,876

2

в том числе: из переходящих скважин

тыс.т

22,6

29,0

21,00

26,944

22,700

29,876

3

     новых скважин

тыс.т

0

0

0

0

0

0

4

     механическим способом

тыс.т

22,6

29,0

21,00

26,944

22,700

29,876

5

Ввод новых добывающих скважин, всего

шт.

0

0

0

0

0

0

6

     в том числе из эксплуатационного бурения

шт.

0

0

0

0

0

0

7

     из разведочного бурения

шт.

0

0

0

0

0

0

8

     перевод с другого объекта

шт.

0

0

0

0

0

0

9

Среднесуточный дебит нефти новой скважины

т/сут

0

0

0

0

0

0

10

Среднее число дней работы новой скважины

дни

0

0

0

0

0

0

11

Средняя глубина новой скважины

м

0

0

0

0

0

0

12

Эксплуатационное бурение, всего

тыс. м

0

0

0

0

0

0

13

     в том числе эксплуатационные скважины

тыс. м

0

0

0

0

0

0

14

     вспомогательные .и специальные скважины

тыс. м

0

0

0

0

0

0

15

Расч.время раб.нов.скв.пред.года в данном году

скв.дни

0

0

0

0

0

0

16

Доб.нефти из новых скв. пред. года в дан. году

тыс.т

0

0

0

0

0

0

17

Доб. нефти из переход. скважин  пред. года

тыс.т

24,3

32,0

22,60

28,996

26,900

26,944

18

Расчет добычи нефти из перех.скв.дан. года

тыс.т

24,3

32,0

22,60

28,996

26,900

26,944

19

Ожид. добыча нефти из перех.скв.дан.года

тыс.т

22,60

29,00

21,00

26,944

22,700

29,876

20

Изменение добычи нефти из переход. скважин

тыс.т

-1,70

-3,00

-1,60

-2,05

-4,20

2,93

21

Процент измен. добычи нефти из перех.скважин

%

-7,0

-9,4

-7,1

-7,1

-15,6

10,9

22

Мощность новых скважин

тыс.т

0

0

0

0

0

0

23

Выбытие добывающих скважин

шт.

0

0

0

0

0

0

24

     в том числе под закачку

шт.

0

0

0

0

0

0

25

Фонд добывающих скважин на конец года

шт.

10

12

10

12

11

12

26

     в том числе нагнетательных в отработке

шт.

0

0

0

0

0

0

27

Действующий фонд добыв. скважин на конец года

шт.

9

10

9

11

10

11

28

Перевод скважин на мех. добычу

шт.

0

0

0

0

0

0

29

Фонд механизированных скважин

шт.

10

12

10

12

11

12

30

Ввод нагнетательных скважин

шт.

0

0

0

0

0

0

31

Выбытие нагнетательных скважин

шт.

0

0

0

0

0

0

32

Фонд нагнетательных скважин на конец года

шт.

5

5

5

5

4

5

33

Действующий фонд нагн. скважин на конец года

шт.

4

1

4

1

3

2

34

Фонд введен. резерв. скважин на конец года

шт.

0

0

0

0

0

0

35

Средний дебит действ.скважин по жидкости

т/сут

11,50

10,80

12,5

10,3

10,8

13,5

36

Средний дебит переходящих скважин по жидкости

т/сут

11,5

10,8

12,5

10,3

10,8

13,5

37

Средний дебит новых скважин по жидкости

т/сут

0

0,0

0

0

0

0

38

Средняя обвод. продукции дейст. фонда скважин

%

42,7

20,9

51,1

32,5

44,1

43,9

39

Средняя обвод. продукции перех. фонда скважин

%

42,7

20,9

51,1

32,5

44,1

43,9

40

Средняя обвод. прод. нового фонда скважин

%

0

0

0

0

0

0

41

Средний дебит действующих скважин по нефти

т/сут

6,6

8,5

6,1

6,9

6,0

7,6

42

Средний дебит переходящих скважин по нефти

т/сут

6,6

8,5

6,1

6,9

6,0

7,6

43

Средняя приемистость нагнетательных скважин

м3/сут

71,2

15,60

76,1

26,0

36,2

20,7

44

Добыча жидкости, всего

тыс.т

39,4

36,9

42,495

39,913

40,60

53,254

45

     в том числе: из переходящих скважин

тыс.т

39,4

36,9

42,495

39,913

40,60

53,254

46

          новых скважин

тыс.т

0

0

0

0

0

0

47

          механическим способом

тыс.т

39,4

36,9

42,495

39,913

40,60

53,254

48

Добыча жидкости с начала разработки

тыс.т

259,0

254,5

301,97

294,38

335,00

347,64

49

Добыча нефти с начала разработки

тыс.т

217,6

231,6

238,60

258,53

281,20

288,41

50

Коэффициент нефтеотдачи

д.ед.

0,128

0,136

0,140

0,15

0,166

0,170

51

Отбор от утвержденных извлекаемых запасов

%

42,7

45,4

46,8

50,7

55,1

56,6

52

Темп отбора от начальных утвержд. извл. запасов

%

4,4

5,7

4,1

5,3

4,45

5,86

53

Темп отбора от текущих утвержд.извл. запасов

%

7,2

9,4

7,2

9,7

8,36

11,88

54

Закачка рабочего агента

тыс.м3

49,0

18,4

53

4,554

43,5

10,901

55

Закачка рабочего агента с начала разработки

тыс.м3

149,0

97,3

202

101,83

145,30

112,73

56

Компенсация отбора

%

120

45,7

120,0

10,77

100,0

19,94

57

Накопленная компенсация отбора

%

52

33,9

61,1

30,90

39,9

29,34



№ п/п

Показатели

Ед.  изм.

Авторский надзор, 2003

Проект  разработки, 2004

2004 г.

2005 г.

2006 г.

проект

факт

проект

факт

проект

факт

1

Добыча нефти, всего

тыс.т

20,100

25,481

21,45

23,845

19,81

25,03

2

в том числе: из переходящих скважин

тыс.т

20,100

25,481

21,45

23,845

19,81

25,03

3

     новых скважин

тыс.т

0

0

0

0

0

0

4

     механическим способом

тыс.т

20,100

25,481

21,45

23,845

19,81

25,03

5

Ввод новых добывающих скважин, всего

шт.

0

0

0

0

0

0

6

     в том числе из эксплуатационного бурения

шт.

0

0

0

0

0

0

7

     из разведочного бурения

шт.

0

0

0

0

0

0

8

     перевод с другого объекта

шт.

0

0

0

0

0

0

9

Среднесуточный дебит нефти новой скважины

т/сут

0

0

0

0

0

0

10

Среднее число дней работы новой скважины

дни

0

0

0

0

0

0

11

Средняя глубина новой скважины

м

0

0

0

0

0

0

12

Эксплуатационное бурение, всего

тыс. м

0

0

0

0

0

0

13

     в том числе эксплуатационные скважины

тыс. м

0

0

0

0

0

0

14

     вспомогательные .и специальные скважины

тыс. м

0

0

0

0

0

0

15

Расч.время раб.нов.скв.пред.года в данном году

скв.дни

0

0

0

0

0

0

16

Доб.нефти из новых скв. пред. года в дан. году

тыс.т

0

0

0

0

0

0

17

Доб. нефти из переход. скважин  пред. года

тыс.т

22,700

29,876

25,730

25,481

21,450

23,84

18

Расчет добычи нефти из перех.скв.дан. года

тыс.т

22,700

29,876

25,730

25,481

21,450

23,84

19

Ожид. добыча нефти из перех.скв.дан.года

тыс.т

20,100

25,481

21,450

23,845

19,810

25,03

20

Изменение добычи нефти из переход. скважин

тыс.т

-2,60

-4,40

-4,28

-1,64

-1,64

1,19

21

Процент измен. добычи нефти из перех.скважин

%

-11,5

-14,7

-16,6

-6,4

-7,6

5,0

22

Мощность новых скважин

тыс.т

0

0

0

0

0

0

23

Выбытие добывающих скважин

шт.

0

0

0

0

0

0

24

     в том числе под закачку

шт.

0

0

0

0

0

0

25

Фонд добывающих скважин на конец года

шт.

11

12

11

12

11

12

26

     в том числе нагнетательных в отработке

шт.

0

0

0

0

0

0

27

Действующий фонд добыв. скважин на конец года

шт.

10

11

10

11

10

11

28

Перевод скважин на мех. добычу

шт.

0

0

0

0

0

0

29

Фонд механизированных скважин

шт.

11

12

11

12

11

12

30

Ввод нагнетательных скважин

шт.

0

0

0

0

0

0

31

Выбытие нагнетательных скважин

шт.

0

0

0

0

0

0

32

Фонд нагнетательных скважин на конец года

шт.

4

5

4

5

4

5

33

Действующий фонд нагнет. скважин на конец года

шт.

3

4

4

4

4

4

34

Фонд введенных резервных скважин на конец года

шт.

0

0

0

0

0

0

35

Средний дебит действ.скважин по жидкости

т/сут

12,3

14,6

13,14

16,5

13,62

24,1

36

Средний дебит переходящих скважин по жидкости

т/сут

12,3

14,6

13,14

16,5

13,62

24,1

37

Средний дебит новых скважин по жидкости

т/сут

0

0

0

0

0

0

38

Средняя обвод. продукции дейст. фонда скважин

%

55,9

55,0

53,48

62,5

58,56

75,0

39

Средняя обвод. продукции перех. фонда скважин

%

55,9

55,0

53,48

62,5

58,56

75,0

40

Средняя обвод. прод. нового фонда скважин

%

0

0

0

0

0

0

41

Средний дебит действующих скважин по нефти

т/сут

5,4

6,6

6,11

6,2

5,65

6,0

42

Средний дебит переходящих скважин по нефти

т/сут

5,4

6,6

6,11

6,2

5,65

6,0

43

Средняя приемистость нагнетательных скважин

м3/сут

45,9

43,2

16,43

31,6

16,77

41,4

44

Добыча жидкости, всего

тыс.т

45,60

56,647

46,12

63,506

47,79

100,10

45

     в том числе: из переходящих скважин

тыс.т

45,60

56,647

46,12

63,506

47,79

100,10

46

          новых скважин

тыс.т

0

0

0

0

0

0

47

          механическим способом

тыс.т

45,60

56,647

46,12

63,506

47,79

100,10

48

Добыча жидкости с начала разработки

тыс.т

380,60

404,28

447,0

467,79

494,0

567,9

49

Добыча нефти с начала разработки

тыс.т

301,30

313,89

336,2

337,73

356,01

362,8

50

Коэффициент нефтеотдачи

д.ед.

0,177

0,185

0,198

0,199

0,2095

0,214

51

Отбор от утвержденных извлекаемых запасов

%

59,1

61,5

65,9

66,2

69,8

71,1

52

Темп отбора от начальных утвержд. извл. запасов

%

3,94

5,00

4,21

4,68

3,88

4,90

53

Темп отбора от текущих утвержд. извл. запасов

%

9

11,5

10,3

12,2

11,4

15

54

Закачка рабочего агента

тыс.м3

47,3

38,652

22,79

22,834

23,26

60,5

55

Закачка рабочего агента с начала разработки

тыс.м3

192,60

151,39

180,00

174,22

203,26

234,7

56

Компенсация отбора

%

100,0

68,65

50,0

36,99

50,0

65

57

Накопленная компенсация отбора

%

46,9

34,37

38,4

34,69

39,4

39,4


За 2006 год добыча нефти составила 25,030 тыс.т, накопленная добыча нефти с начала разработки 362,800 тыс.т, что значительно выше проектной на 26,3% и 19% соответственно (по проекту за 2006 год годовой уровень добычи нефти прогнозировался на уровне 19,810 тыс.т.). Увеличение добычи жидкости за 2006 год можно объяснить изменением в сторону увеличения объемов закачки и последующим обводнением добывающих скважин. Прирост добычи нефти так же связан с интенсификацией заводнения на месторождении, что в свою очередь привело к повышению пластового давления по месторождению и, соответственно, депрессии.

На сегодняшний день закачка осуществляется в 5 нагнетатеьнх скважин, в 2006 г. закачено 60,50 тыс.м3 воды, по проекту 23,26 тыс.м3.

Темпы отбора НИЗ превышают проектные почти на 1,2 %. Фактический отбор утвержденных запасов нефти больше прогнозного: проектом предусмотрен отбор начальных извлекаемых запасов – 69,8 %, на 01.01.2007 он составил 71,1 %.

Из проведенного анализа всех параметров работы действующего фонда нагнетательных, добывающих скважин, реализованной системы разработки визейского объекта можно сделать следующие выводы о выполнении проектных решений:

1) с точки зрения обеспечения проектных уровней добычи нефти текущее состояние разработки удовлетворительное;

2) энергетическое состояние визейского объекта удовлетворительное;

3) применяемая техника по добыче нефти соответствует проектной;

4) система поддержания пластового давления не соответствует последним проектным решениям, а именно идет превышение компенсации отбора закачкой;

5) ГТМ по поддержанию уровня добычи нефти выполняются в достаточном объеме;

6) промыслово-геофизические исследования по контролю за разработкой выполняются;

7) фактическая система сбора и подготовки продукции соответствует проектной. Добываемая продукция со скважин через ГЗУ, БИУС поступает по трубопроводу на УПСВ, после разгазирования перекачивается на ДНС «Новоселки». Далее с нефтью других месторождений откачивается на УПН «Вятка» ОАО «Белкамнефть».

В целом по месторождению основные технологические решения реализованы.

На текущий момент выполняется основной критерий при оценке реализации проектных решений - уровни добычи нефти.


2.3. Выбор и обоснование применения предлагаемого технического решения

Известно, что полноту извлечения нефти из нефтяной залежи в реальных условиях схематизируют произведением параметров: коэффициента вытеснения нефти вытесняющим агентом, коэффициента охвата пласта воздействием и коэффициента охвата пласта сеткой скважин. Поэтому при решении проблемы увеличения нефтеотдачи поиски ведутся в двух направлениях: для увеличения степени промывки пласта, т. е. коэффициента вытеснения, и для повышения охвата разрабатываемого пласта воздействием.

В связи с тем, что в лабораторных экспериментах приоритетны исследования, связанные с изучением динамики коэффициента вытеснения, многие современные технологии увеличения нефтеотдачи пластов оцениваются как технологии увеличения коэффициента вытеснения. В отношении существенного увеличения коэффициента охвата пласта воздействием возможности этих технологий оценить труднее. Уменьшение охвата пласта воздействием определяется многими факторами, в том числе: геологической неоднородностью нефтесодержащего коллектора, различием вязкостей нефти и вытесняющих агентов, проявлением аномалий вязкости нефти, геометрической схемой и плотностью размещения скважин и др. Наиболее важными факторами, значительно снижающими охват пласта воздействием при заводнении, являются геологическая неоднородность пластов и реологические характеристики пластовых нефтей.

  

2.3.1. Литературный обзор известных технических решений

по теме проекта

В реальных условиях в большинстве случаев залежи нефти приурочены к нескольким продуктивным пластам, отличающимся эффективной толщиной, коэффициентами проницаемости, пористостью, а также термобарическими условиями.

В большинстве случаев реальные пласты имеют послойную неоднородность. При выборе систем разработки в один объект объединяются несколько нефтенасыщенных пластов.

В результате в процессе заводнения послойно-неоднородные пласты, имеющие различные физические характеристики, охватываются процессом воздействия неодинаково. Пласты или отдельные пропластки реального пласта, имеющие низкую проницаемость, отстают в вытеснении нефти. При продвижении фронта вытеснения нефти гидравлическое сопротивление высокопроницаемого пласта ниже, чем менее проницаемых пластов, и после прорыва воды в добывающие скважины вытесняющая вода в основном фильтруется по высокопроницаемому пласту, не вытесняя нефть по низкопроницаемым пропласткам.

Эффективность процесса разработки нефтяной залежи снижается, технико-экономические показатели ухудшаются. К моменту прорыва воды по высокопроницаемым прослоям в низкопроницаемых пластах остается еще значительное количество остаточной нефти, которая не может быть извлечена без применения специальных способов воздействия.

Основным методом вытеснения нефти из продуктивных пластов является искусственное заводнение, которое осуществляется путем применения различных систем: законтурного, внутриконтурного, площадного, очагового, избирательного и других систем заводнения. Поддержание пластового давления совместно-раздельной закачкой воды при дифференцированном давлении закачки используется для интенсификации разработки многопластового объекта в начальных стадиях и как вторичный метод воздействия после извлечения значительных запасов нефти.

Многолетняя практика разработки нефтяных месторождений Урало-Поволжья, Западной Сибири, полуострова Мангышлак и других районов показала, что главная особенность, характерная для всех методов заводнения, заключается в неравномерности распределения воды в коллекторы: опережающим темпом обводняются пласты с лучшими коллекторскими свойствами, при этом невыработанными остаются отдельные менее проницаемые пласты и пропластки. Выявлены трудность регулирования разработки неоднородных коллекторов, а также отсутствие радикальных способов ограничения отбора воды из скважин, эксплуатирующих частично обводненные пласты. Как показали исследования с применением глубинных потокомеров, на второй стадии разработки Ромашкинского месторождения средняя доля работающих пластов и пропластков по 226 скважинам составляет 50% от суммарной перфорированной толщины пластов. При этом охват песчаников пластов «а», «б», «в», «г» изменяется в пределах 48-83%, а для алевролитов - от 28 до 60% [2].

На основе обобщения результатов теоретических и экспериментальных исследований М. Л. Сургучев [3, 4] делит способы повышения эффективности методов заводнения на две большие группы: одна основывается на применении тепловых, химических и газовых агентов, а другая — на совершенствовании технологии и системы заводнения. В работе [4] отмечается, что при стационарном режиме образуется система постоянных трубок тока, определяющих охват пласта воздействием. Для вовлечения новых систем трубок тока необходимо изменить гидродинамический режим фильтрации. Решить эту задачу можно путем регулирования работы всей системы заводнения или в пределах отдельных ее элементов.

Сюда можно отнести:

1)    нагнетание воды в нефтяные залежи под повышенным давлением;

2)    циклическое воздействие на послойно-неоднородные пласты;

3) изменение режима работы как водонагнетательных, так и добывающих скважин;

4)    разъединение пластов, включенных в один объект разработки;

5)    оптимизация плотности сетки скважин.

Анализ результатов применения перечисленных способов регулирования разработки в различных геолого-физических условиях показал, что поддержание повышенных давлений на линии нагнетания, близких к горным, на Бавлинском, Ново-Елховском, Арланском и на некоторых площадях Ромашкинского месторождения показало, что увеличение депрессии на пласт приводит к увеличению работающей толщины и коэффициента гидропроводности пласта за счет ослабления структурно-механических свойств пластовой нефти в малопроницаемых пропластках. Относительное увеличение работающей толщины при повышении давления от 11 до 15 МПа по перечисленным месторождениям составило около 22% [2, 5, 6].

Перевод на повышенное давление закачки воды на Ромашкинском месторождении позволил дополнительно добыть 160 млн.т. нефти. При этом выявлены следующие особенности применения этого метода:

1)    при повышении давления нагнетания до Перевод на повышенное давление закачки воды на Ромашкинском месторождении (где Перевод на повышенное давление закачки воды на Ромашкинском месторождении - горное давление) происходит вовлечение в работу менее продуктивных пластов, однако пласты с проницаемостью менее 0,3 мкм2 не включаются в работу. Здесь, очевидно, имеет решающее значение не коэффициент проницаемости пласта, а отношение проницаемостей высоко- и малопроницаемого пластов;

2) при давлении нагнетания большем, чем горное, коэффициент охвата по толщине увеличивается незначительно или остается на постоянном уровне, а в случае гидравлического разрыва происходит резкое уменьшение коэффициента охвата пласта воздействием;

3) в случае заводнения пластов значительной толщины увеличение давления нагнетания приводит к уменьшению коэффициента охвата, так как с повышением давления увеличение приемистости скважины происходит за счет интенсификации работы в высокопроницаемых интервалах пласта;

4) ограничивающим фактором повышения давления нагнетания, приводящим к ухудшению процесса вытеснения нефти водой, является прорыв ее в добывающие скважины в результате образования новых или расширения имеющихся трещин;

5) снижение эффективности повышения давления нагнетания воды на поздней стадии разработки нефтяных залежей происходит из-за сильной дренированности высокопроницаемых прослоев и пропластков.

При разработке залежей аномальных нефтей, приуроченных к послойно-неоднородным пластам, при прочих равных условиях охват пластов воздействием еще более осложняется. Основные фильтрационные характеристики нефтей, такие как градиент динамического давления сдвига и градиент давления предельного разрушения структуры, зависят от состава нефти и коэффициента проницаемости породы [7, 8, 9, 10]. Установлено, что чем меньше проницаемость породы, тем сильнее проявляются аномалии вязкости нефти. Для более полного вытеснения аномальной нефти из малопроницаемой пористой среды необходимо создавать достаточно большие градиенты давления, достигаемые лишь в призабойной зоне пласта. По данным публикаций [5, 6] на Ново-Хазинском и Арланском месторождениях, нефти которых являются аномально вязкими, при текущей нефтеотдаче 10-17% содержание воды в добываемой продукции уже составило 68-72%, что свидетельствует о низком значении коэффициента охвата пластов воздействием. Такая особенность заводнения характерна для большинства месторождений с неоднородными пластами.

В юрских отложениях месторождения Узень в горизонтах XIII—XVIII с толщиной пластов от 30 до 61 м при обводнении 93% фонда добывающих скважин текущая нефтеотдача составила всего 9% [4, 11], а на Самотлорском месторождении по основному пласту БВ8 коэффициент охвата заводнением при обводненности добываемой жидкости 60-70% составил всего 0,21. 

На поздней стадии разработки нефтяных месторождений нагнетание воды в нефтяные залежи под повышенным давлением становится неэффективным из-за образования хорошо промытых зон, через которые фильтруется основная масса закачиваемой воды, не оказывая влияния на выработку малопроницаемых продуктивных пластов.

Таким образом, выравнивание выработки послойно-неоднородных пластов путем повышения давления нагнетания воды не позволяет в достаточной мере решить задачу полного охвата пластов воздействием.

Неполный охват обводненных пластов воздействием не устраняется и при таких методах регулирования, как изменение направлений фильтрационных потоков или циклическое заводнение, хотя применение их приводит к некоторому улучшению процесса выработки неоднородных пластов на II и III стадиях разработки [4, 11]. Более детальный анализ эффективности применения этого метода на месторождениях Татарстана [2, 12] на разных стадиях разработки различных объектов показал, что при высокой обводненности добываемой жидкости (более 70-80%) результаты от применения циклического воздействия ухудшаются. Наименьшие или нулевые приросты добычи нефти наблюдаются по скважинам, где продолжительность заводнения составляет более 10 лет, что указывает на снижение эффективности циклического воздействия на нефтяные залежи на поздней стадии разработки.

Важнейшими являются проблема оптимизации плотности сетки для конкретных геолого-физических условий и порядок разбуривания залежей. В нашей стране в основном принято двухстадийное разбуривание нефтяных залежей: первоначально разбуривание по редкой сетке скважин с последующим избирательным уплотнением с целью увеличения охвата неоднородных пластов заводнением, стабилизации добычи нефти и повышения нефтеотдачи [5, 13, 11, 6, 14, 2 и др.]. 

Эффект от уплотнения сетки скважин зависит от степени расчлененности объекта разработки, коллекторских свойств совместно эксплуатируемых пластов и стадии разработки. В работе [2] на примере Ромашкинского месторождения показано: за 1962-1972 г.г. среднегодовая добыча нефти на одну дополнительно пробуренную уплотняющую скважину росла, а в последующие годы разработки (1973-1979 г.г.) наблюдалось ее снижение. Бурение дополнительных скважин на поздней стадии сопровождается отрицательными последствиями не только из-за интерференции и уменьшения запасов и добычи нефти на одну пробуренную скважину, но и в связи с быстрым продвижением контуров нефтеносности и сокращением периода эксплуатации скважин по сравнению со сроками их физического износа. Как и при всех методах заводнения, не исключается опережающее обводнение пласта по высокопроницаемым пропласткам и отставание или отсутствие выработки малопроницаемых пропластков (пластов).

Определенного увеличения охвата малопроницаемых пластов заводнением при совместной разработке нескольких продуктивных пластов можно добиться путем формирования объектов самостоятельной эксплуатации с помощью избирательного включения в них пластов со сходными коллекторскими свойствами. Осуществление этого принципа при выборе объектов разработки на Ромашкинском месторождении [2] позволило значительно увеличить охват малопроницаемых алевролитов заводнением. Однако сходство характеристик пластов, объединяемых в один эксплуатационный объект, не является достаточным условием равномерной выработки запасов нефти из каждого пласта.

Одним из главных условий гарантированного повышения нефтеотдачи при оптимальной системе заводнения является ограничение движения воды по пластам (прослоям) с относительно низким фильтрационным сопротивлением.

Таким образом, регулирование процесса разработки нефтяных залежей в условиях прогрессирующего обводнения необходимо вести в двух направлениях:

уменьшение объема попутно-добываемой воды за счет вовлечения в разработку слабопроницаемых пластов, содержащих значительные запасы остаточной нефти, а также широкого применения способов ограничения притока вод к забоям добывающих скважин и движения их по промытым пластам;

обеспечение полноты вытеснения нефти из обводнившихся пластов путем не отбора большого объема жидкости, а улучшения нефтевытесняющей способности закачиваемых в пласт вод.

Исследования циклического заводнения, состояние изученности метода [12]

В течение многолетнего опыта разработки месторождений в различных геологических условиях и при различных режимах заводнения было выявлено влияние периодической остановки и последующего возобновления закачки воды на повышении продуктивности скважин. Впервые предложение об эффективности нестационарного воздействия заводнением на нефтяную залежь было высказано М.Л. Сургучевым в конце 50-х годов, после получения результатов анализа реконсервации залежи пласта Б2 месторождения Яблоневый Овраги заводнения основного пласта Ново-Степановского участка Калиновского месторождения, которое по техническим и природно-климатическим причинам носило периодический характер. Наличие явлений нестационарности в процессе нагнетания воды способствовало по этим объектам снижению обводненности добываемой продукции и повышению нефтеотдачи.

В связи с этим М.Л. Сургучевым были сделаны приближенные расчеты для двухслойного пласта, которые показывали, что, создавая в залежи искусственно нестационарное состояние изменением режима работы нагнетательных скважин, можно интенсифицировать процесс отбора нефти из пласта, используя имеющееся оборудование для нагнетания воды.

На основании этих выводов на некоторых месторождениях были начаты опытные работы по применению нестационарного заводнения.

В НГДУ «Азнакаевскнефть» совместно с Гипровостокнефтью и ТатНИИ составлена первая программа проведения эксперимента на Азнакаевской площади (горизонт Д1 терригенный коллектор). К практическому осуществлению программы приступили в конце 1963 года, однако, по техническим причинам эксперимент был вскоре прекращен.

В 1964 году циклическое заводнение было начато на пласту А4 покровского месторождения (Куйбышевская область), представленному карбонатными коллекторами порового типа. Одновременно аналогичный процесс успешно проводился и по залежи в терригенном пласте Б2 названного месторождения.

В 1965 году было принято решение начать испытание метода на Выгодской залежи месторождения Долина в Украинской ССР. И здесь эксперимент прошел удачно.

В 1965 году группа авторов ВНИИ (А.А. Боксерман, М.Л. Сургучев и другие) подали заявку на авторское свидетельство «Способ разработки нефтяных месторождений». При этом физический смысл метода был определен следующим образом: «Способ предусматривает увеличение упругого запаса пластовой системы путем периодического повышения и снижения давления нагнетания воды. 

Это является предпосылкой для возникновения внутри пласта нестационарных перепадов давления и соответствующих нестационарных перетоков жидкости между слоями (участками) разной проницаемости. При этом в полуцикл повышения давления нагнетания вода из слоев с большей проницаемостью внедряется в малопроницаемые слои, а в полуцикл снижения давления нефть из малопроницаемых прослоев перемещается в высокопроницаемую часть коллектора».

В.Г. Оганджанянц [15] механизм процесса формулирует как «внедрение воды в малопроницаемые элементы пласта за счет неравномерных перепадов давления, вызываемых микронеоднродностью пласта и капиллярным удержанием воды в малопроницаемых зонах, вызываемым микронеоднородностью среды».

В области лабораторно-экспериментальных исследований, направленных на раскрытие физической сущности метода, основная заслуга принадлежит В.Г.Огаджанянцу, А.А. Боксерману, К.Э. Музафарову, М.Л. Коджаеву, А.А. Кочешкову.

Экспериментально установлено, что при циклическом заводнении период снижения пластового давления характеризуется интенсивным перераспределением жидкости в пласте за счет капиллярной пропитки, в результате чего водонасыщенность более проницаемого (обводненного) слоя уменьшается за счет вытеснения нефти из малопроницаемых прослоев. Лабораторные модели пористой среды воспроизводили наличии еелементов малопроницаемых включений, блоков трещиновато-пористой среды, малопроницаемых слоев в слоистом пласте. С помощью этих моделей изучали процесс капиллярного удержания воды в пористых средах, смачиваемость пород, вязкость нефти, воонасыщенность, удельный расход воды, продолжительность циклов и другое.

Исследованиями было показано, что степень удержания малопроницаемыми слоями внедрившейся в них воды зависит от продолжительности полуцикла снижения давления нагнетания; продолжительность циклов следует увеличивать во времени; в пластах с высоким содержанием остаточной воды капиллярное перераспределение жидкостей, насыщающих неоднородный коллектор, происходит интенсивнее.

В результате лабораторных исследований, направленных на изучение влияния вязкости нефти на эффективность процесса, установлено, что при циклическом заводнении темп извлечения нефти с увеличением вязкости нефти снижается незначительно.

Лабораторными экспериментами показано, что метод циклического заводнения может применяться на всех месторождениях, которые могут разрабатываться с заводнением и характеризуются неоднородностью пластов по проницаемости или значительной вязкостью нефти (или тем и другим одновременно).

Промысловые опытно-промышленные работы по применению циклического заводнения продолжались на указанных объектах и были начаты на некоторых других.

На большинстве объектов метод проходил промышленное испытание по специальным программам, составленным соответствующими производственными и научно-исследовательскими организациями.

С учетом полученных положительных результатов промысловых работ и того, что правильная организация процесса существенно влияет на его эффективность, Центральная Комиссия по разработке нефтяных месторождений  Министерства нефтяной промышленности приняла решение от 01 августа 1974 года, в соответствии, с которыми по новым месторождениям при составлении технологических схем из разработки на ряду с традиционными вариантами разработки необходимо рассматривать варианты с применением циклического воздействия, а по уже разрабатываемым месторождениям, отобранным для внедрения метода, составлять специальные технологические схемы.

Экспериментальное изучение позволило не только раскрыть физическую сущность метода, но и выявить основные факторы, определяющие его эффективность. К ним относятся упругость пластовой системы, ее неоднородность по проницаемости, смачиваемость породы, водонасыщенность слоев, продолжительность полуциклов.

Опытно-промышленные работы по опробованию метода в различных условиях позволили констатировать, что он эффективен практически на всех месторождениях, где применяется обычное заводнение.

Созданная под руководством О.Э. Цынковой во ВНИИ в начале 70-х годов математическая модель процесса позволяет не только прогнозировать динамику его показателей, но и исследовать влияние различных факторов на его эффективность. В настоящее время метод широко используется практически на всех месторождениях страны.

За рубежом также имеется некоторый опыт применения циклического зоводнения. Первые положительные результаты нестационарного воздействия на залежь были получены в США на месторождениях Спраберри и Мартенвил.

В Германии циклическая закачка воды осуществлялась на месторождениях Райнкенхаген коллектор которого порово-трещинного типа, представлен микрокристаллическими известняками и доломитами с прослоями глинисто-битуминозных пород. Воду циклическим способом закачивали в очаговые нагнетательные скважины до момента ее прорыва в добывающие скважины. После полного обводнения скважин закачку прекращали и возобновляли через 6-7 месяцев, при этом общий объем нагнетаемой воды сохранялся равным объему отбираемой жидкости. Благодаря такой технологии закачки существенно увеличилась доля нефти в потоке жидкости.

В бывшей Чехословакии на месторождении Грушки-Север с 1975 года с успехом применялось циклическое заводнение. За три года нестационарного воздействия было извлечено дополнительно 5% нефтяных запасов месторождения.

Физические основы циклического заводнения

как способа воздействия на пласты

Циклический метод заводнения основан на периодическом изменении режима воздействия на нефтяные залежи сложного строения, при котором в продуктивных отложениях создается нестационарное распределение пластового давления и движения жидкостей и газа.

На практике неустановившееся состояние давления и фильтрации жидкости в пласте может быть создано периодическими изменениями объема нагнетаемой воды и добываемой из пласта жидкости при искусственном заводнении коллектора или циклическим отбором жидкости при естественном водонапорном режиме его разработки.

При периодическом нарушении установившегося состояния гидродинамической системы в нефтяной залежи возникают условия для непрерывного проявления упругих сил. В неоднородном пласте между различными зонами, каналами и потоками жидкости возникают градиенты гидродинамических давлений, способствующих интенсификации перетоков жидкостей из одних слоев (зон) в другие, из трещин в блоки и изменение направления потоков.

При обычной технологии заводнения реальных пластов, характеризующихся сложным неоднородным геологическим строением, значительная часть запасов нефти в низкопроницаемых нефтенасыщенных слоях, зонах или блоках остается неохваченной нагнетаемой водой. В подобных геологических условиях заводняемая залежь представляет собой сложную гидродинамическую систему, характеризующуюся чередованием обводненных и нефтенасыщенных микропотоков. Создавая в таких системах периодически неустановившиеся состояния, иначе говоря, попеременно изменяющиеся по величине и направлению градиенты гидродинамического давления, в нефтяном пласте создаются условия для внедрения нагнетаемой воды в застойные нефтенасыщенные зоны и каналы и перемещения из них нефти в зоны активного дренирования. Таким образом, целенаправленное использование пластовых, упругих сил должно способствовать более полному охвату заводнением гидродинамически взаимосвязанных нефтенасыщенных участков неоднородного пласта. При этом, чем больше сжимаемость пластовой системы, тем выше должны быть градиенты давления и тем интенсивнее будут происходить перетоки жидкостей в неоднородном пласте за счет принудительного внедрения нагнетаемой воды в малопроницаемые участки.

Сжимаемость нефтенасыщенных участков пласта можно значительно превысить за счет частичного разгазирования нефти в них, что может быть достигнуто периодическим снижением пластового давления ниже давления насыщения. Отметим, что снижение пластового давления ниже давления насыщения должно быть оптимальным с тем, чтобы избежать извлечения из пласта значительных объемов газа. В противном случае эффективность циклического метода из-за уменьшения упругого запаса пластовой системы от цикла к циклу будет падать. Кроме того, снизится проницаемость для жидкостей и повыситься вязкость нефти.

Однако без положительного проявления капиллярных сил гидродинамические потоки жидкостей не дают ожидаемого эффекта в интенсификации добычи нефти и в увеличении нефтеотдачи.

В неоднородных пористых средах, избирательно лучше смачивающихся вытесняющей жидкостью, при стационарном состоянии происходит прямоточная и противоточная капиллярные впитывания воды из высокопроницаемых высокообводненных участков или трещин в гидродинамически связанные с ними малопроницаемые элементы или блоки пласта.

Благодаря периодическим изменениям условий воздействия в природы повышения пластового давления в нефтяной залежи возникают градиенты давления в сторону малопроницаемых элементов пласта, усиливающие процесс капиллярного внедрения воды в нефтенасыщенные участки.

В период снижения пластового давления знак градиента гидродинамического давления меняется и внедрившаяся в малопроницаемые участки вода вместе с нефтью получает возможность обратного перетока в высокопроницаемые участки. При этом из-за микронеоднородности пористой среды и ее гидрофильных свойств, часть нефти в наименее мелких порах малопроницаемых участков залежи замещается капиллярными силами водой. 

В каждом конкретном случае степень замещения нефти водой в малопроницаемых участках пласта зависит от физико-химических свойств пластовой системы «нефть-вода-порода», характера микронеоднородного строения пласта и от их насыщенности водой. Периодическое разгазирование нефти приобретает особое значение, когда нефтенасыщенные элементы обводненного участка сами по себе характеризуются неоднородным строением. 

В подобных случаях при снижении пластового давления выделяющийся из раствора газ, прежде всего аккумулируется в крупных поровых каналах или участках с относительно высокой проницаемостью. В последующем на стадии повышения пластового давления свободный газ, сжимаясь и частично растворяясь в нефти, замещается нагнетаемой водой. При этом вода проникает в глубь нефтенасыщенных элементов пласта неравномерно, обеспечивая наибольшую поверхность для капиллярного обмена несмешивающихся жидкостей.

Из выше сказанного следует, что эффективность упруго-капилярного циклического метода заводнения макро- и микронеоднородных пластов определяется двумя непрерывно связанными процессами:

гидродинамическим внедрением воды в низкопроницаемые нефтенасыщенные элементы пласта за счет неравномерного перераспределения давления, вызываемого микронеоднородностью;

капиллярным замещением нефти водой в мало проницаемых зонах пласта, вызываемого микронеоднородностью среды.

Циклический метод заводнения тем эффективнее, чем неоднороднее пласт и, следовательно, чем выше его остаточная нефтенасыщенность после обычного заводнения. Этот метод эффективен и в сравнимо однородных пластах, содержащих вязкую нефть. 

В месторождениях такого типа из-за явления «вязкостной неустойчивости» происходят локальные прорывы воды в добывающие скважины, что резко снижает безводную и конечную нефтеотдачи. При этом формируются огромные поверхности раздела между нефтью и водой, что определяет высокоэффективное применение технологии циклического заводнения.

Если бы придерживаться вышеизложенных концепций, циклический метод по сравнению с обычным процессом заводнения способствует более быстрому отбору извлекаемых запасов нефти при меньших удельных расходах воды. Однако в целом ряде работ указывается на определенное отклонение закономерностей движения жидкости в пористой среде, в указанных работах приходят к выводу, что подобные жидкости при малых скоростях фильтрации можно формально рассматривать как неньютоновские, движение которых начинается только после преодоления некоторого начального градиента сдвига. При разработке месторождений, содержащих нефть со структурными свойствами, применение упруго-капилярного метода заводнения может привести также к увеличению конечной нефтеотдачи пласта за счет выработки дополнительных участков залежи нефти. Эти участки при обычном заводнении из-за низких гидродинамических градиентов давления, не превышающих начального напряжения сдвига, остаются невыработанными.

Известно также, что конечная нефтеотдача нефтяных месторождений определяется рентабельными значениями доли нефти в извлекаемой жидкости. Если учесть, что при циклическом воздействии доля нефти в потоке возрастает, то можно прийти к заключению, что осуществление этого метода должно способствовать не только увеличению текущей, но и конечной нефтеотдачи плата.

Как отмечалось выше, эффективность циклического метода определяется прежде всего периодическим нарушением стремящегося к стационарности состояния пластовой системы. Такое периодическое изменение квазистационарного состояния разрабатываемой залежи можно достичь не только изменением режима работы скважин, но и изменением направления фильтрационных потоков с одновременным варьированием уровня пластового давления.

 

Оценка возможности применения нестационарного заводнения при разработке сложнопостроенных залежей в условиях обычного заводнения

Разработка нефтяных месторождений с применением в качестве вытесняющего агента воды сопровождается с самого начала прогрессирующим обводнением добывающих скважин и извлечением попутно с нефтью больших объемов закачиваемой воды. Большинство нефтяных месторождений обводняются закачиваемой водой весьма неравномерно, в связи с высокой зональной и послойной неоднородностью нефтяных пластов. Вода в первую очередь прорывается к наиболее проницаемым слоям к добывающим скважинам, оставляя «целики» нефти по площади и разрезу залежей, обводняя добывающие скважины.

Огромные объемы добываемой воды весьма затрудняют процесс добычи и подготовки нефти. Большая часть закачиваемой воды по избранным каналам, как по сообщающимся сосудам, не совершая полезной работы по вытеснению нефти, поступает из нагнетательной скважины в добывающую и, после извлечения ее на поверхность и проведения трудоемких работ по ее подготовке, снова закачивается в пласт и т.д. в среднем по нефтяной отрасли водонефтяной фактор составляет 4,2, а по многим месторождениям Татарстана, Башкортостана и Самарской области, находящимся на поздней стадии разработки, он составляет 12.

Источником обводнения в условиях обычного заводнения являются нагнетательные скважины при любом их размещении. Появление воды в продукции добывающих скважин – закономерный процесс.

Процесс разработки залежей с коллекторами сложного строения в условиях обычного заводнения, как правило протекает весьма не эффективно. При обычном заводнении нагнетаемая вода прорывается к добывающим скважинам по высокопроницаемым слоям и зонам, оставляя участки с невытесненной нефтью. Коэффициент охвата пластов вытеснением не высокий – от 30 до 50 %.

Дополнительный охват заводнением не вовлеченных в разработку нефтенысыщенных зон и участков способствует увеличению темпов нефтедобычи и коэффициента нефтеотдачи. Одним из путей решения этой задачи может быть внедрение метода циклического (нестационарного) заводнения с изменением направлений фильтрационных потоков. На современной стадии его изученности метод предусматривает изменение режима нагнетания воды в пласт по группам нагнетательных скважин с целью создания в нем нестационарных перепадов давления, способствующих включению в работу прослоев, зон и участков коллекторов с пониженной проницаемостью, ранее не охваченных заводнением. Между участками с различной проницаемостью, как по площади, так и по разрезу создаются дополнительные градиент давления переменного направления, которые, обуславливают перетоки жидкости между блоками и системами трещин, создаются условия для нарушения равновесия капиллярных сил. Эти процессы обеспечивают дополнительное вытеснение нефти из низкопроницаемых нефтенасыщенных прослоев и элементов, т.е. увеличивают коэффициент охвата, а следовательно, и нефтеотдачу.

В период нагнетания воды (повышения пластового давления) она входит в блоки породы. При последующем отборе жидкости (снижении пластового давления) вода, вошедшая в блоки, частично удерживается там за счет капиллярных сил. 

С целью интенсификации этого процесса совместно с ним применяют метод изменения фильтрационных процессов. Количество закачиваемой воды периодически распределяется таким образом, чтобы при цикле создавалось новое направление фильтрации в залежи. При этом происходит перераспределение давления с изменением линии тока от нагнетательных скважин к эксплуатационным и вовлекаются в разработку слабодренировавшиеся нефтенасыщенные зоны. В результате уменьшается ил стабилизируется обводненность добываемой жидкости и увеличиваются  коэффициенты охвата и нефтеотдачи.

Достоинство метода в том, что он может применяться в раках обычно используемых систем заводнения при нагнетании, как обычной воды, так и воды с добавлением химических реагентов и не требует больших капитальных вложений.

Выполненные теоретические исследования и промышленные работы дают основание считать, что применение метода возможно на всех месторождениях, пригодных для обычного заводнения, нефтенасыщенные пласты которых характеризуются неоднородным геологическим строением, и при различной вязкости нефти.

Метод применим как на ранней, так и на поздней стадии разработки. Возможно его использование и на высокообводненных месторождениях, даже после предела рентабельности добывающих скважин в условиях стационарного заводнения.

Влияние геологических параметров

на эффективность циклического заводнения

Эффективность циклического заводнения определяется рядом параметров, характеризующих геолого-физические свойства коллекторов (упругость пластовой системы, относительные проницаемости и толщины пластов, коэффициент удержания воды и степень гидродинамической связи пластов).

Наибольший практический интерес при прогнозировании показателей заводнения представляют толщинная проницаемостная неоднородность и степень гидродинамической разобщенности пластов. Как правило, разрабатываемые пласты представляют собой чередование пропластков - коллекторов со сложным распределением проницаемости по толщине. С ее ростом снижается охват пласта процессом обычного заводнения вследствие избирательной фильтрации жидкости по пласту с большей проницаемостью. При обычном (стационарном) заводнении пласты послойно обводняются в большей или меньшей степени практически на всех месторождениях. При этом в карбонатных коллекторах, в отличие от терригенных, на характер обводнения в большей мере будут влиять степень трещиноватости пород и обводнения в большей мере будут влиять степень трещиноватости пород и характер распространения трещин. Установлено, что чем выше неоднородность продуктивных пластов (пропластков) по проницаемости, тем неравномернее фронт вытеснения, тем хуже характеристики вытеснения нефти водой. Циклическое заводнение позволяет вовлечь в разработку малопроницаемые слои, ранее не охваченные заводнением. Тем самым создаются условия для выравнивания фронта вытеснения, коэффициента хвата пластов заводнением, а следовательно, и улучшения технологических показателей разработки.

Экспериментально установлено, что эффективность процесса по конкретным пластам будет выше там, где коллектор наиболее неоднороден как по толщине, так и по проницаемости, и начальная нефтенасыщенность которого ниже и не зависит от соотношения вязкости нефти и воды.

Основные параметры влияющие на эффективность циклического заводнения:

1)    Толщина пласта сама по себе не является критерием для применения циклического заводнения, тонкие пласты считаются малоподходящими объектами лишь в той мере, в какой их можно считать неоднородными.

2)    Толщинная неоднородность пласта – основной геологический критерий для применения циклического воздействия. Если пласт может быть разбит на 2 (или более) неизолированных пропластков, с различной проницаемостью, то этот пласт является хорошим объектом для применения циклического заводнения.

3)    Неоднородность по пласту также имеет высокое значение эффективности применения циклического заводнения, влияющее на равномерность фронта вытеснения нефти.

4)    Гидродинамическая связность прослоев, эта связность должна быть почти полной, тем больше эффективность циклического заводнения.

5)    Эффективность циклического заводнения зависит от времени обычного заводнения, предшествующего циклическому. Теоретически, чем больше это время, тем существеннее итоговый эффект, поскольку длительный межслойный обмен, происходящий в безводный период, обеспечивает наибольший перенос нефти в зоны активного дренирования. Вообще же выбор благоприятного времени начала процесса обусловлен рядом факторов, которые не всегда могут быть установлены сразу: распределение проницаемостей и водонасыщенностей по толщине пласта, величиной поверхностей контакта между гидродинамически связными зонами различной нефтенасыщенности и т.д. Благодаря низкой проницаемости отдельных слоев к началу процесса, они почти не будут обводнены и начальная поверхность контакта обводненной и нефтенасыщенной зон окажется близкой к минимальной. В реальных условиях момент начала циклического воздействия не требует слишком жесткого задания – удовлетворительная эффективность процесса сохраняется в широком диапазоне начальных условий.

6)    Начало циклического заводнения может стать момент, близкий к моменту прорыва воды, характеризующийся неоднородностью пластов и промытостью пропластков.

7)    Неравномерность выработанности запасов по скважинам, указывает на зональную и пластовую неоднородность, промытость пропластков.

8)    Вязкость нефти влияет не только на величину годового эффекта, но и на особенность проведения эффекта. Чем выше неоднородность пласта, тем выше его остаточная нефтенасыщенность, увеличение вязкости нефти приводит к значительному уменьшению темпа извлечения нефти из неоднородных по проницаемости пластов.

 

Техническая реализация процесса при применении

метода в промышленных масштабах

Поскольку нестационарное воздействие на нефтяную залежь основано на создании периодических колебаний давления и скорости фильтрации жидкости в пластах за счет изменения объемов нагнетания, возникает необходимость обоснования и выбора такого оборудования, технические характеристики которого позволяли бы работать в запрограммированных условиях.

Комплекс системы заводнения включает в себя водозаборные насосные станции (станции первого подъема), насосные станции второго подъема, кустовые насосные станции, магистральные водоводы, разводящие водоводы. К основным сооружениям в этом комплексе относятся кустовые насосные станции (КНС) и высоконапорные водоводы, идущие от КНС к нагнетательным скважинам. При обычном заводнении выбор оборудования проводится с учетом объемов закачиваемой воды, числа скважин, подключенных к КНС, средней приемистости одной нагнетательной скважины, а так же давления нагнетания, позволяющего осуществлять закачку необходимых объемов воды.

Во всех расчетах при этом задается постоянных расход воды без учета колебаний давлений в пласте и на линии нагнетания.

При осуществлении процесса циклического заводнения предполагается сохранение средних объемов закачки и отбора жидкости таким же, как и при обычном заводнении. Однако в фазу повышения пластового давления возможно увеличение расхода нагнетаемой воды в два раза. Это означает, что система водоснабжения, подвоящих воду к КНС, остается без изменения. А все технические мероприятия должны быть направлены на замену оборудования КНС, разводящих водоводов и нагнетательных скважин.

Устанавливаемые на КНС при обычном заводнении низконапорные насосы заменяются на высоконапорные типа ЦНС 190х1900, ЦНС 180х1900, ЦНС 500х1900.

Для создания дополнительных мощностей в системе нагнетания можно предусматривать установку дожимных насосов.

Повышение давления нагнетания до 15-20 МПа предопределяет реконструкцию системы напорных водоводов, идущих от КНС к нагнетательным скважинам.

Проектируя разработку вновь вводимых в эксплуатацию нефтяных месторождений с применением метода циклического заводнения, необходимо рассматривать всевозможные варианты схем технической реализации процесса. Это позволит избежать дополнительных затрат, связанных с переобустройством уже существующих систем ППД.


2.3.2.Патентный обзор известных технических решений

по теме проекта

В рамках выполнения выпускной квалификационной работы проводился поиск патентных решений. В результате поиска была отобрана патентная документация указанная в табл.П.3.


2.3.3.Анализ эффективности применения выбранного технического решения на других месторождениях [12]

Опытно-промышленные работы по циклическому заводнению проводились и проводятся для оценки фактической эффективности его в большом диапазоне геолого-физических условий.

Начиная с 1965 года опытно-промышленная закачка воды осуществлялась на 43 опытных участках 26 месторождений страны. В них входят 16 месторождений Западной Сибири, в том числе Южно-Тетеревское, Убинское, Толумское, Трехозерное, Мамонтовское, Самотлорское, а так же месторождения других районов – Азнакаевская, Абдрахмановсая, Восточно-Сулевская площади Ромашкинского месторождения в Татарстане, Дмитровское в Самарской области, Долинское на Украине, Речитское в Белоруссии, Зимняя Ставка в Ставропольском крае, Новодмитровское в Краснодарском крае и другие.

Продуктивные пласты, подвергшиеся нестационарному воздействию, представлены терригенными коллекторами. Объекты характеризуются различными коллекторскими свойствами пластов. Средняя проницаемость изменяется от 0,020 мкм2 на Долинском до 0,728 мкм2 на Восточно-Тетеревском.

Коллекторы Западно-Сибирских месторождений характеризуются полимиктовым составом и отличаются от мономинеральных коллекторов месторождений Волго-Уральского района повышенной глинистостью и неоднородностью. Этим определяется и меньшая нефтенасыщенность коллекторов на месторождениях Сибири по сравнению с продуктивными пластами Татарстана и Самарской области.

Процесс нестационарной закачки воды с целью обеспечения колебаний давления в пласте, в основном, осуществляется давлением рядов нагнетательных скважин на примерно равные группы, и созданием по ним разнофазных условий нагнетания.

По месторождению Зимняя Ставка опытно-промышленные работы были начаты в 1972 году на центральном участке нефтяной залежи VIII пласта нижнего мела. Пласт представлен терригенным коллектором – мелкозернистым песчаником. Средняя проницаемость пласта составляет 0,250 мкм2, нефть характеризуется низкой вязкостью (0,430*10-3 мПа*с) на участке в 36 добывающих скважин.

Циклическая закачка воды велась по двум группам нагнетательных скважин – по северной и по южной. Нестационарное состояние давления в пласте создавалось отключением нагнетательных скважин на один месяц при длительности всего цикла 8-10 месяцев. За 1972-1974 годы было проведено три остановки нагнетательных скважин. Средний уровень закачки во время эксперимента составлял около 30% уровня при обычном заводнении.

Оценка эффективности процесса проводилась по 31 добывающей скважине. За три года применения метода из этих скважин было отобрано 70 тыс.т. нефти, что составляет 2,1% ожидаемой накопленной добычи нефти при обычном заводнении. Обводненность добываемой продукции в среднем по залежи снизилась на 5-8%. Наибольшее снижение отмечено по скважинам с меньшей исходной обводненностью. Так по скважинам, исходное содержание воды в которых было меньше 60%, снижение обводненности составило 10-20%, а по скважинам с 80-90% воды 5-10%.

На Долинском месторождении, Выгодская залежь, коллектор отложений представлен слабопроницаемым слоистым песчаником. Слои на большей части площади гидродинамически связаны.

Промышленный эксперимент по циклическому заводнению был начат в 1965 году сначала на трех участках, а затем распространен почти на всю залежь.

Изменение поля движения залежи осуществлялось колебаниями объема закачки от максимального значения до нуля; длительность каждого полуцикла составляла один месяц. В 1968 году общая продолжительность цикла увеличена до 4 месяцев, были повышены в 2,0-2,5 раза темпы нагнетания воды в полуцикл увеличения объема закачки. За время проведения метода было отобрано дополнительно 6% нефти.


2.4. Проектирование циклического заводнения визейских залежей Русиновского месторождения

Выбор методики расчета технологических показателей обосновывался исходя из степени изученности месторождения, геологического строения пластов, типа и размеров залежей. Физико-химических свойств коллекторов и насыщающих их флюидов, неоднородности, режимов эксплуатации объектов разработки, стадий и возможных вариантов разработки.

Как показал анализ исходной геолого-геофизической информации по продуктивным пластам Русиновского месторождения, для более полного отображения неоднородности залежей наиболее целесообразным представляется использование трехмерных геологических и фильтрационных моделей.

Цифровые фильтрационные модели являются средством математического моделирования процессов в коллекторах. Математические модели позволяют выполнить точные гидродинамические расчеты, учитывающие ряд факторов, определяющих картину фильтрации. Это многопластовый характер эксплуатационных объектов, неоднородность пластов по толщине и простиранию, их линзовидность и прерывистость, многофазность фильтрационных потоков, капиллярные и гравитационные силы, порядок разбуривания, систем размещения и режимы работы скважин, их интерференция.

Для гидродинамических расчетов с целью воспроизведения истории и прогнозирования основных технологических показателей разработки визейского объекта (пласты С1-I, C1-II, C1-III) Русиновского месторождения был использован интегрированный модульный программный комплекс TEMPEST фирмы Roxar.

2.4.1. Математические моделирование процессов вытеснения нефти

Одним из главных направлений повышения качества проектирования, прогнозирования, управления и контроля за разработкой (доразработкой) нефтяных и газовых месторождений является применение компьютерных математических моделей. Точность и качество проектирования зависят от того, насколько полны наши представления о механизме извлечения нефти соответствуют реальным процессам, протекающим и в нефтесодержащих коллекторах.

Современные представления о процессах, происходящих в нефтегазосодержащих пластах и нашедшие применение в проектировании разработки, основаны на концепциях механики сплошной среды, в соответствии с которым пласт и насыщающие его жидкости и газы представляют собой некоторую среду (континуум), в каждом элементе которой (и даже при стремлении этого объема к нулю) присутсвуют все составляющие эту среду элементы (порода, жидкости, газы). Такой подход позволил развить теорию движения жидкостей и газов в пористых средах, получившую название теории фильтрации, использование которой дало возможность решения целого ряда задач, важных для практической разработки месторождений нефти и газа.

Основная цель математического моделирования процессов вытеснения нефти – прогноз показателей разработки и управления поведением месторождений в процессе его эксплуатации. Для решения этой задачи необходимо знание основных закономерностей поведения сложных систем, каковыми являются нефтегазосодержащие коллектора, и умение предсказывать их поведение при различного рода воздействиях на эти системы. В свою очередь, исследование этих закономерностей немыслимо без глубоких знаний о физико-химических процессах, протекающих в продуктивных пластах, которые могут быть приобретены путем взаимодополняющего использования средств и методов физического и математического моделирования.

2.4.2. Исходные данные для построения цифровой фильтрационной модели

Исходные данные для цифровой фильтрационной модели можно разделить на три типа:

1) передаваемые из цифровой геологической модели (пространственное положение в объеме резервуара коллекторов и разделяющих их непроницаемых прослоев, пространственное положение стратиграфических границ пластов и литологических границ в пределах пластов; средние значения фильтрационно-емкостных свойств в ячейках сетки; начальное положение ВНК; пространственные координаты скважин);

2)    полученные в результате промысловых исследований и испытаний (результаты геофизических, гидродинамических исследований скважин, вся промысловая информация по истории разработки);

3) определяемые в лабораторных условиях (физико-химические свойства насыщающих пласты флюидов, данные относительных фазовых проницаемостей, капиллярных давлений).

Так для каждой ячейки сетки цифровой фильтрационной модели определены следующие параметры:

1)    абсолютная глубина залегания слоя;

2)    толщина слоя;

3)    характер насыщения слоя;

4)    коэффициент пористости блоков;

5)    абсолютная проницаемость задавалась как в горизонтальном так и вертикальном направлениях (X, Y, Z) – одно значение (изотропный коллектор).

Фильтрационная модель позволяет методом вычислительного эксперимента дать анализ сложившейся ситуации на месторождении, а так же спрогнозировать последствия принятого того или иного технологического решения производственной задачи.

Задача построения фильтрационной модели Русиновского месторождения состоит в том, чтобы проанализировать сложившуюся ситуацию на месторождении и спрогнозировать эффективность принятия тех или иных технологических решений, с целью рациональной разработки месторождения, а именно:

Выбрать оптимальный режим работы скважин;

Исследовать возможность интенсификации разработки объекта с помощью регулирования процессов по наиболее эффективному поддержанию пластового давления.

Для моделирования вытеснения нефти водой при давлениях выше давления насыщения нефти газом была использована модель двухфазной изотермической фильтрации (модель нелетучей нефти, «black oil model») [16]. В этой модели предусматривается наличие двух фаз (нефть-вода). Вода и нефть не смешиваются и не обмениваются массами. Газ предполагается растворимым в воде и нефти, т.е. вода и нефть состоят из двух компонентов соответственно вода - растворенный газ и нефть - растворенный газ.

Небольшие размеры месторождения позволяют использовать достаточно мелкую гидродинамическую сетку для более детального изучения фильтрационных процессов, происходящих в пластах в процессе их эксплуатации. Для фильтрационной модели была принята равномерная прямоугольная сетка с количеством ячеек 196 х 148 х 25. Одна ячейка по оси Z соответствует одному прослою. Данная сетка выбиралась с целью учета известных данных о пласте (неоднородность, слоистость, выклинивание) и соблюдения рекомендуемого минимального расстояния между скважинами (не менее трех-пяти ячеек сетки фильтрационной модели). Полученное количество ячеек между скважинами обеспечивает достаточную точность расчетов.

Создание фильтрационных моделей включает следующие этапы:

1) создание сетки и выделение слоев;

2) определение параметров пластов;

3) определение относительных фазовых проницаемостей;

4) определение свойств пластовых флюидов;

5) задание начальных условий, контактов флюидов и начальных давлений;

6) задание условий на границах расчетной области;

7) моделирование пластовой водонапорной системы;

8) моделирование скважин;

9) моделирование системы поддержания пластового давления;

10) адаптация фильтрационной модели на основе истории разработки.

Для моделирования на Русиновском месторождении были выделены продуктивные пласты С1-I, С1-II,C1-III тульского горизонта.

Исходной информацией для построения фильтрационной модели явилась цифровая псевдотрехмерная геологическая модель. Сетка геологической цифровой модели равномерная по горизонтали (в направлении X и Y) и неравномерная по вертикали была перенесена на фильтрационную модель. 

Размеры каждой ячейки по латерали - 15 х 15 м. Количество ячеек по Z для гидродинамического моделирования было выбрано исходя, из детальной корреляции продуктивного разреза и варьируется по площади в зависимости от конкретных величин толщин коллекторов (13 прослоев) и неколлекторов (12 прослоев).

Моделирование водонасыщенного пласта C1-IV потребовалось для воспроизведения истории разработки по скважине 1498 (заколонные перетоки). Ремонтно-изоляционные работы на скважине имели низкую степень эффективности.

2.4.4.2. Характеристика пластов

Каждой ячейке фильтрационной модели были присвоены значения фильтрационно-емкостных свойств пород. Перенос данных из геолого-математической модели произошел без операции усреднения, так как фильтрационная сетка совпадает с сеткой геологической модели.

Каждой ячейке сетки фильтрационной модели присвоено эффективное значение параметра пласта:

1)    абсолютная глубина кровли;

2)    отношение эффективной толщины к общей толщине;

3)    пористость;

4)    абсолютные проницаемости по осям X, Y, Z (изотропный коллектор);

5)    начальная нефтенасыщенность.

Внутри программы входные параметры преобразовываются в следующие вычисляемые величины:

1)    глубина центра блока;

2)    поровый объем;

3)    межблочные проводимости по осям X, Y, Z.


2.4.4.3. Относительные фазовые проницаемости и капиллярные давления

В связи с тем, что лабораторные исследования по определению функции относительных фазовых проницаемостей по Русиновскому месторождению не проводились, то за основу были взяты относительные фазовые проницаемости Котовского месторождения по однотипным отложениям [17]. Месторождения характеризуются схожими параметрами пород-коллекторов и физико-химическими свойствами насыщающих флюидов.

Проблему неопределенности строения пласта решалась подбором модифицированных функций относительных фазовых проницаемостей. Функции относительных фазовых проницаемостей зависят от множества факторов: структурной характеристики среды, смачиваемости, градиента давлений, истории насыщения и т.д. Таким образом, относительные фазовые проницаемости, определенные на кернах, не являются точной характеристикой многофазного течения и должны быть модифицированы.

Относительные фазовые проницаемости задавались в виде таблиц зависимости фазовых проницаемостей от насыщенности. В ходе настройки модели по истории разработки относительные фазовые проницаемости корректировались.

2.4.4.4. Свойства флюидов

Для практических расчетов были взяты значения физико-химических параметров пластовых флюидов (см. табл.3).

Так как при давлении в пласте выше давления насыщения изменения вязкости нефти, объемного коэффициента и растворимости газа в нефти имеют

линейный характер, то в программе они предоставляются как некоторые коэффициенты изменения этих параметров при изменении давления на 1 МПа:

1)    давление насыщения – 4 МПа;

2)    приращение вязкости нефти – 0,0006;

3)    уменьшение объемного коэффициента нефти – минус 0,0015;

4)    приращение растворимости – 0,0007;

5)    сжимаемость пор породы визейского объекта – 0,00022 1/МПа (данные взяты из справочной литературы).

2.4.4.5. Начальные условия

На нулевой момент времени в пласте задавались распределение давления и насыщенности, соответствующие статическому равновесию, при котором скорости фаз равны нулю и давление является функцией вертикальной координаты.

Задавалось, что начальное давление является расчетной величиной. В качестве исходных данных были введены глубины водонефтяных контактов по каждому пласту и значения давления на нем, а на других глубинах давление рассчитывалось. Начальное поле давлений рассчитывалось исходя из гидростатического равновесия.

Данное распределение давления проверялось исходя из условий равновесия с помощью процедуры проверки капиллярно-гравитационного равновесия.

2.4.4.6. Задание условий на границах расчетной модели

Задание краевых условий при моделировании представляет определенную трудность. Это связанно с отсутствием достаточной информации о потоках жидкости на границах залежей.

Анализируя динамику пластового давления за весь период разработки, можно сделать вывод, что по большей части площади месторождение имеет активную законтурную область.

Ячейки на боковых границах моделируемых пластов оставили активными (открытыми), чтобы обеспечить моделирование внешних граничных условий, кроме части границ по пласту С1-III, где прослеживаются зоны выклинивания коллекторов, т.е. отсутствие потоков через границу. Кровля и подошва продуктивных пластов предполагались непроницаемыми.


2.4.4.7. Моделирование пластовой водонапорной системы

Со всех сторон продуктивная часть залежи пласта С1-II и части пластов С1-I и С1-III окружены водонасыщенными коллекторами. Объем водонасыщенных коллекторов предполагается на много больше, чем нефтенасыщенный объем.

Учет водоносных горизонтов в программе осуществлялось аналитическим моделированием. Здесь используется формула Steady-State. Предполагается, что водоносный горизонт имеет достаточно большой размер, и начальное давление в нем сохраняется на протяжении всего периода разработки. Втекающий поток флюида пропорционален разнице давлений в водоносном пласте и в соответствующей ячейке углеводородного резервуара на данном временном шаге, умноженной на некоторый заданный коэффициент.

Учет водоносных горизонтов в программе осуществлялось аналитическим                                                                      (1)

где Формула - втекающий поток в блок сетки, граничащей с водоносным горизонтом;

Формула - коэффициент, зависящий от насыщенностей в водоносном горизонте, его проницаемости, размеров;

Формула - давление в водоносном горизонте, МПа;

Формула - текущее давление в блоке, граничащем с водоносным горизонтом.

Для задания законтурного питания на линии блоков контактирующих с нефтенасыщенными блоками указывалось начальное давление, водонасыщенность, направление потока (Х, Y, Z) коэффициент регулирования притока. Этим коэффициентом регулировались размеры водоносных блоков, и он указывает во сколько раз должны быть изменены размеры законтурного блока.

Характеристики (объем и продуктивность) пластовой водонапорной системы определялись в процессе идентификации модели по истории разработки.

Для моделирования была использована следующая информация:

1)    координаты скважин на сетке;

2)    номер скважин и принадлежность к группе (добывающая, нагнетательная);

3)    коэффициент эксплуатации;

4)    коэффициент продуктивности;

5)    радиус скважины;

6)    скин-фактор;

7)    дебит жидкости;

8)    забойное давление.

По данным инклинометрии каждой скважины были рассчитаны пространственные координаты вскрытия продуктивных пластов. В фонде присутствуют наклонные скважины. Анализ данных показал, что при принятой сетке 15 х 15 м смещение координат скважин по пластам не произошло. Число координат по Z определялось числом вскрытых ячеек (пропластков).

Источником промысловых данных являлась систематизированная информация, содержащая данные о фонде скважин, о перфорации, месячные эксплуатационные отчеты, забойные, пластовые давления и другие данные.

Подготовленная исходная информация на первом этапе использовалась для идентификации параметров модели, а затем – для расчета прогнозных вариантов разработки.

2.4.4.9.Уточнение параметров (адаптация) фильтрационной модели на основе анализа истории разработки

Двухпластовая трехмерная модель адаптирована по истории разработки с 1992 года. Временной шаг для настройки модели по истории разработки был выбран поквартально до января 2006 года. Последний год до 01.01.2007 года настройка шла с интервалом 1 месяц. Для добывающих скважин при воспроизведении истории разработки задавали известный дебит жидкости. Для нагнетательных скважин – приемистость (расход воды).

Для достижения сходимости по обводненности в скважине 1498 был смоделирован водонасыщенный пласт С1-VI и частично вскрыт. В скважине 1498 исследованиями ПГИ-контроля установлено участие в работе скважины водонасыщенного коллектора по заколонному пространству.

Уточнение параметров фильтрационной модели разработки потребовало многократного прогона программы, анализа получаемых результатов и корректировке коллекторских и фильтрационных параметров для достижения согласования расчетных характеристик с фактическими показателями разработки.

Адаптация проводилась по каждой конкретной скважине, когда-либо пребывавшей в эксплуатации с учетом максимального использования промыслово-технологической информации (замеры давлений, ГИС-контроль, проведенные геолого-технические мероприятия). Сначала происходила настройка высокопродуктивных скважин с наибольшими накопленными отборами, потом осуществлялась настройка оставшегося фонда. Основным инструментом адаптации фильтрационной модели по истории разработки являлась корректировка полей абсолютной проницаемости, модифицикация фазовых проницаемостей, уточнение размеров водонапорной системы. В результате адаптации результаты моделирования были признаны удовлетворительными, и сама модель была использована для определения начальных извлекаемых запасов и прогнозирования показателей различных вариантов разработки залежей.


2.5. Расчет и сравнение технологических показателей проекта проектируемого варианта с базовым вариантом разработки

По разрабатываемому визейскому объекту выполнены расчеты показателей проекта на основе адаптированной по истории разработки фильтрационной модели Русиновского месторождения. 

Для этого были смоделированы различные сценарии дальнейшей разработки Русиновского месторождения. Модельная динамика добычи нефти рассчитывалась при соблюдении ряда ограничений. Объем добытой нефти при достижении критического значения (пороговое значение обводненности) соответствует начальным извлекаемым запасам нефти.

В качестве регулирующего параметра при фильтрационном моделировании на прогноз был взят режим с ограничением по забойному давлению не ниже давления насыщения. Условием выхода добывающих скважин из эксплуатации явилось достижение ими 98 % обводненности. Для нагнетательных скважин задавали расход воды и ограничение по давлению нагнетания. Для расчета компенсации отбора жидкости закачкой использовался специальный блок гидродинамической модели.

По визейскому объекту просчитан вариант применения гидродинамического метода повышения нефтеотдачи – циклическое заводнение. Проектируемая продолжительность цикла 3 месяца в комплексе со снижением компенсации отбора жидкости закачкой до 50%. Для внедрения циклической закачки выбрана следующая схема – в течение цикла две нагнетательные (скважины 1489, 1992) остановлены, две другие (скважины 1524, 1986) находятся под закачкой и наоборот.

Основные исходные технологические характеристики расчетных вариантов разработки приведены в табл.16.

Таблица 16

Основные исходные характеристики расчетных вариантов разработки по Русиновскому месторождению

Характеристики

Единица измерения

Варианты

I вариант

II вариант

Режим  разработки

 

приконтурная система заводнения

Тип заводнения

 

стационарное

циклическое

Система размещения скважин

 

треугольная

Расстояние между скважинами

м

250-450

Плотность сетки

104 м2/скв

18,4

Режим работы скважин:

 

 

 

- добывающих (на забое скважин)

МПа

5,0

5,0

 - нагнетательных (на устье скважин)

МПа

12,0

12,0

Коэффициент эксплуатации фонда скважин:

 

 

 

- добывающих

д.ед.

0,95

0,95

- нагнетательных

д.ед.

0,95

0,95

Коэффициент компенсации отбора закачкой

%

50

50

Как следует из расчетов, предлагаемыми вариантами разработки Русиновского месторождения достигаются разные значения КИН. Основные технологические показатели вариантов разработки приведены в табл.17.


Таблица 17

Основные технологические показатели вариантов разработки

№№ п.п.

Показатели

Единица измерения

Варианты разработки

стационарное заводнение

циклическое заводнение

1

2

3

4

5

1

Окончание срока разработки

лет

39

41

2

Фонд скважин, в том числе

шт.

19

19

2.1

добывающих

шт.

11

11

2.2

нагнетательных

шт.

4

4

3

Добыча нефти с начала разработки

тыс.т.

564

583

4

Отбор жидкости с начала разработки

тыс.т.

2900

2951

5

Закачка воды с начала разработки

тыс.м3

1260

1228

6

Коэффициент извлечения нефти

д.ед.

0,332

0,343

7

Средняя обводненность к концу разработки

%

98,0

98,0


Рассчитанные технологические показатели проекта разработки Русиновского месторождения в динамике приведены в табл.18 и 19 (базовый вариант - стационарное заводнение), в табл.20 и 21 (проектируемый вариант - циклическое заводнение) и в табл. П.4 и П.5.

Сравнение вариантов разработки по добытой жидкости, нефти и закачке рабочего агента (воды) в пласт показано на рис.17.

Рис.17. Сравнение основных технологических показателей разработки

Рис.17. Сравнение основных технологических показателей разработки

 

3. ОХРАНА ТРУДА, ПРОМЫШЛЕННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ, БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ В ЧРЕЗВЫЧАЙНЫХ СИТУАЦИЯХ

Охрана труда - система законодательных актов, социально-экономических, организационных, технических, гигиенических и лечебно-профилактических мероприятий и средств, обеспечивающих безопасность человека в процессе труда.

3.1. Нормативно-правовая база

Согласно положению № 116 - ФЗ от 21.07.1997 промысловые объекты нефтегазовых месторождений относятся к категории опасных производственных объектов. Поэтому на них распространяются все основные требования промышленной безопасности проектирования, строительству и эксплуатации опасных производственных объектов. При выполнении проектных работ на разработку месторождения для обеспечения охраны труда и безопасности жизнедеятельности необходимо использовать и не нарушать следующие  действующие нормативно-правовые акты, которые являются основными регламентирующими документами:

1)  Федеральный закон РФ «Об основах охраны труда» №181-ФЗ от 17.07.1999. Настоящий Федеральный закон устанавливает правовые основы регулирования отношений в области охраны труда между работодателем и работниками и направлен на создание условий труда, соответствующих требованиям сохранения жизни и здоровья работников в процессе трудовой деятельности.

2) «Трудовой кодекс РФ», утвержденный № 197-ФЗ 30.12.2001 (в редакции от 30.12.2006 г.). Трудовой Кодекс регулирует отношения работника и работодателя на законодательном уровне.

3)  Федеральный закон РФ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» (в редакции ФЗ от 07.08.2000 №122). Настоящий Федеральный закон определяет правовые, экономические и социальные основы обеспечения безопасной эксплуатации опасных производственных объектов и направлен на предупреждение аварий на производственных объектах и обеспечения готовности организаций, эксплуатирующих опасные производственные объекты, к локализации и ликвидации последствий указанных аварий. Положение настоящего ФЗ распространяется на все организации независимо от их организационно-правовых форм и форм собственности, осуществляющие деятельность в области промышленной безопасности опасных производственных объектов на территории РФ.

4) Закон РФ «О защите населения и территорий от чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера» № 68-ФЗ от 21.12.1994.

5) Кодекс РФ «Об административных правонарушениях № 195-ФЗ от 30.12.2001.

6) Закон РФ «О санитарно-эпидемиологическом благополучии населения» № 52-ФЗ от 30.03.1999.

7) ПБ 08-624-03. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности утвержденные постановлением Госгортехнадзора РФ № 56 от 05.06.2003.

8) СП 1.1.1058-01 «Организация и проведение производственного контроля за соблюдением санитарных правил и выполнением санитарно-противоэпидемических (профилактических) мероприятий».

9) Постановление Минтруда РФ №39 от 29.10.1999 «Об утверждении правил обеспечения работников специальной одеждой, специальной обувью и другими средствами индивидуальной защиты».

10) ПБ 12-368-00 «Правила безопасности в газовом хозяйстве» (внесено изменение №1 ПБИ 12-449(368)-02, утвержденное постановлением Госгортехнадзора России №56 от 09.09.2002.

11) ПБ 03-576-03 «Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением» №91 от 11.06.2003.

12) Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок ПОТ Р М-016-2001, РД153-34.0-03.150-00.

13) ППБ 01-03 «Правила пожарной безопасности в Российской Федерации».

14) «Единая система управления охраной труда в нефтяной промышленности» от 09.10.1996 г., с дополнениями и изменениями.

15) Положение о системе обеспечения промышленной безопасности и охраны труда в подразделениях ОАО «Белкамнефть». Настоящее Положение разработано в соответствии с федеральными и республиканскими законодательствами и нормативными правовыми актами по охране труда, федеральным законом “О промышленной безопасности опасных производственных объектов”, единой системой управления охраной труда, положением о системе обеспечения  производственной безопасности в АНК “Башнефть”, безопасности дорожного движения и пожарной безопасности, уставом автомобильного транспорта на основе общегосударственных, межотраслевых и отраслевых нормативных документов по вопросам промышленной безопасности, пожарной безопасности и безопасности дорожного движения, с учетом требований, отражающих новые условия хозяйствования и управления производством.

Основными принципами работы Открытого Акционерного Общества “Белкамнефть” (далее Общества) и его структурных подразделений в области промышленной безопасности и охраны труда являются:

1)    признание и обеспечение приоритета жизни;

2)    определение функциональных обязанностей должностных лиц аппарата управления Общества и его структурных подразделений в области промышленной безопасности и охраны труда;

3)    координация деятельности всех структурных подразделений в области промышленной безопасности и охраны труда;

4)    разработка и введение в действие нормативно-технических документов, регламентирующих порядок организации и безопасного ведения работ, способствующих достижению высокого уровня технической безопасности и предотвращению производственных заболеваний, аварий, пожаров;

5)    обучение персонала безопасным методам и приемам работы;

6) обеспечение работников средствами индивидуальной защиты, необходимыми профилактическими средствами за счет предприятия;

7) осуществление профилактического контроля за состоянием безопасности производства и условий труда;

8) анализ состояния безопасности производства и условий труда и принятие соответствующих решений;

9) взаимодействие и сотрудничество с органами государственного надзора и контроля и представительными органами, заинтересованными в реализации государственной политики в области безопасности и охраны труда;

10) установление ответственности должностных лиц за нарушение законодательства об охране труда, требований промышленной безопасности.

Основной целью настоящего документа является:

1) совершенствование организации работы по обеспечению безопасности производства на всех уровнях управления производством, во всех структурно-производственных звеньях – от бригады до аппарата управления Общества;

2) обеспечение безопасной эксплуатации производства,  безопасности производственных процессов и технологий;

3) установление единого порядка организации и проведения инструктажей персонала безопасным методам работы и проверке знаний требований безопасности производственных процессов и технологий;

4) обеспечение работающих необходимыми санитарно-бытовыми устройствами, помещениями и надлежащее их содержание в соответствии с санитарными нормами и правилами;

5)  всемерное укрепление трудовой и производственной дисциплины в части неукоснительного соблюдения работниками правил безопасного производства работ


3.2.Промышленная безопасность. Организация работы по обеспечению промышленной безопасности и охраны труда в ОАО «Белкамнефть»

Основной задачей Общества в области промышленной безопасности и охраны труда является планомерное осуществление комплекса организационно-технических и санитарно-гигиенических мероприятий, направленных на обеспечение безопасных и здоровых условий труда на производстве, предупреждение производственного травматизма, профессиональных заболеваний, аварий и пожаров.

В соответствии с основной задачей в области промышленной безопасности и охраны труда руководство Общества:

1) осуществляет научно-техническую политику, направленную на планомерное улучшение и оздоровление условий труда на производстве, и совершенствование организации работы по  обеспечению безопасности на производстве;

2) обеспечивает правильное применение и строгое соблюдение действующего законодательства об охране труда, требований промышленной безопасности, стандартов ССБТ. Обобщает практику применения законодательства об охране труда, разрабатывает предложения по его совершенствованию и вносит их на рассмотрение в соответствующие органы государственной власти;

3)    изучает и сообщает прогрессивный отечественный и зарубежный опыт безопасной организации производства и на его основе определяет наиболее перспективные направления организации работы по обеспечению безопасности на производстве;

4) организует проведение научных исследований по совершенствованию организации производства и труда, повышению уровня безопасности оборудования, организует внедрение достижений науки и техники в производство, направленных на улучшение и оздоровление условий труда;

5) организует разработку новых и пересмотр действующих правил, положений, инструкций и других руководящих и нормативно-методических документов и в установленном порядке их утверждает;

6) организует и осуществляет контроль за соблюдением работниками предприятий и других структурных подразделений Общества законодательства об охране труда, требований промышленной безопасности, стандартов ССБТ, за выполнением приказов и указаний, принимает соответствующие меры по устранению выявленных недостатков;

7)    организует производственный контроль за соблюдением требований промышленной безопасности на опасном производственном объекте в соответствии со статьей 11 ФЗ “О промышленной безопасности опасных производственных объектов” и Правил организации и осуществления производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности на опасном производственном объекте.

Требования к персоналу

К работам на объектах нефтегазового комплекса допускаются лица, достигшие 18 летнего возраста, прошедшие медицинское освидетельствование и не имеющие противопоказаний по здоровью.

Организация и порядок обучения, проведение инструктажей, проверки знаний и допуска персонала к самостоятельной работе должны соответствовать требованиям ГОСТ 12.0.004 ССБТ и «Положения о порядке проверки знаний правил, норм и инструкций по безопасности у руководящих работников и специалистов предприятий, подконтрольных Госгортехнадзору России», утвержденных постановлением Госгортехнадзором России №2 от 11.01.99 г.

К руководству работами и ремонту скважин допускаются лица, имеющие образование по специальности и прошедшие проверку знаний в области промышленной безопасности.

Рабочие основных профессий допускаются к самостоятельной работе после обучения, стажировки на рабочем месте, проверки знаний, производственного инструктажа и при наличии удостоверения, дающего право допуска к определенному виду работ.

Производственный персонал должен владеть приемами оказания до врачебной помощи пострадавшим при несчастных случаях. Обучение приемам оказания до врачебной помощи включается в программу первичной подготовки и повышения квалификации персонала.

Проверка знаний по безопасному ведению работ у работников должна проводиться ежегодно. При введении новых технологий, оборудования, изменения действующих правил безопасности после соответствующего обучения должна производиться внеочередная проверка знаний.

Проверка знаний у руководящих работников и специалистов проводится  не реже одного раза в три года.

Специалисты и рабочие, прибывшие на объект для работы, должны быть ознакомлены с правилами внутреннего распорядка, характерными опасностями и их признаками, обязанностями по конкретным тревогам и другим вопросам, входящим в объем вводного инструктажа. Сведения о проведении инструктажей фиксируются в специальных журналах с подтверждающими подписями  инструктируемого и инструктирующего.

На предприятиях должен быть установлен порядок предварительного и периодического медицинского осмотра работников с учетом выполняемой ими работы и профессии в соответствии со сроками, установленными Минздравом России.

Персонал предприятия обеспечивается спецодеждой, спецобувью, защитными касками (зимой – с утепленными подшлемниками) и другими средствами индивидуальной защиты. Спецодежда, предназначенная для использования на взрывопожароопасных объектах или взрывопожароопасных участках производства, должна быть изготовлена из термостойких и антистатичных материалов.

Общие положения при ведении работ

Проведение работ на скважине допускается только при условии обеспечения безопасности жизни и здоровья работников этих предприятий и населения в зоне проводимых работ. На каждом предприятии разрабатываются и, после согласования в соответствующих органах, утверждаются инструкции, правила, руководящие документы, связанные с отдельными видами работ.

Руководители предприятий, ведущих работы, связанные с пользованием недрами, иные уполномоченные на то должностные лица при возникновении непосредственной угрозы жизни и здоровью работников этих предприятий обязаны немедленно приостановить работы и обеспечить транспортировку людей в безопасное место.

Требования к оборудованию и приспособлениям

1) В обвязке устья скважины должны быть предусмотрены места, оборудованные трехходовыми кранами для установки манометров с целью замера величины давления в затрубном и трубном пространстве скважины;

2) Конструкция устьевого оборудования должна обеспечить возможность снижения давления из затрубного и трубного пространства, а также закачку в скважину технологических жидкостей для глушения и других воздействий на скважинное оборудование;

3) Все открытые движущиеся составные части механизмов наземного оборудования должны иметь ограждения.

Требования к площадкам

К производственным площадкам и помещениям предъявляются следующие требования:

1) производственные площадки должны иметь подъезд к объектам пожарных машин, автокранов и другой техники;

2) производственные площадки должны содержаться в чистоте, а территория периодически очищаться от грязи, снега, льда, разлитых нефтепродуктов;

Требования при подготовительных работах

1) Территория вокруг скважины должна быть спланирована с учетом расстановки оборудования для ремонта и эксплуатации скважин и освобождена от посторонних предметов, а в зимнее время – очищена от снежных заносов и льда.

2) Площадка для установки передвижных агрегатов должна сооружаться с учетом грунта, типов агрегатов, характера выполняемых работ и располагаться с наветренной стороны с учетом розы ветров.

3) Полы, мостки должны сооружаться таким образом, чтобы на их поверхности не создались условия для образования луж от атмосферных осадков и разлива жидкости, а их поверхность, предназначенная для передвижения обслуживающего персонала, в любой ситуации не создавала условия для возможности скольжения подошв обуви.

4) Трубы, штанги и другое технологическое оборудование должно укладываться на специально отведенные для этой цели стеллажи (мостки), обеспечивающие свободное передвижение обслуживающего персонала.

5) Рабочие места должны быть оснащены плакатами, знаками безопасности в соответствии с типовыми перечнями, утвержденными в установленном порядке.

6) Освещенность рабочих мест должна соответствовать установленным нормам.

7) Содержание нефтяных газов и паров в воздухе рабочей зоны не должна превышать предельно допустимых концентраций (ПДК) по ГОСТ 12.1.0005-88 (с изменениями от 01.04.2001 г).

8) До начала ремонтных работ или перед осмотром оборудования, периодически работающей скважины с автоматическим или ручным пуском, привод должен отключаться, а на пусковом устройстве вывешиваться плакат: «Не включать! Работают люди!»

Эксплуатация нагнетательных скважин

Оборудование устья нагнетательной скважины должно соответствовать проекту, при разработке которого должны быть учтены состав, физико-химические свойства нагнетаемого агента и максимальное ожидаемое давление нагнетания.

Нагнетательные скважины, независимо от физико-химических свойств закачиваемого агента, должны оборудоваться колонной насосно-компрессорных труб и, при необходимости, пакерующим устройством, обеспечивающими защиту и изоляцию эксплуатационной колонны от воздействия на нее закачиваемого агента.

Для исключения замерзания воды в арматуре скважины и системе нагнетания при остановках необходимо предусматривать полное удаление воды из арматуры и системы подачи рабочего агента.

Повышение нефтегазоотдачи пластов и производительности скважин

Работы по нагнетанию в скважину газа, пара, химических и других агентов проводятся в соответствии с планом, утвержденным нефтегазодобывающей организацией. В плане должны быть указаны порядок подготовительных работ, схема размещения оборудования, технология проведения процесса, меры безопасности, ответственный руководитель работ.

При закачке химреагентов, пара, горячей воды на нагнетательной линии у устья скважины должен быть установлен обратный клапан.

Нагнетательная система после сборки до начала закачки должна быть опрессована на полуторакратное ожидаемое рабочее давление.

При гидравлических испытаниях нагнетательных систем обслуживающий персонал должен быть удален за пределы опасной зоны, устанавливаемой планом работ. Ликвидация пропусков под давлением запрещается.

Перед началом технологического процесса на скважине с применением передвижных агрегатов руководитель работы обязан убедиться в наличии двусторонней переговорной связи.

Перед началом работы по закачке реагентов, воды и после временной остановки в зимнее время необходимо убедиться в отсутствии в коммуникациях насосных установок и в нагнетательных линиях ледяных пробок.

Обогревать трубопроводы открытым огнем запрещается.

Обработка призабойной зоны и интенсификация притока в скважинах с негерметичными колоннами и заколонными перетоками запрещаются.

На период тепловой и комплексной обработки вокруг скважины и применяемого оборудования должна быть установлена опасная зона радиусом не менее 50 м.

Передвижные насосные установки необходимо располагать на расстоянии не менее 10 м от устья скважины, расстояние между ними должно быть не менее 1 м. Другие установки для выполнения работ (компрессор, парогенераторная установка и др.) должны размещаться на расстоянии не менее 25 м от устья скважины. Агрегаты устанавливаются кабинами от устья скважины.

Технологические режимы ведения работ и конструктивное исполнение агрегатов и установок должны исключить возможность образования взрывопожароопасных смесей внутри аппаратов и трубопроводов.

На всех объектах (скважинах, трубопроводах, замерных установках) образование взрывоопасных смесей не допускается, в планах проведения работ необходимо предусматривать систематический контроль газовоздушной среды в процессе работы.

Выкидная линия от предохранительного устройства насоса должна быть жестко закреплена и выведена в сбросную емкость для сбора жидкости или на прием насоса.

Вибрация и гидравлические удары в нагнетательных коммуникациях не должны превышать установленные нормы.

3.3. Санитарно-гигиенические требования.

Требования к климатическим условиям

1)  предельная температура, ниже которой не могут производиться работы на открытом воздухе минус 300С;

2) проведение спускоподъемных операций запрещается при скорости ветра 20 м/с и более;

3) проведение спускоподъемных операций запрещается во время ливня, потере видимости при тумане или снегопаде;

4) предельно допустимые концентрации вредных веществ в воздухе рабочей зоны:

сероводорода

-  10 мг/м3

сероводорода в смеси с углеводородом (С15)

-  03 мг/м3

сернистого ангидрида

-  10 мг/м3

сероуглерода

-  01 мг/м3

Санитарные требования к генеральной планировке

1) Размещение и проектирование новых, а также расширение и реконструкция существующих предприятий должны осуществляться на основе схем и проектов районной планировки, разработанных в соответствии с "Инструкцией по составлению схем и проектов районной планировки".

2) Проекты генеральных планов предприятий, размещение зданий и сооружений должны соответствовать СНиП "Генеральные планы промышленных предприятий. Нормы проектирования", "Нормам по строительному проектированию предприятий, зданий и сооружений нефтяной и газовой промышленности".

3) При отводе земель под участки нового строительства и реконструкцию существующих предприятий и объектов следует руководствоваться нормами отвода земель для нефтяных и газовых скважин, сооружений геологоразведочных скважин, магистральных трубопроводов, магистральных водоводов и канализационных коллекторов, автомобильных дорог.

4) Размеры санитарно-защитных зон от территории эксплуатируемых месторождений, предприятий и объектов нефтяной промышленности в каждом отдельном случае устанавливаются по согласованию с органами государственного санитарного надзора.

5) При обосновании размеров санитарно-защитной зоны следует учитывать содержание в нефти и в попутном газе сероводорода, объемы добычи, особенности технологии и другие моменты, определяющие поступление вредных веществ в приземный слой атмосферного воздуха.

6) Определение размеров санитарно-защитных зон проектными организациями должно быть выполнено на основе расчетов в соответствии с «Указаниями по расчету рассеивания в атмосфере вредных веществ, содержащихся в выбросах предприятий».

7)  Расчет рассеивания вредных веществ от источников, расположенных вне зданий и не имеющих высоту выброса (скважины, насосы и т.п.), следует производить при условии официальной консультации с Главной геофизической обсерваторией имени А.И. Воейкова.

8)  При монтаже и обустройстве часто перемещаемых объектов (буровые установки, установки для подземного и капитального ремонтов скважин, для испытания и освоения скважин и т.п.) отдельные блоки производственного оборудования и элементы обустройства следует (при возможности) размещать по отношению друг к другу с учетом господствующего направления ветра в данный период года.

9) Объекты, на которые возможно поступление сырья с высоким содержанием сероводорода, следует размещать на хорошо аэрируемых территориях.

10) На территории и в производственных зданиях групповых установок, установок комплексной подготовки нефти, резервуарных парков не допускается устройство подвальных помещений, каналов, колодцев и других заглублений, не предусмотренных проектом. При необходимости строительства и оборудования подвальных помещений и каналов, не предусмотренных проектом, требуется согласование с соответствующими проектными организациями, органами государственного санитарного надзора и технического надзора.

11)     Базисные и расходные склады, предназначенные для хранения кислот и щелочей, следует размещать на открытых проветриваемых участках с подветренной стороны по отношению к населенным пунктам с соблюдением соответствующей нормам санитарно-защитной зоны. Допускается размещать базисные и расходные склады в подземных и заглубленных помещениях, размеры, планировка и конструктивные особенности которых соответствуют действующим нормам и правилам.

Санитарно-бытовое обеспечение

1) На производственных объектах и предприятиях должны быть оборудованы для обслуживающего персонала вспомогательные помещения и санитарно-бытовые помещения и устройства, состав которых следует принимать в соответствии со СНиП "Вспомогательные здания и помещения промышленных предприятий. Нормы проектирования".

2) Вспомогательные помещения, санитарно-бытовые помещения и устройства должны быть включены в нормы технологического проектирования объектов нефтяной промышленности и в проекты обустройства нефтяных месторождений.

3) В соответствии со спецификой производств (предприятий, объектов) вспомогательные помещения и санитарно-бытовые помещения и устройства должны быть предусмотрены (размещены) в стационарном или передвижном исполнении с учетом климатогеографических особенностей района ведения работ.

4) При разработке проектов и обустройства предприятий и объектов следует применять типовые проекты стационарных или передвижных санитарно-бытовых помещений.

5) При бурении скважин и эксплуатации месторождений на предприятиях и объектах должны быть оборудованы санитарно-бытовые помещения и устройства, соответствующие санитарной характеристике и группе производственных процессов.

6) Работающие должны быть обеспечены питьевой водой, соответствующей ГОСТ "Вода питьевая".

7) При обеспечении работающих привозной питьевой водой в составе производственного объединения или предприятий следует иметь питьевые станции для наполнения, мытья и дезинфекции емкостей, предназначенных для доставки и хранения питьевой воды.

8) При обеспечении работающих привозной питьевой водой производственное объединение или предприятие устанавливают постоянный лабораторный контроль за ее качеством.

9) Рабочие с разъездным характером труда и работающие на необустроенных объектах (вышкомонтажники, бригады по текущему и капитальному ремонтам скважин и т.п.) должны быть обеспечены индивидуальными флягами для питьевой воды.

10) На производственных объектах для работающих на открытом воздухе в условиях жаркого климата (при внешних температурах выше 360С) должны иметься напитки, позволяющие оптимизировать питьевой режим (зеленый чай, отвары из сухофруктов, газированная или минеральная вода).

11)     Общежития для работающих при вахтово-экспедиционном методе ведения работ должны быть построены по типовым проектам или размещаться в типовых передвижных вагончиках-общежитиях. Количество мест в жилых комнатах общежитий не должно превышать установленного проектом.

12)  Работающих всех производств (предприятий и объектов) следует обеспечивать горячим питанием. Расстояние до столовых не должно превышать 300 м, а на производствах с непрерывным технологическим процессом для работающих с нерегламентированным обеденным перерывом - 75 м.

13) Для работающих в бригадах текущего и капитального ремонтов скважин и на промысловых объектах следует предусматривать доставку пищи из базовой столовой к месту работ и ее раздачу в специальных передвижных или стационарных помещениях. Допускается: обеспечение питанием, отпускаемым базовой столовой в индивидуальные (или на бригаду) термосы; питание в стационарных столовых на промыслах, если расстояние до столовой от места работы не превышает 300 м.

14) Работающие должны быть обеспечены специальной одеждой, обувью и средствами индивидуальной защиты согласно "Типовым отраслевым нормам бесплатной выдачи спецодежды, спецобуви и предохранительных приспособлений рабочим и служащим предприятий нефтяной и газовой промышленности". Типы средств индивидуальной защиты на каждом объекте определяются с учетом специфики выполняемых с их использованием работ, наличия опасных производственных факторов и особенностей технологического процесса.

15)  В составе производственных объединений или предприятий следует иметь централизованные службы, обеспечивающие регулярно химическую чистку, стирку и ремонт специальной одежды и обуви, а при необходимости - замену специальной одежды и обуви.

 

3.4. Противопожарная безопасность.

Мероприятия по пожарной безопасности разделяются на четыре основные группы:

1) Предупреждение пожаров, т.е. исключение причин их возникновения.

2)  Ограничение сферы распространения огня.

3) Обеспечение успешной эвакуации людей и материальных ценностей из сферы пожара.

4) Создание условий эффективного тушения пожаров.

Меры пожарной безопасности необходимо проводить с момента начала разработки нефтяного месторождения.

Основные указания по пожарной профилактике при проектировании и строительстве имеются в «Строительных нормах и правилах» (СНиП), «Указаниях по строительному проектированию предприятий, зданий и сооружений нефтяной и газовой промышленности» и «Противопожарных технических условиях строительного проектирования предприятий нефтяной промышленности».

Строгое соблюдение этих документов дает возможность принимать технически грамотные решения по пожарной профилактике при проектировании и строительстве объектов нефтяной промышленности.

Главные задачи профилактической работы:

1) Разработка и осуществление мероприятий, направленных на устранение причин, которые могут вызвать возникновение пожаров.

2) Ограничение распределения возможных пожаров и создание условий для успешной эвакуации людей и имущества в случае пожара.

3)    Обеспечение своевременного тушения пожара.

Профилактическая работа включает следующее:

1)    Ежедневные проверки состояния пожарной безопасности объекта в целом и его отдельных участков силами пожарной части и боевых расчетов пожарного караула, а также своевременным выполнением предложенных мероприятий.

2)    Постоянный контроль за проведением пожароопасных работ, выполнение противопожарных требований,  норм и правил на объектах нового строительства, при реконструкции и переоборудовании цехов, складов и других помещений.

3)    Проверку исправности и правильного содержания автоматических и первичных средств пожаротушения, противопожарного водоснабжения и систем извещения о пожарах.

4) Проведение инструктажей, бесед и специальных занятий с работниками и служащими объекта по вопросам пожарной безопасности (так же с временными работниками) и других мероприятий по пожарной пропаганде и агитации.

5)    Подготовку личного состава пожарной дружины и боевых расчетов для проведения профилактической работы и тушения возможных пожаров и загораний.

6)    Ежегодное проведение пожарно-технических обследований объекта с  вручением дирекции объекта предписания Государственного надзора.

7) Осуществление мероприятий по оборудованию в цехах, на установках, складах, отдельных агрегатах и помещениях установок и систем пожарной автоматики.

Ответственность за противопожарное состояние предприятий и организаций, за выполнение предписаний и предложений государственного пожарного надзора и пожарных частей возлагается персонально на руководителей этих предприятий и организаций. Руководители предприятий и организаций должны назначить приказом начальников цехов, участков  или других должностных лиц, ответственных за пожарную безопасность отдельных объектов, обеспечение их первичными средствами пожаротушения, а также своевременное соблюдение правил и норм пожарной безопасности.

На каждом объекте, на видном месте должна быть вывешена табличка с указанием фамилии, имени, отчества и должности лица ответственного за противопожарную безопасность.

В проведении профилактической работы, организации массово-разъяснительной работы среди рабочих, служащих и ИТР по соблюдению противопожарных правил и установленного режима создаются общеобъектовые, а в крупных цехах – цеховые пожарно-технические комиссии, состав которых объявляется приказом руководителя объекта. Эти комиссии проводят свою работу в соответствии с Положением о противопожарных комиссиях на промышленных предприятиях.

К лицам, виновным в нарушении правил противопожарной безопасности или невыполнении противопожарных мероприятий, необходимо принимать меры воздействия по линии административного объекта, выносить вопросы об их отношении к защите народного достояния от огня на обсуждение.

 

3.5. Безопасность жизнедеятельности в чрезвычайных ситуациях. Рекомендации по составлению планов ликвидации аварий на взрывопожароопасных производственных объектах

1)  План ликвидации аварий (ПЛА) должен быть составлен на каждый взрывопожароопасный объект или его взрывопожароопасный участок, цех и т.п.

2) В ПЛА должны предусматриваться:

2.1. Возможные аварии, места их возникновения и условия, опасные для жизни людей;

2.2. Мероприятия по спасению людей, застигнутых аварией;

2.3. Мероприятия по ликвидации аварий в начальной стадии их возникновения, а также первоочередные действия производственного персонала при возникновении аварий;

2.4.  Места нахождения средств для спасения людей и ликвидации аварий;

2.5. Порядок взаимодействия с газоспасательными, пожарными и противофонтанными отрядами.

3) ПЛА разрабатываются комиссией, состоящей из специалистов, назначенных приказом по предприятию. ПЛА пересматриваются 1 раз в три года. При изменении технологии, условий работы, правил безопасности в ПЛА должны быть внесены соответствующие изменения и дополнения в установленном порядке.

4) ПЛА в количестве пяти экземпляров утверждается техническим руководителем предприятия при наличии актов проверки:

4.1.  состояния систем контроля технологического процесса;

4.2.  состояния вентиляционных устройств;

4.3. наличия и исправности средств для спасения людей, противопожарного оборудования и технических средств для ликвидации аварий в их начальной стадии;

4.4. исправности аварийной сигнализации, связи, аварийного освещения.

5)  ПЛА должен содержать:

5.1. Оперативную часть, в которой должны быть предусмотрены все виды возможных аварий на данном объекте, определены мероприятия по спасению людей и ликвидации аварии, а также лица, ответственные за выполнение мероприятий, и исполнители, места нахождения средств для спасения людей и ликвидации аварий, действия газоспасателей, пожарных и других подразделений;

5.2. Распределение обязанностей между отдельными лицами, участвующими в ликвидации аварии;

5.3. Список должностных лиц и учреждений, которые должны быть немедленно извещены об аварии;

5.4. Схемы расположения основных коммуникаций (технологическая схема);

5.5. Списки инструментов, средств индивидуальной защиты, материалов, находящихся в аварийных шкафах (помещениях), с указанием их количества и основной характеристики.

6) В оперативной части ПЛА должны быть предусмотрены:

6.1. Способы оповещения об аварии (сирена, световая сигнализация, громкоговорящая связь, телефон и др.), пути выхода людей из опасных мест и участков в зависимости от характера аварии;

6.2. Действия лиц технического персонала, ответственных за эвакуацию людей и проведение предусмотренных мероприятий;

6.3. Режим работы вентиляции при возникновении аварии, в том числе включение аварийной вентиляции (при наличии);

6.4. Необходимость и последовательность выключения электроэнергии, остановки оборудования, аппаратов, перекрытия источников поступления вредных и опасных веществ;

6.5. Выставление на путях подхода (подъезда) к опасным местам постов для контроля за пропуском в загазованную и опасную зоны;

6.6. Способы ликвидации аварий в начальной стадии. Первоочередные действия технического персонала по ликвидации аварий (пожара), предупреждению увеличения их размеров и осложнений. Осуществление мероприятий по предупреждению тяжелых последствий аварий. Порядок взаимодействия с газоспасательными и другими специализированными службами.

7) Ознакомление с ПЛА производственно-технического персонала должно быть оформлено документально в личных картах инструктажа под расписку.

8)  ПЛА (или его оперативная часть) должен быть вывешен на видном месте, определенном руководителем объекта (участка). Полные экземпляры ПЛА должны находиться у технического руководителя предприятия, в диспетчерской, у газоспасателей, в отделе техники безопасности и на рабочем месте.

9) Ответственность за своевременное и правильное составление ПЛА и его соответствие действительному положению на производстве несут руководитель объекта и технический руководитель предприятия.

10) Периодичность проведения учебно-тренировочных занятий по выработке навыков выполнения мероприятий ПЛА, кроме случаев, оговоренных настоящими Правилами, устанавливается организацией с учетом конкретных условий, но не реже одного раза в год.

 

3.6. Расчет затрат по мероприятиям проекта

Затраты на мероприятия по охране труда и промышленной безопасности указаны в табл.20.

Таблица 20

Затраты на проведение мероприятий по охране труда при эксплуатации Русиновского месторождения

№ п/п

Виды затрат

Единица измерения

Натуральные показатели

Затраты по проектируемому решению*, тыс.руб.

1

2

3

4

5

1

Соблюдение законодательных и иных государственных требований

1.1

Обязательное страхование опасных производственных объектов

единица

1

259

1.2

Аттестация и сертификация рабочих мест

 

 

45

1.3

Обучение и аттестация в соответствии с государственными требованиями

человек

30

134

1.4

Разработка инструкций и прочих нормативных документов внешними организациями

 

 

0

1.5

Лабораторный контроль вредных производственных факторов. Содержание собственных лабораторий.

 

 

240

1.6

Другое (лабораторные испытания СИЗ, продление сроков эксплуатации)

комплект

24

24

1.7

Испытание грузоподъемных механизмов и подъемных агрегатов

 

 

6

2.

Чрезвычайные ситуации и пожарная безопасность

2.1

Пожарная безопасность

 

 

 

2.1.1

Проведение учений и тренингов

количество

 

0

2.1.2

Закупка противопожарного оборудования

комплект

9

47

2.2

Услуги газоспасателей и противофонтанных военизированных частей

 

 

789

3

Средства индивидуальной защиты

3.1

Закупка средств индивидуальной защиты (количество комплектов)

комплект

43

553

3.2

Химчистка и стирка средств индивидуальной защиты

комплект

50

136

4

Медицинские расходы

4.1

Дополнительная вакцинация

человек

100

28

4.2

Страхование от несчастных случаев

человек

100

6

4.3

Дополнительное питание за вредные производственные факторы

человек

30

33

4.4

Дезинфекция и Дератизация

м2

40,8

25

4.5

Оснащение аптечками (производственных объектов, офисов, транспорта)

компл.

21

5

4.6

Медосмотр по Российскому законодательству

чел.

100

38

5

Прочие расходы

5.1

Проведение смотров и соревнований по промышленной безопасности и охране труда

единиц

1

250

5.2

Закупка информационных материалов и литературы

комплектов

19

14

5.3

Замеры сопротивления контуров заземлений

 

 

16

Итого по мероприятиям:

2648

*- затраты предоставлены без учета НДС


4.ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ И ОХРАНА НЕДР

4.1. Нормативно-правовая база

Одним из главных вопросов охраны окружающей среды при выборе технических решений является учет существующей нормативно-правовой базы  в области охраны окружающей среды и экологических ограничений хозяйственной деятельности.

Эксплуатация объектов проводится с учетом российских нормативно-правовых актов и региональных инструктивно-методических указаний в области охраны окружающей природной среды, безопасных и комфортных условий проживания населения, в том числе:

1) Закон РФ «Об охране окружающей среды» № 7-ФЗ от 10.01.2002;

2) Закон РФ «О недрах» № 2395-1 от 21.02.1991, в редакции ФЗ от 03.03.1995 № 27-ФЗ, от 10.02.1999 № 32-ФЗ, от 02.01.2000 № 20-ФЗ, от 14.05.2001 № 52-ФЗ, от 08.08.2001 № 126-ФЗ, от 29.05.2002 № 57-ФЗ;

3) Водный кодекс РФ № 167-ФЗ от 18.10.1995;

4) Закон РФ «Об экологической экспертизе», одобрен СФ 15.11.1995;

5) Закон РФ «Об особо охраняемых природных территориях» № 33-ФЗ от 14.03.1995;

6) Закон РФ «О животном мире» № 52-ФЗ от 24.04.1995;

7) Лесной кодекс РФ № 22-ФЗ от 29.01.1997;

8) Земельный Кодекс РФ № 136-ФЗ от 25.10.2001;

9)  Закон РФ «Об отходах производства и потребления» № 89-ФЗ от 24.06.1998, в редакции ФЗ от 29.12.2000 № 169-ФЗ;

10) Закон РФ «Об охране атмосферного воздуха» № 96-ФЗ от 04.05.1999;

11) Кодекс РФ «Об административных правонарушениях № 195-ФЗ от 30.12.2001;

12) ПБ 08-624-03 «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» утвержденные постановлением Госгортехнадзора РФ № 56 от 05.06.2003;

13) «Положение о водоохранных зонах водных объектов и их прибрежных полосах», утверждены Постановлением Правительства РФ № 1404 от 23.11.1996;

14) «Основные положения о рекультивации земель, сохранении и рациональном использовании плодородного слоя», утверждены Приказом Минприроды России и Роскомзема № 525/67 от 22.12.1995;

15)  Положение № 142 от 29.05.1989 «О состоянии и мерах по улучшению охраны рек, озер, водохранилищ а УАССР»;

16)  Постановление УР № 788 от 25.08.97 «Об утверждении примерных положений о природных парках, государственных природных заказниках и памятниках природы УР»;

17) СанПиН 2.1.4. 1200-03 «Питьевая вода. Гигиенические требования к качеству воды централизованных систем питьевого водоснабжения. Контроль качества. Санитарно-эпидемиологические правила и нормативы», М., 2002;

18)  СанПиН 2.2.1/2.1.1.1200-03 «Санитарно-защитные зоны и санитарная классификация предприятий, сооружений и иных объектов», М., 2003;

19) СанПиН 2.1.6. 1032-01 «Гигиенические требования по охране атмосферного воздуха населенных мест», М., 2001;

20) СН 2.2.4/2.1.8.562 - 96 «Шум на рабочих местах, в помещениях жилых, общественных зданий и на территории жилой застройки», М., 1996;

21) СанПиН 2971-84 «Санитарные правила и нормы защиты населения от воздействия электрического поля, создаваемого воздушными линиями электропередач (ВЛ) переменного тока промышленной частоты», М., 1984 г.;

22) СНиП 23-01-99 «Строительная климатология», М., 2000 г.;

23) Руководство по экологической экспертизе предпроектной и проектной документации, М., 1993 г.

24) «Инструкция по экологическому обоснованию хозяйственной и иной деятельности» утвержденной приказом Минприроды РФ №539 от 29.12.1995;

25) Практического пособия по разработке раздела «Оценка воздействия на окружающую среду» к «Проекту разработки, согласования, утверждения и составу обоснований инвестиций в строительство предприятий, зданий и сооружений». СП 11-101-95, М., ГП «ЦЕНТРИНВЕСТпроект», 1998 г.

26) Практического пособия к СНиП 11-01-95 по разработке раздела проектной документации «Охрана окружающей среды». М., ГП «ЦЕНТРИНВЕСТпроект», 2000 г.;

27) Закона «Об отходах», 1999 г.;

28) Закона «Об охране атмосферного воздуха», 1999 г

 

4.2. Источники воздействия на атмосферу, гидросферу, литосферу, биоту

Основными юридическими документами, где содержатся требования по обеспечению экологической безопасности, являются Федеральный Закон «Об охране недр и окружающей среды», принятый 10 января 2002 г. и законодательные акты Удмуртской республики.

Ниже приведена краткая характеристика основных загрязнителей природной среды.

Нефть и нефтепродукты - представляют собой сложную смесь углеводородов предельного, непредельного, адициклического и ароматического ряда. В настоящее время нефтепродуктами принято считать наиболее характерную часть нефти и продуктов ее переработки, состоящую из неполярных и малополярных соединений, экстрагируемых гексаном (или петролейным эфиром). Как загрязнители воды нефть и нефтепродукты представляют особую опасность для окружающей среды и ее обитателей. Концентрация ее в воде выше 0,05 мг/л приводит к значительным нарушениям биологического равновесия водоемов, влияет на регенеративную и физиолого-биохимическую функцию организмов.

Пластовые воды - жесткие или щелочные, содержат также нефть и значительное количество солей органических кислот, нафтеновых, жирных и т.д. Помимо минеральных солей и солей органических кислот в состав пластовых вод входят и твердые механические примеси, состоящие, в основном, из оксидов кремния, железа, кальция и магния, а также обломков кварцевых зерен, доломитов и карбонатов. В связи с высоким содержанием солей и нефти пластовые воды оказывают вредное воздействие на организмы живой природы.

Оксид углерода - газ без цвета, запаха и вкуса. Обладает токсичным действием. ПДК в воздухе рабочей зоны 20 мг/м3.

Оксид и диоксид азота - первый влияет непосредственно на центральную нервную систему, второй оказывает сильное влияние на легкие человека. ПДК NO2 – 5,0 мг/м3. При работе в течение 3-5 лет в среде с концентрацией NO2 0,8-5,0 мг/м3 развиваются хронический бронхит, энфизема легких, астма некоторые другие заболевания. При одновременном присутствии в воздухе оксидов азота и углерода рекомендуется снизить ПДК обоих соединений.

Сернистый ангидрид - бесцветный газ с острым запахом. Оказывает общее токсическое действие, нарушает углеводный и белковый обмен. Сернистый ангидрид раздражает кроветворные органы, вызывает изменения костной ткани. Токсичность SO2 резко возрастает при одновременном воздействии SO2 и СО.

Сероводород H2S - бесцветный газ с резким неприятным запахом. В небольших количествах угнетает центральную нервную систему в умеренных - возбуждает, а в больших количествах парами вызывает паралич дыхательной и сосудистой систем. 

Соприкасаясь с влажной поверхностью сосудистых оболочек, H2S образует сульфид натрия и оказывает раздражающее действие. При добыче нефти сероводород, как правило, воздействует в сочетании с другими углеводородами. При этом токсичность его может изменяться: она возрастает в составе нефтяного газа. ПДК сероводорода 10 мг/м3, в смеси с углеводородами С15 – 5,0 мг/м3.

Сажу условно называют твердым фильтратом отработанных газов; она состоит, в основном, из частиц углерода. Воздействие сажи выражается в ухудшении видимости и проявления неприятного запаха.

Углеводороды - образуют большую группу соединений типа СХНУ. отличающихся друг от друга количеством атомов углерода и водорода, либо структурой молекулы, ПДК =300,0 мг/м3

Присутствие H2S при повышенных температурах усиливает токсичность предельных углеводородов.

Шум - одна из форм физического (волнового) загрязнения окружающей среды, адаптация организмов к которому практически невозможна. В связи с этим шумы (звуки) в настоящее время рассматривают как серьезный и реальный загрязнитель биосферы.

Источники воздействия на атмосферу

Основными источниками загрязнения атмосферного воздуха при эксплуатации месторождения являются: свечи рассеивания, выхлопные трубы автомашин, люки автоцистерн при заполнении цистерн нефтью, паровая передвижная установка – при ремонтных работах.

Источники воздействия на гидросферу.

Наиболее тяжелые и опасные последствия отмечаются вследствие загрязнения подземных и наземных вод и почвы. К основным их загрязнителям в глобальном масштабе относятся нефть, ПАВ и сточные воды.

Поступление загрязняющих веществ в почву, подземные воды и недра может происходить в результате:

1)  отсутствие надежной гидроизоляции и технологических площадок;

2)  неорганизованного отбора сточных вод и сбросе неочищенных вод на рельеф местности:

3) аварийных разливов нефти в ходе испытания скважин или в результате порывов трубопроводов;

4) перетоков нефти и минерализованных вод по затрубному пространству в случае некачественного цементирования.

Источники воздействия на литосферу.

Дополнительный отбор поверхностных вод и сброс неочищенных стоков в связи с намечаемой деятельностью не предусмотрены. Загрязнение подземных вод теоретически возможно только при аварийных ситуациях. Следовательно, воздействие намечаемой деятельности на территорию, условия змелепользования и геологическую среду сводится к следующему:

1)    Дополнительное изъятие из сельскохозяйственного фонда земель в долгосрочную аренду;

2)    Привносом в окружающую среду материальных объектов, которые будут создавать незначительную механическую нагрузку на горные породы;

3)    Перераспределением масс, давлений и температур в связи с изъятием из недр газоводонефтяной эмульсии.

Источники воздействия на биоту

В отношении элементов биоты все виды воздействия можно объединить в следующие основные группы:

1)    Отчуждение земель и изменение характера землепользования;

2) Беспокойство (шум, вибрации, искусственное освещение, присутствие людей и техники);

3)    Загрязнение окружающей среды (выбросы в атмосферный воздух, сбросы на почву и в поверхностные воды);

Выше перечисленные факторы могут оказывать на элементы биоты как прямое, так и опосредованное влияние. Сила воздействия будет зависеть от пространственного охвата, продолжительности и интенсивности воздействия, а также от времени года. Последнее обусловлено тесной связью жизненных процессов растений и животных с естественной сезонной цикличностью.

 

4.3.Оценка уровня воздействия на атмосферу, гидросферу, литосферу, биоту. Оценка уровня воздействия на атмосферу

Интенсивность накопления или рассеивания загрязняющих веществ в атмосфере находит в зависимости от конкретных метеорологических ситуаций. Наиболее неблагоприятные условия создаются в зимнее время, что связано с высокой повторяемостью температурных инверсий, как приземных, так и приподнятых, застоев воздуха, вызванных незначительным слоем перемешивания, большим числом штилей. Однако, в холодный период отмечаются наибольшие продолжительность и скорости ветра, что несколько повышает самоочищающую способность атмосферного воздуха. В летнее время рассеивающая способность атмосферы повышается и увеличивается активность фотохимических превращений загрязняющих веществ, хотя количество инверсий и застоев остается значительным. В целом, район Русиновского месторождения относится к зоне умеренного потенциала загрязнения атмосферы, в течение года преобладают благоприятные условия рассеивания загрязняющих веществ в атмосфере.

Регулярных наблюдений за загрязнением атмосферы в районе месторождения не проводится.

В районе обустройства Русиновского месторождения ориентировочные фоновые концентрации загрязняющих веществ атмосферном воздухе приняты согласно данным Удмуртского республиканского центра по гидрометеорологии:

1)          вешенные вещества – 0,172 мг/м3

2)          серы диоксид – 0,015 мг/м3

3)          углерода оксид – 1,5 мг/м3

4)          азота диоксид – 0,050 мг/м3

5)          азота оксид – 0,021 мг/м3

Оценка уровня воздействия на гидросферу

Размещение объектов нефтедобычи произведено с учетом границ водоохранных зон поверхностных водных объектов. Ширина водоохранной зоны в соответствии с "Положением о водоохранных зонах водных объектов и их прибрежных защитных полосах", утвержденным Постановлением Правительства РФ № 1404 от 23.11.1996 г., для малых рек длиной менее 10 км устанавливается не менее 50 м, для рек протяженностью от 10 до 50 км – 100 м. Ширина водоохранных зон ближайших рек Кобылка и безымянного притока составляет 100 м, минимальное же расстояние до объектов нефтедобычи составляет 700 м. Таким образом, ни один объект Русиновского месторождения нефти не попадает в водоохранную зону ближайших рек.

Оценка уровня воздействия на литосферу

Охрана земель обеспечивается, в первую очередь, ограничением воздействий, связанных с намечаемой деятельностью, постоянными и временными отводами. Минимизация земельных отводов достигается за счет плотности застройки. Плотность застройки лимитируется необходимостью обеспечения противопожарных и санитарных разрывов, размещения инженерных коммуникаций, объектов озеленения. Коэффициент используемой территории 34%.

Для предотвращения загрязнения поверхностных и подземных вод и земель предусмотрены следующие мероприятия:

1)    Обваловка площадок объектов обустройства;

2)    Герметизация производственного оборудования;

3)    Ограждение бордюром, гидроизоляция мест возможных аварийных разливов нефти и нефтяных углеводородов;

4)    Автоматизированный контроль и блокировка технологического процесса в случае аварийной ситуации

Последствия нарушения земель при строительных работах и связанной с этим активации эрозионно-аккумулятивных процессов устраняются путем благоустройства незастраиваемых участков земель, занимаемых в долгосрочное пользование.

Проектом предусматриваются элементы благоустройства: территория, свободная от застройки и автодорог, озеленяется газоном из трав. С целью сохранения почвенного покрова от механических нарушений и загрязнения предусматриваются следующие мероприятия:

1)    снятие плодородного слоя почвы толщиной от 20 см до 30 см с земельного участка, отведенного под строительство объекта, и перемещение почвы, не допуская перемешивания ее с минеральным грунтом в места временного складирования (для подземных трубопроводов на расстояние до 20 м, для линий электропередач на расстояние до 5 м, для площадных сооружений на расстояние до 25 м).

2)    срезка и перемещение плодородного слоя почвы осуществлять бульдозером продольно-поперечными ходами; при толщине плодородного слоя менее 15 см рекомендуется снимать автогрейдером;

3)    складирование плодородного слоя почвы в виде отдельных кагатов на границе отведенного участка (длина кагатов - 100-150 м, высота - 2,5-3 м), с углом откоса не более 25-30 градусов (ГОСТ 17.5.3.04-83);

4)    размещение участков складирования на ровных возвышенных местах, на которых не выступают грунтовые воды и нет застоя поверхностных вод.

Плодородный слой почвы снимается, транспортируется и наносится, как правило, до наступления отрицательных температур. Допускается его снятие в зимних условиях, если это предусмотрено техническими условиями. При необходимости производства работ в зимний период, плодородный слой почвы должен быть снят до наступления заморозков и складирован в не замерзшем состоянии.

Плодородный слой почвы, снятый с площадки ППН, в соответствии с «Основными положениями о рекультивации земель, снятии, сохранении и рациональном использовании плодородного слоя почвы», утверждёнными приказом Минприроды РФ и Роскомзема от 22.12.95 г. № 525/67, используется для рекультивации ранее нарушенных земель, либо улучшения состояния малопродуктивных угодий, что осуществляет основной землепользователь в соответствии с согласительным протоколом или актом за счет средств заказчика.

Оценка уровня воздействия на биоту

Проведении планируемых работ не нанесет ущерба элементам биоты выше допустимого, не пострадают редкие, исчезающие виды растений и животных, лекарственные растения и хозяйственно ценные животные, не будут затронуты особо охраняемые природные территории. В целом, при проведении планируемых работ в штатном режиме с соблюдением технологического процесса, а также при осуществлении соответствующих природоохранных мероприятий, существенной трансформации природных комплексов не ожидается.

При эксплуатации незначительный шум могут создавать станки-качалки и автотранспорт вахтового транспорта. Учитывая близость существующих дорог, можно сделать вывод, что шумы намечаемой деятельности незаметновольются в существующий уровень шума и мало повлияют на шумовую обстановку района в целом

4.4. Расчет затрат от воздействия

на атмосферу, гидросферу, литосферу, биоту

Эколого-экономическая оценка включает расчеты:

1)  платы предприятия за природопользование (за потребление природных ресурсов, размещение отходов производства, выбросов и сбросов вредных веществ в природную среду);

2)  капитальных вложений на осуществление природоохранных мероприятий.

Расчет платы предприятия за природопользование

За пользование природными ресурсами различают два вида платежей. Они зависят от двух видов пользования: изъятия (потребления) природного вещества и сброса (размещения) отходов производства в природной среде.

На основании проведенного анализа воздействия на природную среду определено, что основной экологический ущерб связан с изъятием земель в пользование, вырубкой леса на землях постоянного и временного отвода, сокращением видового разнообразия охотничье-промысловых животных.

Плата за отвод земель взимается за всю площадь отвода как единовременный акт и входит составной частью в стоимость объектов и работ по обустройству месторождения. Кроме этого, предприятие платит земельный налог, величина которого определяется в соответствии с законодательством России.

Плата предприятия за использование свежей воды определена согласно письму Министерства природных ресурсов РФ № 23-02/218 от 24.09.97 года "О плате за пользование водными объектами".

Плата за пользование водными объектами должна быть откорректирована при получении лицензии на использование воды.

Среднегодовая плата за выбросы в атмосферу загрязняющих веществ от стационарных и передвижных источников и размещение отходов рассчитана согласно "Базовым нормативам платы за выбросы, сбросы загрязняющих веществ в окружающую природную среду и размещение отходов" с учетом коэффициента инфляции на 2007 г.

 

Таблица 21

Плата за негативное воздействие на окружающую среду за 2007 г.

в целом по предприятию

№№ п.п.

Наименование

Фактически выплачено за год, тыс. руб.

1

Плата за допустимые выбросы (сбросы) загрязняющих веществ

(размещение отходов) - всего

4708,07

 

1.1

В том числе:

     в водные объекты

0

1.2

     в атмосферные объекты

2654,58

1.3

     за размещение отходов

2053,49

1.4.

     в подземные горизонты

0,00

1.5

 

     плата за сверхнормативные выбросы (сбросы) загрязняющих веществ (размещение отходов)

0,00

Итого:

9416,14

При размещении отходов на собственном полигоне выплаты за размещение отходов предприятием не осуществляются.

Таблица 22

Текущие затраты за 2007 г. в целом по предприятию

№№ п.п.

Наименование затрат

Фактически за год, тыс. руб.

1

Текущие затраты на охрану окружающей среды - всего

21611,70

 

1.1

Из них:

     по охране и рациональному использованию водных ресурсов

 

14487,54

1.2

     по охране атмосферного воздуха

1876,80

1.3

     по охране земельных ресурсов от отходов производства и потребления

1980,16

1.4

     по рекультивации земель

3267,20

Итого:

43223,40


5. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

5.1.Обоснование показателей экономической эффективности проекта

Экономическая эффективность отражает соотношение затрат и результатов применительно к рассматриваемым технологическим вариантам.

Конечной целью экономической оценки вариантов разработки является выбор наилучшего варианта, обеспечивающего целесообразность промышленного освоения проектируемого объекта и наибольшую эффективность нефтедобычи при соблюдении требований экологии, охраны недр и окружающей среды.

Эффективность проекта оценивается системой рассчитываемых показателей, выступающих в качестве экономических критериев.

Для оценки проекта используются следующие основные показатели эффективности:

1)    дисконтированный поток денежной наличности (NPV);

2)    индекс доходности (PI);

3)    период окупаемости капитальных вложений;

В систему оценочных показателей включаются также:

1)   капитальные вложения на освоение месторождения;

2)   эксплуатационные затраты на добычу нефти;

Основным показателем, определяющим выбор рекомендуемого варианта из всех рассматриваемых, является поток денежной наличности (NPV). Наилучшим признается вариант, имеющий максимальное значение NPV за проектный срок разработки. Характерная особенность этого показателя в том, что как критерий выбора варианта он применим и для вновь вводимых месторождений, и для месторождений, уже находящихся в разработке. Расчет NPV дает ответ об эффективности варианта в целом.

Дисконтирование – метод приведения разновременных затрат и результатов к единому моменту времени, отражающий ценность будущих поступлений (доходов) с современной позиции. Показатели проекта рассмотрены при ставке дисконтирования 10%.

Суммарный дисконтированный денежный поток (NPV)– определяется как алгебраическая сумма годовых дисконтированных значений денежного потока. Он характеризует превышение суммарных денежных поступлений над суммарными затратами проекта с учетом их разновременности.

Экономически обоснованная величина коэффициента нефтеизвлечения определяется за период рентабельной эксплуатации объекта. За рентабельный срок принимается период получения положительных значений текущего дисконтированного потока наличности.

Показатель - индекс доходности PI интерпретируется следующим образом: если PI больше 1, вариант эффективен, если PI меньше 1- вариант разработки нерентабелен.

Показатель - период окупаемости, устанавливаемый временем возмещения первоначальных затрат, так же, как и два предыдущих, характерен для вновь вводимых месторождений, требующих полного обустройства. Чем меньше значение этого показателя, тем эффективнее рассматриваемый вариант.

Каждый из перечисленных критериев сам по себе не является достаточным для выбора варианта проектируемого объекта. Решение о принятии варианта к реализации должно приниматься с учетом значений всех интегральных показателей и интересов всех участников проекта.

Детальный расчет экономических показателей производится на 2007 год при реализации проектируемого мероприятия (циклическое заводнение), расчет показателей при дальнейшей разработке месторождения (с применением как стационарного – реализованного, так и циклического – предлагаемого) на весь проектный период приведен в табл. П.6 и П.7.

 

5.2. Нормативная база, исходные данные для расчетов и расчет экономических показателей проекта

Основная цель экономических расчетов – выявления наиболее рационального варианта разработки Русиновского месторождения, отвечающего критерию достижения максимального экономического эффекта от возможно более полного извлечения нефти при соблюдении требований экологии и охраны окружающей среды.

Экономические условия расчетов приведены в табл.25.

Таблица 25

Экономические условия

Наименование показателей

Обозначение

Единицы измерения

Показатели

1

Доля реализации нефти на внешнем рынке

Формула

%

30,00

2

Доля реализации нефти на внутреннем рынке

Формула

%

70,00

3

Курс доллара

Формула

руб.

27,00

4

Цена реализации нефти на внешнем рынке (с экспортной пошлиной)

 

долл./тн

421,08

5

Цена реализации нефти на внешнем рынке (с экспортной пошлиной)

Формула

руб./тн

11369,16

6

Цена реализации нефти на внутреннем рынке (с НДС)

Формула

руб./т

6600

5.2.1.Выручка от реализации

Выручка от реализации продукции (5.2.1.Выручка от реализации) - рассчитывается как произведение цены реализации нефти и нефтяного газа на их объемы добычи:

Формула,                                                                                           (2)

где Формула - цена реализации нефти в году Формула, руб./т;

Формула, - добыча нефти в году Формула, т;

Формула - цена реализации газа в году Формула, руб./м3;

Формула - добыча газа в году Формула, м3.

Расчет выручки от реализации

Расчет выручки от реализации

Формула тыс.руб.

5.2.2. Эксплуатационные затраты

При оценке вариантов разработки эксплуатационные затраты могут быть определены по видам расходов - статьям калькуляции или элементам затрат.

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

1)    обслуживание добывающих и нагнетательных скважин;

2)    энергетические затраты для механизированной добычи жидкости;

3)    поддержание пластового давления;

4)    сбор и транспорт нефти и газа;

5)    технологическая подготовка нефти;

6)    амортизация скважин.

Затраты на обслуживание добывающих скважин определяются в зависимости от количества действующих скважин и включают в себя заработную плату (основную и дополнительную) производственных рабочих, цеховые расходы, общепроизводственные расходы, а также затраты на содержание и эксплуатацию оборудования.

Энергетические затраты рассчитываются в зависимости от объема механизированной добычи жидкости. При расчете этих затрат исходят из средней стоимости электроэнергии и ее удельного расхода.

Расходы на сбор, транспорт нефти и газа, технологическую подготовку нефти рассчитываются в зависимости от объема добываемой жидкости без учета амортизационных отчислений.

Расходы по поддержанию пластового давления складываются из затрат на обслуживание нагнетательных скважин, затрат на закачку воды. При определении затрат на закачку воды исходят из объема закачиваемой в пласт воды, ее стоимости и энергетических затрат. Норматив для определения энергетических затрат при закачке воды в пласт устанавливается исходя из удельного расхода электроэнергии и стоимости 1 кВт × ч электроэнергии.

Амортизация скважин рассчитывается исходя из их балансовой стоимости и действующих норм на их полное восстановление.

Наиболее широкое применение в настоящее время имеет линейный или пропорциональный метод начисления амортизации. Этот метод предусматривает расчет амортизационных отчислений на реновацию исходя из среднего срока службы основных фондов. За этот срок балансовая стоимость этих фондов полностью переносится на издержки производства.

Кроме традиционных статей калькуляции в составе эксплуатационных затрат на добычу нефти и газа учтены расходы на экологию, налоги, относимые на себестоимость добываемой продукции.

Базой для расчетов нормативов эксплуатационных затрат послужили данные, предоставленные ОАО «Белкамнефть» за 2006 год. Нормативы эксплуатационных затрат представлены в табл. 26

Таблица 26

Нормативы эксплутационных затрат

Наименование показателей

Единицы измерения

Показатели

1.

Обслуживание нефтяных скважин

(с общепроизводственными расходами)

тыс. руб./скв.

550,45

2.

Технологическая подготовка нефти

руб./т жидкости, идущей на технологическую подготовку

24,10

3.

Сбор и транспорт нефти

руб./т жидкости, идущей на технологическую подготовку

30,10

4.

Затраты на электроэнергию

руб./т жидкости

9,60

5.

Расходы на закачку

руб./м3

18,60

6.

Расходы на оплату труда

тыс. руб./ чел. год

159,5

8.

Норма амортизационных отчислений скважин

%

6,70

10.

Остаточная стоимость скважин на 01.01.2007 г.

тыс.руб.

8349

Расчет эксплуатационных затрат:

1)    Обслуживание скважин (включая общепроизводственные затраты):

1 Обслуживание скважин включая общепроизводственные затраты,                                                                       (3)

где Формула - обслуживание фонда скважин (включая общепроизводственные затраты) в году Формула, тыс. руб.;

Формула - затраты по обслуживанию действующего фонда скважин, тыс.руб./скв-год;

Формула - действующий фонд нефтяных скважин в году Формула, скважин;

Формула- действующий фонд нагнетательных скважин в году Формула, скважин;

Формула - индекс текущего года.

Формула=550,45*(11,00+2,00)=7155,85 тыс.руб.

2)    Технологическая подготовка нефти:

2 Технологическая подготовка нефти,                                                           (4)

где Формула - затраты технологическую подготовку нефти в году Формула, тыс. руб.;

Формула - затраты по технологической подготовке нефти, руб./т (жидкости);

Формула - количество добытой жидкости идущей на технологическую подготовку в году Формула, тыс. т;

Остальные величины расшифрованы ранее.

Остальные величины расшифрованы ранее=24,10*22,53=542,97 тыс. руб.

3)    Сбор и транспорт нефти и газа:

3 Сбор и транспорт нефти и газа,                                                                    (5)

где Формула - затраты по сбору и транспорту нефти и газа в году Формула, тыс. руб.;

Формула - затраты по сбору и транспорту нефти и газа, руб./т (жидкости);

Формула - добыча жидкости из пласта в году Формула, тыс. т;

Остальные величины расшифрованы ранее.

Остальные величины расшифрованы ранее=30,10*95,90=2886,59 тыс. руб.

4)    Энергетические затраты на извлечение жидкости:

Формула,

(6)

где

Формула - затраты на извлечение жидкости из пласта в году Формула, тыс. руб.;

 

Формула - затраты на извлечение жидкости из пласта, руб./т. (жидкости);

 

Формула - добыча жидкости механизированным способом в году Формула, тыс. т.;

 

Остальные величины расшифрованы ранее.

 

Формула=9,60*95,9=920,64 тыс.руб.

5)    Энергетические затраты на закачку воды:

Формула,

(7)

где

Формула - затраты на закачивание воды в пласт в году Формула, млн. руб.;

 

Формула - затраты на закачку воды в пласт, руб/м3;

 

Формула - объем закачиваемой воды в году Формула, тыс. м3;

 

Остальные величины расшифрованы ранее.

 

Формула=18,60*44,30=823,98 тыс. руб.

6)   Итого эксплуатационных затрат:

Формула,

(8)

где

Формула- эксплуатационные затраты, тыс. руб.;

 

Остальные величины расшифрованы ранее.

 

Формула=7155,85+2886,59+242,97+920,64+

+ 823,98 = 12030,03 тыс.руб.

Расчет амортизационных отчислений:

Формула,

(9)

где

Формула - амортизационные отчисления по скважинам в году Формула, млн. руб.;

 

Формула - остаточная стоимость фонда скважин в году Формула, тыс.руб.

 

Формула - ежегодная норма амортизационных отчислений по скважинам, %;

 

Остальные величины расшифрованы ранее.

 

Формула=8349,00*6,7/100=559,38 тыс. руб.

Итого эксплуатационные затраты с амортизационными отчислениями:

Формула,

(10)

где

Формула - эксплуатационные затраты без налогов и платежей в году Формула, тыс. руб.;

 

Остальные величины расшифрованы ранее.

 

Формула=12030,03+559,38= 12889,42 тыс. руб.


5.2.3. Капитальные вложения

Разработка Русиновского месторождения проектируется дальнейшей эксплуатацией действующего фонда скважин за счет собственных средств без привлечения внешних заимствований.

Для реализации циклического заводнения необходимо вложить 2139,00 тыс.руб., в том числе расконсервация водозаборной скважины – 600,00 тыс.руб., приобретение наземного оборудования (станция управления «Электон-04», ЭЦН-125-1800, погружной электродвигатель, кабель, трансформатор) – 1216,00 тыс.руб., обвязка водозаборной скважины 267,00 тыс.руб., утепление устьев четырех нагнетательных скважин – 224,00 тыс.руб.

 

5.2.4. Платежи и налоги

Налоговый режим предусматривает уплату недропользователем всех видов налогов и других обязательных платежей по действующему в РФ законодательству. Налоги, отчисляемые в бюджетные и внебюджетные фонды, определены законодательством РФ (с учетом ст.4 ФЗ РФ от 08.08.2001 №126-ФЗ и  введения в действие с 1 января 2002 года глав 25, 26 Налогового Кодекса Российской Федерации) и законами местных органов, перечень и порядок их начисления указан в табл.27.


Таблица 27

Ставки налогов и отчислений

№ п.п.

Показатели

Единица измерения

Значения

1

Налог на добавленную стоимость

%

18,0

2

Экспортная пошлина (при проектных ценах)

долл/т

138,3 (В соответствии со ст. 3 п. 4 ФЗ РФ от 21.05.1993 в ред. от 07.05.2004)

3

Единый социальный налог

- с 1 января 2005 года

 

%

26,0

4

Обязательное страхование от несчастных случаев

%

0,5

5

Налог на добычу полезных ископаемых

- с 1 января 2007 года

 

руб.

 

419*(Ц-8)*Р/252*Кв

6

Добровольное медицинское страхование

%

3,0

7

Ставка налога на прибыль

%

24,0


Расчет платежей и налоги, включаемых в себестоимость нефти

1)    Фонд оплаты труда

Формула,

(11)

где

Формула - фонд оплаты труда в году Формула, тыс. руб.;

 

Формула - удельная численность предприятия, чел./скв.;

 

Формула - расходы на оплату труда работника предприятия, тыс. руб./чел.

 

Остальные величины расшифрованы ранее.

 

Формула=1,40*159,50*(11,00+2,00)=2902,90 тыс. руб.

2)    Единый социальный налог

Формула,

(12)

где

Формула - уплата единого социального налога в году Формула, тыс. руб.;

 

Формула - ставка единого социального налога, %;

 

Остальные величины расшифрованы ранее.

 

Формула=2902,9*26/100=754,75 тыс. руб.

3)    Обязательное страхование от несчастных случаев

Формула,

(13)

где

Формула - отчисление обязательное на страхование от несчастных случаев в году Формула, тыс. руб.;

 

Формула - ставка отчислений на обязательное страхование от несчастных случаев, %;

 

Остальные величины расшифрованы ранее.

 

Формула=2902,9*0,5/100=14,51 тыс. руб.

4)    Налог на добычу полезных ископаемых:

Формула,

(14)

где

Формула - уплата налога на добычу полезных ископаемых в году Формула, тыс. руб.;

 

Формула - средний за налоговый период уровень цен  нефти сорта «ЮРАЛС», долл./барр.

 

Формула - среднее значение курса доллара США к рублю РФ, руб./долл.;

 

Формула - коэффициент характеризующий степень выработанности запасов в году Формула, доли единицы;

 

Остальные величины расшифрованы ранее.

 

Формула=22,53*419*(49,79-9)*26,4751/261*1= =39059,44 тыс. руб.

5)    Добровольное медицинское страхование:

Формула,

(15)

где

Формула - отчисление обязательное на страхование от несчастных случаев в году Формула, тыс. руб.;

 

Формула - ставка отчислений на обязательное страхование от несчастных случаев, %;

 

Остальные величины расшифрованы ранее.

 

Формула=2902,90*3/100=87,09 тыс. руб.

6)    Итого платежей и налогов, включаемых в себестоимость нефти:

Формула,

(16)

где

Формула - сумма налогов и платежей уплатченных предприятием в году Формула, тыс. руб.;

 

Остальные величины расшифрованы ранее.

 

Формула= 754,75+14,51+39059,44+87,09 =

= 39915,79 тыс.руб.

7)    Всего эксплуатационных затрат на добычу нефти:

Формула,

(17)

где

Формула - всего эксплуатационных затрат в году Формула, тыс. руб.;

 

Остальные величины расшифрованы ранее.

 

Формула= 12889,42 + 39915,79 = 52805,21 тыс. руб.

8)    Себестоимость одной тонны нефти:

Формула,

(18)

где

Формула - себестоимость 1 тонны нефти в году Формула, тыс. руб.;

 

Остальные величины расшифрованы ранее.

 

Формула= 52805,21/22,53 = 2343,77 руб./т.

Налоги и платежи, отчисляемые в бюджет.

9)    Налог на добавленную стоимость:

Формула,

(19)

где

Формула - налог на добавленную стоимость в году Формула, млн. руб.;

 

Формула - ставка налога на добавленную стоимость, %;

 

Остальные величины расшифрованы ранее.

 

Формула= 6600*22,53*18/100*0,7 = 18735,95 тыс. руб.

10)             Экспортная пошлина:

Формула,

(20)

где

Формула - таможенная пошлина в году Формула, млн. руб.;

 

Формула - ставка таможенной пошлины, долл/тн.;

 

Остальные величины расшифрованы ранее.

 

Формула=22,53*138,3*0,3*27 = 25238,78 тыс. руб.


5.2.5. Прибыль от реализации

Прибыль от реализации - совокупный доход предприятия, уменьшенный на величину эксплуатационных затрат с включением в них амортизационных отчислений и общей суммы налогов, направляемых в бюджетные и внебюджетные фонды. Расчет прибыли производится с обязательным приведением разновременных доходов и затрат к первому расчетному году. Дисконтирование осуществляется путем деления величины прибыли за каждый год на соответствующий коэффициент приведения:

Формула,

(21)

где

Формула - прибыль от реализации продукции, тыс. руб.;

 

Формула - расчетный период оценки деятельности предприятия, год;

 

Формула - выручка от реализации продукции в году Формула, тыс. руб.;

 

Формула - эксплуатационные затраты с амортизацией в году Формула, тыс. руб.;

 

Формула - сумма налогов в году Формула, тыс. руб.;

 

Формула - норматив дисконтирования, доли единицы;

 

Формула - текущий год;

 

Формула - расчетный год.

 

Формула= 180932,75-52805,21-43974,73 = 84152,81 тыс. руб.

Налог на прибыль

Формула,

(22)

где

Формула - отчисления от полученной прибыли в году Формула, тыс. руб.;

 

Формула - ставка налога на прибыль, %;

 

Остальные величины расшифрованы ранее.

 

Формула=84152,81*24/100 = 20196,67 тыс. руб.

Чистая прибыль

Формула,

(23)

где

Формула - чистая прибыль полученная в году Формула, тыс. руб.;

 

Остальные величины расшифрованы ранее.

 

Формула=84152,81-20196,67= 63956,14 тыс. руб.

5.3. Расчет экономических показателей проекта

Методика расчета предполагает единый подход к оценке вариантов разработки нефтяных и газонефтяных месторождений.

В расчетах учитывалась инфляция, дисконтирование, экономические риски, текущие цены.

Для экономической оценки вариантов разработки могут использоваться базисные, текущие (прогнозные), расчетные и мировые цены.

Под базисными понимаются цены, сложившиеся в народном хозяйстве на определенный момент времени. Базисная цена на добываемую продукцию считается неизменной в течение всего расчетного периода и может быть использована, как правило, на стадии оценки проектов пробной эксплуатации, опытно - промышленных работ, в которых расчетный период изменяется от 3 до 7 лет.

При экономической оценке технологической схемы разработки, проекта разработки обязательным является расчет экономической эффективности в текущих (прогнозных) и расчетных ценах.

Текущие (прогнозные) цены отражают изменение цены во времени и определяются с помощью годового (текущего) коэффициента инфляции.

Для того чтобы правильно оценивать результаты проекта, а также обеспечить сравнимость показателей проектов в различных условиях, необходимо учесть влияние инфляции на расчетные значения результатов и затрат. Для этого следует потоки затрат и результаты приводить в прогнозных (текущих) ценах, а при вычислении интегральных показателей (NPV, PI) переходить к расчетным ценам, т.е. ценам, очищенным от общей инфляции.

Расчетные цены с помощью коэффициента дисконтирования приводятся к некоторому моменту времени, т.е. соответствуют ценам в этот момент. Приведение делается для того, чтобы при вычислении значений интегральных показателей исключить из расчета общее изменение масштаба цен, но сохранить (происходящее из-за инфляции) изменение в структуре цен.


Дисконтированный поток денежной наличности (NPV)

Формула,

(24)

где

Формула - дисконтированный поток денежной наличности, тыс. руб.;

 

Формула - капитальные вложения в году Формула, тыс. руб.;

 

Остальные величины расшифрованы ранее.

 

Формула= 63956,14+559,38-2139,00= 62376,52 тыс. руб.

Индекс доходности (РI)

Индекс доходности (PI) характеризует экономическую отдачу вложенных средств и представляет собой отношение суммарных приведенных чистых поступлений (прибыли от реализации нефти и амортизационных отчислений) к суммарному дисконтированному объему капитальных вложений.

Формула,

(25)

где

Формула - индекс доходности, доли единицы;

 

Остальные величины расшифрованы ранее.

 

Формула= 454962,62/146762,13 = 3,1

Период окупаемости - это продолжительность периода, в течение которого начальные негативные значения накопленной денежной наличности полностью компенсируются ее положительными значениями. Период окупаемости может быть определен из следующего равенства:

Формула,

(26)

где

Формула - период окупаемости, годы;

 

Остальные величины расшифрованы ранее.

 

Формула

Так как NPV в конце первого года разработки больше ноля, то период окупаемости менее 1 года.

Результаты расчетов экономических показателей приведены в табл.28.

Таблица 28

Экономические показатели эффективности

№№

п.п.

Показатели

Единица измерения

Значение

Стационарное заводнение

Циклическое заводнение

1

Расчетный срок разработки

лет

39

41

2

Прибыль от реализации

тыс. руб.

390953,13

450293,43

3

Накопленный поток наличности

тыс. руб.

299577,87

344745,30

4

Индекс доходности

доли единицы

2,6

3,1

5

Рентабельный период

лет

31

38

6

Период окупаемости

лет

0,50

0,25

Сравнение потоков наличности при различных вариантах разработки  представлено на рис.18.

Рис. 18. Динамика потока денежной наличности

Рис. 18. Динамика потока денежной наличности

Для оценки устойчивости (т.е. влияния изменения величины критических параметров на показатели эффективности) был проведен анализ чувствительности. К модулируемым критическим параметрам были отнесены: текущие затраты, объем добытой нефти, цены реализации нефти на внутреннем и внешнем рынках.

Изменение заданных параметров оказывает влияние на формирование следующих экономических показателей:

1)    дисконтированный поток денежной наличности;

2)    индекс доходности;

3)    период окупаемости.

Анализ полученных результатов позволяет оценить приемлемость технологических решений с точки зрения экономической целесообразности реализации проекта при неблагоприятном изменении базовых значений рассмотренных факторов.

Масштаб изменения показателей эффективности проекта при ухудшении его критических параметров на 10% и 25%.

5.5.Сравнение технико-экономических показателей проектируемого варианта с базовым

На основании выполненных технико-экономических расчетов при реализации предлагаемого варианта разработки (циклическое заводнение) накопленный дисконтированный поток наличности составил 344745,30 тыс. руб., что на 45167,43 тыс. руб. больше предусмотренного базовым вариантом (стационарным заводнением). За рентабельный период разработки предполагаемая добыча нефти составит 583,10 тыс. т., что на 54,24 тыс. т больше предполагаемой рентабельной добычи нефти в базовом варианте.

Сравнение технико-экономических показателей за рентабельный и технологический периоды разработки представлены в табл.29.

Таблица 29

Сопоставление основных технико-экономических показателей

разработки Русиновского месторождения

№№ п.п.

ПОКАЗАТЕЛИ

Единица измерения

Стационарное заводнение

Циклическое заводнение

1

Срок разработки месторождения:

 

 

 

1.1

     проектный

лет

39

41

1.2

     рентабельный

лет

31

38

2

Добыча нефти:

 

 

 

2.1

     за проектный срок разработки

тыс.т.

201

220

2.2

     за рентабельный срок разработки

тыс.т.

193

218

3

Накопленная добыча нефти

 

 

 

3.1

     за проектный срок разработки

тыс.т.

564

583

3.2

     за рентабельный срок разработки

тыс.т.

556

580

4

Накопленная добыча жидкости:

 

 

 

4.1

     за проектный срок разработки

тыс.т.

2901

2951

4.2

     за рентабельный срок разработки

тыс.т.

2595

2826

5

Прибыль от реализации:

 

 

 

5.1

     за проектный срок разработки

тыс.руб.

390953,13

450293,43

5.2

     за рентабельный срок разработки

тыс.руб.

391272,71

450326,31

6

Дисконтированный поток наличности

 

 

 

6.1

     за проектный срок разработки

тыс.руб.

299577,87

344745,30

6.2

     за рентабельный срок разработки

тыс.руб.

299897,45

344778,17

7

КИН технологический

д.ед.

0,332

0,343

8

КИН экономический

д.ед.

0,327

0,342

9

Индекс доходности

д.ед.

2,6

3,1

10

Период окупаемости

лет

0,50

0,25

 


ЗАКЛЮЧЕНИЕ

На основании многофакторного анализа систематизированных данных по эксплуатации визейского объекта Русиновского месторождения на 01.01.2007 года можно сделать следующие выводы:

1) С момента составления последнего проектного документа в 2005 году [1] геологическая модель месторождения изменений не претерпела, так как нефтенасыщенная площадь полностью разбурена в 1995 году согласно проектным решениям. Геолого-физические параметры продуктивных пластов тульского горизонта при составлении данного отчета приняты без изменений, так как новых данных уточняющих или корректирующих ранее принятые не появилось.

2) Русиновское месторождение находится на стадии достаточно стабильной добычи нефти. Обводненность продукции соответствует уровню отбора нефти от извлекаемых запасов, что говорит об эффективном процессе извлечения нефти из недр. С начала разработки добыто 362,8 тыс.т. нефти или 71,1% НИЗ,  при этом средняя обводненность действующих скважин 75,0 %. 

3) Эксплуатация залежей ведется 11 добывающими скважинами. Поддержание пластового давления проводится путем закачки сточной воды в 5 нагнетательных скважин при рекомендуемом фонде в 4.

4) Весь фонд добывающих скважин эксплуатируется механизированным способом  в оптимальном режиме. Гидродинамические параметры благоприятные. Среднее забойное  давление по скважинам составляет 6,9 МПа при давлении насыщении 4,0 МПа.

5) За последние 4 года средневзвешенное пластовое давление по объекту разработки стабилизировалось на уровне 11,4 МПа. В 2006 году по результатам гидродинамических исследований зафиксировано его увеличение на 0,9 МПа (12,3 МПа) в результате больших объемов закачки и вводу под нагнетание в марте 2006 года скважины 1494, не предусмотренных проектными решениями.

6) Проектные уровни добычи нефти за анализируемый период (2001 – 2007 г.г.) ежегодно превышали проектный уровень  на 11,2 - 31,6 %. Увеличение объемов добычи нефти вызвано большим количеством действующих добывающих скважин (на 1-2 скважины) и более высокими их дебитами.

7) Проектным решением предусматривается освоение циклической закачки, направленной на регулирование процесса заводнения, как по площади, так и по разрезу. На момент составления работы закачка ведется во все нагнетательные скважины непрерывно.  Причины очевидного увеличения обводненности продукции за последние месяцы, без специальных исследований представляется затруднительным.

8) За анализируемый период проведено 35 ГТМ, из них 31 – по оптимизации работы насосного оборудования добывающих скважин (94 %) или 10,147 тыс.т. дополнительно добытой нефти. Суммарная дополнительная добыча нефти за счет проведенных мероприятий составила 11,180 тыс.т. Преобладание одного вида ГТМ - оптимизации насосного оборудования добывающего фонда связано, прежде всего, с регулированием обводненности от объёмов закачки. ГТМ, проводимые в нагнетательных скважинах, связаны, в основном, с выравниванием профиля приемистости и обработкой призабойной зоны.

Работа выполнена с целью анализа текущего состояния разработки визейского объекта с целью повышения эффективности обработки.

Основное проектное решение по дальнейшей эффективной выработке запасов - применение гидродинамического метода повышения нефтеотдачи предусматривает- цикличность (3 месяца) работы 4 нагнетательных скважин и компенсация отбора добытой жидкости на уровне 50 %.

По визейскому объекту рекомендуется выполнение мероприятий, предусмотренных проектом разработки. Основные рекомендации по дальнейшей разработке Русиновского месторождения следующие:

1. Продолжение разработки визейского объекта с реализацией запроектированной системы циклического заводнения с целью повышения эффективности выработки запасов нефти за счет перераспределения воды по площади и разрезу.

2. Соблюдение цикличности работы 4-х нагнетательных скважин (3 месяца) и регулирование объемов закачки (компенсация не более 50 %). Перевод нагнетательной  скважины 1494 в наблюдательную или контрольную.

3. Добывающие скважины характеризуются оптимальными добывными возможностями и снижение дебита нефти происходит за счет закономерного обводнения продукции. Наиболее эффективным средством поддержания уровня добычи нефти остается оптимизация глубинно-насосного оборудования. Данный вид ГТМ рекомендуется проводить, прежде всего, в зависимости от регулирования работы нагнетательных скважин - объемов закачки. Так же рекомендуется проведение РИР по результатам текущего состояния работы скважин, учитывая длительный срок работы некоторых скважин и прогрессирующую обводненность добываемой продукции.

4. Проведение гидродинамических исследований для изучения динамики изменения энергетического состояния залежей и их продуктивности. Обязательное проведение геофизических исследований (дебитометрия и расходометрия) для регулирования процесса добычи и закачки. Работы рекомендуется проводить согласно РД 153-39.0-109-01, утвержденного приказом Минэнерго России от 05.02.2002 г. № 30 - «Комплексирование и этапность выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений».

В настоящем выпускной квалификационной работе был выполнен анализ разработки визейского объекта Русиновского месторождения. В ходе проведенного анализа выявлена проблема, заключающаяся в обводнении добываемой продукции водой, поступающей по наиболее проницаемым пропласткам, а в менее проницаемых пластах остаются невыработанные нефтяные целики.

В процессе выполнения выпускной квалификационной работы решена задача выработки нефти из менее проницаемых пропластков применением циклического заводнения.

Согласно расчетам, приведённым в выпускной квалификационной работе, предложенный вариант разработки визейского объекта Русиновского месторождения с применением циклического заводнения, в отличие от базового варианта – стационарного заводнения, имеет дополнительную добычу нефти в количестве 19 тыс.т., меньший срок окупаемости (0,25 года), более высокий индекс доходности (3,1 д. ед.), наибольший дисконтированный поток наличности (344745,30 тыс. руб.) и наибольшую прибыль от реализации дополнительно добытой нефти (450326,31 тыс. руб.).

Таким образом, проект разработки Русиновского месторождения нефти  с применением циклического заводнения считается возможным принять к реализации.


СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1) Проект разработки Русиновского нефтяного месторождения. ОПиНИР ОАО «Удмуртгеология», г. Ижевск, 2003.

2)  Муслимое Р. X., Шавалиев А. М., Хисамов Р. Б., Юсупов И. Т. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения: В 2 т.-М.: изд. ВНИИОЭНГ, 1995.-Т. 2.-286 с.

3) Сургучев М. Л., Симкин Э. М. Факторы, влияющие на состояние остаточной нефти в заводненных пластах//Нефтяное хозяйство.-1988.-№ 9.-с. 31-36.

4)  Сургучев М. Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов.-М.: Недра, 1986.-308 с.

5) Абызбаев И. И., Сыртланов А. Ш., Викторов П. Ф., Лозин Е. В. Разработка залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти Башкортостана.— Уфа: Башкирское издательство, 1994.-180 с.

6) Лозин Е. В. Эффективность доразработки нефтяных месторождений.- Уфа: Башкирское книжное издательство, 1987.-152 с.

7) Девликамов В. В., Хабибуллин 3. А., Кибирев М. М. Аномальные нефти.-М.: Недра, 1975.-168 с.

8) Девликамов В. В., Хабибуллин 3. А. Структурно-механические свойства нефтей некоторых месторождений Башкирии//Нефтяное хозяйство.- 1968.-№ 10.-С. 37-41.

9) Девликамов В. В., Кабиров М. М., Хабибуллин 3. А. Аномально-вязкие нефти.-Уфа: УФНИ, 1977. -109 с.

10) Кабиров М. М., Николаев В. М. Некоторые вопросы разработки залежей аномальных нефтей (на примере Таймарзинского месторождения)//Тр. института УФНИ.-Уфа.-1975.-С. 135-143.

11) Методы извлечения остаточной нефти/М. Л. Сургучев, А. Т. Горбунов, Д. П. Забродин и др.- М.: Недра, 1991.-347 с.

12) Шарбатова И. Н., Сургучев М. Л. Циклическое воздействие на неоднородные нефтяные пласты.- М.: Недра, 1988. -120 с.

13) Сазонов Б. Ф. Совершенствование технологии разработки нефтяных месторождений при водонапорном режиме.- М.: Недра, 1973.-238 с.

14) Ованесов Г. Н., Халимов Э. М., Ованесов М. Г. Совершенствование разработки нефтяных месторождений.- М.: Недра. 1978.-198 с.

15) Аристов В.А. Эффективность применения циклического заводнения с изменением направлений фильтрационных потоков на нефтяных месторождениях Сарапульского НГДУ ОАО «Удмуртнефть» //Сборник тезисных конкурсных работ молодежных разработок ООО «Лукоил-Пермьнефть». – 2000.- с.71-72.

16) РД 1153-39-007-96 «Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений», г.Москва, 1996.

17) Авторский надзор за реализацией технологических схем разработки Итинского и Русиновского месторождений Удмуртской республики. Этап 3. Технико-экономическая оценка разработки небольших месторождений Удмуртской Республики. БашНИПИнефть, г. Уфа, 1998.

 

Приложение

Патентная документация, отобранная для последующего анализа

Название патента

Страна выдачи

Заявитель, регистрационный номер заявки, номер публикации, дата публикации

Имя изобретателя

Сущность заявленного технического решения и цели его создания (по описанию изобретения или опубликованной заявки)

Способ разработки нефтяных залежей

Россия

В.А. Аристов

О.М. Мирсаетов

№2002130655/03

№2299318 от 20.05.2007

В.И. Кудинов

О.М. Мирсаетов

А.Т. Горбунов

В.А. Аристов

циклическое пластов через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. При этом в рамках семиточечной геометрии расположения скважин включают в разработку невыработанные участки нефтяной залежи между нагнетательными скважинами. Для этого нефтяную залежь разбивают на треугольники таким образом, чтобы их вершинами являлись нагнетательные скважины 1, 2, 3. При этом в течение одной трети цикла осуществляют заводнение одновременно через нагнетательные скважины 1, 2, в следующую треть цикла - через нагнетательные скважины 2, 3 и в последнюю треть цикла - через нагнетательные скважины 3, 1. После этого повторяют цикл заводнения в выбранном направлении.

Способ разработки нефтяных месторождений

Россия

Научно-технический центр экологически чистых технологий НТЦ «ЭКОТЕХ» №99125687/03

№99125687 от 20.08.2001

В.П. Тронов

А.Д. Ли

А.В. Тронов

Ф.С. Гарифьянович, О.Ю. Антонов

Нагнетательные скважины группируются в зависимости от проницаемости вскрытых в них пластов с последующим установлением качества воды для закачки в др. группу нагнетательных скважин и увеличения на этой основе добычи нефти из экспл. скважин.

Способ предотвращения замерзания устья водонагнетательных скважин в режиме циклического заводнения

Россия

Нефтегазодобывающее управление «Азнакаевскнефть»

№99102700/03

№2160824 от20.12.2000

Р.Р. Кадыров

Г.А. Федотов

Р.Н. Файзуллин

М.Х. Салимов

А.С. Жиркеев

Используют накопленное тепло грунта для предотвращения замерзания устья скважин. В режиме циклического заводнения при плановой закачке воды дополнительно производят накопление энергии. Для этого частично преобразуют механическую энергию потока закачиваемой воды в электрическую. Впоследствии накопленную электрическую энергию используют для принудительной циркуляции воды. Принудительную циркуляцию воды в устьевом оборудовании включают при снижении температуры воды ниже плюс 4°С. Использование предлагаемого изобретения позволяет осуществлять циклическое не только летом, но и в зимнее время, т.е. круглогодично в автономном режиме.

Способ разработки неоднородных пластов

Россия

А.Ш. Газизов

№98104355/03

№2135756 от 27.08.1999

А.Ш. Газизов

Р.Г. Галлеев

Р.С. Хисамов

Л.А. Галактионова

Использование: в нефтедобывающей промышленности, в частности при изоляции обводненных пропластков и зон поглощения в скважине. Обеспечивает более полное извлечение нефти из неохваченных воздействием зон. Сущность изобретения: по способу осуществляют заводнение и циклически чередующуюся закачку компонентов полимердисперсной системы. Она содержит водный раствор частично гидролизованного полиакриламида и глинистую суспензию. Каждый из них продавливают в пласт буферным объемом воды. Вводят в полимердисперсную систему или после сшивающий агент. Нагнетают вытесняющий агент. Сшивающий агент дополнительно вводят в буферный объем воды. Сшивающий агент вводят или одновременно закачивают с водным раствором частично гидролизованного полиакриламида и/или с глинистой суспензией в одном, нескольких или во всех циклах закачки компонентов полимердисперсной системы.

Способ разработки нефтяной залежи

Россия

Р.В. Вафин

№2004122779/03

№2299979 от 20.02.2006

Р.В. Вафин

М.С. Зарипов

И.М. Гимаев

Д.К. Сагитов

О.И. Буторин

И.В. Владимиров

Д.Л. Алексеев

Способ относится к повышению коэффициента нефтеотдачи, в частности к способу вытеснения нефти водогазовой смесью. Обеспечивает повышение нефтеотдачи за счет повышения коэффициентов охвата и вытеснения. Сущность изобретения: по способу в начале каждого цикла водогазового воздействия весь фонд добывающих скважин подразделяют на две группы. К первой из которых относят добывающие скважины с текущим газовым фактором выше среднего текущего газового фактора всех скважин. Ко второй группе относят остальные добывающие скважины с текущим газовым фактором ниже среднего текущего газового фактора всех скважин. Закачку водогазовой смеси производят в три этапа. На первом этапе закачку водогазовой смеси в нагнетательные скважины осуществляют до начала повышения газового фактора во взаимосвязанных добывающих скважинах. Затем нагнетательные скважины останавливают, проводят в них гидродинамические исследования методом снятия кривых падения давления до стабилизации забойных давлений на уровне пластовых и переходят ко второму этапу, в котором осуществляют циклическую последовательную закачку оторочек водогазовой смеси. Каждый цикл начинают с закачки первой оторочки водогазовой смеси, состоящей только из воды и газа, объемом, равным 5-10% от объема водогазовой смеси, закачанной в пласты на первом этапе. Затем нагнетательные скважины останавливают, проводят в них гидродинамические исследования методом снятия кривых падения давления до стабилизации забойных давлений на уровне пластовых. После этого в нагнетательные скважины закачивают вторую оторочку водогазовой смеси, состоящую из воды с поверхностно-активным веществом и газа, объемом 5-10% от объема водогазовой смеси, закачанной в пласты на первом этапе. Затем циклы последовательной закачки оторочек водогазовой смеси повторяют до тех пор, пока суммарный объем закачки водогазовой смеси на первом и втором этапах не достигнет необходимой величины, равной 50-60% начальных геологических запасов нефти залежи. На третьем этапе переходят на закачку воды в нагнетательные скважины, а добывающие скважины первой группы в каждом цикле на втором этапе отключают из эксплуатации на период времени до начала следующего цикла закачки водогазовой смеси.