Каталог

Помощь

Корзина

Рекомендации по совершенствованию системы разработки Кезского месторождения, на основе комплексного изучения геологического строения залежи, гидродинамической фильтрации жидкости

Оригинальный документ?

РЕФЕРАТ

 

Дипломный проект исполнен на 132 страницах, использовано 24 таблицы, 17 рисунков, использованных источников - 15.

Кратко охарактеризована геологическая характеристика Кезского месторождения Удмуртской Республики. Произведен анализ технологической эффективности применяемых технологий. Выполнен расчет экономических показателей проектируемого варианта. Произведено сравнение технико-экономических показателей базового варианта с проектным.

Выполнен краткий литературный обзор известных технических решений по теме проекта. Составлен патентный обзор.

Освещены вопросы охраны труда и техники безопасности, охраны окружающей среды и жизнедеятельности человека.

Приведен список использованной литературы.


СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ11

1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ  РАЗДЕЛ12

1.1. Общие сведения о месторождении12

1.2. Геолого-физическая характеристика месторождения13

1.3. Физико-гидродинамическая характеристикапродуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек21

1.4. Свойства и состав нефти, газа, и воды24

1.5. Запасы нефти и газа26

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ29

2.1.Текущее состояние разработки Кезского месторождения29

2.2. Технико-эксплуатационная характеристика фонда скважин30

2.3. Анализ текущего состояния разработки Кезского месторождения34

2.3.1.Анализ структуры фонда и показателей их эксплуатации35

2.3.2. Анализ эффективности геолого-технических мероприятий42

2.3.3. Сопоставление фактических и проектных показателей49

2.3.4. Анализ выработки запасов нефти из пластов55

2.3.5. Анализ эффективности системы разработки57

2.4. Выбор и обоснование применения предлагаемого технического решения59

2.4.1. Литературный обзор известных технических решений  по теме проекта60

2.4.2. Патентный обзор известных технических решений по теме проекта61

2.4.3. Анализ эффективности применения выбранного технического решения на других месторождениях...63

2.5. Проектирование предлагаемого технического решения для Кезского месторождения65

2.6. Расчет технологических показателей проекта70

2.6.1. Добыча нефти74

2.6.2. Добыча жидкости74

2.6.3. Коэффициент нефтеотдачи77

2.7. Сравнение технологических показателей проектируемого варианта с базовым вариантом79

3. ОХРАНА ТРУДА, ПРОМЫШЛЕННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ, БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ В ЧРЕЗВЫЧАЙНЫХ СИТУАЦИЯХ81

3.1. Нормативно-правовая база81

3.2. Промышленная безопасность82

3.3. Санитарно-гигиенические требования87

3.4. Противопожарная безопасность88

3.5. Безопасность жизнедеятельности в чрезвычайных ситуациях90

3.6. Затраты на проведение мероприятий для обеспечения безопасности при проведении проектируемых работ92

4. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ  И ОХРАНА НЕДР94

4.1.Нормативно-правовая база94

4.2. Источники воздействия на атмосферу, гидросферу, литосферу, биоту95

4.3. Оценка уровня воздействия на атмосферу, гидросферу, литосферу, биоту96

4.4. Разработка плана мероприятий при превышении уровней ПДВ и ПДС102

4.5. Расчет затрат от воздействия на атмосферу, гидросферу, литосферу, биоту при проведении проектируемых работ102

5. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ     РАЗДЕЛ112

5.1. Обоснование показателей экономической эффективности проекта112

5.2. Нормативная база, исходные данные для расчетов экономических       показателей проекта и расчет показателей 113

5.2.1. Выручка от реализации113

5.2.2. Эксплуатационные затраты114

5.2.3. Капитальные вложения117

5.2.4. Платежи и налоги118

5.2.5. Прибыль от реализации121

5.3. Расчет экономических показателей проекта122

5.3.1. Поток денежной наличности123

5.3.2. Индекс доходности124

5.3.3. Период окупаемости вложенных средств124

5.4. Экономическая оценка проекта126

5.5. Сравнение технико-экономических показателей проектируемого варианта  с базовым вариантом126

ЗАКЛЮЧЕНИЕ128

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ130



ВВЕДЕНИЕ

 

Одной из проблем поздней стадии разработки нефтяных месторождений является высокая обводнённость добываемой продукции в результате целого комплекса факторов за период эксплуатации скважин. К основным из них можно отнести систему разработки с использованием различных вариантов заводнения, коллекторские свойства пластов, высокие депрессии на пласт при насосной добыче нефти и т.д. По этим причинам многие скважины достигли предельной степени обводнённости, когда дальнейшая добыча нефти из них становится нерентабельной. Кроме того, залежи нефти Удмуртии, как правило сложнопостроенные, разбиты на несколько пропластков и имеют разную проницаемость.

В этой связи, несмотря на проведения ряда геолого-технических мероприятий (поинтервальные кислотные обработки, дополнительная перфорация слабопроницаемых пропластков и так далее) на поздней стадии разработки в отдельных пропластках остаются неизвлечённые запасы нефти.

Одним из наиболее радикальных методов повышения продуктивности таких скважин с одновременным снижением обводнённости продукции, а главное с целью доизвлечения остаточной нефти из невыработанных пропластков, является зарезка боковых горизонтальных стволов (БГС) /1/. Эта проблема актуальна на сегодняшний период и для Кезского месторождения.

В проекте поставлены следующие задачи: проанализировать геологическое строение месторождения; изучить гидродинамическую характеристику залежи; выполнить анализ текущего состояния разработки; выполнить анализ известных технических решений по повышению эффективности разработки; произвести технико-экономические расчёты принятого технического решения.

Цель проекта заключается в том, чтобы на основе комплексного изучения геологического строения залежи, гидродинамической фильтрации жидкости дать рекомендации по совершенствованию системы разработки Кезского месторождения.


1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

1.1. Общие сведения о месторождении

Кезское месторождение нефти находится в северо-восточной части Удмуртии на территории Кезского административного района в 10 км. к востоку от районного центра п.Кез и севернее от введенного в разработку в 1990 г. Лозолюкско-Зуринского месторождения. С г Ижевск поселок Кез соединен железной и автомобильной дорогами 1 и 2 категории. На территории месторождения имеются только грунтовые дороги. Через центральную часть месторождения проходит электрифицированная железная дорога Киров-Пермь с ближайшей железнодорожной станцией Кез.

В орогидрографическом отношении район месторождения расположен на водораздельной площади правых притоков реки Чепцы – рек Лып и Пыжман, которая относится к южному окончанию Верхне-Камской возвышенности. Основная часть площади месторождения представляет собой холмистую равнину, переходящую на понижениях в речные долины и овраги. Долины рек Чепцы и Лып широкие, хорошо разработанные, часто заболоченные. Воды этих рек могут быть использованы для технических нужд при разработке месторождения. Максимальная отметка рельефа - +260 м., минимальная - +167 м.

Значительная часть месторождения (более 60 % площади) покрыта лесами смешанного типа (хвойной породы – ель, пихта, сосна; лиственные – береза, осина), остальная часть сельскохозяйственными хозугодиями.

Климат региона умеренно-континентальный с коротким умеренно жарким летом и холодной продолжительной зимой. Среднегодовая температура воздуха - +1,5оС. Период со средней температурой 0оС и ниже начинается в конце октября и кончается в первой половине апреля. Морозы достигают –40–50 оС. Продолжительность безморозного периода составляют 5,5 – 6 месяцев. Среднегодовое количество осадков – 500-600 мм. Основная часть осадков выпадает в осенние весенние периоды. Снежный покров устанавливается обычно во второй половине ноября, достигая максимальной толщины в марте (около 80 см.). Глубина промерзания грунта 1,5 м.

Из полезных ископаемых имеются: кирпичное сырье, известняки для известкования почв и залежь торфа.

На территории месторождения проживают удмурты и русские, основное занятие населения – сельское и лесное хозяйство. Из отраслей сельскохозяйственного производства развито зерновое хозяйство и мясо - молочное животноводчество. В лесном хозяйстве производится заготовка леса /2/.

 

1.2. Геолого-физическая характеристика месторождения

На Кезской площади  скрыты породы протерозойской группы (рифейские и вендские комплексы) девонской, каменноугольной, пермской систем палеозоя и четвертичные образования. Нефтеносными являются карбонатные отложения верейского горизонта (пласты В-II, B-IIIa, B-IIIб) и башкирского яруса (А4-1, А4-2, А4-3, А4-4, А4-5) среднего карбона (рис. 1). Коллекторы залежей представлены пористыми и кавернозно-пористыми органогенными известняками различный структурно-генетических типов. Залежи платов В-II, В-III относятся к пластово-сводовому типу, В-IIIб литологически ограниченному.

Осадочный чехол на месторождении вскрыт до глубины 2595 м (скв. 370), представлен породами верхнерифейского и вендского комплекса протерозойской группы, девонской, каменноугольной и пермской системами палеозойской группы и четвертичными образованиями.

Нефтяные залежи верейского горизонта

Нефтеносность карбонатных отложений верейского горизонта установлена по керну, геохимическим, промыслово-геофизическим исследованиям, результатам опробования, совместной и раздельной эксплуатацией. 

 

Рис. 1. Схематический геологический профиль по линии I-I

Рис. 1. Схематический геологический профиль по линии I-I


Залежи нефти приуроченные к пористым и кавернозно-пористыми известнякам, разделенным пачками аргиллитов.

Проницаемые разности известняков органогенно-обломочные, водорослево-фораминиферовые. Цемент поровый, реже крустификационный. Отличительной особенностью известняков верейского горизонта является наличие терригенной примеси в виде алевролитовых зерен кварца, полевого шпата, слюды.

Непроницаемые разности представлены известняками того же состава, но с порами, заполненными вторичным или пелитоморфным кальцитом.

Залежи пластов В‑II, В‑IIIа, относятся к пластово-сводовому типу, В‑IIIб- литологически ограниченному.

Залежь пласта В-II: Пласт представлен одним, значительно реже двумя проницаемыми пропластками, выдержан по разрезу и площади. Залегает в нижней части верейского горизонта, отделяется от нижележащего пласта В‑IIIа плотной глинистой перемычкой толщиной 3-5 м.

Нефтеносность, выявленная на стадии разведки, подтверждена материалами ГИС практически всех скважин, совместной и раздельной (скв. 3282) эксплуатацией.

Размер залежи составляет 9,6´4,1-2,6 км, высота – 30 м. Уровень ВНК принят на абс. отметке –1105 м на основании скв. 378, 3248, 3282, 3379 с учетом ВНК соседнего Поломского месторождения.

Эффективная часть пласта В-II достаточно однородна. Коэффициент эффективности составляет 0,95, расчлененности – 1,23. Нефтенасыщенная толщина по скважинам изменяется от 1,4 до 4,4 м, составляя в среднем 2,49 м.

Продуктивность пласта довольно низкая. В процессе эксплуатации в скв.3282 получен приток нефти дебитом 0,5 т/сут, после дострела пласта В‑II в скв. 3239 дебит нефти увеличился на 1,8 т/сут.

Залежь пласта В-IIIа: Пласт представлен обычно одним, реже двумя проницаемыми пропластками, достаточно хорошо выдержан по разрезу и площади. В районе скв. 3265, 3269, 3282 выделяются зоны замещения коллектора плотными породами. От нижележащего пласта В‑IIIб отделяется плотной глинистой перемычкой толщиной около 3 м.

Нефтеносность пласта выявлена на стадии разведки по данным керна, материалов ГИС, опробованием в процессе бурения и в колонне и подтверждена совместной эксплуатацией в подавляющей массе скважин.

Размеры залежи составляют 9,5´4,0–2,2 км, высота – 28 м. Уровень ВНК принят на абс. отметке – 1110 м (скв.378, 3244, 3248, 3379).

Эффективная часть пласта В‑IIIа довольно однородна, коэффициент эффективности составляет 0,98, расчлененности – 0,99. Нефтенасыщенная толщина по скважинам изменяется в пределах 0,5-2,3 м, составляя в среднем 1,36 м. Пласт отдельно не эксплуатировался, по данным раздельного опробования в колонне разведочных скв. 375, 370, дебит которых составил 3,3 и 13,0 м3/сут, можно предполагать о более высоких добывных возможностях пласта В-IIIа, чем пласта В-II.

Залежь пласта В-IIIб: Пласт состоит обычно из одного пропластка, залегает в подошвенной части верейского горизонта, характеризуется фациальной неоднородностью, не выдержан по разрезу и площади, имеет обширные зоны неколлекторов (в 42% скважин замещен плотными породами).

На стадии разведки при опробовании пласта в колонне скв. 379 притока не получили. Промышленная нефтеносность пласта выявлена и подтверждена в ходе эксплуатационного разбуривания и в процессе эксплуатации месторождения, по материалам ГИС, раздельным опробованием в скв. 3242, в которой в результате приобщения пласта В-IIIб к башкирским дебит нефти увеличился на 3,8 т/сут, а также совместной эксплуатацией целого ряда скважин. 

На поднятии выявлено шесть литологически-ограниченных залежей, тяготеющих, в основном, к его периферийным частям, размеры залежей варьируют в пределах 4,1´3,2-0,7´0,3 км.

Предполагая, что заполнение ловушек шло равномерно, уровень ВНК для всех залежей условно принят один на абс. отметке –1114 м (скв.378, 3244, 3379).

В целом эффективная часть пласта В‑IIIб очень неоднородна, коэффициент эффективности составляет 0,30, расчлененности – 0,47. Нефтенасыщенная толщина пласта изменяется по скважинам от 0,6 м до 2,0 м, составляя в среднем 0,96 м. Утверждать что-либо о продуктивности пласта достаточно сложно, поскольку раздельных опробований практически нет, однако, исходя из емкостно-фильтрационных параметров, можно предположить, что продуктивность пласта довольно низка.

Нефтяные залежи башкирского яруса

Продуктивная толща башкирского яруса представлена переслаиванием известняков органогенно-обломочных, пористых, кавернозно-пористых с плотными, иногда глинистыми, кристаллическими известняками и доломитами. Наличие очень тонких (0,2-0,8 м) перемычек, а также зон слияния пластов дает основание предполагать о единой гидродинамической системе с единым ВНК.

Проницаемые разности известняков представлены органогенно-обломочными известняками, состоящими из обломков раковин фораминифер, криноидей, брахиопод с остатками известковистых водорослей. Цемент поровый или крустификационный.

Непроницаемые разности представлены также органогенно-обломочными известняками. Промежутки между фрагментами заполнены пелитоморфным или вторичным кальцитом. Кроме того, встречаются шламовые и афанитовые известняки, практически непроницаемые.

Нефтеносность карбонатных отложений башкирского яруса установлена по керну, геохимическим, промыслово-геофизическим данным, результатам опробования и подтверждена совместной и раздельной эксплуатацией скважин.

 Нефтеносные пласты А4-1, А4-2, А4-3, А4-4, А4-5 залегают в верхней части яруса. Залежи нефти, приуроченные к пористым и кавернозно-пористым известнякам четырех нижних пластов, относятся к пластовому-сводовому типу, пласта А4-1 – к пластовому-сводовому частично литологически-ограниченному.  

 Залежь пласта А4-1: Пласт состоит из двух, трех, реже одного или четырех проницаемых пропластков. Залегает в верхней части башкирских отложений, не выдержан по разрезу и площади, в 22% скважин замещен плотными породами. Нефтеносность подтверждена материалами ГИС, совместной и раздельной (скв.3266,3328,3365) эксплуатацией скважин.

ВНК установлен на абс. отметке -1125 м.

Размер залежи составляет 9,5´4,1-2,5 км при высоте 33 м.

Эффективная часть пласта А4-1 очень неоднородна, коэффициент эффективности составляет 0,30, расчлененности –1,58.  Нефтенасыщенная толщина по скважинам изменяется от 0,5 м до 2,8 м, составляя в среднем 1,34 м. Продуктивность пласта невысокая, дебит нефти по скв. 3266, 3365 составляет около 2,0 т/сут.

Залежь пласта А4-2: Пласт состоит преимущественно из двух - трех, реже одного или пяти проницаемых пропластков, выдержан по разрезу и площади, в скв. 3217 сливается с пластом А4-3, в скв. 3282, 3375, 3385, 3394 замещен плотными породами. Выявленная на стадии разведки нефтеносность подтверждена материалами ГИС, раздельной (скв. 376, 379А, 3204, 3215, 3218, 3233, 3317) и совместной эксплуатацией практически всех скважин.

Залежь пласта А4-2 едина, однако,  на восточном борту поднятия  между мелкими куполками появляются локальные водонефтяные зоны. Размеры залежи составляют 9,1´3,8-2,1 км при высоте 23 м. ВНК установлен на абс. отметке -1125 м.

Эффективная часть пласта неоднородна, коэффициент эффективности составляет 0,59, расчлененности – 2,79. Нефтенасыщенная толщина по скважинам изменяется от 0,6 м до 5,5 м, составляя в среднем 2,60 м.

Дебит скважин, эксплуатирующих пласт раздельно, составляет в среднем 3,6 т/сут, что указывает на более высокую продуктивность пласта по сравнению с пластом А4-1.

Залежи пласта А4-3: Пласт состоит обычно из двух реже одного – трех проницаемых пропластков, достаточно хорошо выдержан по разрезу и площади, в скв. 3217 сливается с пластом А4-2, в скв. 3394 замещен плотными породами. Нефтеносность пласта выявлена на стадии геологоразведочных работ, подтверждена материалами ГИС, раздельной (скв. 135, 3228, 3285, 3396) и совместной эксплуатацией скважин. Площадь нефтеносности по отношению к вышележащему пласту существенно сократилась, особенно в районе восточного борта. В пласте выявлено семь залежей, одна большая, контролируемая центральной приподнятой зоной и шесть небольших, локализованных мелкими куполками, окаймляющими ее с востока и юга.

Размеры основной залежи составляют 6,2´2,4-0,9 км при высоте 17 м, размеры мелких  изменяются от 1,5´0,9 км до 0,4´0,2 км при высоте 7-1 м соответственно.

Уровень ВНК, принятый на стадии разведочных работ на абс. отметке ‑1125 м, подтвержден в процессе эксплуатации новыми данными.

Эффективная часть пласта достаточно однородна. Коэффициент эффективности равен 0,74, расчлененности – 1,78. Нефтенасыщенная толщина пласта изменяется по скважинам от 0,4 м  до 3,6м, составляя в среднем 1,72 м.

Средний дебит скважин, эксплуатирующих пласт раздельно, составляет 3,2 т/сут, что ставит его по добывным  возможностям на уровень пласта А4-2.

Залежи пласта А4-4: Пласт состоит из одного – двух, реже трех проницаемых пропластков, хорошо выдержан по разрезу и площади. Нефтеносность пласта выявлена на стадии разведки и подтверждена материалами ГИС, раздельной (скв. 63,3296) и совместной эксплуатацией. В пласте А4-4  выделяется девять залежей: одна большая контролируемая, аналогично пласту А4-3, центральной приподнятой зоной, и восемь мелких, локализованных мелкими куполками, окружающими ее с севера, востока и юга.

Размеры основной залежи составляют 3,9´1,6-0,8 км при высоте 11 м, мелких - изменяются от 0,8´0,4 км до 0,3´0,2 км при высоте от 7 до 1 м соответственно.

По материалам ГИС ВНК подтвержден на ранее утвержденном уровне- абс. отметке –1125 м.

В целом эффективная часть пласта достаточно однородна. Коэффициент эффективности составляет 0,80, расчлененности – 1,56. Нефтенасыщенная толщина изменяется по скважинам от 0,6 м до 3,2 м, составляя в среднем – 1,99 м.

Продуктивность пласта довольно низкая, дебит нефти по данным двух скважин составляет около 2,0 т/сут.

Залежи пласта А4-5: Пласт состоит из одного – двух, реже трех проницаемых пропластков, достаточно хорошо выдержан по разрезу и площади. Нефтеносность пласта выявлена на стадии эксплуатационного разбуривания по материалам ГИС. Шесть небольших залежей размерами от 1,0´0,6 км до 0,3´0,2 км при высоте 6-1 м приурочены к мелким куполкам, сконцентрированным, в основном, в центральной части поднятия.

 ВНК принят на абс. отметке ‑1125 м, что на уровне ранее утвержденного для всей башкирской карбонатной толщи, с учетом наличия очень тонких (0,2-0,8 м) перемычек между пластами А4-5 и А4-4, а также окон слияния – скв. 3272.

Эффективная часть пласта вполне однородна, коэффициент эффективности составляет 0,70, расчлененности - 1,84. Нефтенасыщенная толщина пласта изменяется в пределах 0,6-2,8 м, составляя в среднем 1,37м. Ввиду незначительных размеров, а также слияния пласта А4-5 с пластом А4-6, который повсеместно водонасыщен и обладает лучшими коллекторскими свойствами в башкирской толще, эксплуатация залежей пласта А4-5 весьма затруднительна /2/.

 

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

Продуктивные пласты В-II, В-III и А4 в пределах месторождения имеют прерывистое строение, обусловленное замещением проницаемых разностей карбонатных пород на непроницаемые. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов коллекторов приведена в табл. 1.

 

Таблица 1

Геолого-физическая характеристика Кезского месторождения 

 

Параметры

 

Объекты

В-ІІ

В-ІІІ

Бш

1

2

3

4

Средняя глубина залегания, м

1294

1300

1314

Тип залежи

Пластово-сводовая

Массивно-слоистая

Тип коллектора

Карбонатный

Площадь нефтеносности, тыс. м2

24140

14540

21770

Средняя нефтенасыщенная толщина, м

2,63

1,59

6,6

Пористость, %

0,16

0,15

0,14

Средняя нефтенасыщенность, доли ед.

0,85

0,86

0,82

Проницаемость, мкм2

0,246

0,222

0,219

Коэффициент песчанистости, доли ед.

0,432

0,432

0,273

Коэффициент расчлененности, доли ед.

1,15

1,31

5,3

Начальная пластовая температура, 0 С

26

27

27,5

Начальное  пластовое давление, МПа

12,6

12,6

12,9

Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с

6,76

6,76

7,85

Вязкость нефти в поверхностных условиях, мПа*с

31,0

31,0

15,9

Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3

0,840

0,840

0,849

Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3

0,880

0,880

0,863

Абсолютная отметка ВНК, м

-1100

-1100

-1125

Объемный коэффициент нефти, доли ед.

1,062

1,062

1,066

Содержание серы в нефти, %

1,40

1,40

1,51

Содержание парафина в нефти, %

5,07

5,07

5,17

Давление насыщения нефти газом, МПа

8,2

8,2

6,98

Газосодержание нефти, м3

27,52

27,52

25,44

Вязкость воды в пластовых условиях, мПа*с

1,0

1,0

1,0

Плотность воды в пластовых условиях, кг/м3

1,17

1,17

1,184

Относительная плотность газа по воздуху, г/см3

1,06

1,06

1,219

Удельная продуктивность, 10*м3/(м*сут*МПа)

1,72

1,27

1,39

 

Коэффициент песчанистости эффективной толщины изменяется от 0,362 (пласт А4) до 0,951 (пласт В-II). Пласты В-II и В-III в основном представлены одним пластом, коэффициент расчлененности по ним составляет 1,15 и 1,31 соответственно и по пласту А4 он составляет 5,3.

Пористость продуктивных пластов изучалась по данным ГИС и лабораторным исследованиям керна. В связи с низкой представительностью керна наблюдается плохая сходимость значений пористости, определенной по ГИС и исследованиям керна.

Диапазон изменения пористости по пластам весьма широк от 0,071 (пласт А4) до 0,240 (пласты В-II и В-III) верейские пласты обладают большой пористостью. Средняя пористость составляет по пласту В-II - 0,314, В-III -0,142, пористость пласта А4 составляет 0,120. Нефтенасыщенность продуктивных пластов изучалась геофизическим, а также по керновым данным через определения связанной воды. В связи с косвенным методом определения нафтенасыщенности по керновым данным и их непредставительностью из-за низкого выноса керна, величина начальной нефтенасыщенности принята по геофизическим данным. Приведенные данные показывают, что все пласты обладают низкой нефтенасыщенностью от 0,729 (пласт В-II) до 0,754 (пласт А4).

Проницаемость коллекторов определялась по гидродинамическим исследованиям продуктивных пластов в скважинах. Продуктивные пласты характеризуются достаточно высокой проницаемостью. Так наибольшая проницаемость отмечается по пласту В-II - 0,246 м/км2, наименьшая - 0,129 м/км2 по пласту А4.

По результатам геолого-разведочных работ промышленная нефтеносность выявлена в карбонатных отложениях верейского горизонта (пласты В-II, В-III) и башкирского яруса (пласт А4).

Продуктивные пласты В-II, В-III, А4 в пределах месторождения имеют прерывистое строение, обусловленное замещением промышленных разностей карбонатных пород на непроницаемые.

Залежи нефти верейского горизонта - пластовые-сводовые; залежь Башкирского яруса - массивно-слоистого типа. Уровни водонефтяных контактов приняты по данным испытания скважин и материалам ГИС и составляют для пластов В-II, В-III минус 1100 м., А4 минус 1125 м.

В процессе разбуривания месторождения несколько изменилось его геологическое строение. Так происходит увеличение площади нефтеносности в западной части и наметилось уменьшение площади нефтеносности в восточной части по всем продуктивным пластам. В тоже время утвержденный уровень ВНК подтверждается.

Коллекторы всех залежей сложены органогенными известняками различных структурно-генетических типов водорослево-фораминиферовые, детритово - фораминиферовые, детритовые, раковинные. Цементирующий материал представлен перекристализованным разнозернистым кальцитом, который образует поровый крустифицированный и регенерационный типы цемента. Полостное пространство образованно вторичными порами.

 

Таблица 2

Среднее значение нефтенасыщенных толщин пластов В-II, В-III, А4

Толщина

Наименование

По

объекту

в целом

В-II

В-III

А4

Общая

Среднее значение, м

45,78

2,71

5,82

29,8

Интервал изменения, м

29,2-83,2

1,2-8,3

1,0-13,4

12,9-65,5

 

 

 

 

 

 

Нефтена-

Среднее значение, м

7,13

2,51

1,84

6,84

сыщенная

Интервал изменения, м

4,5-18,4

0,6-3,6

0,8-3,9

0,8-12,8

 

 

 

 

 

 

Эффектив-

Среднее значение, м

15,57

2,51

18,7

11,23

ная

Интервал изменения, м

6,7-35,5

0,6-3,6

0,8-3,9

3,1-32,0

 

 

 

 

 

 

Непрони-цаемых разделов

Среднее значение, м

30,20

0,22

3,98

18,55

Интервал изменения

18,6-47,7

0-4,9

0-11,9

7,5-33,5

  

1.4. Свойства и состав нефти, газа, воды

Физико-химическая характеристика газа определена по исследованию лабораторией камского филиала ВНЦГНИ г. Перми. Проба из скважины №375 характеризует попутный газ пластов В2+В3, А4. В основе газа пластов В2+В3 содержится углекислого газа 0,66%, азота – 31,5%, гелия – 0,011%, сероводорода не определяется. Удельный вес газа по воздуху составляет 1,060%, метана содержится 11,96%, этана – 13,9%, пропана – 24,83%. Попутный газ верейских залежей нефти - азот углеводородный.

В основе газа пласта А4 содержится углекислого газа 0,23%, азота – 33,23%, гелия – 0,012%, сероводорода не определяется. Удельный вес газа по воздуху составляет 1,219%, метана содержится 11,05%, этана – 16,62%, пропана – 23,67%. Исследованный попутный газ башкирской залежи имеет азотно-углеводородный состав.

Физико-химическая характеристика нефти. Свойства нефти в пластовых условиях башкирского пласта  изучены по трем пробам отобранным из скважины №№370, 375, 379. так как скважина №375 находится в северной части залежи, а скважина №№370, 379 приконтурные, то полученные свойства нефти по данным этих исследований различны.

Одна проба из скважины №370 является непредставительной, т.к. давление насыщения равно 2,6 МПа. Давление насыщения приводится по одной скважине №379, оно равно 6,98 МПа. Плотность нефти при пластовом давлении колеблется от 684,02 до 853,3 кг/м3 при среднем значении 848,7 кг/м3. Вязкость нефти по сводовой скважине №375 составляет 5,64 мПа*с, т.к. более легкая нефть с меньшей вязкостью приурочена к свободной части залежи. Для проведения технологических расчетов были усреднены полученные значения по исследованным пробам.

По башкирскому продуктивному пласту свойства нефти на поверхности изучены по пробам нефти из скважин №№370, 375, 379, причем из скважины №370 отобраны три пробы, две из них являются не представительными.

Один анализ нефти из интервала перфорации 1346 – 1347м., где полученная при испытании нефть с водой (17%) вероятно была отобрана вблизи зоны ВНК на уровне верхних дыр перфорации, нефть оказалась тяжелой -901,3 кг/м3, вязкой -101, 2 мм3/с) с повышенным содержанием асфальтенов, силикагелевых смол при содержании в нефти воды более 27,3%. Второй анализ получен из интервала 1327–1341 м. удельный вес нефти 908,6 кг/м3, вязкость – 63,73 мм2/с.

Из трех отобранных проб видно, что плотность нефти Башкирской залежи с глубиной увеличивается с 860 кг/м3 до 863 кг/м3, вязкость нефти при температуре 20 оС изменяется в пределах 31,2 – 31,0 мПа/с. По другим параметрам наблюдается незначительное различие. В нефти содержится от 4,62 до 5,75 % парафина (в среднем 5,17%) и от 1,23 до 1,36% серы (в среднем 1,51%), силикагелевых смол и асфальтенов в нефти соответственно 12,32 и 3,42 % (в среднем 13,32%).

Свойства нефти в пластовых условиях Верейского  пласта В2+В3 изучены по трем пробам отобранным из скважины №№375, 378, 379 из трех отобранных проб видно, что свойства нефти пласта В2+В3 мало отличаются от свойств пласта А4. Плотность нефти Верейской залежи 849 кг/м3, вязкость нефти при температуре 20 оС 15,9 мПа/с. парафина 5,07% серы – 1,34% асфальтены – 3,52%.

Физико-химическая характеристика воды. Воды башкирского яруса представляют собой рассол хлоркальциевого типа с удельным весом 1170 кг/м3, минирализацией – 259,4г/л. Вода характеризуется повышенной метанорфизацией – 0,7-0,72 и неоднородной сульфатностью – 0,73 – 0,40.

Воды Верейского горизонта также высокоминирализованные 0,69 – 0,71. Воды хлоркальциевого типа с высоким содержанием брома, йода.

 

1.5. Запасы нефти и газа

Впервые запасы нефти Кезского месторождения подсчитаны Удмуртским трестом разведочного бурения по завершению геологоразведочных работ и утверждены в ГКЗ СССР в 1973г. (протокол №6946).

В процессе эксплуатационного разбуривания и доразведочных работ, выполненных ОАО «Удмуртнефть», начиная с 1992 г., представление о геологическом строении месторождения несколько изменилось. В 1995 г. институтом «УдмуртНИПИнефть» был сделан прирост запасов нефти категории С1 по пластам  верейского горизонта и башкирского яруса в юго-западной части месторождения в количестве 1244 тыс.т. балансовых,          647 тыс.т. извлекаемых; а в 1997 г. после окончания эксплуатационного разбуривания получен прирост запасов по башкирской залежи в количестве 571 тыс.т. геологических и 205 тыс.т. извлекаемых категории С1, по верейским пластам получен прирост -  673 тыс.т. геологических и 242 тыс.т. извлекаемых (протокол ЦКЗ №111 от 9 апреля 1997 г). В 1997-1998 г.г. выполнен перевод запасов нефти в категорию В по пласту В-11 и по пласту А4, при этом часть запасов категории С2 в количестве 104 тыс.т. геологических и 38 тыс.т. извлекаемых перешла  в высшую категорию. В 1999 г. по пласту В-111а при переводе запасов в категорию В получен прирост  в размере 165 тыс.т. геологических и 60 тыс. т. извлекаемых (протокол ЦКЗ №353 от 22 марта 2000 г). При переводе запасов нефти пересматривались подсчетные параметры.

Таким образом, в целом запасы промышленной категории В+С1 увеличились: геологические – на 1513 тыс.т., извлекаемые  - на 545 тыс.т. Всего по состоянию на 01.01.2005 г. по месторождению на государственном балансе числятся запасы нефти: категории В+С1 19036 тыс.т геологических и  6853 тыс.т. извлекаемых, категории С2 1798 тыс.т геологических и  647 тыс.т. извлекаемых. Сведения о запасах нефти приводятся в табл. 3.

Таблица 3

Сведения о запасах нефти и подсчетных параметрах Кезского месторождения

Ярус, гори-зонт, пласт

Кате-гория запа-

сов

Пло-щадь нефте-нос-

ности, тыс.м2

Средняя эффек-тивная нефте-насы-щенная толщи-на, м

Коэф-фици-ент откры-той по-ристо-сти, д.ед.

Коэф-фициент нефте-насы-щен-

ности, д.ед.

Пере-счет-ный коэф-фици-ент, д.ед.

Плот-ность нефти, г/см3

Началь-ные геоло-гические запасы, утв. ГКЗ,

тыс.т

Коэф-фици-ент извле-чения нефти, д.ед.

Началь-ные извле-каемые запасы, утв. ГКЗ, тыс.т

Текущие геоло-гические запасы, тыс.т

Текущие извле-каемые запасы, тыс.т

В-ІІ

 

 

 

В-ІІІ

 

В

С1

В+ С1

 

В

С1

В+ С1

 

 

24135

 

2,53

 

 

 

1,39

 

0,16

 

 

 

0,16

 

0,85

 

 

 

0,86

 

0,942

 

 

 

0,942

 

0,880

 

 

 

0,880

 

6884

6884

 

 

2175

2175

 

0,36

 

 

 

0,36

 

2478

2478

 

 

783

783

1235

5925

7160

 

2737

-

2737

468

2110

2578

 

985

-

985

А4

 

В

С1

В+ С1

С2

 

 

21774

 

4,18

 

1,47

 

0,14

 

0,14

 

0,82

 

0,82

 

0,983

 

0,983

 

0,863

 

0,863

 

8464

8464

1902

 

0,36

 

0,36

 

3047

3047

685

6783

2356

9139

1798

2441

849

3290

647

всего

 

 

В

С1

В+ С1

С2

 

 

 

 

 

 

 

 

17523

17523

1902

 

 

 

0,36

 

6308

6308

685

10755

8281

19036

1798

3894

2959

6853

647


2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

 2.1. Текущее состояние разработки месторождения

 

На 01.01.2007 г. отобрано 2628,8 тыс.т. нефти, что составляет 38,4% от начальных извлекаемых запасов (НИЗ). В начальный  период эксплуатации  отмечалось отставание  фактических объемов добычи от проектных, вызванное  отставанием в темпах разбуривания месторождения.  С 1996 г. отмечается превышение  фактических уровней добычи нефти  над проектными. В 1999-2001 г.г. превышение составило 76-78%, в последующие годы  заметно увеличение годовой добычи нефти. Так в 1998-2002 г.г. темп отбора от НИЗ колеблется в пределах  от 3,94 до 4,18%, в 2003-2004 г.г. составил 4,52-4,57%. Максимальный уровень добычи нефти достигнут в 2004 г. и составил 313 тыс. т. Концу 2004 г. накопленная добыча по объекту  превышает проектную на 114,7 тыс.т., темп отбора от НИЗ  превышает проектный показатель более, чем в два раза (фактический темп отбора от НИЗ составляет 4,57, проектный – 2,04). С 1994 г Кезское месторождение разрабатывается с поддержанием пластового давления (ППД).

Объем закачки  составил на 01.01.2007 г.  536,6 тыс.м3., что на 65% больше проектного значения.  Таким образом система ППД полностью не компенсирует отбор жидкости. Компенсация  с начала разработки составила 112%.

В период с 1997 по 2000 г.г. наблюдается резкий рост обводненности продукции – на 01.01.1998 г. он составлял 7,2%, а  на 01.01.2001 г. – 32,1%. С 2000 г. обводненность увеличивается не более чем на 3,4%. В 2006 г. она составила 29,7%, что в 1,6 раза меньше проектного показателя.

Всего к концу 2006 г. пробурено 163 скважины, из них 116 добывающих  (по проекту – 77 скважин), 34 нагнетательные (проектное количество -  43 скважины). В настоящее время месторождение переходит на III стадию разработки. Эксплуатация верейско-башкирского объекта осуществляется с поддержанием пластового давления (ППД). Закачка воды ведется с 1994 года. По второму и третьему направлению в  продуктивные пласты закачивается пресная вода, поступающая с Лозолюкско-Зуринского водозабора, по первому направлению – сточная вода. Под закачкой находится 32 скважины, 11 скважин нагнетательного фонда эксплуатируются на нефть.

В соответствии с проектным документом на месторождении реализована избирательная система заводнения. В целом по объекту компенсация отбора жидкости обеспечивается на проектном уровне. Вместе с тем, в ходе анализа состояния заводнения выявлен неравномерный охват продуктивных пластов, что в свою очередь может повлечь за собой неравномерную выработку запасов на отдельных участках месторождения.

Исходя из этого, основные рекомендации по регулированию разработки сводятся к регулированию системы заводнения.

На месторождении по мере снижения пластового давления осуществить поэтапный перевод под нагнетание скважин, находящихся  в отработке на нефть в северной и северо-западной частях месторождения.

 

2.2. Технико-эксплуатационная характеристика фонда скважин

 

Добывающий фонд на месторождении 116 скважин (в том числе 17 нагнетательных в отработке на нефть), из них 110 дают нефть, 6 в простое, бездействующий фонд отсутствует. Основной фонд эксплуатируется штанговыми глубинными насосами (111 скважин), 5 с помощью погружных электроцентробежных насосов.  Состояние добывающего фонда на 1.01.07 г. приведено в табл.   4.

Таблица 4

Состояние добывающего фонда на 1.01.07 г.

Наименование

Верейско-башкирский объект

1

2

Эксплуатационный фонд

116

в т.ч. фонтан

-

ЭЦН

5

ШГН

111

Действующий фонд:

116

Дающий нефть

110

в т.ч. фонтан

-

ЭЦН

5

ШГН

105

Простаивающий

6

в т.ч. фонтан

-

ЭЦН

-

ШГН

6

Бездействующий фонд

-

В т.ч. фонтан

-

ЭЦН

-

ШГН

-

% безд. фонда от экспл.

-

 

На 1.01.07 г. средняя выработка запасов на 1 скважину добывающего фонда составляет 22,7 тыс.т. (изменяется от 0,2 тыс.т до 92,9 тыс.т), при средних удельных извлекаемых запасах 62 тыс.т/скв.

Накопленная добыча нефти по основному фонду (78% скважин) составляет от 10 тыс.т  до 30 тыс.т. Скважины с наиболее высокой выработкой запасов (с накопленной добычей нефти более 30 тыс.т) расположены, в основном, в сводовой части структуры, где суммарная нефтенасыщенная толщина увеличивается до 15 м . Небольшая выработка запасов приходится на нагнетательные скважины с непродолжительным периодом эксплуатации на нефть, скважины расположенные в приконтурных зонах, где этаж нефтеносности резко сокращается и скважины с весьма низким коэффициентом охвата перфорацией (0,35-0,69).  

Распределение действующего фонда скважин по дебитам нефти, жидкости и обводненности представлены в табл. 5, 6.

           Таблица 5

Распределение фонда скважин по дебитам нефти и обводненности

Интервал

Диапазон изменения дебитов нефти, т/сут

Всего

обводненности, %

0-5

5,1-10

10,1-20

20,1-35

35,1-50

>50

Кол.

%

0-5

4

7

10

2

-

-

23

19,8

5,1-20

6

8

6

3

1

-

24

20,7

20,1-50

14

7

4

-

1

-

26

22,4

50,1-90

25

11

2

-

-

-

38

32,7

более 90

5

-

-

-

-

-

5

4,3

Всего

54

33

22

5

2

-

116

 

%

46,6

28,4

19,0

4,3

1,7

 

 

100

 

   Таблица 6

Распределение фонда скважин по дебитам жидкости и обводненности

Интервал

Диапазон изменения дебитов жидкости, т/сут

Всего

обводненности,%

0-5

5,1-10

10,1-20

20,1-35

35,1-50

>50

Кол.

%

0-5

4

7

9

3

-

-

23

19,8

5,1-20

4

10

6

1

3

-

24

20,7

20,1-50

8

8

5

3

1

1

26

22,4

50,1-90

4

18

14

1

-

1

38

32,7

более 90

1

1

2

1

-

-

5

4,3

Всего

21

44

36

9

4

2

116

 

%

18,1

37,9

31,0

7,8

3,5

1,7

 

100

                                                                                                      

Как  видно из представленных таблиц, основная часть фонда (75%) эксплуатируется с дебитами по нефти до 10 т/сут, с дебитами по жидкости – до 20 т/сут (87% фонда). Более половины фонда (62,9%) эксплуатируется с обводненностью до 50%,  с обводненностью более 90% эксплуатируется  незначительная часть скважин – 4,3% (5 скважин-3204, 3215, 3217, 3249, 3317) .

Анализ работы высокообводненных скважин выявил следующие причины их обводнения: согласно выполненных гидродинамических исследований скважины 3215, 3217 и 3317 обводняются водой от закачки по пласту В-IIIа.

Рост обводненности отмечается после проведения на скважинах ГТМ: по скв. 3215 - после селективно-кислотного воздействия (март 2003 г.), по скв. 3217 после ДПСКО (ноябрь 2002 г.), по скв. 3317 – после увеличения параметров откачки (февраль 2002 г.); скважина 3204 испытывает влияние от нагнетательной скважины 3356 (по пластам В-II и А 4-2), рост обводненности отмечается после проведения ПСКО (май 2002 г.) и одновременной соляно-кислотной обработки нагнетательной скважины 3356 (май 2002 г.); в скважине 3249 имеет место заколонная циркуляция, неоднократные РИР  (96г., 97г., 99г.) устойчивого эффекта не дают.

Обводнение добывающего фонда происходит, преимущественно, пластовой водой (66,4% фонда). Средняя обводненность продукции скважин составляет 20,8%. По результатам промыслово-геофизических исследований и характеру обводнения выделяется ряд причин обводнения скважин минерализованной водой: согласно выполненных гидродинамических исследований по ряду скважин выявлены заколонные перетоки (3216, 3220, 3221, 3223, 3226, 3230, 3234, 3237, 3249) и притоки пластовой воды по причине негерметичности  эксплуатационных  колонн (3213,  3278); в ряде скважин наличие в продукции минерализованной воды связано с подтягиванием подошвенных вод,  вызванное близостью нижних дыр перфорации  к  водонасыщенной части разреза (менее 4 м) (135р, 3203, 3218, 3232, 3239, 3244, 3245, 3247, 3263, 3265, 3272, 3285, 3286, 3287, 3294, 3296, 3362, 3395, 3396, 3412); учитывая длительный период использования в системе ППД пластовой воды, ряд скважин обводняется минерализованной водой от закачки.

Количество скважин обводняющихся водой от закачки вдвое меньше, чем пластовой.  Вместе с тем обводненность по ним составляет 66,8%, что втрое превышает обводненность по скважинам, обводняющимся пластовой водой.                                                                                                

 

2.3. Анализ текущего состояния  разработки

 

Месторождение введено в промышленную эксплуатацию в 1992 г. в соответствии с  ”Уточненной технологической схемой разработки Кезского нефтяного месторождения Удмуртской АССР” /2/, составленной институтом «Гипровостокнефть» в 1978 г.

В соответствии с утвержденным вариантом проектного документа  на месторождении был выделен один эксплуатационный объект, объединяющий продуктивные пласты верейского горизонта и башкирского яруса. Разработку объекта предусматривалось осуществлять при следующих основных положениях: разбуривание по равномерной треугольной сетке 400х400 м и внедрение площадного заводнения по обращенной семиточечной схеме; бурение на месторождении 119 скважин, в том числе 76 добывающих и 43 нагнетательных; резервный фонд – 17 скважин;  механизированный способ эксплуатации; забойное давление в добывающих скважинах – 6,0 МПа; давление на устье нагнетательных скважин – 15,0 МПа.

Эксплуатационное разбуривание месторождения началось в 1992 г., с отставанием от проектных сроков на 6 лет.

В процессе разбуривания были выявлены изменения в геологическом строении месторождения. Отставание в сроках и темпах разбуривания повлекло за собой и отставание в темпах нефтедобычи, фактические показатели разработки значительно отличались от проектных.

В 1994 г. институтом «УдмуртНИПИнефть» было составлено ”Дополнение к технологической схеме разработки Кезского месторождения” /2/, в котором в условиях утвержденного ранее и реализуемого варианта, с учетом новых представлений о геологическом строении разрабатываемого объекта, были внесены изменения касающиеся проектного фонда (увеличилось количество скважин) и системы заводнения (переход от площадной системы к избирательной), были уточнены основные технико-экономические показатели разработки (протокол геолого-технического совещания ОАО «Удмуртнефть» от 21.06.1994 г.).

Вариант дальнейшей разработки месторождения предусматривал следующее:  выделение одного эксплуатационного объекта; разбуривание объекта по равномерной треугольной сетке с расстоянием между скважинами 400 м; избирательную систему ППД с раздельным воздействием в нагнетательных скважинах на пласты верейского горизонта и башкирского яруса; механизированный способ эксплуатации скважин (ШГН); давление на устье нагнетательных скважин до 10 МПа; забойное давление в добывающих скважинах 5-6 МПа; общий фонд скважин 133, в том числе 83 добывающих, 48 нагнетательных, 2 поглощающие;  фонд скважин для бурения 95; резервный фонд скважин 13, в том числе за счет резервного фонда бурение одной скважины с целью забора воды для технологических нужд.

На дату рассмотрения месторождение разбурено и ведется его промышленная эксплуатация.

Всего с начала разработки из верейско-башкирского объекта добыто 2628,7 тыс.т нефти, что составляет 36,5% от НИЗ и на 960,7 тыс.т (или 63,5 %) больше, чем предусмотрено проектным документом. При этом фактическая обводненность продукции составила 32,9%, что на 15,8%  ниже, чем предусматривалось на стадии проектирования.

  

2.3.1. Анализ структуры фонда и показателей их эксплуатации

 

По состоянию на 1.01.07 г. в фонде числится 163 скважины. Из них 116 добывающих (включая 17 нагнетательных в отработке на нефть),  34- нагнетательных, 1 в консервации, 1 скважина используется для набора технической воды, 2 поглощающие и 9 ликвидированных (табл. 7).

Таблица 7

Характеристика фонда скважин по состоянию на 1.01.07 г.

Наименование

Характеристика фонда скважин

Количество скважин

Фонд

Пробурено

108

добывающих

Возвращено с др. горизонтов

 

скважин

Всего

126

 

В том числе:

 

 

Действующие

116

 

из них фонтанные

 

 

     ЭЦН

5

 

     ШГН

111

 

Бездействующие

 

 

В освоении после бурения

 

 

В консервации

1

 

Переведены под закачку

 

 

Переведены на др. горизонты

 

 

Переведены в др. категории

 

 

Ликвидированные

9

Фонд

Пробурено

52

нагнетательных

Возвращено с др. горизонтов

 

скважин

Переведены из добывающих

 

 

Всего

34

 

В том числе:

 

 

Под закачкой

34

 

Бездействующий фонд

 

 

В освоении после бурения

 

 

В консервации

 

 

В отработке на нефть

17

 

Переведены на др. горизонты

 

 

Переведены в др. категории

1

 

Ликвидированные

 

Фонд

Контрольные и пьезометр.

 

специальных

Дающие техническую воду

1

скважин

Поглощающие

2

 

Итого:

163

 

Анализ работы высокообводненных скважин выявил следующие причины их обводнения: согласно выполненных гидродинамических исследований скважины 3215, 3217 и 3317 обводняются водой от закачки по пласту В-IIIа.

Рост обводненности отмечается после проведения на скважинах ГТМ: по скв. 3215 - после селективно-кислотного воздействия (март 2003 г.), по скв. 3217 после ДПСКО (ноябрь 2002 г.), по скв. 3317 – после увеличения параметров откачки (февраль 2002 г.); скважина 3204 испытывает влияние от нагнетательной скважины 3356 (по пластам В-II и А 4-2), рост обводненности отмечается после проведения ПСКО (май 2002 г.) и одновременной соляно-кислотной обработки нагнетательной скважины 3356 (май 2002 г.); в скважине 3249 имеет место заколонная циркуляция, неоднократные РИР  (96г., 97г., 99г.) устойчивого эффекта не дают.

Обводнение добывающего фонда происходит, преимущественно, пластовой водой (66,4% фонда). Средняя обводненность продукции скважин составляет 20,8%. 

По результатам промыслово-геофизических исследований и характеру обводнения выделяется ряд причин обводнения скважин минерализованной водой: согласно выполненных гидродинамических исследований по ряду скважин выявлены заколонные перетоки (3216, 3220, 3221, 3223, 3226, 3230, 3234, 3237, 3249) и притоки пластовой воды по причине негерметичности  эксплуатационных  колонн (3213,  3278); в ряде скважин наличие в продукции минерализованной воды связано с подтягиванием подошвенных вод,  вызванное близостью нижних дыр перфорации  к  водонасыщенной части разреза (менее 4 м) (135р, 3203, 3218, 3232, 3239, 3244, 3245, 3247, 3263, 3265, 3272, 3285, 3286, 3287, 3294, 3296, 3362, 3395, 3396, 3412); учитывая длительный период использования в системе ППД пластовой воды, ряд скважин обводняется минерализованной водой от закачки.

В целом за рассматриваемый период объем гидродинамических исследований скважин по определению источников обводнения  достаточно ограничен, что, очевидно, связано с их сравнительно невысокой обводненностью.

Количество скважин обводняющихся водой от закачки вдвое меньше, чем пластовой.  Вместе с тем обводненность по ним составляет 66,8%, что втрое превышает обводненность по скважинам, обводняющимся пластовой водой.

Выполненные гидродинамические исследования по выявлению интервалов поступления  воды в добывающих скважинах и определению профиля приемистости в нагнетательных  в значительной части случаев  указывают на их прямую зависимость. В этой связи, при планировании и проведении геолого-технических мероприятий в добывающих скважинах, направленных на ограничение водопритока, одновременно должны проводиться мероприятия  по выравниванию профиля приемистости в нагнетательных скважинах.

Доля малодебитных скважин (с дебитом менее 1 т/сут) в действующем фонде на 1.01.07 г. составляет 7,8% (9скважин). Доля добычи из данной категории скважин весьма незначительна – 0,9%. Практически все скважины высокообводненные – от 77,1% до 98,3%. Динамика изменения малодебитного фонда и добычи из него за период 2002-2006 г.г. приведена на рис. 2, 3.

                                                       

Рис. 2 Количество малодебитных скважин 

 Рис. 2 Количество малодебитных скважин

Рис. 3 Доля добычи нефти из малодебитных скважин


Доля высокодебитных скважин (более 10 т/сут) на на дату рассмотрения составляет 25,0 % от действующего фонда (29 скважин). За счет эксплуатации высокодебитного фонда обеспечивается половина объема добычи нефти по месторождению - 51,4% (рис. 4, 5). Динамика добычи и количества скважин достаточно устойчивы.

                                             

Рис. 4 Количество высокодебитных скважин 

 Рис. 4  Количество высокодебитных скважин

Рис. 5 Доля добычи нефти из высокодебитных скважин

 

Количество низкообводненных скважин (с обводненностью менее 10%) составляет -29,6% от действующего фонда (34 скважины) (рис. 6, 7), за счет их эксплуатации обеспечивается 40,1% добычи нефти по верейско – башкирскому объекту.

                       

Рис. 6 Количество низкообводненных скважин 

 Рис. 6 Количество низкообводненных скважин

Рис. 7 Доля добычи нефти из низкообводненных скважин

 

На дату рассмотрения с обводненностью более 90% работают 5 скважин (3204, 3215, 3217, 3249, 3317). 

Согласно выполненных исследований по определению источников обводнения скважины 3215, 3217 и 3317 обводняются водой от закачки по пласту В-IIIа. В связи с отсутствием исследований, дать однозначный ответ о характере обводнения скважин 3204 и 3249 не представляется возможным. Скважина 3204 ободняется опресненной водой от закачки, скважина 3249 – пластовой водой.

В целом объем добычи нефти из высокообводненных скважин в общем объеме добычи  весьма незначителен и составляет 0,4% (рис. 8, 9).

        

Рис. 8 Количество высокообводненных скважин

Рис. 9 Доля добычи из высокообводненных скважин


Коэффициент эксплуатации скважин за 2006 г. составил 0,955, коэффициент использования фонда – 1,0.

На месторождении 3 скважины (3261, 3259, 3242) оборудованы «хвостовиками» диаметром 73 мм, длиной от 138,0 м до 600 м.

Бездействующий фонд на месторождении отсутствует. В консервации - скважина 3282. Скважина приконтурная, в консервации с 1997 г.

В нагнетательном фонде на 1.01.07 г. числится 34 скважины, все скважины под закачкой. Приемистость основной части нагнетательного фонда (82,4%) изменяется в диапазоне от 30 м3/сут до 60 м3/сут. Определенных закономерностей в работе нагнетательных  скважин не выявлено. Скважины работают с давлением на устье 9,0 МПа.

Распределение скважин по накопленной закачке определяется  в основном сроками их освоения под нагнетание, по 73,5% фонда накопленная закачка составляет от 50,0 до 150,0 тыс.м3. Средняя накопленная закачка на 1 нагнетательную скважину составляет 114,2 тыс.м3, изменяясь от 7,5 тыс.м3 до 253,4 тыс.м3.

Таким образом, в пределах площади нефтеносности проектный добывающий фонд разбурен. Около половины фонда (46,6% скважин) эксплуатируется с дебитами по нефти от 0 до 5 т/сут. Доля высокодебитных скважин (с дебитами по нефти более 10 т/сут) составляет 25 % от всего добывающего фонда. 

За счет эксплуатации высокодебитного фонда обеспечивается 50% добычи нефти по месторождению. Количество малодебитных скважин (с дебитом менее 1 т/сут) незначительно – 7,8% фонда, годовая добыча из них не превышает 1%. Более половины фонда скважин (62,9%) работают с обводненностью до 50%. 

Высокообводненный фонд незначителен – 4,3% (5 скважин). Весь добывающий фонд на месторождении эксплуатируется механизированным способом с использованием штанговых глубинно- насосных установок типа НГН-2 с диаметром плунжера от 43 до 56 мм, 5 скважин оборудованы погружными центробежными электронасосами. 80,2% действующего фонда на месторождении эксплуатируется с динамическими уровнями 800-900 м. 

Эксплуатация верейско-башкирского объекта осуществляется в жестком режиме, среднее забойное давление по скважинам составляет 5,0 МПа, что на 33% ниже давления насыщения (7,5 МПа). 

Бездействующий фонд на месторождении отсутствует. На дату рассмотрения разбуренный нагнетательный фонд освоен под закачку не в полном объеме - в отработке на нефть 17 скважин. 

На нефть эксплуатируются скважины, расположенные, в основном, в приконтурных частях  залежи. Закачка в нагнетательные скважины осуществляется при давлении на устье 9,0 МПа. Коэффициент эксплуатации нагнетательных скважин равен 1, коэффициент использования фонда – 1.

 

2.3.2. Анализ эффективности ГТМ

 

Динамика добычи нефти и воды по верейско-башкирскому объекту  с выделением дополнительной добычи за счёт основных геолого-технологических мероприятий (ГТМ) представлена на рис. 10.

Рис. 10 Динамика добычи нефти и воды и количества ГТМРис. 10 Динамика добычи нефти и воды и количества ГТМРис. 10 Динамика добычи нефти и воды и количества ГТМ

 Рис. 10 Динамика добычи нефти и воды и количества ГТМ

 

Как видно из графика, дополнительная добыча нефти обеспечивается (в порядке убывания) за счет: обработки призабойных зон (ОПЗ) скважин; оптимизации работы глубинно-насосного оборудования (ГНО); ремонтно-изоляционных работ (РИР). Дополнительная добыча воды за период 2002-2006 г.г. в среднем вдвое меньше объемов дополнительной добычи нефти. Тенденции к снижению эффективности отдельных видов ГТМ за рассматриваемый период не наблюдается. Ежегодная дополнительная добыча нефти от проведения геолого-технических мероприятий (без учета переходящих эффектов от ГТМ прошлых лет) составляет от 20 до 50 тыс.т.

ГТМ на добывающем фонде направлены на восстановление производительности скважин и интенсификацию добычи нефти, а также на ограничение притока воды в скважины.

Номенклатура и сравнительная эффективность ГТМ за период 2002-2006 гг. представлены   на рис. 11, 12.

 

Рис. 11 Количество ГТМ

 Рис. 11 Количество ГТМ


 

Рис. 12 Удельная эффективность ГТМРис. 12 Удельная эффективность ГТМ

 Рис. 12 Удельная эффективность ГТМ

 

За рассмотренный период наиболее эффективными видами ГТМ явились воздействие на продуктивные пласты соляной кислотой, увеличение параметров откачки станка-качалки и диаметра погружного штангового насоса. Из табл. 8 видно, что за последние 5 лет тенденция к снижению эффективности конкретных видов ГТМ практически отсутствует.

Всего за 5 лет на месторождении в результате ГТМ получено дополнительно 154,0 тыс. т нефти (по итогам в год проведения ГТМ) со средним удельным эффектом 412 т/скв-опер., или с учетом продолжающихся эффектов от тех же ГТМ – 419,2 тыс.т. Средний прирост дебита нефти за время проявления эффекта составил 2,4 т/сут на 1 мероприятие.

В табл. 8 показаны неэффективные и малоэффективные мероприятия (за период 2002-2006 г.г.).


Таблица 8

ГТМ с отрицательным или низким положительным эффектом по нефти

Вид ГТМ

Всего ГТМ данного вида

ГТМ без эффекта или с отрицательным эффектом

ГТМ с низким положительным эффектом

Основные причины низкой эффективности мероприятий

количество

в % от меропр. данного вида

№№ скважин

количество

в % от меропр. данного вида

№№ скважин

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Ввод из б/д и других категорий 

9

 

 

 

2

22,2

3225, 3417

Низкая продуктивность перфорированных интервалов или плохое освоение

ДПСКО

11

1

9,1

3217

 

 

 

Увеличение обводненности (с 20 до 97 %)

Гидроразрыв пласта

9

 

 

 

1

11,1

3283

Увеличение обводненности (с 10 до 20-40 %)

ПСКО, СПСКО, ПСКО+УОС

74

3

4,1

3230, 3204, 3330

3

4,1

3247, 3225, 3276

Увеличение обводненности после ОПЗ. Отсутствие ГДИС до ремонта

СКО со щелочными металлами

40

1

2,5

3319

 

 

 

Увеличение обводненности (с 4 до 45 %)

Акустическо-химическое воздействие

10

1

10

3202

 

 

 

Проблемы в работе насосного оборудования, спущенного после ОПЗ

ТГХВ

5

 

 

 

1

20

3274

Недостаточность проведенных мероприятий.

Гидроударное воздейст.

2

1

50

3288

 

 

 

Низкоэффективный вид ГТМ

Увеличение диаметра ШГН

20

 

 

 

1

5

3295

Рост обводненности.

Увеличение параметров откачки

121

 

 

 

8

6,6

3385, 379А, 3286, 3227, 3263, 3255, 3243, 3285

Рост обводненности. Снижение пластового давления в зоне отбора скв. Недостаточность данного вида ГТМ на фоне предыдущих,  более эффективных

Уменьшение диаметра ШГН

1

1

100

3263

 

 

 

Неэффективный вид ГТМ

Уменьшение параметров откачки

8

8

100

3266, 3251, 3275, 3243, 3205, 3357, 3279, 3319

 

 

 

Неэффективный вид ГТМ

Изоляция воды полисилом

2

 

 

 

1

50

3216

 

Изоляция пластовой воды

3

 

 

 

2

66,7

3217, 3317

 

Итого

17

 

 

20

 

 

 

 


За весь период разработки на месторождении проведено 630 мероприятий по обработке призабойной зоны. Средняя кратность отработок превысила 5,5. Средняя эффективность от мероприятий составила 3,0 т/сут.

За анализируемый период (2002-2006 г.г.) мероприятия по ОПЗ в добывающих скважинах представлены 18 видами. Практически все представленные технологии, основаны на комплексном воздействии кислоты, растворяющей породу и частицы кольматанта в призабойной зоне пласта, и физико-механических факторов.

Наиболее представительны кислотные обработки со щелочными металлами (40 обработок) и УОС+ПСКО (36 мероприятий), средняя удельная эффективность на 1 мероприятие составила 2,6 т/сут и 2,5 т/сут  соответственно.  В единичных  количествах проведены СКО (2 обработки, средний уд. эффект 2,6 т/сут), селективная ПКПАС (1 обработка, уд. эффект 2,5 т/сут), ОПЗ монитор (2 обработки, средний уд. эффект 2,8 т/сут), ОПЗ полисилом (1 обработка, уд. эффект 1,1 т/сут), гидроударное воздействие (2 обработки, средняя уд. эффективность 1,5 т/сут).

На рисунке 14 представлены графики изменения прироста дебитов нефти, воды и темпа роста обводненности по видам ОПЗ в течение 12-24 месяцев после проведения мероприятий.

Наиболее эффективным видом ГТМ за 5 лет является ДПСКО – средний удельный эффект 1 мероприятия 4,9 т/сут в год проведения и 3,2 т/сут дополнительной нефти за время проявления эффекта. Всего от 10 мероприятий по дострелу новых интервалов получено 28,3 тыс.т нефти или 2,6 тыс.т на 1 скв-опер. 

Успешность ДПСКО около 90%, дострел на 1 скважине (3217) из 11 привел к прорыву пластовой воды и обводнению продукции до 97 %. Наряду с ДПСКО наиболее стабильным и длительным эффектом сопровождаются операции по гидроразрыву пласта. В данном случае проводили ГРП по двум технологиям: в первой в качестве жидкости разрыва применяли СКМД (соляную кислоту медленного действия), гидроразрыв проводили без закрепления трещин; во второй (технологии «A BJ Services Company») применяли жидкость разрыва на гелевой основе, трещины закрепляли проппантом. 

Независимо от применяемой технологии прирост добычи нефти от ГРП колебался в широких пределах (0,026 – 4,2 тыс.т) при среднем значении 1,5 тыс.т на 1 скв-опер. Низкая эффективность ГРП на отдельных скважинах связана с увеличением обводненности (скв. 3283) и геологическими причинами (скв.3202, 3286 расположены в приконтурной области, максимальная толщина пропластков 3 м, высокая расчлененность).

Достаточно высокую эффективность показали также термогазохимические методы воздействия на призабойную зону (ТГХВ в кислоте и СКО со щелочными металлами), методы поинтервального и селективного кислотного воздействия на ПЗП.

Наиболее эффективны ДПСКО – средний удельный эффект 1 мероприятия 4,9 т/сут, КСПЭО-2 – 3,2 т/сут. Без эффекта проведены 2000 г. УОС в 7 скважинах. Минимальный эффект на 1 мероприятие получен при ОПЗ полисилом и ОПЗ с дискаллером (соответственно 1,1 т/сут и1,0 т/сут), незначительный эффект получен при акустико-химическом и гидроударном воздействии (1,4 т/сут - 1,5 т/сут соответственно).

По отдельным видам обработок получен больший прирост по воде, чем по нефти (селективно-кислотного и  гидроударного воздействия), по некоторым - прирост по воде пропорционален приросту по нефти (КСПЭО-2, ОПЗ с дискаллером), по остальным – прирост по воде незначителен.

Таким образом, отмечается достаточно высокая эффективность мероприятий по обработке призабойных зон добывающих скважин. Количество неэффективных ОПЗ составляет не более 6%, что для месторождений Удмуртии является  хорошим показателем.

В силу высокой расчленённости продуктивного разреза при различии фильтрационных характеристик продуктивных пластов рекомендуется продолжение работ по избирательному воздействию на пласты с целью увеличения притока в добывающих скважинах (интенсификация притока из отдельных пропластков и вовлечение в работу ранее не дренируемых пропластков с низкими фильтрационными характеристиками). Геолого-технические мероприятия на нагнетательном фонде направлены на восстановление и увеличение приемистости скважин и перераспределение объемов закачки по разрезу. Отмечается высокая эффективность мероприятий по уменьшению приёмистости нагнетательных скважин (до 90%), что говорит о высокой эффективности кольматации каналов НФС. Количество ГТМ данного типа за рассмотренный период незначительно .

Основной объем мероприятий на нагнетательном фонде направлен на выравнивание профиля приёмистости. Длительность эффекта от ВПП пропорциональна объёмам закаченного в процессе мероприятия  кольматирующего материала.

Необходимо расширение работ по ВПП с закачкой кольматирующего агента в объёмах, сопоставимых с объёмами каналов НФС.

 

2.3.3. Сопоставление фактических и проектных показателей

 

Согласно принятых проектных решений /1, 2/ верейско-башкирский объект разбурен по  равномерной треугольной сетке  с расстоянием между скважинами 400 м. 

Месторождение разрабатывается в соответствии с дополнением к технологической схеме разработки /2/. За период 1994-2006 г.г. выполнено 3 авторских надзора, в которых, с учетом текущего состояния разработки и рекомендаций по ее совершенствованию, основные проектные показатели неоднократно уточнялись.

На  начальном этапе разработки объекта имели место отставания в темпах разбуривания и нефтедобычи, связанные с отставанием темпов обустройства месторождения в целом.

Утвержденным вариантом разработки был предусмотрен общий фонд скважин в количестве 133 (83 добывающих, 48 нагнетательных и 2 поглощающих). За счет бурения дополнительных скважин в зонах расширения площади нефтеносности фактический фонд составляет 163 скважины (включая 9 ликвидированных).

В целом  верейско-башкирский объект разрабатывается более высокими темпами, чем было предусмотрено на стадии проектирования. Последнее в значительной степени обеспечивается как большим добывающим фондом по сравнению с проектным (за счет бурения  дополнительных скважин и эксплуатации части нагнетательного фонда на нефть), так и более высокими фактическими дебитами скважин.

Сопоставление проектных и фактических показателей разработки по месторождению в целом и по объектам разработки представлено в таблице 9, основные технологические показатели в динамике на рисунках 14, 15. Сравнение проектных и фактических показателей выполнено в соответствии с последним проектным документом - дополнением к технологической схеме (1994 год), кроме того, в таблице 9 приведены уточненные уровни добычи согласно авторского надзора, выполненного  в 2001 году.

На 1.01.2007 г. из верейских и башкирских отложений добыто 2628,7 тыс. т нефти, что составляет 36,5 % от утвержденных НИЗ, в то время как проектным документом на эту же дату предполагалось извлечь порядка 23,1% от НИЗ  или 1668,0 тыс.т.

Практически за весь период разработки (начиная с 1996 г.) фактические уровни добычи превышают проектные. Продуктивность залежей на стадии проектирования оказалась несколько заниженной.

В 2006 г. добыто 312,9 тыс. т нефти (4,34% от НИЗ). Фактический объем добычи более чем вдвое превысил проектный (на 172,9 тыс.т). Объект находится в стадии стабильной добычи. За последние 3 года за счет проведения эффективных мероприятий по оптимизации фонда, ОПЗ и бурения новых скважин отмечается прирост добычи с 270,3 тыс.т в 2003 г. до 312,9 тыс.т в 2006 г.  Текущий коэффициент нефтеотдачи – 0,149 % при проектном 0,095.

 

Таблица 9

Сравнение проектных и фактических показателей разработки

Сравнение проектных и фактических показателей разработки

 

Рис. 13 График разработки верейско-башкирского объекта

 Рис. 13 График разработки верейско-башкирского объекта

 

Рис. 14. График разработки верейско-башкирского объекта

Рис. 14. График разработки верейско-башкирского объекта

 

Динамика обводненности складывается более благоприятно по сравнению с запроектированной. При более высоких темпах выработки запасов обводненность растет сравнительно невысокими темпами. В частности, в 2006 г. при проектном отборе от НИЗ 23,1% проектная обводненность ожидалась на уровне 48,7%, фактическая обводненность существенно ниже и составила 32,9 %, при отборе от НИЗ 36,5%.

Из-за отставания обустройства в части электроснабжения до января 1994 г. эксплуатация скважин осуществлялась на свободном  изливе в условиях отсутствия заводнения. Средние начальные дебиты скважин по нефти за период разбуривания залежей не превысили 5,4 т/сут, в то время как проектные ожидались от 7,4 т/сут до 17,8 т/сут. Средний безводный период эксплуатации скважин составил 2,5 месяца. Значительная часть скважин вступала в эксплуатацию с незначительным содержанием воды, либо вода появлялась в первые полгода эксплуатации, лишь в единичных скважинах безводный период длился более года.

На 1.01.07 г. средние дебиты по нефти и жидкости составляют соответственно 7,8 т/сут  и 11,6 т/сут, при проектных 5,2 т/сут и 10,2 т/сут.  За период  2002-2006 г.г. отмечается их рост  - с 7,1 т/сут до 7,8 т/сут по нефти  и с 9,6 т/сут до 11,6 т/сут по жидкости, связанный, как уже отмечалось выше, с оптимизацией фонда и ростом эффективности от проводимых  ГТМ.

На местрождении реализована площадная избирательная система  заводнения. Освоение системы ППД началось с 1994 г., на год раньше запроектированного и на начальном этапе осуществлялось по временной схеме с использованием части пробуренного фонда (10 скважин) для отбора пластовых вод нижнебашкирских отложений и их закачки в продуктивные пласты. Допущенный на начальном этапе разработки дефицит закачки полностью ликвидирован в 1996 г. Увеличение объемов закачки и доведением их до проектного уровня компенсации отбора жидкости не отразилось на темпах роста обводненности в целом по объекту. Массового прорыва закачиваемых вод к забоям добывающих скважин не наблюдалось.

Пластовая вода использовалась в системе ППД до 2001 г. В связи с наметившимся дефицитом добываемой для заводнения воды, а также согласно принятым  проектным решениям, со II полугодия  2001 г. осуществлен перевод системы ППД на пресную воду.

Всего с начала заводнения по промысловому учету в верейско-башкирский объект закачано 3883,9 тыс. м3 воды, накопленная компенсация отбора жидкости закачкой составила 102,5% при проектной 106,4%, имеет место небольшой дефицит закачки. В 2004 г. закачано 536,6 тыс. м3, текущая компенсация – 103,1% (проектная 115,0%). Под закачкой – 34 скважины (по проекту 48), 17 скважин нагнетательного фонда эксплуатируются на нефть. Практически по всему фонду, за исключением единичных скважин, осуществляется совместная закачка в верейские и башкирские пласты. Скважины работают в проектном режиме - при среднем давлении на устье 9,0 МПа (проектное до 10 МПа). При меньшем нагнетательном фонде фактические объемы закачки обеспечиваются за счет более высокой приемистости скважин – 45,0 м3/сут (при проектной – 21,4 м3/сут).

В целом состояние разработки верейско-башкирского объекта Кезского месторождения оценивается  удовлетворительно. Основные проектные решения в части разбуривания объекта проектной сеткой скважин полностью реализованы. За счет бурения проектных скважин в зонах расширения площади нефтеносности фактический фонд превышает проектный. На стадии проектирования потенциал залежей оказался несколько заниженным. Фактически разработка верейско-башкирского объекта осуществляется более высокими темпами, чем было предусмотрено технологической схемой.

Процессы вытеснения  протекают сравнительно благоприятно, при более высоких темпах  выработки запасов,  обводненность  растет сравнительно небольшими темпами. Выявлен небольшой резерв по увеличению коэффициента охвата перфорацией. Система заводнения реализована не в полном объеме, часть нагнетательных скважин эксплуатируется на нефть. Имеет место незначительный дефицит закачки.

 2.3.4. Анализ выработки запасов нефти из пластов

 

На 1.01.07 г. из верейско-башкирского объекта Кезского месторождения добыто 2628,7 тыс.т нефти, что составляет 36,5% от утвержденных НИЗ, текущий КИН 0,149. Состояние выработки запасов оценивалось с использованием гидродинамической модели.  Степень выработки запасов по пластам представлена в табл. 10.

         Таблица 10

Состояние выработки запасов (на 1.01.07 г.)

Пласт

Извлекаемые запасы,

тыс.т

Накопл. добыча нефти, тыс.т

Отбор от НИЗ, %

Текущая обводненность, %

на 1.01.07 г.

В-II

2390

691

28,9

15,1

В-IIIа

1276

560

43,9

27,5

В-IIIб

197

59

29,9

26,0

По верейскому горизонту

3863

1310

 

33,9

21,1

А4-1

670

273

40,7

34,9

А4-2

1604

548

34,2

30,1

А4-3

712

393

55,2

60,5

А4-4

308

105

34,1

69,9

А4-5

50

0

0

0

По башкирскому ярусу

3344

1319

 

39,4

 

45,2

В целом

по объекту

7207

2629

 

36,5

 

32,9

 

В целом выработка запасов верейских и башкирских залежей протекает сравнительно равномерно, отобрано 33,9% и 39,4% от НИЗ соответственно.  При этом темпы обводнения башкирских залежей вдвое превышают темпы обводнения верейских, вследствие как более высокого охвата пластов заводнением, так и близкого залегания подошвенных вод- наиболее обводненные нижние пласты А 4-4 и А 4-3 (соответственно 69,9% и 60,5%).

Наибольший объем добычи в абсолютном выражении обеспечивается за счет эксплуатации пластов В-II, В-IIIа и А 4-2 (68,4% от общей добычи), содержащих основные запасы нефти и имеющих наиболее высокий охват перфорацией как по площади, так и по толщине.

Опережающая выработка запасов отмечается по пластам В-IIIа верейского горизонта (43,9% от НИЗ) и А4-3 башкирского яруса (55,2% от НИЗ), характеризующихся лучшими  коллекторскими свойствами в верейско-башкирской продуктивной толще. Опережающая выработка запасов пласта А4-3 сопровождается и высокими темпами обводнения -60,5%. 

Пласт А4-5 не перфорирован и не вырабатывается по причине, как отмечалось выше, небольших размеров залежи и наличия зон слияния с пластом А 4-6, который повсеместно водонасыщен.

Распределение остаточных запасов по продуктивным пластам представлено на рис. 15.

 

Рис. 15 Зависимость темпов отбора от отбора от НИЗ по пластам

Рис. 15 Зависимость темпов отбора от отбора от НИЗ (по пластам)

 

2.3.5. Анализ эффективности реализованной системы разработки

 

Согласно утвержденного варианта  разработки разбуривание верейско-башкирского объекта предусматривалось по равномерной треугольной сетке с расстоянием между скважинами 400х400 м с организацией площадного избирательного заводнения по обращенной семиточечной схеме.

Запроектированная система разработки на дату рассмотрения практически полностью реализована и достаточно эффективна.

Проектный фонд реализован в полном объеме, более того, в зонах расширения площади нефтеносности пробурены дополнительные скважины, за счет чего фактический фонд превышает проектный и составляет 163 скважины против 133.

В целом продуктивность залежей на стадии проектирования оказалась несколько заниженной. Несмотря на  имевшие место отставания в темпах разбуривания и нефтедобычи на начальном этапе освоения месторождения, связанные с отставанием обустройства, фактическая  разработка месторождения осуществляется более высокими темпами, чем было предусмотрено проектным документом. Последнее обеспечивается  как большим добывающим фондом (за счет бурения дополнительных скважин и использования части нагнетательного фонда в эксплуатации на нефть), так  и  более высокими  дебитами скважин по нефти, что довольно часто связано с более высокой депрессией на пласт по сравнению с предусмотренной проектным документом.

Месторождение находится в стадии стабильной добычи, а за период 2001-2006 гг. за счет роста  эффективности ГТМ  и бурения новых скважин обеспечен прирост добычи.

Процессы вытеснения  протекают достаточно благоприятно. При более высоких темпах выработки запасов обводненность растет сравнительно невысокими темпами. На 1.01.07 г. отобрано 36,5 % от НИЗ, текущая обводненность продукции составила 32,9%, в то время как на эту же дату предусматривалось извлечь 23,1% от НИЗ при обводненности продукции 48,7%. Ниже представлены характеристики вытеснения по верейско-башкирскому объекту  разработки.

Несмотря на то, что месторождение находится в стадии стабильной добычи и обводненность в целом еще не достигла 50%, при сохранении существующих темпов обводненнения продукции  можно ожидать достижения утвержденной нефтеотдачи.

Разработка верейских залежей по сравнению с башкирскими протекает более эффективно (рис. 16) и по ним, очевидно, следует ожидать несколько более высокую нефтеотдачу по сравнению с башкирскими.

Запроектированная на верейско-башкирский объект система заводнени  реализована  не  в полном объеме – 17 скважин находятся в отработке на нефть. В целом по объекту имеется небольшой дефицит закачки. Фактические объемы закачки обеспечиваются за счет более высокой приемистости скважин, что не во всех случаях оценивается как положительный момент. Охват залежей  как по площади, так и по разрезу носит неравномерный характер, на что указывает динамика пластовых давлений. На отдельных участках залежей есть необходимость в усилении заводнения, на отдельных – в ограничении объемов закачки или их перераспределении по разрезу. Увеличения компенсации отбора жидкости закачкой более чем на 115% при этом не требуется.

В целом состояние разработки верейско-башкирского объекта на дату рассмотрения оценивается удовлетворительно. Реализованная система разработки соответствует запроектированной, достаточно эффективна и обеспечивает более высокие темпы нефтедобычи, чем было предусмотрено на стадии проектирования. Гибкая площадная система заводнения позволяет в оперативном порядке регулировать отборы и закачку по отдельно взятым участкам разрабатываемого объекта с целью обеспечения наиболее полной и равномерной выработки запасов залежей. Какой-либо существенной  корректировки в системе разработки на данном этапе не требуется. При сохранении существующей динамики отборов и обводненности, следует ожидать достижения утвержденной нефтеотдачи.

Вместе с тем, возможности реализованной системы в плане регулирования процесса разработки в полном объеме не используются по причине недостаточного  объема проводимых мероприятий по контролю за разработкой. В условиях эксплуатации многопластовых объектов единым фильтром необходимо усиление контроля  за состоянием  выработки запасов отдельных пластов. В этом случае, ряд задач по контролю и регулированию могут быть решены с использованием  геолого-гидродинамической модели.

Основные направления по совершенствованию разработки верейско-башкирского объекта, на наш взгляд, могут быть связаны с вовлечением в разработку неохваченных вытеснением и слабодренируемых участков залежей путем увеличения коэффициента охвата перфорацией и регулированием заводнения (перераспределением отборов и закачки по площади и разрезу, организацией дополнительных очагов заводнения), работой  с фондом скважин (выбор оптимального режима эксплуатации, ОПЗ) и бурением  БГС.

  

2.4 Выбор и обоснование применения предлагаемого технического решения

 

Кезское месторождение разрабатывается с 1992 года, в разработке находится 15 лет. На данный момент месторождение переходит на третью стадию разработки. Его разработка осуществляется в соответствии с технологической схемой /8/. В соответствии, с которой базовый вариант предусматривает бурение 3 скважин и перевод под закачку 1 скважины. Общий фонд скважин – 157, из них 119 добывающих, 35 нагнетательных, 3 специальных. Разбуривание по равномерной треугольной сетке с расстоянием между скважинами 400 м. Проектный срок разработки – 65 лет. Накопленная добыча нефти за весь срок разработки  составит – 6672,0 тыс.т. Коэффициэнт нефтеизвлечения – 0,378.

Проведенный анализ текущего состояния разработки показывает, что фактические показатели превышают проектные. 

Проектируемый вариант предусматривает сохранение существующей системы заводнения, но в дополнение к существующей системе разработки предусматривает бурение 7 боковых горизонтальных стволов на пласт В-II. Кандидатами среди вертикальных скважин под перевод на БГС стали  скважины (3217,3215,3204,3219,3231,3224,3206).

Выполненные исследования по этим скважинам (ГИС, ГДИ, лабораторных), подтвердили необходимость перевода этих скважин. Цель этого перевода – это прежде всего снижение обводненности, выработка запасов в зонах , не вовлеченных ранее в разработке, увеличение нефтеотдачи, продление рентабельной жизни скважины. Кандидаты были выбраны на основании анализа промысловых исследований, карт текущих отборов, обводненности, карты изобар.

 

2.4.1. Литературный обзор известных технических решений

по теме проекта

 

В работе /3/  описывается применение новых методов и технологий, которые позволяют повышать текущею добычу и получать высокие коэффициенты нефтеизвлечения (КИН). Описывается оборудование для проводки боковых горизонтальных стволов, буровой раствор, конструкция скважин и профили ГС и БГС на Мишкинском, Кезском, Гремихинском месторождениях. Внедрение в промышленных масштабах высокоэффективных тепловых термополимерных методов, горизонтального бурения и «реанимация» низкодебитного фонда скважин зарезкой боковых горизонтальных стволов.

В работе /4/ Е.И. Богомольного (Удмуртнефть), Б.М. Сучкова, В.А. Савельева, Н.В.Зубова и др. описываются методы, которые позволяют прогнозировать на этапе проектирования дебиты жидкости, нефти, обводнённость, технологическую эффективность горизонтальных скважин по отношению к вертикальным, показатели интенсификации разработки и определяется целесообразность вложения средств в бурение скважины.

В работе /5/ Кузмина С.С., Максимова А.А. показаны результаты проведения зарезок боковых стволов на месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз». Работы по зарезке боковых стволов позволяют решить ряд задач: извлечение остаточных запасов в зонах активной выработки; восстановление сетки скважин; доразведка, изучение строения залежи; апробация и оценка результатов моделирования. 

В работе /6/ Е.И. Богомольного (Удмуртнефть), Б.М. Сучкова и др. описываются использование бурового раствора и технологии обработки горизонтального ствола.

В работе /7/ В.А. Савельева, Д.А. Сугаипова описываются применение ГС на Южно-Киенгопском месторождении. Сделан вывод, что накопленный опыт разработки и проводимые эксперименты бесценны в плане учёта их результатов для новых проектов.

В работе /8/ В.И. Кудинова, Е.И. Богомольного, М.И. Дацика, Б.М. Сучкова, В.А. Савельева описываются, что нефтяные месторождения Удмуртии имеют сложные  геологическое строение, пласты коллекторы характеризуются низкой проницаемостью и пористостью. Около 70 % запасов относится к трудноизвлекаемым, это обусловлено высокой вязкостью нефти; низкой проницаемостью коллекторов, их высокой послойной и зональной неоднородностью; малой эффективной толщиной; наличием подгазовых зон и маломощных нефтяных оторочек.

 

2.4.2. Патентный обзор технических решений по теме проекта.

 

В патенте РФ 2097536  /9/ рассматривается способ разработки неоднородной нефтяной залежи. Сущность изобретения: при разработке неоднородной многопластовой нефтяной залежи часть запасов залежи остается неохваченной воздействием. На практике залежь может состоять из 20 и более пластов. 

Поскольку пласты имеют разную проницаемость, пористость и тому подобное, то есть залежь неоднородна, выработка запасов из пластов происходит неравномерно. Все пласты вскрывают общим фильтром и приобщают к разработке. 

Однако в разработке участвуют, как правило, 40 – 60 процентов нефтенасыщенные толщин. Охватывается разработкой, в основном, высокопроницаемые пласты. Кроме того, вследствие образовавшихся перетоков воды вдоль ствола скважины часть запасов остается как бы захороненной в залежи. Ликвидация таких перетоков известными средствами носит временный характер и во многом не эффективна. Из-за близости водонефтяных и газонефтяных контактов не вскрываются целые пласты высокой продуктивности, которые не могут быть вовлечены в разработку обычными методами. 

По этим причинам нефтеотдача неоднородной многопластовой залежи бывает на 10 – 20 пунктов ниже, чем обычной залежи. 

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи неоднородной многопластовой залежи за счет более полного охвата пластов воздействием, вовлечение в разработку ранее не работавших продуктивных пластов в бездействующих, простаивающих, низкопродуктивных, нерентабельных, высокообводнённых скважинах.

В патенте РФ 2159324 /10/ рассматривается  способ разработки нефтяной залежи. Сущность изобретения: при разработке нефтяной залежи ведут закачку рабочего агента через центральную нагнетательную скважину и отбор нефти через окружающие по окружности добывающие скважины. В качестве рабочего агента используют не нагретый или нагретый раствор полимера. 

В скважинах определяют обводнившиеся и нефтенасыщенные пласты. Из наиболее обводненных добывающих скважин бурят боковые горизонтальные стволы (БГС) в нефтенасыщенные пласты перпендикулярно вытесняющему потоку от центральной нагнетательной скважины в направлении невыработанных нефтяных зон. 

Между центральной нагнетательной скважиной и окружностью добывающих скважин в местах, где не  пробурены БГС, бурят горизонтальные скважины в нефтенасыщенных пластах, располагая горизонтальный ствол перпендикулярно вытесняющему потоку от центральной нагнетательной скважины в направлении зоны повышенной нефтенасыщенности. На начальной стадии разработки центральную нагнетательную скважину используют как добывающую.

В патенте РФ 21722395 /11/ рассматривается способ разработки нефтяного месторождения. Сущность изобретения: по способу бурят проектное число нагнетательных и добывающих скважин. Заводняют пласт и извлекают нефть на поверхность с последующим бурением дополнительных скважин, учитывающих неоднородность пласта. Осуществляют доразработку  месторождения с одновременным поиском и добычей остаточных запасов путём бурения горизонтальных и боковых стволов из скважин, вышедших в тираж из-за технических и технологических причин. Боковые стволы бурят в направлении той из соседних окружающих скважин, которая имеет также технологические показатели эксплуатации, при которых её водонефтяной фактор к моменту одинаково обводнения окружающих скважин был бы максимальным.

В патенте  РФ 99117604 /12/ рассматривается способ разработки нефтяного месторождения. 

Сущность изобретения: способ разработки нефтяного месторождения, включающий бурение проектного числа нагнетательных и добывающих скважин, заводнение пласта и извлечение нефти на поверхность с последующим бурением дополнительных скважин, учитывающих объёмную неоднородность пласта, отличающийся тем, что доразработку месторождения ведут с одновременным поиском и добычей остаточных запасов, путём бурения горизонтальных и боковых стволов из скважин, вышедших в тираж из-за технических и технологических причин, причём боковые стволы бурят в направлении той соседней окружающей скважины, имеющей такие технологические показатели эксплуатации, при котором водонефтяной фактор к моменту одинакового обводнения окружающих скважин был бы максимальным.     

 

2.4.3. Анализ эффективности применения

выбранного технического решения  на других месторождениях

 

В действующем фонде добывающих скважин ОАО «Удмуртнефть» числится около 4 тысяч скважин, из них почти 25 % относится к категории высокообводнённых (более 90 %). 

Высокообводнённый фонд составляет: по Чутырской площади -31,4 %; Киенгопской площади -56%; Красногорскому месторождению -34 %; Мишкинскому месторождению -19,4 %; Ельниковскому месторождению -27,8 %. В бездействующем фонде и консервации находится около 350 скважин, которые могут быть восстановлены путём зарезки БГС. 

Результаты бурения БГС в высокообводнённых скважинах башкирских отложений Гремихинского, Чутырско-Киенгопского месторождений и турнейских отложений Мишкинского месторождений показали, что удаётся ввести в эксплуатацию практически неработающие скважины с получением как минимум средней производительностью по объекту, а в некоторых случаях увеличить её в 1,5-2 раза. 

На Гремихинском месторождении проведены опытные работы по бурению многоствольных скважин. В настоящее время в ОАО «Удмуртнефть» разработана долгосрочная программа восстановления нерентабельного фонда скважин путём зарезки БГС. Также приступают к разбуриванию нетрадиционных объектов, содержащих трудноизвлекаемые запасы в маломощных пластах верейских и яснополянских отложений, к освоению запасов нефти в нефтяной оторочке на месторождениях с газовой шапкой. 

Таким образом, внедрение «реанимации» низкодебитного и простаивающего фонда скважин зарезкой БГС является одной из основ стабилизации добычи нефти на месторождениях Удмуртии на длительную перспективу /3/.

Рассмотрим технологию бурения  БГС на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз». При помощи установленного в заданном интервале, сориентированного в расчётном азимутальном направлении  клина-отклонителя (уипстока) вырезалось «окно» в эксплуатационной колонне. Для этого использовалась компоновка стартового, оконного, арбузного фрезеров диаметром 123,8 мм. Зарезка «окна» осуществлялась с использованием солевого раствора. Скважина промывалась до полного удаления металлической стружки из раствора. При бурении бокового ствола и эксплуатационного горизонтального участка использовался биополимерный раствор. Использовалась телеметрическая система Sperry-Sun (DGWG cn) и забойные двигатели-отклонители Д-106, ДО-106, ДР-106 с РУП, ДГ-105. Долота: СЗ-ЦАУ R-204, STR-20C, STR-0,5С. Бурильный инструмент включал спиральные утяжелённые и бурильные трубы диаметром 73 мм. Крепление скважин осуществлялось спуском 101,6-мм хвостовика с фильтрами, представленным обсадными трубами с просверленными отверстиями.

Результаты бурения БГС по вышеприведённому регламенту подтвердили научно-техническую обоснованность и высокую технологичность, что обусловило успешность и большую рентабельность строительства боковых стволов с горизонтальным участком в сложных геолого-физических условиях строения нефтяных месторождений. Применение биополимерного раствора при бурении боковых стволов и вскрытии продуктивных горизонтов  обеспечило устойчивость стенок боковых стволов, способствовало безаварийной проводке БГС, обусловило высокое качество вскрытия эксплуатационных объектов и сохранение их коллекторских свойств /5/.

 

2.4. Проектирование предлагаемого технического решения 

для Кезского месторождения

 

Геолого-физические и технологические критерии успешности бурения БГС. С учетом горизонтального бурения на месторождениях Удмуртии, а так же в других регионах России и за рубежом, основными критериями при выборе объектов под горизонтальное бурение являются: геологический, технологический, технический и экономический /13/.

Геологический критерий учитывает геолого-физические параметры залежей, наличие осложняющих геологических факторов бурения горизонтальных стволов и их эксплуатации.

Толщина нефтенасыщенного пласта.

Чем мощнее нефтенасыщенный пласт, в который проводят забуривание, тем выше вероятность расположить его оптимально. Сейчас подрядные организации ОАО «Удмуртнефть» принимают   минимально возможную нефтенасыщенную толщину 3 м.

Естественная проницаемость пласта.

При небольшой проницаемости пласта коэффициент охвата в случае бурения вертикального ствола мал, поэтому бурение бокового горизонтального ствола на порядок повышает производительность скважины. В случае хорошей проницаемости вертикальная скважина может также дать хороший охват.

Неоднородность продуктивных пластов по площади и разрезу. Неоднородность   продуктивного   пласта   снижает   его   эффективную   нефтенасыщенную толщину, так при мощности пласта равной 4 метрам при  коэффициенте  песчанистости,  равным  0,75   общая   эффективная  толщина снижается до 3 метров.

Так же, чем выше неоднородность, тем сложнее оценить геологическое строение залежи между скважинами и, как следствие, провести горизонтальный ствол с наиболее оптимальными параметрами. Таким образом, с увеличением неоднородности, помимо всего прочего возрастает фактор случайности, так как горизонтальный участок ствола может попасть не в нефтенасыщенный коллектор, а в непроницаемые породы.

Наличие активных подошвенных вод.

Так же как и предыдущий пункт относится к осложняющим факторам, и при бурении горизонтального ствола его расстояние от водонефтяного контакта должно обеспечивать недопущение прорыва воды. Необходимо формировать  горизонтальный ствол в верхней части нефтенасыщенного пласта на максимальном удалении от ВНК, особенно при наличии развитой трещиноватости пород.

Технологический критерий определяется реализованной системой и текущим состоянием разработки, а главное – наличием целиков нефти или слабо охваченных вытеснением участков залежей по площади и по разрезу, которые существующими методами невозможно вовлечь в разработку.

Плотность запасов.

Включает в себя нефтенасыщенность коллектора, его пористость, а так же площадь нефтеносности и позволяет оценить удельные запасы нефти в определенном объеме породы. Зная его можно примерно определить возможные запасы нефтяного «целика», на который осуществляют бурение горизонтального ствола и тем самым оценить возможную экономическую эффективность от бурения.

Выработка запасов нефтяной залежи.

От выработки запасов промышленного объекта, на который осуществляется бурение горизонтального ствола, а так же от условий их выработки по площади и разрезу зависят возможные технико-экономические показатели. По степени их выработки можно оценить возможные местоположения «целиков» нефти, а так же, в купе с плотностью запасов нефти, их примерные запасы (общие и извлекаемые).

Обводненность пласта.

Если пласт обводнен, то бурение на него бокового горизонтального ствола не рекомендуется.

Текущее состояние разработки объекта в целом.

Для определения применения горизонтального бурения необходимо знать текущее пластовое и забойное давление,  дебиты скважин на перспективных участках залежи, плотность сетки скважин.

Технический критерий учитывает техническое состояние скважины с точки зрения возможности бурения боковых горизонтальных стволов (целостность эксплуатационной колонны и цементного камня за ней, отсутствие заколонных перетоков).

Длина и диаметр горизонтального ствола.

От длины и диаметра горизонтального ствола зависит площадь фильтрации добываемой жидкости, степень охвата объекта. 

В мире основной упор делают на длину горизонтального ствола (есть случаи бурения горизонтальных стволов длиной 6000 метров и более), что хорошо сказывается на нефтяных месторождениях с легкой маловязкой нефтью, тогда как при условии течения неньютоновских жидкостей (то есть при повышенной вязкости нефти), длина ствола начинает играть не такую существенную роль. 

Так по опыту бурения боковых горизонтальных стволов и горизонтальных скважин в ОАО "Удмуртнефть" наибольший удельный прирост дебита на один метр длины горизонтального ствола наблюдается при его длине равной 100 метрам, после чего начинается его снижение.

При бурении боковых горизонтальных стволов из нерентабельных скважин на длину горизонтального ствола влияет помимо прочего реализованная сетка скважины.

Характер размещения горизонтального ствола по площади и разрезу.

От характера размещения горизонтального ствола зависит степень выработки возможного «целика» нефти, а так же в случае наличия газовой шапки или подошвенных вод возможность их прорыва (то есть формировать горизонтальный ствол нужно на некотором расстоянии, с «запасом», от газо­ или водонефтяных контактов).

Профиль горизонтального ствола.

Существуют следующие теоретические профили горизонтального ствола:

-  Горизонтальный. Ствол формируют в пласте горизонтально.

- Восходящий Ствол формируют в пласте по восходящей линии. Обычно применяется в случае возможного прорыва газа, так как в этом случае есть возможность отсечь участок ствола, по которому прорывается газ, не отключая всего горизонтального участка ствола.

- Нисходящий. Ствол формируют в пласте по нисходящей линии. Применяется в случае близкого водонефтяного контакта и, как следствие, возможного прорыва пластовой воды. Вода будет прорываться по нижнему участку горизонтального ствола, и при его отсечении оставшаяся часть ствола будет продолжать работать, в противном случае пришлось бы отсекать весь ствол.

- «Синусоида». Основное преимущество данного профиля в том, что в условии слоистого залегания пласта, когда идет чередование проницаемых (нефтенасыщенных) и непроницаемых пропластков, позволяет более полно охватить пласт. Но он имеет и существенные недостатки, которые не позволили получить ему широкое распространение. Одним из таких недостатков является образование «гидрозатвора» в пониженных участках ствола.

Конструкция вертикальной скважины для зарезки БГС.

Проводится тщательное изучение самой конструкции скважины и ее состояния для оценки возможного осуществления запланированных ме­роприятий. Исследуется качество крепления скважины на герметичность заколонного пространства. При наличии заколонных перетоков, источников обводнения и других неисправностей принимается решение о проведении ремонтных работ или отказе от намеченных мероприятий по зарезке второго ствола.

Экономический критерий определяется экономической целесообразностью бурения ГС и БГС с точки зрения окупаемости затрат и необходимой прибыли.

Экономические критерии являются основными при горизонтальной технологии: минимизация затрат на бурение горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов, окупаемость вложенных средств на бурение и освоение горизонтального ствола, рентабельность бурения ГС и БГС.

По перспективности горизонтальной технологии бурения скважин все объекты разработки можно подразделить на три категории.

К первой категории отнесены залежи с благоприятными условиями по выше названным критериям. Это, прежде всего, массивные залежи турнейского и башкирского возраста с нефтенасыщенной толщиной не менее 10 м; пластовые залежи верейского и яснополянского объектов с нефтенасыщенной толщиной пластов не менее 3 м.

Ко второй категории относятся объекты с повышенным геологическим и технологическим  риском для горизонтального бурения, связанным с высокой расчлененностью нефтенасыщенных объектов, представленных пластами коллекторами толщиной менее 2 м, наличием газоносного разреза выше нефтяных залежей, зональной ограниченностью залежей и высокой выработанностью запасов. К этой категории относятся почти все объекты разработки многопластового типа башкирского возраста с высокорасчлененными карбонатными коллекторами.

К третьей категории относятся водонефтяные зоны, подгазовые и подошвенные части залежей, а так же высоко выработанные объекты. На эти объекты практически, геологически, технологически и экономически горизонтальная технология неприемлема.

Наиболее высокие перспективы и эффективность связаны с первой группой. Богатый опыт горизонтального бурения на залежи первой группы позволяют с определенной степенью уверенности выделить основные критерии успешности бурения горизонтальных стволов:

-               нефтенасыщенная толщина не менее 10 м;

-               наличие невыработанных целиков нефти;

-               наличие непроницаемого экрана между нефтенасыщенной и водонасыщенной частями разреза (желательно).

Параметры горизонтального ствола должны быть следующие:

-               формирование горизонтального ствола в кровельной части нефтенасыщенного разреза;

-               траектория горизонтального ствола горизонтальная или по нисходящей линии;

-               длина горизонтального ствола определяется размерами невыработанных участков залежи. Обычно она не должна превышать 1/3 расстояния сетки скважин.

Следует отметить, что Кезское месторождение, как и большая часть месторождений Удмуртии, разрабатывается вертикальными скважинами с применением избирательного заводнения. Геолого-физическая характеристика объектов разработки представлена в табл 1.

Месторождение переходит в 3 стадию разработки, степень выработки запасов от начальных извлекаемых запасов составляет 38,4%, добываемая продукция в проектируемых скважинах обводнена более чем на 80%.

Учитывая, что продуктивные объекты месторождения приурочены к  верейской залежи, существуют невыработанные целики нефти, имеются мощные нефтенасыщенные участки с невыработанными запасами - отнесем объекты к первой категории, т.е. наиболее перспективных к доразработке с помощью зарезки боковых горизонтальных стволов.

 


2.6. Расчет технологических показателей проекта

 

При решении практических задач проектирования и анализа разработки нефтяных месторождений одной из основных формул для оценки дебитов скважин является известная формула Дюпюи. Поэтому естественным образом возникает вопрос получения аналога формулы Дюпюи и для притока жидкости в горизонтальную скважину.

Рассмотрим задачу о квазистационарном течении жидкости в пористой среде. Одиночная горизонтальная скважина длиной L дренирует область, ограниченную контуром питания с радиусом Rк. Толщина пласта - h, абсолютная проницаемость - K, динамическая вязкость жидкости - m, давление на контуре питания - pк, давление на забое скважины - pс, приведенный радиус скважины - rс. Требуется определить дебит скважины.

Наиболее простое решение было предложено Ю.Т. Борисовым и В.П. Табаковым.

Дебит горизонтальной скважины выражается формулой

Дебит горизонтальной скважины выражается формулой                                     (1)

Первое слагаемое в знаменателе отражает внешнее фильтрационное сопротивление, вторе слагаемое - внутреннее сопротивление скважины.

Внешне фильтрационное сопротивление по форме совпадает с сопротивлением вертикальной скважины, отличаясь лишь тем, что вместо радиуса скважины rс используется радиус rэкв = L / 4. Внутреннее сопротивление горизонтальной скважины принимается по методу эквивалентных фильтрационных сопротивлений Ю.П. Борисова равным внутреннему сопротивлению батареи вертикальных скважин шириной L, расстояние между скважинами 2×d = h.

Формула (1) имеет тот недостаток, что вне зависимости от длины горизонтальной скважины контур питания предполагается радиальным. Точность данной формулы должна убывать с ростом отношения L/Rк.

Для горизонтальной скважины контур нефтеносности должен иметь  эллипсообразный, а не круговой характер. С учетом этого Giger F. представил формулу притока в горизонтальную скважину в виде

Где, Rк - большая полуось эллипса, являющегося контуром питания                                (2)

Где, Rк - большая полуось эллипса, являющегося контуром питания.

Joshi S. в развитие формулы (2) получил выражение

где , 4                                 (3)

где ,                       где , 4                             (4)

есть большая полуось эллипса, равновеликого по площади кругу с радиусом дренирования Rк. Есть некоторое различие в определении внутреннего сопротивления горизонтальной скважины в формулах (3) и (1) - (2). В формуле (3) внутреннее сопротивление несколько выше, чем в формулах (1) и (2). По методу эквивалентных фильтрационных сопротивлений более правильно отражают внутреннее сопротивление формулы (1) и (2).

Еще одна формула предложена в работе Renard G., Dupuy J.

Еще одна формула предложена в работе Renard G., Dupuy J                                           (5)

Где, x = 2a / L и a вычисляются по формуле (4).

Формула (5) по внешнему фильтрационному сопротивлению совпадает с формулой (3), а по внутреннему сопротивлению - с формулами (1) и (2).

Формулы (1) - (5) соответствуют случаю изотропного по проницаемости пласта.

С учетом анизотропии по проницаемости Joshi предложена формула

где - коэффициент анизотропии                               (6)

где      где - коэффициент анизотропии - коэффициент анизотропии;

  Kг - проницаемость пласта в горизонтально направлении;

  Kв - проницаемость по вертикали.

Формула Renard, Dupuy для анизотропного пласта

Формула Renard, Dupuy для анизотропного пласта                                (7)

где      Формула

Эта формула отличается от (6) расчетом внутреннего сопротивления скважины.

В работе Economides M. дана поправка к формуле (6)

Показано, что для больших значений коэффициента анизотропии формулы 7 и 8                       (8)

Показано, что для больших значений коэффициента анизотропии формулы (7) и (8) являются более точными в сравнении с (6).

Для формул (2) - (8) имеют место некоторые ограничения.

В случае анизотропных пластов формулы пригодны при выполнении ограничений

L > h,            В случае анизотропных пластов формулы пригодны при выполнении ограничений                                   (9)

Для анизотропных пластов, помимо указанных, должно выполняться условие

L > b × h                                                                    (10)

Формулы (1) - (8) относятся к расчетам дебита, когда горизонтальная скважина находится в центре пласта относительно кровли и подошвы. Для случая асимметричного расположения скважины относительно кровли и подошвы пласта Joshi предложена формула

где d - расстояние по вертикали от центра пласта до горизонтальной скважины. При d 0                            (11)

 

где d - расстояние по вертикали от центра пласта до горизонтальной скважины. При d = 0 формула (11) переходит в (6).

Исходные данные для расчета приведены в табл. 11.

 

                Таблица 11

Исходные данные для расчета

№ скв

К, Формула

h, Формула

Формула, Формула

Формула, Формула

Формула, Формула

Формула, Формула

3217

0,19

3,4

9,0

7,5

0,08

200

3215

0,23

3,0

8,8

7,4

0,08

200

3204

0,22

3,1

6.9

5,8

0,08

200

3219

0,14

3,6

7,5

4,8

0,08

200

3231

0,3

3,1

8,0

6,5

0,08

200

3224

0.28

3,9

7,5

6.0

0,08

200

3206

0,29

3,2

7,1

6.2

0,08

200

 

Расчёты по добычи будут выполнены в программе Microsoft Office Еxcel c использованием  формулы Renard G (5)

 

2.6.1. Добыча нефти и жидкости

 

В табл. 12 рассчитана добыча нефти и жидкости по проектируемым скважинам на 15 лет.

 

Таблица 1

Расчетные данные

Скв.

Годы

Показатели

добыча нефти, тыс. тонн

добыча жидкости, тыс. м3/сут.

дебит нефти,

т/сут

дебит жидкости, м3/сут

3217

2007

3,14

0,65

8,6

1,8

2008

2,45

0,76

6,7

2,1

2009

2,15

0,87

5,9

2,4

2010

1,53

1,02

4,2

2,8

2011

1,31

1,13

3,6

3,1

2012

1,095

1,57

3,0

4,3

2013

0,912

2,15

2,5

5,9

2014

0,766

2,44

2,1

6,7

2015

0,693

2,7

1,9

7,4

2016

0,511

2,88

1,4

7,9

2017

0,402

3,25

1,1

2,92

2018

0,292

3,73

0,8

9,24

2019

0,171

4,74

0,47

12,98

2020

0,127

5,38

0,35

14,74

2021

0,054

6,92

0,15

18,96

3215

2007

3,8

0,78

10,4

0,8

2008

3,05

0,81

8,36

2,125

2009

2,71

0,84

7,42

2,3

2010

2,4

1,64

6,58

4,5

2011

2,11

1,96

5,8

5,25

2012

1,51

2,5

4,14

7,0

2013

1,39

2,75

3,8

7,75

2014

1,13

2,83

3,1

7,75

2015

0,99

3,6

2,7

9,98

2016

0.88

3,87

2,4

10,6

2017

0,78

5,38

2,1

14,7

2018

0,66

6,38

1,8

17,5

2019

0,34

7,31

0,92

20,03

2020

0,31

8,21

0,85

22,50

2021

0,09

9,87

0,24

27,04

3204

2007

3.21

0,67

8.83

1,6

2008

2,59

0,72

6.77

1,8

2009

2,23

0,86

6.1

2,2

2010

1,97

1,43

5.4

2,7

2011

1,71

1,96

5.0

4,5

2012

1.68

2,5

4.6

5,72

2013

1,35

2,75

3.7

6,8

2014

1,13

2,83

3.1

8,08

2015

0,96

3,6

2.6

9,62

2016

0.76

3,87

2.2

11,96

2017

0,68

5,48

1.7

13

2018

0,66

6,36

0,98

14,04

2019

0,37

7,34

0,74

15,861

2020

0,34

8,01

0,46

18,46

2021

0,06

8,89

0,32

22,88

3219

2007

3.95

1,58

10.83

1,9

2008

3.2

1,71

8.77

2,8

2009

2,83

1,94

7.78

3,2

2010

2.34

2,64

6.42

3,5

2011

2.11

2,96

5.8

4,9

2012

1.68

3,35

4.6

6,72

2013

1,45

3,76

3.9

7,89

2014

1,16

3.88

3.2

9,26

2015

0.94

4,6

2.8

10,62

2016

0.86

4,47

2.1

12,96

2017

0,68

6,01

1.8

13,8

2018

0,61

6,58

0,97

15,04

2019

0,37

7,31

0,74

19,861

2020

0,34

7,91

0,66

23,46

2021

0,06

9,87

0,42

25,18

3231

2007

4.46

1.56

12.23

2.2

2008

3.96

1.78

10.37

4.8

2009

3.20

1.94

8.78

5.3

2010

2.72

2.34

7.46

6.5

2011

2.48

2.98

6.81

7.9

2012

2.04

3.35

5.6

8.77

2013

1.75

3.90

4.8

9.89

2014

1.53

4.01

4.2

11.26

2015

1.38

4.26

3.8

15.6

2016

1.13

4.47

3.1

17.16

2017

0.95

8.09

2.6

19.8

2018

0.71

6.41

1.95

22.17

2019

0,63

9,02

1,74

22,51

2020

0,37

9,65

1,01

26,46

2021

0,29

10,47

0,82

28,58

3224

2007

3.95

1.38

9.83

1.9

2008

3.2

1.70

8.77

2.8

2009

2.83

1.94

7.78

3.2

2010

2.34

2.64

6.42

3.5

2011

2.11

2.96

5.8

4.9

2012

1.68

3.35

4.6

6.72

2013

1.45

3.76

3.9

7.89

2014

1.16

3.88

3.2

9.26

2015

0.94

4.64

2.8

10.62

2016

0.86

4.47

2.1

12.96

2017

0.68

5.38

1.8

13.8

2018

061

6.25

0,97

15.04

2019

0,37

7,65

0,74

19,861

2020

0,34

8,21

0,66

23,46

2021

0,06

9,57

0,42

25,18

3206

2007

2.88

0.65

7.9

1.78

2008

2.25

1.02

6.17

2.8

2009

2,83

1.35

5.18

3.7

2010

1.89

1.53

4.82

4.2

2011

1.49

1.46

4.1

4.9

2012

1.24

2.18

3.4

5.98

2013

1,05

2.73

2.9

7.5

2014

0,80

3.01

2.2

8.26

2015

0.66

3.68

1,8

10.1

2016

0.44

4.6

1.2

12.6

2017

0,31

5.03

0.86

13.8

2018

0,17

7.08

0,47

16.2

2019

0,09

7,22

0,24

19,4

2020

0,078

7,78

0,13

21,6

2021

0,056

8,68

0,09

23,8

å

2007

24,77

16,58

 

 

2008

20,07

17.71

 

 

2009

18.78

19,94

 

 

2010

15.23

23,64

 

 

2011

13.32

27,96

 

 

2012

10,93

30,35

 

 

2013

9,35

33.76

 

 

2014

7,85

39,88

 

 

2015

6,56

43,45

 

 

2016

5.44

47,76

 

 

2017

3,80

49.82

 

 

2018

3,61

51,05

 

 

2019

2,31

52,78

 

 

2020

1,90

54,15

 

 

2021

0,67

55,38

 

 

 

 

2.6.3. Коэффициент нефтеотдачи

 

КИН рассчитывается по формуле:

КИН=Qнак/Qг. (д.ед)

Результаты расчёта коэффициента нефтеотдачи просчитаны на 15 лет, в сравнении базового варианта с проектным и отображены в табл. 13.

 

Таблица 13

Расчёт технологических показателей текущего КИН

Год

КИН

Базовый вариант

Проектный вариант

2007

0,293

0,299

2008

0,296

0,308

2009

0,302

0,316

2010

0,305

0,322

2011

0,307

0,328

2012

0,309

0,322

2013

0,31

0,336

2014

0,311

0,339

2015

0,312

0,342

2016

0,313

0,344

2017

0,314

0,345

2018

0,315

0,348

2019

0,315

0,349

2020

0,315

0,349

2021

0,315

0,35


Накопленная добыча нефти  по проектному варианту в 2021 год равна 144,5 тыс. т

Коэффициент нефтеотдачи по проектному варианту равен 0,35.

 

 

2.7. Сравнение технологических показателей

проектируемого варианта с базовым вариантом 

В данном разделе произведем анализ технологических показателей разработки базового варианта (с вертикальными скважинами) и проектируемого варианта (с боковыми горизонтальными стволами), табл. 14.


Таблица 14

Технологические показатели базового и проектируемого варианта

Год

Добыча нефти, тыс. т

Добыча жидкости, тыс. м3

Накопленная добыча нефти, тыс. т

Накопленная добыча жидкости, тыс. м3

базовый вариант

проекти-руемый

вариант

базовый вариант

проекти-руемый

вариант

базовый вариант

проекти-руемый

вариант

базовый вариант

проекти-руемый

вариант

2007

8.82

24.77

21.36

16.58

8.82

24.77

21.36

16.58

2008

7.46

20.07

24.78

17.71

16.28

44.84

46.14

34.29

2009

6.82

18.78

26.98

19.94

23.1

63.62

73.12

54.23

2010

5.74

15.23

29.3

23.64

28.84

78.85

102.42

77.87

2011

4.88

13.23

32.12

27.96

33.72

92.08

134.54

105.83

2012

4.11

10.93

34.67

30.35

37.83

103.01

169.21

136.18

2013

3.76

9.35

37.67

33.76

41.59

112.36

206.88

169.94

2014

3.01

7.85

40.78

37.88

44.6

120.21

247.66

207.82

2015

2.65

6.56

45.8

43.45

47.25

126.77

293.46

251.27

2016

2.12

5.44

49.98

47.76

49.37

132.21

343.44

299.03

2017

1.78

3.8

53.25

49.82

51.15

136.01

396.64

348.85

2018

1.22

3.61

56.4

51.05

52.37

139.62

453.04

399.9

2019

0.89

2.31

61.1

52.78

53.26

141.93

514.14

452.68

2020

0.45

1.9

63.8

54.15

53.71

143.83

577.94

506.83

2021

0.097

0.67

65.98

55.38

53.81

144.5

643.92

562.21

 

Сравнительная оценка технологических показателей наглядно демонстрирует эффективность доразработки с применением боковых горизонтальных стволов (рис. 16). Вертикальные скважины для зарезки БГС были подобраны с учетом геолого-технологических критериев, это были скважины которые имели высокую обводненность, характеризовались низкими отборами, какие либо другие мероприятия (ГТМ) по этим скважинам не давали  существенных результатов, поэтому и столь очевиден эффект по этим скважинам. Необходимо также добавить, что подбор вертикальных скважин осуществлялся, так же и с учетов проведенных гидродинамических нестационарных исследований (на основе этих исследований определялся скин фактор), геофизических исследований (состояния колонны, обводненность и т.д.).

Таким образом, за счет предложенных мероприятий по доразработки верейского горизонта (за счет перевода ВС в БГС), дополнительная добыча нефти составила 90,69 тыс.тонн, прирост по КИН составил 0,035.

 Рис. 16 График сравнения технических показателей

     Рис. 16 График сравнения технических показателей базового варианта с проектным



3. ОХРАНА ТРУДА, ПРОМЫШЛЕННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ, БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ

В ЧРЕЗВЫЧАЙНЫХ СИТУАЦИЯХ

 

3.1. Нормативно-правовая база

 

Вопросы охраны труда и требований безопасности в нефтяной и газовой промышленности регламентированы следующими основными документами:

1)  Закон РФ «Об основах охраны труда в Российской Федерации» №181 – ФЗ от 17.07.1999.

2) Законом, определяющим правовые экономические и социальные основы обеспечения безопасной эксплуатации опасных производственных объектов, является Федеральный закон РФ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» (в редакции ФЗ от 07.08.2000 №122).

3) «Трудовой кодекс РФ», утвержденный 30.12.2001г.;№ 197 Ф-3.;под редакцией от 2006г.

4) Закон РФ «О санитарно-эпидемиологическом благополучии населения» от 30.03.1999г. № 52-Ф3.

5)  Закон РФ  О пожарной безопасности  принятый  ГД РФ 18.11.94г с изменениями  от 25.07.2002г ФЗ № 116 .

6)  «Правила пожарной безопасности в Российской Федерации» ППБ    01-03 (с изменениями и дополнениями от 27.12.1993г. №445, от 15.08.1995г. №933, от 19.01.1998г. №1456, от 29.10.1999г. № 1961.

7) ПБ 08-624-03 «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности».

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 от 29.10.1999 №39 «Об утверждении правил обеспечения работников специальной одеждой, специальной обувью и другими средствами индивидуальной защиты»;

10) «Правила безопасности в газовом хозяйстве» ПБ 12-368-00 (внесено изменение №1 ПБИ 12-449(368)-02, утвержденное постановлением Госгортехнадзора России от 09.09.02 №56.

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

12) Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок ПОТ Р М-016-2001, РД 153.

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

14) Положение о порядке разработки (пересмотра) введения в действие нормативных документов Госгортехнадзора России и согласование нормативных документов и других федеральных органов исполнительной власти (РД 04-287-99).

15) Положение о порядке подготовки и аттестации работников организаций, осуществляющих деятельность в области промышленной безопасности опасных производственных объектов, подконтрольных Госгортехнадзору России (РД 03-444-02).

 

3.2.Промышленная безопасность

 

Работы по проведению операций по воздействию на ПЗС (кислотная обработка, гидроакустическое воздействие, вибродепрессионное химическое воздействие, гидроразрыв пласта, термохимическая обработка и др.) являются сложными и проводятся специально подготовленными бригадами.

Члены бригад, участвующие в проведении этих операций перед началом работ должны пройти инструктаж по безопасному их проведению с регистрацией в журнале.

Работающих необходимо ознакомить:

1) с характером и правилами безопасного проведения работ;

2) с возможными опасными моментами и мерами их предотвращения;

3) со схемой расстановки и обвязки спецтехники.

Площадка для размещения спецтехники и коммуникаций на скважине должна быть подготовлена и освобождена от посторонних предметов, замазученности.

Персонал обеспечивается спецодеждой, спецобувью и другими средствами индивидуальной защиты согласно отраслевых норм.

Спецтехника для проведения воздействия располагается не ближе 10 м от устья скважины. Расстояние между агрегатами не менее 1 м, а кабины их не должны быть обращены к устью скважины, с возможностью беспрепятственного выезда.

При использовании легковоспламеняющихся жидкостей (ЛВЖ) спецтехника удаляется от устья скважины не менее, чем на 25 м, а расстояние между ними должно быть не менее 6 м.

Расположение спецтехники в пределах охранной зоны линий электропередач не допускается.

При работе с ЛВЖ необходимо руководствоваться «Временной инструкцией по безопасности труда при обработке скважин растворителями».

После расстановки спецтехники проверяется исправность: агрегатов и напорных линий; лестниц, площадок и ограждений; манометров защитных кожухов и предохранительных клапанов; резьб на трубах и быстросъемных соединениях, искрогасителей на выхлопных трубах; наличие связи с диспетчером; наличие аптечки, необходимого запаса, воды для питья и технологических целей.

Обвязка спецтехники с арматурой устья скважины осуществляется трубами, и шарнирными коленами высокого давления. Применение элементов не заводского исполнения не допускается.

При сборке напорного трубопровода из быстросъемных соединений, необходимо проверить состояние сопряженных поверхностей конусов и гнезда конуса, а также резинового уплотнения и исправность резьб.

Во избежание провисания под нагнетательной трубопровод подкладывают упоры, а на поворотах – шарнирные угольники.

После обвязки нагнетательный трубопровод опрессовывается водой на полутора кратное ожидаемое рабочее давление. Давление опрессовки выдерживается в течение 5 минут, затем снижается до рабочего и производится осмотр нагнетательной линии руководителем работ. Если имеются утечки, давление – в линии снижается до атмосферного, производится ее докрепление, или выбраковка отдельных соединений и опрессовка повторяется. Результаты опрессовки оформляются актом.

При опрессовке нагнетательной линии весь персонал, за исключением машиниста насосного агрегата, удаляется в безопасную зону. Руководитель работ при этом должен иметь возможность наблюдать возможные пропуски жидкости.

Запрещается производить работу на коммуникациях, подтягивать соединения, устранять течи и выполнять другие ремонтные работы во время закачки.

Перед проведением ремонтных работ на нагнетательном трубопроводе необходимо стравить давление на агрегате до атмосферного. При работе с кислотой необходимо промыть манифольдную линию чистой водой.

Ответственность за нарушение требований данной инструкции несет непосредственно исполнитель работ.

Обработка скважин кислотами производится по плану, утвержденному главным инженером предприятия.

Персонал бригады должен быть обеспечен и обязан пользоваться кислотозащитной спецодеждой, резиновыми сапогами и перчатками, защитными очками с герметичной оправой.

Запрещается работа в темное время суток и при силе ветра более 15 м/сек.

Перевозка кислоты должна осуществляться специальными кислотовозами или в бутылях с деревянными обрешетками или в плетеных корзинах с ручками. Другие грузы и людей при этом перевозить запрещается. Переносить бутыли с кислотой необходимо вдвоем. Не допускается переносить бутыли с кислотой на спине или плече.

Разливы кислоты смываются водой или нейтрализуются 5 % раствором щелочи.

При сливе кислоты в мерник из бутылей, должна оборудоваться удобная площадка, позволяющая работать на ней двум рабочим.

При приготовлении раствора необходимо лить кислоту в воду.

При работе с кислотами персонал должен находиться с наветренной стороны во избежание попадания паров кислоты в организм.

Процесс приготовления кислотного раствора должен производиться под наблюдением мастера.

Цистерны для хранения и транспортировки кислоты должны быть оборудованы дыхательными сапунами иуровнемерами.  Человек, выполняющий производственную работу на объектах нефтедобычи, находится под сложным влиянием условий рабочей среды, которые можно разделить на четыре группы: физические факторы; химические факторы; биологические факторы; психофизиологические факторы.

К физическим опасным и вредным производственным факторам относятся: движущиеся машины и механизмы, подвижные части производственного оборудования, передвигающиеся изделия и продукты производства, разрушающиеся конструкции, повышенная запыленность и загазованность воздуха рабочей зоны, повышенная или пониженная температура поверхностей оборудования, повышенная или пониженная температура воздуха рабочей зоны, повышенные уровни шума, вибрации, повышенная или пониженная влажность, подвижность, ионизация воздуха, повышенное значение напряжения в электрической цепи, повышенные уровни статического электричества, электромагнитных излучений,  повышенная напряженность электрического, магнитных полей, отсутствие или недостаток естественного света, недостаточная освещенность рабочей зоны, повышенная яркость света, острые кромки, заусеницы на поверхности заготовок, инструментов и оборудования, расположение рабочего места на значительной высоте относительно земли, различного рода излучения.

К химическим опасным и вредным факторам относятся :

Химические вещества, которые по характеру воздействия на организм человека подразделяются на токсические, раздражающие, сенсибилизирующие, канцерогенные, мутагенные, влияющие на репродуктивную функцию. По путям проникновения в организм человека они делятся на проникающие через органы дыхания, желудочно-кишечный тракт, кожные покровы и слизистые оболочки. Приведу некоторые из них: нефть, ее соединения, нефтепродукты, горюче-смазочные вещества; природный и нефтяной газ; масла и охлаждающие смеси; технические растворители; синтетические полимеры; кислоты, щелочи;

металлы и их соединения; сильнодействующие ядовитые вещества.

К биологическим и вредным производственным факторам относятся:

Патогенные микроорганизмы (бактерии, вирусы, грибы, простейшие) и продукты их жизнедеятельности, а также макроорганизмы (растения, животные, насекомые).

К психофизиологическим опасным и вредным производственным факторам относятся: умственное перенапряжение, перенапряжение анализаторов, монотонность труда, эмоциональные перегрузки

При несоблюдении установленных профилактических мероприятий, технологических регламентов указанные выше физические, химические, биологические, психофизиологические факторы могут оказывать вредное влияние на здоровье работающих, понижать их работоспособность, приводить к острым или хроническим отравлениям и профессиональным заболеваниям.

Действие на организм человека неблагоприятных факторов может быть местным или общим.

При местном действии болезненные изменения происходят в месте соприкосновения вредного вещества с поверхностью человеческого тела. Например, кислота или щелочь, попадая на тело человека вызывает химические ожоги.

Профессиональные отравления и заболевания возможны только при определенной концентрации токсического вещества в воздухе.

Концентрация вещества в воздухе производственных помещений, при которой в организме человека не происходит изменений даже при длительном воздействии этого вещества, называется предельно-допустимой концентрацией (ПДК).

 

3.3.  Санитарно-гигиенические требования

 

В целях защиты работающих от вредного воздействия неблагоприятных факторов применяют различные технические средства и организационные мероприятия:

1) вентиляцию производственных помещений;

2) устройство местных отсосов от технологического оборудования;

3) устройства экранов зависит от источников излучения;

4) для борьбы с шумом устройства звукопоглощающих преград и изоляция источников шума;

5) герметизация производственных процессов;

6) механизацию и автоматизацию производственных процессов;

7) обеспечение работающих спецодеждой, спец обувью, индивидуальными защитными средствами;

8)  применение защитных мазей, паст для открытых частей тела;

9)  пропаганда среди работающих о мерах по предупреждению вредного влияния производственных факторов;

10)  рациональная организация труда и другие мероприятия.

Мероприятия по предупреждению охлаждения работающих в помещениях сводится к правильному устройству отопления и вентиляции, предотвращающие прорыв в рабочие помещения холодных масс воздуха при открывании ворот и дверей. Последнее достигается устройством тамбуров, а также тепловых и воздушных завес, отклоняющих наружный воздух кверху.

Работающие вне помещений при низких температурах обеспечиваются теплыми спецодеждой и обувью, им предоставляются во время работы помещение для обогревания. Продолжительность обогревания должна быть не менее 10 минут через каждый час работы.

К современной специальной одежде предъявляется  множество требований.

Одежда должна сохранять тепло. Теплозащитные свойства одежды определяются тем,  насколько  подвижным  она может сделать воздух в зазорах между ней и телом человека. 

Следовательно, для защиты от холода одежда должна быть плотной, не пропускать ветра и неограничивающей движение расположенных близко к телу слоев воздуха. В процессе работы должна отводить избыточное тепло. 

Любая физическая   работа   вызывает   перегрев   организма,   при   этом усиливается  потоотделение.  Итак, паропроницаемость необходимое требование   к   одежде   для обеспечения   отвода избыточного тепла. Одежда   должна   быть   водонепроницаемой   для   защиты   от атмосферных осадков, так как попадающая снаружи вода, как и пот, сможет удалить из материала инертный воздух и лишить одежду теплозащитных свойств. 

Одежда должна быть легкой, не стеснять движения и не вызывать при работе дополнительных затрат энергии. 

Спецодежда,      предназначенная      для      использования     на взрывопожароопасных    объектах    или   взрывопожароопасных участках производства, должна быть изготовлена из термостойких и антистатических материалов.

 

3.4. Противопожарная безопасность

 

Производственные объекты на нефтяных промыслах должны постоянно содержаться в чистоте и порядке. Категорически запрещается допускать загрязнение нефтью производственной территории и помещений. Хранение нефти и других легковоспламеняющихся жидкостей в открытых ямах и амбарах не допускается. Вокруг площадок всех объектов и сооружений, расположенных на территории нефтедобывающего предприятия, трава должна быть скошена в радиусе не менее 5 м. Обвалование групповых замерных и сепарационных установок, огневых подогревателей, резервуарных парков должно соответствовать проекту и постоянно содержаться в полной исправности.

Дороги, подъезды и проезды к сооружениям, водоемам, пожарным гидрантам нельзя загромождать и использовать для складирования.

В пожаро- и взрывоопасных объектах, цехах, складах и на их территории курение запрещается. Въезд на территорию пожаро- и взрывоопасных предприятий и установок допускается только по специальному пропуску. Автотранспорт, тракторы и другие агрегаты должны быть оборудованы глушителями с искрогасителями.

Запрещается применять для освещения добывающих скважин, насосных, пунктов сбора и подготовки нефти, резервуарных парков и других производственных установок и складских сооружений факелы, спички, свечи, керосиновые фонари, костры и другие источники открытого огня.

За герметичностью оборудования необходимо установить строгий контроль. В случае обнаружения пропусков должны приниматься меры к их устранению.

Отогревать замерзшую аппаратуру, арматуру, трубопроводы, задвижки и др. разрешается только паром и горячей водой.

Промасленный обтирочный материал должен складироваться в специальные металлические ящики с плотно закрывающимися крышками. Спецодежда должна храниться в индивидуальных шкафчиках в специально предназначенных для этого помещениях. Оставлять спецодежду на верстаках, ящиках, у рабочих мест не допускается.

Во взрывоопасных установках и взрывоопасных помещениях необходимо принимать меры против возникновения электрических и механических искрообразований.

Особое внимание следует обращать на проведение огневых работ. К огневым работам относятся: электрогазосварочные, кузнечные и котельные, паяльные и все прочие работы с применением открытого огня. Запрещается проведение огневых ремонтных работ на территории установок на расстоянии менее 40 м от действующих аппаратов, резервуаров, на расстоянии менее 50 м от открытых нефтеловушек и мест утечек газа, на расстоянии не менее 20 м от канализационных колодцев, задвижек и мест утечек нефти и нефтепродуктов.

Ответственность за подготовку и безопасную организацию огневых работ и соблюдение правил по технике безопасности несет начальник цеха (установки). Огневые работы могут проводиться только после выполнения всех требований пожарной безопасности, намеченных в плане проведения огневых работ.

Электро- и газосварочные работы должны проводиться под руководством ответственного работника по отдельному для каждого случаю письменному разрешению технического руководителя предприятия и по согласованию с местной пожарной командой.

Участки, где проводятся огневые работы, должны быть обеспечены средствами пожаротушения (огнетушителями, водой), а также необходимым противопожарным инвентарем.

 

3.5. Безопасность жизнедеятельности в чрезвычайных ситуациях

 

Защита персонала  в случае возникновения ЧС, порядок действий сил и средств по предупреждению и ликвидации ЧС.

1. Чрезвычайные ситуации, связанные с технологическим процессом:

1)  Пожар: при получении информации о пожаре оповестить: пожарную команду месторождения и района, руководящий состав рабочих и служащих и невоенизированные формирования ГО; привести в готовность н/формирования, оперативную группу, штаб ГО; организовать спасение людей, тушение пожара, строго руководствуясь правилами противопожарной безопасности и указаниями руководителя работ.

2) Авария: при получении информации о возникновении аварии оповестить руководящий состав, рабочих и служащих, формирования ГО; привести в готовность н/формирования ГО, оперативную группу, штаб ГО; организовать спасение людей, вывоз (вынос) пострадавших с места аварии на пункт сбора пораженных и оказание им первой медицинской помощи; провести локализацию аварии на коммунально-энергетических сетях технологических линиях, расчистка маршрутов движения, откачка воды, тушение пожаров, обнаружение неустойчивых конструкций, разборка завалов; организовать круглосуточное дежурство инженерной техники и руководящего состава цехов; выезд за пределы объекта по возможности сократить.

3) При продолжительности сильных ливнях: поддерживать в рабочем состоянии нефтеловушки, сточные канавы, обеспечить постоянное очищение их от наносимого потока воды, мусора и других материалов.

-         обеспечить постоянную работу автоматики и электронасосов по откачке грунтовых вод из заглубленных зданий и сооружений.

4) При обильных и продолжительных снегопадах: обеспечить круглосуточную работу автодорожной техники по очистке закрепленных за цехами транспортных магистралей; организовать контроль за личным составом, находящегося в полевых условиях; обеспечить очистку от снега и льда подходов (входов) в здания и сооружения цехов; в случае необходимости привлечь к борьбе со снежными заносами и льдом невоенизированные формирования НГДУ; оказать  техническую помощь автомобилям, подвергнувшимся в пути следования снежным заносам.

5)  Демонтаж сохранившегося оборудования, которому угрожает опасность: организовать обеспечение СИЗ; организовать подвоз питьевой воды для обеспечения личного состава работающей смены.

 

3.6. Затраты при выполнении мероприятий для обеспечения      безопасности при проведении проектируемых работ по Кезскому месторождению

Таблица 15

Затраты на мероприятия по обеспечению безопасности

Мероприятия

Год (тыс.руб.)

1

2

3

1

Соблюдение законодательных и иных государственных требований

103,00

1.1

Обязательное страхование опасных производственных объектов

83,00

1.2

Обучение и аттестация в соответствии с гос. требованиями

19,00

1.3

Лабораторный контроль вредных производственных факторов (в.т.ч. дозиметрия). Содержание собственных лабораторий.

1,00

2

СИЗ

140,00

2.1

Закупка СИЗ

115,00

2.2

Химчистка и стирка СИЗ

22,00

2.3

Лабораторные испытания СИЗ, продление сроков эксплуатации

3,00

3

Медицинские расходы

382,00

3.1

Содержание и услуги медицинских кабинетов

6,00

3.1.1

Договоры на услуги мед. кабинетов медицинских учреждений

0,00

3.1.2

Дополнительная вакцинация

6,00

3.2

Материалы для оказания первой помощи

 ( противоожоговые средства и т.д.)

1,00

3.3

Страхование от несчастных случаев и профзаболеваний

9,00

3.4

Дополнительное питание за вредные производственные факторы

24,00

3.5

Дезинсекция и Дератизация

8,00

3.6

Программа «Чистая вода»

300,00

3.7

Первая помощь (оборудование и материалы)

12,00

3.8

Тренинги по первой мед. помощи

5,00

3.9

Оснащение аптечками (производственных объектов, офисов, транспорта)

4,00

4

Медосмотр по Российскому законодательству

7,00

5

Другие расходы

7,00

5.1

Закупка информационных материалов и литературы

0,00

5.2

Прочее оборудование

5,00

5.3

Отлов бродячих животных

2,00

6

Чрезвычайные ситуации и пожарная безопасность

4512

6.1

Пожарная безопасность

790

6.2

Закупка оборудования (кол-во ед.)

554

6.3

Противопожарного оборудования

553

6.4

Обслуживание, проверка (тестирование) противопожарных систем и оборудования

25

6.5

Огнезащитная обработка

30

6.6

Закупка пенообразователя и других противопожарных материалов

100

6.7

Лабораторные исследования пенообразователя

80

6.8

Услуги газоспасателей и противофонтанных военизированных частей

2380

Итого по всем мероприятиям

5114

 

4. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ И ОХРАНА НЕДР       

4.1. Нормативно-правовая база

 

Район разработки нефтянНастоящая глава написана в соответствии с РД 153-39-007-96 и других нормативных документов по охране окружающей среды и недр.ого месторождения является территорией повышенной техногенной нагрузки на окружающую среду. Загрязнению в этом районе подвергается воздушный бассейн, почва, растительность, животный мир, поверхностные и подземные воды, памятники природы и недра. Разработка Кезского месторождения также сопровождается неизбежным техногенным воздействием на объекты природной среды. Для устранения отрицательного влияния существующей и намечаемой деятельности объектов нефтедобычи на окружающую природную среду и недра предусматривается комплекс мероприятий, направленный на ее охрану и восстановление.

При выполнении данного раздела выбраны и учтены санитарно-гигиенические и экологические ограничения (водоохранные зоны, зоны санитарной охраны водозаборов подземных вод, санитарно-защитные зоны, уровни физического воздействия, природные особенности).

Выбор проектных решений и дальнейшая эксплуатация объектов должна проводиться 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:

*  Закон РФ «Об охране окружающей среды» от 10.01.2002 г. № 7-ФЗ;

*  Закон РФ «О недрах» от 21 февраля 1991 г № 2395-1, в ред 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;

* Водный кодекс РФ, № 167 -ФЗ, 18.10.1995;

* Закон РФ «Об экологической экспертизе», 1995;

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

*  Закон РФ «О животном мире» от 24.04.1995 г., № 52-ФЗ;

* Лесной кодекс РФ, № 22-ФЗ, 29.01.1997;

* Земельный Кодекс РФ, № 136-ФЗ от 25.10.2001 г.

*  Закон РФ «Об отходах производства и потребления», от 24 июня 1998 г. № 89-ФЗ, в ред. ФЗ от 29.12.2000 № 169-ФЗ г.;

* Закон РФ «Об охране атмосферного воздуха», от 4 мая 1999  № 96-ФЗ;

*  Кодекс РФ «Об административных правонарушениях, № 195-ФЗ от 30.12.2001 г.

 


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

 

Предприятие на месторождение имеет согласованные проекты нормативов предельно допустимых выбросов (ПДВ) в атмосферу, предельно допустимых сбросов (ПДС), проект нормативов образования отходов и лимитов на их размещение. Все выбрасываемые и сбрасываемые вещества предложены в качестве нормативов ПДВ, ПДС. Также получены лимиты на размещение отходов производства и потребления. Промышленных объектов, а также полигонов хранения и утилизации промышленных отходов в контуре месторождения нет.

Основным источником загрязнения атмосферы на Кезском месторождении являются нефтепромысловые объекты, расположенные на площадках ДНС-1, сепараторы, насосы, факел сжигания газа. В атмосферный воздух выделяются оксиды углерода и азота, диоксид азота, серы диоксид, сероводород, смеси углеводородов.

В процессе эксплуатации Кезского месторождения отходы образуются на всех этапах работы. При эксплуатации ДНС–1, скважин образуются следующие виды отходов производства и потребления:

- нефтешлам при зачистке оборудования;

- изношенные ремни;

- отработанная сальниковая набивка;

- обтирочный материал, загрязненный маслами;

- лом и отходы черных металлов;

- мусор от бытовых помещений организаций несортированный;

- отходы из выгребных емкостей.

Ликвидацией аварийных разливов нефти занимается ООО «Нефтетрубопроводсервис», ремонтом скважин занимается ЗАО «Капитальный ремонт скважин», обслуживанием и сменой ламп занимается ООО «Удмуртэнергонефть», все входящие в состав предприятий ООО «РЦСУ-Ижевск». Образующиеся отходы накапливаются в специально отведенных местах.


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

В результате работ по мониторингу отмечается, что уровень загрязнения атмосферного воздуха объектами с повышенной техногенной нагрузкой находится на низком уровне. В связи с этим, основное внимание при прогнозе уделяется водным объектам и почве.

Поверхностные воды

Воздействие на поверхностные воды может иметь место, в основном, при попадании в них загрязняющих веществ в случае аварийной ситуации. После приема загрязненных стоков происходит ухудшение физических свойств воды (замутнение, изменение цвета, вкуса, запаха). Осаждение нефтепродуктов и солей на дно водоемов вызывает загрязнение донных отложений.

При аварийных ситуациях миграция загрязненных стоков в поверхностные водотоки возможна по поверхности земли только при разрушении обваловок площадок, а также аварий на трубопроводах. При возникновении аварийной ситуации, учитывая расчетное время продвижения загрязняющих веществ, необходимо принять меры по сокращению распространения фронта сточных потоков.

Водоводы и трассы дорог расположены с учетом того, что полотно дороги будет служить преградой поверхностному стоку в водотоки. В пониженных местах в водопропускных трубах предусматриваются шибера.

Прямых сбросов сточных вод при эксплуатации скважин в поверхностные водотоки не предусмотрено. В условиях нормальной эксплуатации, при соблюдении запроектированных природоохранных мероприятий опасность загрязнения поверхностных вод сводится к минимуму.

Подземные воды

Загрязнение подземных вод возможно при разливе нефти и минерализованных вод в результате инфильтрации загрязненных стоков через зону аэрации в водоносные горизонты. Нефтяное загрязнение относится к «умеренно опасным» (4 класс опасности). В подземных водах под влиянием биогенного разложения и химического окисления нефть разрушается, при этом образуются нафтеновые кислоты, фенолы, эфиры, карбонильные соединения. Загрязнение подземных вод минерализованными водами происходит в основном, сульфатами и хлоридами (4 класс опасности), которые благодаря высокой активности и миграционной активности за короткое время быстро насыщают водовмещающие и водоупорные толщи, остальные химические компоненты сточной воды в результате сорбционных процессов удерживаются в породах зоны аэрации. По стойкости хлориды являются не разлагающимися и несорбирующимися веществами, поэтому последствия их загрязняющего действия могут проявляться долго.

К постоянным факторам воздействия на недра следует отнести сам процесс добычи нефти, химические реагенты, используемые для обработки призабойной зоны и восстановления приемистости скважины, ППД.

При добыче нефти изменения в виде деформации массива пород возможны лишь при длительном вытеснении нефти нагнетанием в пласт воды без соблюдения параметров отбора жидкости (водонефтяной эмульсии) и нагнетания воды. По показателям разработки нефтяных залежей превышение закачки жидкости над отбором составляет 115-130%, которое не должно привести к негативным геологическим процессам. Существующие нормативы на качество воды, используемой в системе поддержания пластового давления, регламентируют содержание в ней механических примесей (КВЧ) и нефтепродуктов в количестве 50 мг/л. Водоносный комплекс, используемый для закачки, надежно изолирован от поверхности земли и открытых водоемов, не имеет связи с другими водоносными горизонтами, используемыми для водоснабжения или других хозяйственных целей.

При проведении работ по восстановлению приемистости пласта применяется ряд кислот, растворителей. Применяемые вещества относятся к 3 и (или) 4 классу опасности. Кислоты в процессе применения практически полностью взаимодействуют с пластом, а отработанные продукты можно классифицировать как взвешенные вещества. После обработки отреагировавшую кислоту вместе с продуктами реакции вымывают на поверхность обратной промывкой.

В эксплуатационных скважинах производится контроль гидрохимической и гидродинамической обстановки разрабатываемых горизонтов.

Загрязнение почв напрямую связано с возможными аварийными ситуациями. При аварийных ситуациях на площадке скважин загрязнения участков почвенно-растительного покрова нефтью имеет достаточно локальный и временный характер. Прогнозировать масштаб  загрязнения практически невозможно, так как оно носит эпизодический характер и связано, в основном, с аварийными ситуациями, предотвращение или минимизация которых гарантируется проектными решениями.

Воздействие на почвенный покров при штатном режиме функционирования в значительной мере связано с загрязнением выхлопами автотранспорта и выбросами загрязняющих веществ, возможными эрозионными процессами, связанными как с природными, так и с антропогенными факторами.

Наиболее значительное воздействие на почву оказывают:

 - уплотнение;

 - эрозия в результате изменения наклона поверхности и запруживания воды;

 - изменение условий стекания воды;

 - загрязнение в результате сбросов, утечек, дренажа и случайных разливов, связанных с эксплуатацией промысловых объектов.

Потенциально-опасными объектами с точки зрения воздействия на почвенный покров, как при нормальном функционировании, так и в случае аварийных ситуаций, являются все кусты скважин, подъездные пути, трассы коммуникаций, а/д.

Животный и растительный мир - неотъемлемая составляющая природных экосистем, его богатство и разнообразие является объективным критерием благополучного состояния окружающей среды. Особо охраняемых природных объектов на территории месторождения нет.

Воздействие на растительный мир может быть двух видов: механическое и загрязнение.

В формировании растительного покрова данной территории принимает участие целый ряд жизненных форм - травянистых однолетников и двулетников - что ставит растительные группировки зоны на высокий восстановительный уровень. Поэтому, при прекращении непосредственного воздействия начинается достаточно быстрое естественное заселение растениями нарушенных участков.

Воздействие на почвенно-растительный покров могут оказать выбросы загрязняющих веществ в атмосферу, имеющие место при эксплуатации оборудования.

Влияние выбросов, в первую очередь, проявляется на биохимическом и физиологическом уровнях. Нарушения на биохимическом уровне происходят в тех случаях, когда концентрация загрязняющего вещества превышает способность тканей к его детоксикации посредством нормальных реакций организма. Вредное влияние загрязненного воздуха на растения происходит как путем прямого действия газов на ассимиляционный аппарат, так и путем косвенного воздействия на почву.

Прямое действие «кислых» и токсичных газов приводит к отмиранию отдельных организмов растений, ухудшению роста и урожайности. Аккумуляция газа в экосистеме идет с участием трех компонентов: растительности, почвы и влаги. В зависимости от природно-климатических условий, солнечной радиации и влажности почв, может изменяться поглотительная способность и удельный вес этих компонентов.

Для большинства видов растений отсутствуют нормы предельно допустимого аэрогенного загрязнения, что связано с отсутствием чувствительных фитофизиологических методов их определения. Однако, к «кислым» и токсичным газам, в частности к NO2, высокую устойчивость имеют растения - ксерофиты, преобладающие в местной флоре, поэтому, можно говорить о том, что большая часть представителей местной флоры Придорожного месторождения газоустойчивы.

При изъятии земель для строительства скважин воздействие будет связано с уничтожением растительного покрова и части животного мира в рамках отвода земли. Учитывая, что территория месторождения ограничена землеотводом и прилегающей к площадке автодороги с твердым покрытием, можно предположить, что прямое воздействие на животный мир будет отсутствовать.

При штатном режиме функционирования на растительный покров могут повлиять выбросы загрязняющих веществ от факельной установки, нефтепромыслового оборудования, нарушение почвенного покрова, тепловое излучение от факелов и т.д. Обустройство месторождения приводит к нарушению привычного местообитания, путей миграции животных и др.

Аварийные ситуации с разливами нефти и минерализованных вод оказывают на биоту гораздо более сильное влияние. Нефть ухудшает состав корневого питания. На загрязненных почвах резко снижается урожайность культур. Усыхание древостоя начинается уже в первый год после разлива нефти. Страдает и подрост деревьев. Из древесных пород наиболее устойчивым является тополь, из растений - злаки, осоки, ситниковые. При воздействии пластовых вод происходит обогащение почвы микроэлементами. На слабозагрязненных почвах увеличивается урожай зерна, на сильнозагрязненных почвах растения погибают.

Разливы загрязняющих веществ оказывают воздействие и на животный мир. Комплексы лесных животных деградируют, изменяется динамика популяций. Наиболее чувствительными являются насекомоядные млекопитающие. Возможны морфофизиологические изменения. У млекопитающих увеличивается индекс печени, сердца, наблюдается нарушение функций надпочечников. Растворимые фракции нефти, эмульгированная нефть, а также ионы пластовых вод в водной среде оказывают влияние и на гидробионтов. Сильное загрязнение нефтью (до 20 ПДК) приводит к практически полной их гибели.

Организованные места временного хранения отходов при соблюдении правил хранения отходов и периодичности вывоза не являются источниками загрязнения атмосферного воздуха, поверхностных и подземных вод, почвы. Также на месторождении предусмотрен постоянный визуальный контроль за состоянием мест временного хранения и своевременного вывоза отходов. При выполнении этих правил воздействия отходов на окружающую среду не будет.

 

Разработка плана мероприятий при превышении уровней ПДВ и ПДС 

Ущерб окружающей среде при аварийных ситуациях, сопровождающейся разливами нефти, оценивается в каждом конкретном случае индивидуально, с учетом объема потерь и конкретных природных условий.

При возникновении аварийной ситуации действия персонала должны проводиться в четком соответствии с планом ликвидации возможных аварий с применением средств защиты органов дыхания и оповещением всех необходимых служб. При необходимости должна быть организована эвакуации людей, не задействованных на ликвидации аварии, и жителей ближайших населенных пунктов на безопасное расстояние.

В целом, проектные решения предусматривают ведение технологического процесса с учетом всех требований и норм проектирования, в том числе норм пожарной и экологической  безопасности. Планируемые природоохранные мероприятия направлены на минимизацию производимого влияния при штатном режиме функционирования и возникающей аварийной ситуации. Предусмотрен запас сорбентов и применение других профилактических мер, направленных на быструю ликвидацию аварийных ситуаций.

 

4.5. Расчет затрат от воздействия на атмосферу, гидросферу, литосферу, биоту при проведении проектируемых работ

 

Результаты расчета приземных концентраций по всем загрязняющим веществам на границе санитарно-защитной зоны (300 м) показали, что выбросы не превышают значений ПДКм.р., все выбрасываемые вещества предложены в качестве нормативов ПДВ .

Данные по мониторингу основных загрязняющих веществ выбрасываемых в атмосферу за 2002-2006 гг. приведены в табл. 16.

                                                                                                                                                                                                             Таблица 16

Изменение среднего уровня загрязнения атмосферного воздуха и максимальные разовые концентрации загрязняющих веществ за 2002-2006 гг.

Месторож-дение

год

NO

NO2

SO2

H2S

CO

C1 - C10

сред

max

сред

max

сред

max

сред

max

сред

max

сред

max

Кезское

2002

0

0

0,013

0,030

0,015

0,021

0,001

0,002

0

0

1,15

1,15

2003

0

0

0,029

0,055

0,008

0,018

0

0,002

2,8

3,0

3,47

4,62

2004

0

0

0,006

0,011

0,005

0,007

0

0

2,0

2,0

3,03

3,03

2005

0

0

0,006

0,006

0,009

0,009

0

0

2,0

2,0

2,14

2,90

2006

0

0,002

0,011

0,018

0,009

0,009

0,002

0,008

2,0

2,0

2,88

2,88

ПДКм.р, ОБУВ

0,4

0,2

0,5

0,08

5,0

50-60


В соответствии с программой мониторинга  замеры основных загрязняющих веществ (оксид и диоксид азота, диоксид серы, сероводород, оксид углерода, предельные углеводороды) проводятся в пунктах наблюдения минимум 25 раз в год. Выполненные измерения позволяют считать уровень загрязнения воздушного бассейна на Кезском месторождении низким.


Предлагаемые мероприятия должны привести к стабилизации экологической обстановки на месторождении при его эксплуатации. При обустройстве месторождения главным критерием должно быть безоговорочное выполнение всех проектных решений, в том числе и по охране окружающей среды. В общем виде перечень основных мероприятий по охране природного комплекса выглядит следующим образом:

Мероприятия по охране атмосферного воздуха

 - Выбор оборудования, соответствующего технологическому режиму. Полная герметизация всей системы сбора и транспортировки нефти и газа. Соблюдение технологических регламентов и правил технической эксплуатации всех систем сбора, транспорта и подготовки нефти.

 - Внедрение трубопроводов с внутренним изоляционным покрытием для снижения аварийности.

 - 100 % контроль сварных соединений при строительстве трубопроводов.

 - Газ с предохранительных клапанов направляется на факел сжигания газа. Попутный газ будет использоваться для нагрева водонефтяной эмульсии на УПН. Тем самым уменьшается выброс вредных веществ в атмосферу.

 - Предусмотрена автоматизация и блокировка технологического процесса для предупреждения аварийных ситуаций.

Мероприятия по охране водных объектов

 - Исключение расположения нефтепромысловых объектов в водоохранных зонах поверхностных водотоков.

 - Надежное обвалование площадок нефтепромысловых объектов.

 - Сбор отработанных жидкостей производится в герметичные емкости с последующей их утилизацией.

 - Забора воды из поверхностных водоисточников на систему заводнения из рек месторождения не предусмотрено.

 - Мероприятия по охране пресных подземных вод от загрязнения в результате заколонных перетоков разрабатываются при бурении скважин и учитываются в соответствующем разделе.

 - Для контроля за состоянием подземных и поверхностных вод предусматривается проведение гидрохимических исследований.

 - Принятые технические решения предусматривают бережное отношение к водным ресурсам.

Мероприятия по охране почвенного покрова

 - Максимальное использование малоценных земель под строительство нефтепромысловых объектов.

 - Перед проведением любых СМР:

 - снятие плодородного слоя на определенную глубину;

 - перемещение плодородного слоя почвы в места временного складирования и хранения для повторного использования при восстановлении земель.

 - Прокладка трубопроводов и коммуникаций в одном коридоре для сокращения отводимых земель.

 - Своевременное проведение технической и биологической рекультивации и противоэрозионных работ.

Мероприятия по охране геологической среды

- Вскрытие нефтенасыщенных пластов осуществляется буровым раствором, плотность которого обеспечивает создание гидростатического давления в скважине, превышающее пластовое на 10-15 %;

- Для исключения загрязнения водоносных горизонтов хозяйственно-питьевого назначения вскрытие их осуществляется с использованием промывочной жидкости, приготовленной на основе малотоксичных материалов, а при креплении скважины направлением и кондуктором, подъем тампонажного раствора в затрубном пространстве осуществляется до устья;

- Применяемые в процессе строительства скважины и при ОПЗ химические вещества классифицированы по токсикологическому, санитарно-токсикологическому, санитарному и органолептическому показателям. Они практически полностью используются в технологическом процессе, а содержание их в отработанных растворах не превышает ПДК и, следовательно, не будет оказывать отрицательного воздействия на компоненты природной среды. Все используемые химреагенты сертифицированы.

- Для предотвращения сероводородного заражения пластовых жидкостей необходимо проводить обработку нагнетаемой воды бактерицидами. Кроме того, закачка минерализованных вод для целей ППД позволит уменьшить вероятность образования сульфатвосстанавливающих бактерий.

Мероприятия по охране биоты

- Очистку, раскорчевку участков, выделенных для буровых площадок и трасс коммуникаций, не следует проводить в период гнездования большинства видов птиц;

- Во избежание гибели животных необходимо производить ограждение движущихся частей машин и механизмов.

Специальные мероприятия

 - Организация системы мониторинга на месторождении силами специализированных аккредитованных организаций.

 - Проведение комплекса геолого- промысловых и геофизических исследований состояния пластов, эксплуатационных и нагнетательных колонн и своевременная профилактика противокоррозионных процессов.

ОАО «Удмуртнефть», как головное предприятие, так и его подразделения имеют планы природоохранной деятельности, планы внедрения системы экологического менеджмента. ОАО «Удмуртнефть» в июле 2003г. получило международный сертификат соответствия ГОСТ ИСО 14001 («Система управления окружающей средой»). Среди постоянно проводимых мероприятий являются замена трубопроводов на трубы с внутренним полиэтиленовым покрытием, строительство и восстановление обваловок, поддержание чистоты и порядка, ликвидация замазученности, утилизация попутного газа, строительство ливневой канализации, установка пакеров, поведение геофизических исследований на скважинах и утилизация нефтешламов, снижение аварийности.

Полная программа экологического мониторинга предусматривает организацию наблюдений за источниками и факторами техногенного воздействия, изменениями природных компонентов и комплексов. Для контроля за состоянием основных компонентов природной среды (гидросферы и почвенного покрова) сформирована система ведомственного экологического мониторинга. Основными методами контроля в процессе эксплуатации месторождения будут являться визуальный и инструментальный (физико-химические, гидрохимические) методы анализа.

Визуальный метод контроля заключается в осмотре территории месторождения и регистрации места нарушения и загрязнения. Эти работы выполняются службами, на которые возложены функции технической эксплуатации месторождения.

Инструментальный метод контроля проводится группой мониторинга и химико-аналитической лабораторией ОАО «Удмуртнефть».

Гидромониторинг

Отбор проб производится с поверхностного горизонта (0,2-0,5 м от поверхности) при свободном ото льда русле и у нижней поверхности льда зимой. Отбор проб будет осуществляться 2 раза в год.

 В качестве контролирующих параметров рассматривается общая минерализация, ионный состав воды, содержание нефтепродуктов, взвешенных веществ.

Гидрохимические показатели, определяемые при наблюдении за подземными водами, следует принять следующие: рН, жесткость, сухой остаток, минерализация,  Сl- ,  SO42-,  НСОз-,  Са2+,  Na+ + K+, Mg2+, СО3-, нефтепродукты  (табл. 16).

Почвенный мониторинг

Почвенный мониторинг включает в себя контроль за нефтяным загрязнением почв и его последствиями и должен осуществляться вблизи наиболее вероятных мест загрязнения. Для ранней диагностики развития неблагоприятных изменений свойств почв будет производиться отбор их образцов 1 раз в год на потенциально опасных местах - вблизи производственных площадок, трасс коммуникаций. Отбор проб почв фоновый, с участков подлежащих рекультивации и в потенциально-опасных местах на содержание рН, органического вещества, Hr, S, V, P2O5, K2O, плотного осадка, хлоридов, нефтепродуктов.

Важным элементом функционирования любого производственного комплекса является постоянный контроль за параметрами технологического процесса и производимым влиянием его на элементы природного комплекса. Подобраны основные пункты контроля поверхностных вод и почв для Кезского месторождения и представлены в табл. 17.

  Таблица 17

Каталог пунктов наблюдательной сети Кезского месторождения

Наименование

пункта

Местоположение

Вид

наблюдений

Периодичность наблюдений,

раз/год

1

2

3

4

Атмосфера

67-01

д.М.Пужмезь

Диоксид азота, оксид азота, диоксид серы, сероводород, оксид углерода, предельные углеводороды

4

Поверхностные воды и донные отложения

67-01

Пруд, д.Гуркошур

Уровни воды, температура воды, химический состав

2

67-02

р. Мучкомувыр,        550 м СЗ к.10

-"-

3

67-03

Ручей, к. 10

-"-

2

Грунтовые воды

67-04

р.Мучкомувыр,

500 м С к.14

-"-

3

      67-05

Родник с.Пужмесь

                 -

3

      67-06

Куст 5

-"-

3

67-07

Куст 13

-"-

3

67-08

250 м СВ куст 15

-"-

3

  

Таблица 17 (продолжение) 

1

2

3

4

Напорные воды

 

Артезианская скважина №578

с. Пужмесь

Уровни воды, температура воды, химический состав воды (сокращенный)

1

Артезианская скважина            №772

исток ручья, 300 м З к. 42

-"-

2

Артезианская скважина №77500

КСП «Кезское»

химический состав воды (сокр.)

4

Почвы

 

Отбор проб почв фоновый,с участков подлежащих рекультивации и в потенциально-опасных местах

Пункт 17-к. 15; Пункт 18-КСП район факела; Пункт 82-к.13      

рН (kcl), органическое вещество, сумма поглощенных оснований, емкость катионного обмена и степень насыщенности основаниями, подвижный фосфор и обменный калий, гидролитическая кислотность, плотный остаток, нефтепродукты, хлориды- 1 раз в год

 

Для ранней диагностики развития неблагоприятных изменений на Кезском месторождении необходимо:

1. Осуществлять регулярный визуальный контроль на производственных площадках кустов скважин, подъездных путях к ним, а/д.

2. При возможной аварийной ситуации отбор образцов производят в начальной стадии аварийной ситуации на загрязненной почве и вблизи ее, и после проведения восстановительных работ.

 

Выводы

 

Приведенные материалы свидетельствуют о том, что:

Экологических и санитарно-гигиенических ограничений для хозяйственной деятельности на Кезском месторождении нет.

Уровень химического и физического загрязнения находится в допустимых пределах.

При соблюдении общепринятых природоохранных мероприятий (обваловка, обустройство амбаров, герметичность колонн и т.д.) можно исключить и поверхностные загрязнения почв, грунтовых вод и поверхностных водотоков. В случае аварийных ситуаций на сложных участках трассы трубопроводов возможно локальное загрязнение почвенно-растительного покрова и водных объектов.

Воздействие, связанное с загрязнением атмосферы выбрасываемыми веществами, не окажет заметного влияния на флору и фауну.

Исходя из вышеприведенных выводов, можно сделать комплексное заключение о том, что на стадии эксплуатации Кезского месторождения нефти, природоохранная деятельность дифференцируется в соответствии со способностью биоты восстанавливаться и оставаться в исходном состоянии под воздействием нефтепромысловой нагрузки на территорию.

Возможные аварийные ситуации приведут к трансформации биоты, но значимых последствий для биоты  Удмуртской Республики не будет.

Соблюдение регламентирующих и рекомендованных требований, а также применение передовых методов в области охраны окружающей среды не приведет к нарушению (деградации) природного комплекса в целом.

При сложившейся техногенной нагрузке и полном выполнении природоохранных мероприятий, загрязнение окружающей природной среды находится в допустимых пределах.

Проводимые мероприятия по охране окружающей природной среды позволят минимизировать возможный ущерб от эксплуатации месторождения и при возможных аварийных ситуациях.

 

Таблица 18

Результаты химических анализов поверхностных вод за 2006 год

Место отбора

 

 

Дата отбора

 

 

Водоро

дный показа

тель

Жесткость, ммоль/дм3

Сухой остаток,

мг/дм3

Гидрокар

бонаты , мг/дм3

Хлориды, мг/дм3

Сульфаты, мг/дм3

Кальций, мг/дм3

Магний , мг/дм3

Натрий+калий мг/дм3

Железо общ., мг/дм3

Нефте

продукты, мг/дм3

Пруд,д.Гуркошур пункт 67-01

07.04.06

 

 

320,0

 

11,6

 

 

 

 

 

<0,05

23.07.06

 

 

240,0

 

18,6

 

 

 

 

 

<0,05

р.Мучкомувыр, 550 м, СЗ к.10 пункт 67-02

07.04.06

 

 

340,0

 

19,1

 

 

 

 

 

0,17

23.07.06

 

 

470,0

 

71,3

 

 

 

 

 

<0,05

ручей к.10

пункт 67-03

07.04.06

 

 

370,0

 

21,1

 

 

 

 

 

<0,05

23.07.06

 

 

440,0

 

9,313

 

 

 

 

 

<0,05

родник - исток р.Мучкомувыр, 500 м, С к.14 пункт 67-04

11.06.06

 

 

493,5

 

97,4

 

 

 

 

 

<0,05

23.07.06

 

 

2200

 

1100

 

 

 

 

 

<0,05

13.10.06

7,74

7,09

520

276,3

150

9,7

97,25

27,2

47,17

 

<0,05

родник с.Пужмезь пункт 67-05

11.06.06

 

 

646,5

 

108

 

 

 

 

 

<0,05

23.07.06

 

 

560

 

61

 

 

 

 

 

<0,05

13.10.06

7,45

4,748

340

259,3

48,7

9.3

66,39

17,45

26,92

 

<0,05

родник куст 5 пункт 67-06

11.06.06

 

 

220,6

 

12,8

 

 

 

 

 

<0,05

23.07.06

 

 

289,0

 

19,5

 

 

 

 

 

<0,05

13.10.06

 

 

720,0

 

102,6

 

 

 

 

 

<0,05

родник куст 13 пункт 67-07

11.06.06

 

 

234,8

 

10,7

 

 

 

 

 

<0,05

23.07.06

 

 

600,0

 

102,7

 

 

 

 

 

<0,05

13.10.06

6,98

6,541

575,5

311,7

52,2

27,93

109,1

13,34

52,53

 

<0,05

родник 250 м СВ куст 15

пункт 67-08

11.06.06

 

 

491,6

 

58,1

 

 

 

 

 

<0,05

23.07.06

 

 

503,9

 

58,7

 

 

 

 

 

<0,05

13.10.06

7,51

20,26

3400

222,7

2100

24,35

296,0

66,71

1109,0

 

<0,05

ПДК для рыбо-хозяйственного назначения

 

6,5 – 8,5

7,0

1000

 

300

180

 

 

 

0,1

0,05

 


5.  ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ


5.1. Обоснование показателей экономической эффективности проекта


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

Для оценки проекта используются следующие основные показатели эффективности:

дисконтированный поток денежной наличности (NPV);

- индекс доходности (PI);

- период окупаемости капитальных вложений;

В систему оценочных показателей включаются также:

- капитальные вложения на освоение месторождения;

- эксплуатационные затраты на добычу нефти;

- доход государства (налоги и платежи, отчисляемые в бюджетные и внебюджетные фонды РФ).

Дисконтирование - метод приведения разновременных затрат и результатов к единому моменту времени, отражающий ценность будущих поступлений (доходов) с современных позиций.

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.

Показатели проекта рассмотрены при ставке дисконтирования 15%.

Срок окупаемости – определяется количеством лет, в течение которых дисконтированный поток наличности остается отрицательным.  В течение этого времени единовременные затраты на обработку скважин возмещаются.


Выручка от реализации продукции (нефти и газа) определяется предполагаемыми объемами продажи по ценам внутреннего и внешнего рынков.

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

Проект считается рентабельным при индексе доходности больше 1.

 

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

 

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

В данной работе проведена экономическая оценка варианта разработки верейского объекта. Экономическая оценка вариантов произведена на основании РД 153-39-007-96 /14/.

Экономические условия расчетов приведены в табл. 18.

Показатели

Ед. изм.

Значение

Доля реализации нефти на внутреннем рынке

%

100

Цена реализации нефти на внутреннем рынке (с НДС)

руб/т

6000

Норма дисконта

%

15

Курс рубля к доллару

руб.

26,5


5.2.1 Выручка от реализации. 


Выручка от реализации продукции (Вt) рассчитывается как произведение цены реализации нефти на объём добычи нефти:

                                            Вt = (Цн*Qн)t.                                   

где: Цн- соответственно цена реализации нефти в t-м году;

Qн - соответственно добыча нефти в t-м году.

Расчет выручки от реализации в 2007 году

        Впроект = Qн×ЦвнНДС = 24.77×6000= 148.62 млн.р,    где

ЦвнНДС  – цена нефти на внутреннем рынке с НДС, р;

     Остальные результаты расчётов приведены в табл. 22.

 

5.2.2 Эксплуатационные затраты


Расчет эксплуатационных затрат выполнялся на основе фактически сложившихся за последние годы затрат на данном месторождении за 2006 год. Источником для формирования нормативов эксплуатационных затрат послужила калькуляция затрат за 2006 г. Исходные данные для расчета капитальных вложений, эксплуатационных затрат представлены в табл. 19.

Эксплуатационные затраты рассчитываются по следующим статьям:

-         обслуживание добывающих и нагнетательных скважин;

-         энергетические затраты для механизированной добычи жидкости;

-         поддержание пластового давления;

-         сбор и транспорт нефти и газа;

-         технологическая подготовка нефти;

-         капитальный ремонт скважин;

-         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 /15/.

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 исходя 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 основных фондов 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. Как правило, этот норматив в нефтяной отрасли принимается на уровне 10-20 %.

 Базой для расчета нормативов эксплуатационных затрат послужили данные, предоставленные ОАО «Удмуртнефть» за 2006 год. Нормативы эксплуатационных затрат приведены в табл. 19.

                                                                                                              Таблица 19

Нормативы эксплуатационных затрат    

Наименование

Ед. изм.

Значения

1

2

3

Затраты на закачку воды

руб./м3

9,91

Удельный расход энергии на добычу жидкости

руб/т

7,12

Затраты на технологическую подготовку нефти

руб./т

51,4

Затраты по сбору и транспорту нефти

руб/т

5,5

Численность персонала

чел./скв.

0,12

Средняя зарплата 1 работающего в год

тыс. руб.

103,7

Затраты на обслуживание скважин

тыс. руб./скв

317,3

Общепроизводственные расходы

тыс. руб./скв

676,26

Прочие производственные расходы

тыс. руб./скв

0,8

Расход нефти на собственные нужды

%

0,55

Потери нефти

%

0,72

Процент амортизации скважин (годовой)

%

6,73

Средний процент  амортизации прочих ОПФ (годовой)

%

9,09

Остаточная стоимость ОПФ на 1.01.06г.

млн. руб.

21,2

Затраты на текущий ремонт скважин

тыс. руб./скв

380,57

 

При расчете амортизационных отчислений учитывалась остаточная стоимость основных фондов на месторождении на начало расчетов.

Расчет эксплуатационных затрат

Обслуживание скважин (включая общепроизводственные расходы):

Тобсл.скв = Nдоб×(тобсл + тобщ + тпр) = 7×(0,3173+0,67626+0,0008) = 6,96 млн.р,    где тобсл – затраты на обслуживание скважин, млн.р/скв; тобщ – общепроизводственные расходы, млн.р/скв; тпр – прочие расходы, млн.р/скв.    

Энергетические затраты на подъем  жидкости из скважины:

Тэнерг = Qж×тэнерг = 16,58×7,12 = 0,12 млн.р,  где

Qж – добыча жидкости в текущем году, тыс.т;

тэнерг  – удельные энергетические затраты  на подьем жидкости, р/т.

Затраты на сбор и транспорт продукции:

Тсб = Qж×тсб = 16,58×5,5= 0,09 млн.р,    где

тсб  – удельные затраты по сбору и транспорту нефти, р/т.    

Затраты на подготовку нефти:

Тподг = Qж×тподг = 16,58×51,4= 0,85 млн.р,   где

тподг  – удельные затраты по подготовке нефти, р/т.

Фонд оплаты труда:

ФОТ = ЗП×Ч×Nдоб = 103,7×0,12×7 = 0,087 млн.р,    где

ЗП – средняя зарплата работающего за год,  тыс.р; Ч – удельная численность персонала, чел./скв.

Затраты на текущий ремонт скважин:

ТТРС = Nнагн×тТРС = 7×380,57 = 2,7 млн.р, где

тТРС   удельные затраты на  текущий ремонт скважин, тыс.р/скв.

Расчет амортизационных отчислений

А = (ОПФ + К)×НА/100 = (60,57 + 1,98) ×9,09/100 = 5,68 млн.р,    где

ОПФ – остаточная стоимость основных производственных фондов на начало года, млн.р; НА – норма амортизации, % .

Всего эксплуатационных затрат:

Э = Тобсл.скв+ Тэнерг + Тсб + Тподг + ФОТ + ТТРС +  Тпер + А+ Нсоц + +Нстр + Нтр  + Нз  + НДПИ + Нпр = 16.37 млн.р

 

5.2.3  Капитальные вложения


Капитальные вложения рассчитываются по годам ввода объекта в доразработку до конца разбуривания.

Для нефтяных месторождений, обустроенных и уже введенных в разработку, определяется цель капитальных вложений в соответствии с их воспроизводственной структурой: новое строительство, расширение, реконструкция или техническое перевооружение.

Капитальные вложения в бурение скважин определяется на основе сметной стоимости 1 м проходки, установленной в зависимости от глубины скважин, количества добывающих, нагнетательных. Расчет капитальных вложений производится в соответствии с объемными технологическими показателями.

Затраты на природоохранные мероприятия исчисляются в процентах от общей суммы капитальных затрат, включая стоимость буровых работ.      Нормативы капитальных вложений приведены в табл. 20.

Таблица 20

Нормативы капитальных вложений

Наименование

Ед. изм.

Значение

Оборудование на поддержание мощностей на скважину действующего фонда

млн.  руб./скв.

0,099

Средняя стоимость бурения БГС (бокового горизонтального ствола)

млн. руб./скв

10,373

                                                                                                            Расчёт капитальных вложений 

На поддержание технологических мощностей действующего фонда:

Кпм = Nдоб×кпм = 7×0,099 = 0,69 млн.р,  где

Nдоб  – действующий фонд добывающих и нагнетательных скважин;

кпм  – затраты на поддержание технологических мощностей действующего фонда, млн.р./скв.

Итого капитальных вложений:

К = Кпм + КБГС× Nдоб = 73,3 млн.р, где

КБГС – затраты на бурение БГС, млн.р./скв.

Аналогичным образом был произведен расчет на весь проектный период разработки.

После этого были посчитаны капитальные вложения за проектируемый период разработки:

Капитальные вложения:

КΣ = Капитальные вложения= 73,3  млн.р

 

5.2.4  Платежи и налоги

Оценка вариантов разработки должна проводиться в соответствии с налоговой системой, установленной в законодательном порядке. 

В связи с тем, что 2002 году произошли изменения в налоговом законодательстве, расчет для данных, приходящихся на 2001, 2002 год, дается в условиях прежнего налогового законодательства, для данных последующих лет разработки – в новых условиях.

Далее в табл. 21 приведен перечень налогов, отчисляемых в бюджетные и внебюджетные фонды РФ и в следующих разделах показан порядок их расчета.

Таблица 21

Ставки налогов и отчислений

Показатели

Ед. изм.

Значения

Налог на добавленную стоимость

%

18

Единый социальный налог

 

26

- с 1 января 2005 года

%

Обязательное страхование от несчастных случаев

%

0,5

Налог на добычу полезных ископаемых

 

 

- с 1 января 2007 года

 

 

 

руб.

419*(Ц-9)*Р/261*Кв

Налог на имущество

%

2,2

Добровольное личное страхование

%

3,5

Ставка налога на прибыль

%

24,0

Подоходный налог

%

13,0

Прочие налоги (экология, пользование недрами, пользование водными ресурсами и т. п.)

тыс.руб./ скв.

7,865

Транспортный налог

тыс.руб./скв.

1,476

Плата за землю (в расчете за 1 га)

тыс.руб./га

4,977

Экспортная пошлина

долл/т

В соответствии со ст. 3 п. 4 ФЗ РФ от 21.05.1993 в ред. от 07.05.2004. При проектных ценах  экспортная пошлина составляет 138,3 долл./т.

Расчет платежей и налогов, включаемых в себестоимость нефти

Единый социальный налог:

Нсоц = ФОТ ×асоц/100 = 0,087×26/100 =0,022 млн.р,   где

асоц – ставка единого социального налога, % .      

Страхование от несчастных случаев:

Нстр = ФОТ ×астр/100 = 0,087×0,5/100 =0,0004 млн.р,   где

астр – ставка обязательного страхования от несчастных случаев, % .

Транспортный  налог:

Нтр = Nдоб×атр = 7×1,476 = 0,01 млн.р,     где

атр    ставка транспортного налога, тыс. р/скв.

Плата за землю:

Нз = S×аз = 1,09×4,977 = 0,0054 млн.р,    где

S – занимаемая площадь, га;

аз  – ставка земельного налога, тыс.р/ га.  

Подоходный налог:

Нпод = ФОТ×апод/100 = 0,087×13/100 = 0,011 млн.р,     где

апод  - ставка подоходного налога, %.

Налог на добычу полезных ископаемых:

НДПИ = Qн×419×(Ц-9)×Р/261*Кв = 24,77×419×(48-9) ×26,5/261*0,3= 12,33 млн.р,  где

Ц – цена нефти, долл/барр;Р – курс доллара.

     Прочие налоги (экология, пользование недрами, водными ресурсами и     т.п.):

 

                      Нпр = Nдоб×апр = 7×7,865 = 0,055 млн.р, где

апр – суммарная ставка данных налогов, тыс.р/скв.            

Расчет налогов и платежей, отчисляемых в бюджет

Налог на добавленную стоимость:

НДС = Qн×((100-Кпотсн)/100)×Квн×Цвн×аНДС/100 = 24,77×((100-0,97-0,2)/ /100)×0,7×5085×18/100 = 22,41 млн.р,     где

Квн – доля нефти, реализуемая на внутреннем рынке, %; 

Цвн  – цена нефти на внутреннем рынке без НДС;

аНДС – ставка налога на добавленную стоимость.

Налог на имущество:

Ним = ОПФк×ним/100 = 21,20×2,2/100 = 0,47 млн.р,   где

ОПФк  – стоимость основных производственных фондов на конец года, млн.р;

ним  - ставка налога на имущество, %.       

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 проведением разновременных доходов и затрат к первому расчетному году. Дисконтирование осуществляется путем деления величины прибыли за каждый год на соответствующий коэффициент приведения:

Прибыль от реализации - совокупный доход предприятия, уменьшенный на величину

где    Пt – прибыль от реализации продукции;

Т – расчетный период оценки деятельности предприятия;

Bt – выручка от реализации в t-м году;

Эt – эксплуатационные затраты с амортизацией в t-м году;

Ht – сумма налогов;

Ен – норматив дисконтирования, доли ед.;

t, tp – соответственно текущий и расчетный год.

Расчет балансовой прибыли

П = В - (Э + НДС +Ним ) = 148.62 - (16.37 + 22.41 + 0.47) = 109.38 млн.р

Налог на прибыль:

Нприб = П×нприб /100 = 109.38 ×24/100 = 26.25 млн.р,   где

нприб  – ставка налога на прибыль, %.   

Расчет чистой прибыли

Пч = П - Нприб =109.38 – 26.25 = 83.13 млн.р.

Доход государства:

Д = Нсоц  + Нстр + Нтр  + Нз + Нтам + Нпол + Нпр + НДС +Ним = 35.28 млн.р.

Аналогичным образом был произведен расчет на весь проектный период разработки.

После этого были посчитаны экономические показатели эффективности за весь период разработки:

Прибыль от реализации нефти:

ПΣ = Прибыль от реализации нефти =Прибыль от реализации нефти = 274,26 млн.р,    где

Пt  – чистая прибыль в t-м году, млн.р;

ЕН  – норма дисконта, доли ед.

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 /15/.

5.3.1Поток денежной наличности (NPV)


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

Дисконтированный поток денежной наличности - сумма прибыли от реализации и                                       

где    NPV – дисконтированный поток денежной наличности; Пt – прибыль от реализации в t-м году; At – амортизационные отчисления в t-м году;                  Kt – капитальные вложения в разработку месторождения в t-м году.

Накопленный поток наличности (NPV):

NPVΣ = Накопленный поток наличности NPV =Накопленный поток наличности NPV =  206,7 млн.р,   где

At  – амортизационные отчисления в t-м году, млн.р;

Kt – капитальные вложения в t-м году, млн.р.


5.3.2Индекс 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:

                                     Индекс доходности

Индекс доходности:

РисунокРисунок

5.3.3Период окупаемости вложенных средств

Период окупаемости (Пок) - 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:

Период окупаемости Пок - это продолжительность периода, в течение которого    где

Пок – период возврата вложенных средств, годы.

Это тот период, за пределами которого NPV становится и в дальнейшем остается неотрицательным.

Период окупаемости определятся из следующего равенства:

 Период окупаемости определятся из следующего равенства = Период окупаемости определятся из следующего равенства= 11

Так как NPV в конце первого года разработки больше ноля, то период окупаемости менее 1 года и составляет 11 месяцев, согласно расчётам.

Дисконтированный доход государства:

ДΣ = Дисконтированный доход государства= Дисконтированный доход государства = 133,75 млн.р,    где

Дt – доход государства в t-м году, млн.р. 

Результаты расчетов по годам представлены в табл. 22, а  динамика накопленного дисконтированного потока наличности показана на рис. 17.

                                                                                                      Таблица 22

Экономические показатели предлагаемого варианта

год

 

выручка

экспл.затраты

кап. вложения

прибыль

налог на прибыль

чистая прибыль

 NPV

накоплен-ный  NPV

млн.р

млн.р.

млн.р.

млн.р.

млн.р.

млн.р.

млн.р.

млн.р.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

2007

148,62

16,37

73,7

97,08

26,25

83,13

29,06

29,06

2008

120,42

16,2

0

65,83

20,54

65,06

61,97

91,03

2009

112,68

16,1

0

52,86

18,99

60,14

43,98

135,01

2010

91,38

16,09

0

35,18

14,65

46,4

26,41

161,42

2011

79,38

16,13

0

25,27

12,2

38,62

17,14

178,56

2012

65,58

16,05

0

16,79

9,4

29,78

10,58

189,14

2013

56,1

16,03

0

11,47

7,48

23,67

6,8

195,94

2014

47,1

16,05

0

7,36

5,64

17,85

4,27

200,21

2015

39,36

16,17

0

4,42

4,03

12,76

2,67

202,88

2016

32,64

16,2

0

2,37

2,65

8,4

1,67

204,55

2017

22,8

16,09

0

0,23

0,67

2,14

0,87

205,42

2018

21,66

15,93

0

0,04

0,48

1,52

0,66

206,08

2019

13,86

15,8

0

-1,05

-1,08

-3,42

0,33

206,41

2020

11,4

15,65

0

-1,2

-1,55

-4,89

0,22

206,63

2021

4,02

15,49

0

-1,82

-3,01

-9,53

0,01

206,64

 

5.4. Экономическая оценка проекта

Рис. 17 Накопленный дисконтированный поток наличности по предлагаемому варианту


5.4. Экономическая оценка проекта


Экономические показатели проекта показаны в табл. 23.

                                                                                                 Таблица 23

Экономические показатели эффективности

Показатели

 

Капитальные вложения, млн.р.

73,7

Эксплуатационные затраты, млн.р.

305,58

Выручка от реализации, млн.р.

867

Прибыль от реализации, млн.р

274,26

Накопленный поток наличности, млн.р

206,7

Индекс доходности, доли.ед.

1,8

Срок окупаемости, мес.

11

 

Проект в соответствии с РД 153-39-007-96 может быть принят к реализации при значениях NPV больше ноля и PI больше единицы. В рассматриваемом проекте NPV составил -206,7 млн.р.,а  PI – 1.8. 

Таким образом проект может быть принят к реализации. 

Условиями принятия проекта на предприятии являются такие показатели, как срок окупаемости и индекс доходности. 

Срок окупаемости проектируемого варианта составил 11 месяцев, PI больше единицы. Эти показатели соответствует тем условиям, при которых проект может быть принят на предприятии.

 

5.5. Сравнение технико-экономических показателей проектируемого варианта с базовым

 

На основании выполненных технико-экономических расчетов при реализации предлагаемого варианта  разработки  дисконтированный накопленный доход государства за рентабельный период оценивается в размере 133,75 млн. руб., что на  81,92 млн. руб.  больше  предусмотренного базовым вариантом.  За рентабельный период разработки предполагаемая добыча нефти составит 144,5 тыс. т., что на  90,69 тыс. т. больше предполагаемой добычи нефти в базовом варианте.  Сравнение технико-экономических показателей за рентабельный период разработки  представлены в табл. 24.

                                                                                                              Таблица 24 

Технико-экономические показатели вариантов разработки

Показатели

Ед. изм

Базовый вариант

Проектный вариант

Добыча нефти

тыс. т

53,81

144,5

КИН

д. ед

0,315

0,35

млн.р.

 

73,7

млн.р.

245,58

305,58

Выручка от реализации

млн.р.

322,84

867

Прибыль от реализации

млн.р.

46,24

274,26

Поток денежной наличности (NPV)

млн.р.

78,31

206,7

Индекс доходности (РI)

д. ед

1,2

1,8

Срок окупаемости

мес.

 

11


Заключение

 

В работе была произведена оценка геологического состояния разработки Кезского месторождения. Нефтеносными на Кезском месторождении являются отложения верейского горизонта и башкирского яруса среднего карбона.

На момент рассмотрения месторождение в проектных объемах было разбурено уже полностью. Согласно принятых проектных решений (в соответствии с технологической схемой) верейские и башкирские отложения были объединены в один эксплуатационный объект и разрабатываются единой сеткой скважин.

На месторождении реализована площадная избирательная система заводнения.

Проведенный анализ разработки верейско-башкирского объекта показал в целом его удовлетворительное состояние. 

Реализованная система разработки на первых стадиях разработки месторождения была достаточно эффективной обеспечивала высокие темпы нефтедобычи. Однако, на данном этапе разработки принятая система разработки нуждается в корректировке. 

В ходе проведенного текущего анализа разработки были выявлены отклонения проектных показателей от фактических, это прежде всего относится к добычи и обводненности. 

Как было установлено в работе основной причиной этих отклонений явилась неудовлетворительная работа ряда скважин, по которым была отмечена их преждевременная обводненность (что выше установленных показателей) и низкий дебит. 

Сравнительная оценка технологических показателей наглядно демонстрирует эффективность доразработки с применением боковых горизонтальных стволов. Вертикальные скважины для зарезки БГС были подобраны с учетом геолого-технологических критериев, это были скважины которые имели высокую обводненность, характеризовались низкими отборами, какие либо другие мероприятия (ГТМ) по этим скважинам не давали  существенных результатов, поэтому и столь очевиден эффект по этим скважинам. 

Необходимо также добавить, что подбор вертикальных скважин осуществлялся, так же и с учетов проведенных гидродинамических нестационарных исследований (на основе этих исследований определялся скин фактор), геофизических исследований (состояния колонны, обводненность и т.д.).

На основании проведенного анализа работы скважин (с использованием материалов ГИС И ГДИ), кандидатами для перевода вертикальных скважин под зарезку боковых горизонтальных стволов явились скважины 3217, 3215, 3204, 3219, 3231, 3224, 3206. 

Проведенный прогнозный расчет технологических показателей показал высокую эффективность работы этих скважин. Так накопленная доп. добыча по этим скважинам составила - 90,69 тыс.тонн нефти, а прирост по КИН – 0,035 .

Кроме того, в работе была произведена также и экономическая оценка от предложенного технического решения. Накопленный поток наличности составил – 274,26 млн.р., индекс доходности – 1,8 . Таким образом,  на основании проведенного технико-экомического анализа проект может быть принят к реализации.


СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

 

1)  В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела.-Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований; Удмуртский госуниверситет. 2004. - 720 с.

2) «Уточненная технологическая схема разработки Кезского месторождения»: -Ижевск, 2005.

3) В.И. Кудинов, В.А. Савельев, Е.И. Богомольный, Б.М. Сучков. Горизонтальное бурение и зарезка боковых горизонтальных стволов в нерентабельных скважинах ОАО «Удмуртнефть». Нефтяное хозяйство-1997. № 5. С. 17-19.

4) Е.И. Богомольный (Удмуртнефть), Б.М. Сучков, В.А. Савельев, Н.В. Зубов, Т.И. Головина (УдмуртНИПИнефть). Технологическая и экономическая  эффективность  бурения горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов. Нефтяное хозяйство -1998. № 3. С.19-21.

5)  С.С. Кузьмина.,А.А. Максимов. Зарезка боковых стволов в ООО «РН-Юганскнефтегаз». Интенсификация добычи нефти. Труды II международной научно-практической конференции. -Томск: Изд-во Томского политехнического университета. 2006. -251с. С. 100-105.

6) Е.И. Богомольный (Удмуртнефть), Б.М. Сучков, Ф.А. Каменщиков (УдмуртНИПИнефть). Повышение дебита горизонтальных скважин. Нефтяное хозяйство -1998. № 3. С.18-20.

7)  В.А. Савельев, Д.А. Сугаипов (ОАО Удмуртнефть). Оценка эффективности разработки Южно-Киенгопского месторождения с применением горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин. Нефтепромысловое дело -2002. № 9. С.21-24.

8)  В.И. Кудинов, Е.И. Богомольный, М.И. Дацик, Б.М. Сучков, В.А. Савельев, Н. А. Струкова (УдмуртНИПИнефть). Разработка месторождений высоковязких нефтей Удмуртской Республики с использованием  горизонтальных  стволов.  Нефтяное хозяйство -1998. № 3. С.25-28.

9) Патент РФ 2097536. Способ разработки неоднородной нефтяной залежи. Авторы: Кудинов В.И., Богомольный Е.И., Дацик М.И., Шайхутдинов Р.Т., Просвирин А.А. Дата подачи заявки: 05.01.1997.; Дата начала срока действия патента: 05.01.1997.

10) Патент  РФ 2159324. Способ разработки нефтяной залежи. Авторы: Кудинов В.И., Богомольный Е.И., Савельев В.А., Малюгин В.М., Струкова Н.А., Просвирин А.А. Дата подачи заявки: 25.04.2000.; Дата начала срока действия патента: 25.04.2000.

11) Патент  РФ 21722395. Способ разработки нефтяного месторождения. Авторы: Рамазанов Р.Г., Петров В.Н., Файзуллин И.Н. Дата подачи заявки: 10.08.1999.; Дата начала срока действия патента: 10.08.1999.

12) Патент РФ 99117604. Способ разработки нефтяного месторождения. Авторы: Рамазанов Р.Г., Петров В.Н., Файзулин И.Н. Дата подачи заявки: 10.08.1999.; Дата начала срока действия патента: 10.08.1999.

13) Анализ горно-геологических условий, техники, технологии и эффективности строительства ГС и БГС в республике Удмуртия, критерии применения ГС и БГС  Отчет / ООО ГЕОТЕХ,  Ижевск, 2001 – 100 с.

14)  Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газовых месторождений. РД 153-39-007-96.

15) С.Ю. Борхович, А. Я. Волков. Методических рекомендации и рабочая программа по дисциплине «Основы экономической деятельности предприятия». Ижевск, 2006 - 42 с.