ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ
На тему:
«Проектирование технологиибурения наклонно-направленной скважины глубиной 1773 м»
Введение
Одним изэлементов понятия оптимальности систем разработки нефтяных месторожденийявляется достижение максимально возможной и экономически оправданной величинынефтеотдачи пластов.
Эффективностьизвлечения нефти из нефтеносных пластов современными, промышленно освоеннымиметодами разработки, с точки зрения обеспечения полноты выработки запасов вовсех нефтедобывающих странах считается неудовлетворительной. Средний конечныйкоэффициент нефтеотдачи по данным ряда специалистов по всем месторождениям миране превышает 0,34 – 0,39. Это означает, что если не применять принципиальноновые методы улучшения выработки запасов, то около 65% начальных запасов нефтиостанутся неизвлеченными.Разработка Нижнесортымскогоместорождения характеризуется постепенным ухудшением технико-экономическихпоказателей процесса добычи по мере истощения запасов нефти. Поэтому впоследние годы на месторождениях широко внедряются новые методы увеличениянефтеотдачи пластов.
Одним изнаиболее перспективных способов повышения коэффициента извлечения нефти напоздней стадии разработки Нижнесортымского месторождения является бурениебоковых стволов из старого фонда скважин.
С однойстороны, только стоимость бурения бокового ствола из добывающей скважиныобходится на 30 – 70% дешевле бурения новой скважины. С другой стороны, бурениебоковых стволов, направленных на нефтенасыщенные зоны пласта, позволяетохватить фильтрацией застойные зоны и избежать обустройства скважины истроительства новых выкидных линий и промысловых трубопроводов.
На позднихстадиях разработки месторождений эксплуатация части скважин с высокойобводненностью продукции и выработанностью запасов в зонах дренированиястановится нерентабельной. Растет число малодебитных, высокообводненных ипростаивающих скважин. Восстановление бездействующего фонда при этом будетобходиться в 1,5 – 2,5 раза дешевле, чем бурение новых скважин. В условияхотсутствия инвестиций эта технология может оказаться эффективным средством интенсификациидобычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов.
1. Краткая геолого-физическая характеристика туймазинскогонефтяного месторождения
1.1 Общиесведения о районе
Туймазинскоеместорождение расположено в юго-западной части Башкортостана на территорииТуймазинского района в 180 км от г. Уфы. Месторождение открыто в 1937году. С вводом его в промышленную разработку Туймазинский район изсельскохозяйственного превратился в один из крупнейших промышленных районовБашкортостана. На территории месторождения вырос г. Октябрьский снаселением 115 тысяч жителей. Основными населенными пунктами, кроме г. Октябрьского,являются г. Туймазы, поселок Серафимовский, станция Уруссу и другие.Ближайшей железной дорогой является линия Уфа-Ульяновск. Ближайший магистральныйнефтепровод Усть-Балык – Уфа – Альметьевск.
Вгеографическом отношении изучаемая территория представляет холмистую равнину,расчлененную на отдельные гряды сетью речек, крупных и мелких оврагов. Основнойводной артерией является река Ик – левый приток реки Камы.
Климат районаконтинентальный, абсолютная максимальная температура воздуха – плюс 40 оС,а минимальная – минус 40 оС. Снежный покров достигает 1,5 м,глубина промерзания почвы 1,5–2 м.
Основнымиполезными ископаемыми являются нефть и строительные материалы. Последниепредставлены глиной, песком, известняком, песчаником и гравием. Некоторые глиныпригодны для приготовления глинистого раствора, необходимого для буренияскважин.
1.2Литолого-стратиграфическая характеристика геологического разреза Туймазинскогоместорождения
НаТуймазинском месторождении вскрыты породы кристаллического фундамента иотложения додевонского (венд), девонского, каменноугольного и пермскоговозраста
Породыкристаллического фундамента вскрыты до глубины 4040 м. Это гнейсы, диоритыи другие разности метаморфических и изверженных пород. Общая их вскрытаятолщина составляет свыше 2200 м.
Додевонскиеосадочные отложения развиты в погруженных частях структуры фундамента ипредставлены вендской серией. Сложены они аргиллитами, алевролитами ипесчаниками. Толщина пород венда 0 – 137 м.
Девонскаясистема представлена средними и верхними отделами. Общая толщина отложенийсистемы изменяется от 310 до 450 м. Преобладают в разрезе карбонатныепороды. Толщина терригенной части разреза составляет от 115 до 156 м.
Каменноугольнаясистема подразделяется на три отдела – нижний, средний и верхний. Разрезкаменноугольной системы сложен карбонатными породами (известняки и доломиты); внижней части выделяется терригенная толща, сложенная песчаниками, аргиллитами иалевролитами (терригенная толща нижнего карбона – ТТНК), мощностью 12 – 30 м.
Разрезпермской системы представлен отложениями верхнего и нижнего отделов. В целомразрез представлен карбонатными породами, подчиненное значение имеют терригенныеотложения. Третичные и четвертичные отложения развиты неповсеместно. Это глиныи суглинки. Общая толщина осадочной толщи палеозоя составляет от 1550 до 1800 м.
Туймазинскоенефтяное месторождение приурочено к крупной платформенной брахиантиклинальнойструктуре, расположенной на юго-восточном погружении Татарского свода. Размерысобственно Туймазинской брахиантиклинали составляют 40×20 км.Строение ее асимметричное. Структура имеет северо-восточное простирание суглами падения 10–300и более крутое юго-восточное крыло с углами 3–40.Кристаллический фундамент образует выступ, очертания которого подтверждаютсяструктурными планами покрывающих осадочных комплексов.
Складкасостоит из двух поднятий: Александровского (на юго-западе) и Туймазинского,разделенных пологой и слабо выраженной седловиной. Северо-западное крылохарактеризуется углами падения, измеряемыми долями градуса; юго-восточное крылоимеет ступенчатое строение.
Геологическийпрофиль Туймазинского месторождения показан в приложении 1.
1.3 Общаяхарактеристика продуктивных пластов
В настоящеевремя в пределах Туймазинского месторождения выявлено девять основныхпродуктивных объектов, при опробовании которых получены промышленные притокинефти: пласты DΙΙΙ и DΙV в отложениях старооскольского горизонта, пласт DΙΙ в муллинских отложениях,пласт DΙ в пашийских отложениях, продуктивный пласт в кровле турнейскогояруса (C1t), продуктивная толща в терригенных отложенияхнижнего карбона, в карбонатах заволжского и алексинского горизонтов. Таким образом,Туймазинское месторождение является многопластовым. На данный момент вразработке находятся пласты DΙ, DΙΙ, DΙΙΙ, DΙV, песчаники бобриковскогогоризонта (C1bb), известняки верхнефаменского подъяруса (D3fm) и турнейского яруса (C1t).
Самым нижнимнефтеносным горизонтом является песчаный пласт DΙV, залегающий внижней части старооскольского горизонта, в котором обнаружена небольшая залежьнефти. На Александровской площади размеры залежи составляют 8,5×3,5 км,на Туймазинской площади – 1×2,5 км. Толщина песчаников горизонтаколеблется от 4,6 до 14,6 м. Пласты горизонта DΙV обладают довольновысокими коллекторскими свойствами: в среднем пористость составляет 19,0%,проницаемость до 0,552 мкм2, нефтенасыщенность – 0,8. Залежьпластово-сводовая, по всей площади подстилается водой. Начальное пластовоедавление 18,1 МПа, начальное положение водонефтяного контакта – 1530 м.Начальный и текущий режим залежи – упруговодонапорный.
Следующимвыше по разрезу нефтеносным горизонтом является песчаный пласт DΙΙΙ, который залегает вверхней части старооскольского горизонта. В пласте выявлено пять небольшихзалежей, из них два на Александровской площади. Песчаники пластахарактеризуются резкой литологической изменчивостью: на Туймазинской площадинаблюдаются изменения толщины коллектора от 0 до 10,4 м, наАлександровской площади толщина более выдержана и составляет менее 2 м.Горизонт DΙΙΙ состоит из двух песчаных слоев, разделенныхпрослоем аргиллитовых пород. Средняя пористость песчаников составляет 19,0%.Нефтенасыщены в основном песчаники верхнего пласта. Среднее значениенефтенасыщенности составляет 88%. Положение начального ВНК залежейАлександровской площади принято на отметке 1511 м, на Туймазинской площади– 1500 м. Залежи пласта – структурно-литологические. Режим залежей – упруго-водонапорный.Начальное пластовое давление – 17,7 МПа.
Продуктивныйгоризонт DΙΙсоставляет основную часть муллинского горизонта. По литологическим особенностямгоризонт DΙΙрасчленен на три пачки: верхнюю, среднюю, нижнюю. Средняя и нижняя пачки напрактике объединяются в одну, основную. Песчаники основной пачки хорошо развитыпо площади и их толщина варьируется от 14 до 22 м. Основная пачкахарактеризуется высокими коллекторскими свойствами: пористость в среднемсоставляет 21,9%, проницаемость – 0,411 мкм2. Нефтенасыщенностьсоставляет 0,9. Верхняя пачка отличается резкой литологической изменчивостью.Изменение толщин лежит в пределах 1,0 до 3,6 м. Характерно значительноезамещение песчаников на глинистые алевролиты. Средняя пористость верхней пачки– 17%, проницаемость – 0,267 мкм2, нефтенасыщенность – 0,88. Залежь– пластовая, сводовая, размерами 18×7 км. Отметки ВНК колеблются впределах 1483,7–1492,7 м. Начальный режим пласта – упруговодонапорный.
Основнойобъект разработки Туймазинского месторождения приурочен к песчаникам пласта DΙ пашийскогогоризонта. Глубина залегания пласта – 1600 м. Пласт делится на трипродуктивные пачки: верхнюю, среднюю и нижнюю. В свою очередь пачки делятся напласты: для верхней пачки «а» и «б», для средней – «в» и «г», для нижней – «д».В верхней пачке (эффективная толщина 1,5 м) выделено 82 залежиструктурно-литологического и литологиеского типов. Размеры залежей: небольшие0,5×2 км и крупные 11×7 км. Начальное пластовое давление16,92 МПа. Начальный режим работы пласта упруго-водонапорный. Пористость – 20,4%,проницаемость 0,268 мкм2. В средней и нижней пачке (средняяэффективная толщина 6,4 м) выявлены четыре залежи, из которых наиболеекрупная имеет размеры 42×22 км, остальные залежи небольшие. Отметканачального ВНК находится в пределах 1486,6–1489,2 м. Пористостьколлекторов нижней и средней пачек – 21,1%, проницаемость – 0,520 мкм2.
Нефтепроявленияпромышленного значения выявлены в карбонатных осадках фаменского яруса (D3fm). Продуктивные отложенияпредставлены известняками. Режим работы залежей можно рассматривать как режимистощения. Средняя толщина пласта 18 м. Средняя пористость – 3%. Средняяпроницаемость – 0,25 мкм2. В отложениях верхнефаменского подъярусавыявлено двадцать три залежи, которые относятся к структурно-литологическим.Начальное пластовое давление 13,76 МПа.
Промышленнаянефть имеется в верхней части известняков турнейского яруса (C1t), а именно в кизеловскомпродуктивном горизонте (C1ksl). Пласты кизеловскогогоризонтапредставлены пористыми известняками, толщиной около 6 метров. В продуктивной пачке установлено шестнадцать залежей нефти. Основная залежь имеет размер30×8 км при высоте пласта 45 м. Нефтенасыщенная толщина – 9 метров, ВНК – 971–982 м. Рядом расположена вторая залежь 8×3,5 км высотой 15,5 м.Средняя проницаемость – 0,217 мкм2.Начальное пластовоедавление 11,2 МПа. Первоначальный режим залежи упруго-водонапорный, насегодняшний момент пласт разрабатывается с поддержанием пластового давления.
Объекты разработки продуктивных пластовТуймазинского месторождения характеризуются неоднородностью. Неоднородностьпроявляется в непостоянстве их толщины, в расчленении их на слои и прослои ислиянии друг с другом, литолого-фациальным замещением и выклиниванием их впределах иногда небольших по площади участков. Структурные и текстурныеособенности пород также являются непостоянными. Они проявляются в изменчивостиколлекторских свойств пород – пористости и проницаемости.
Для количественной оценки неоднородности пластовприменяются следующие параметры и коэффициенты: средняя толщинапород-коллекторов hср, коэффициент расчлененности kр, коэффициентвыдержанности пород-коллекторов по площади kвп, коэффициентпесчанистости kп, коэффициент связанности kсв, коэффициентоднородности kо и коэффициент отсортированности Sо. Данные по коэффициентамнеоднородности пластов девонских отложений Туймазинского месторожденияпредставлены в таблице 1.
Таблица 1. Характеристика продуктивных пластов поосредненным значениямПоказатели Объекты DΙV DΙΙΙ DΙΙ DΙ
D3fm
C1t
C1bb Глубина залегания, м 1680 1640 1630 1600 1350 1120 1100 Тип залежи свод свод свод свод риф свод структ. литол Тип коллектора песч песч песч песч. карбон карбон песч. Средняя толщина песчаников, м - - 16,1 10,4 - - -
Нефтенасыщенная толщина пласта, м 2,7 2,0 9,9 5,8 - 3,5 2,5
Пористость, % 19 19 22 22 3 10 22,5
Проницаемость, мкм2 - - 0,411 0,522 - 0,024 0,676
Нефтенасыщенность, доли ед. 0,80 0,83 0,88 0,89 0,63 0,72 0,835
Коэффициент песчанистости - - 0,94 0,82 - - -
Коэффициент расчлененности - - 1,5 1,9 - - 1,5
Коэффициент выдержанности - - 0,98 0,99 - - -
Коэффициент связанности - - 0,46 0,2 - - -
Коэффициент однородности - - 4,2 12,4 - - -
Коэффициент отсортированности - - 2,4 4,2 - - -
Начальное пластовое давление, МПа 18,1 17,7 17,2 17,2 14,0 12,5 12,5
Начальная пластовая температура, оС 30 - 30 30 - 20 18 -20
/> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> />
1.4Начальные и текущие запасы
В начальныхбалансовых запасах продуктивных объектов Туймазинского месторождения числится678,7 млн. тонн нефти, из них извлекаемых – 352,8 млн. тонн. В таблице 2показано распределение запасов по продуктивным горизонтам.
Таблица 2. Структуразапасов и их распределение по продуктивным объектам, млн. тЗапасы Объект DΙV DΙΙΙ DΙΙ DΙ
D3fm
C1t
C1bb
Балансовые:
– в нефтяной зоне
– в водонефтяной зоне
2,5
-
2,5
2,1
-
2,1
119,7
57,6
62,1
397,2
288,6
108,6
6,8
6,8
-
46,6
25,1
21,5
103,9
82,5
21,4
Извлекаемые:
– в нефтяной зоне
– в водонефтяной зоне
0,8
-
0,8
0,7
-
0,7
63,4
37,1
26,3
239,8
192,9
46,9
2,0
2,0
-
6,0
3,0
3,0
34,3
28,1
6,2 Проектный коэффициент извлечения нефти, доли ед. 0,422 0,401 0,523 0,608 0,315 0,151 0,363
Самым крупнымпо величине запасов является пласт DΙ, начальные извлекаемые запасы по которомусоставляют 68,3% от запасов всего месторождения. В продуктивном пласте DΙΙсконцентрировано около 18% начальных извлекаемых запасов, 11% запасовприурочено к терригенной толще нижнего карбона.
С начала разработки по Туймазинскому месторождению добыто324,569 млн. т нефти или 92,3% от извлекаемых запасов.
Остаточные извлекаемые запасы по Туймазинскомуместорождению составляют 38,04 млн. тонн. При существующих темпах отборазапасов (1,4%) и годовом уровне добычи нефти в пределах 540 – 545 тыс. тонндостижение проектного коэффициента извлечения нефти возможно через 69 лет.
Остаточные запасы нефти в продуктивных объектахТуймазинского месторождения сосредоточены:
– в застойных зонах однородных пластов – 19%;
– в линзах, вскрытых недостаточным числом скважин – 16%;
– в виде пленочной нефти – 30%;
– вблизи зон замещения коллекторов (непроницаемыеэкраны) – 8%.
В таблице 3 показана структура и распределение остаточныхзапасов по продуктивным пластам.
Остаточные запасы определены по значениям начальныхбалансовых и извлекаемых запасов и значениям суммарных отборов по этим запасамна 01.01.2004 года (таблица 9).
Таблица 3. Остаточные запасы нефти по продуктивным объектамна 01.01.2004 года, млн. тЗапасы нефти Объект DΙ DΙΙ Девон
C1t
C1bb
D3fm Балансовые 166,03 60,81 229,98 43,11 73,04 6,58 Извлекаемые 10,32 3,72 14,62 1,13 6,47 1,78 Коэф. извлечения нефти, % 57,70 49,20 55,90 7,51 29,7 3,29
Как видно, наТуймазинском месторождении остаточные запасы нефти значительны. Поэтому с цельюих доизвлечения и интенсификации добычи нефти на месторождении требуетсяпроведение мероприятий по совершенствованию системы разработки продуктивныхобъектов, особенно на объектах с низкими значениями текущих коэффициентовнефтеотдачи и уровней добычи нефти, но имеющих значительные запасы нефти.Традиционные методы разработки объектов Туймазинского месторождения на позднихстадиях и существующая на текущий момент плотность сетки скважин необеспечивают полноты выработки запасов из тупиковых участков, застойных зон,линз и полулинз. Это особенно актуально при разработке широких водонефтяных зондевонских пластов, которые изначально разрабатывались с применением болеередкой сетки скважин по сравнению с чисто нефтяной зоной, что на практикепоказало свою ошибочность, в результате чего в этих зонах на данный моментсосредоточены значительные остаточные запасы нефти.
Одним изметодов повышения нефтеотдачи пластов продуктивных объектов в условияхТуймазинского месторождения является уплотнение сетки скважин путем бурениябоковых стволов.
1.5 Физико-химическиесвойства нефти и газа
Нефти залежейпластов DΙ,DΙΙ, DΙΙΙ, DΙV можноохарактеризовать как легкие, маловязкие, сернистые и смолистые. Основныепараметры пластовой нефти могут варьировать в значительных пределах. Например,на Туймазинской площади по направлению от центра к периферии залежи пласта DΙ происходитизменение давления насыщения от 9,4 до 8,2 МПа. На Александровской площадинефть в пластовых условиях имеет меньшую плотность (792 кг/м3) ивязкость (2,02 мПа·с). В компонентных составах нефтяного газа,выделившегося при однократном разгазировании в стандартных условиях преобладаетметан (29,21%), присутствует азот до 6,06%.
Нефтьтерригенной толщи нижнего карбона также имеет различные параметры. Так,давление насыщения нефти газом изменяется от 2,5 до 6,85 МПа. В компонентныхсоставах нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти выделеныуглеродистые соединения от метана до гексана. Сероводород присутствует вколичестве 0,8–1,4%. Газосодержание меняется от 13,3 до 27,3 м3/ти в среднем составляет 22,0 м3/т. В целом нефть ТТНКвысоковязкая, тяжелая, смолистая и парафинистая.
Свойства ихарактеристика поверхностной нефти и газа приведены в таблице 4 и 5.
Пластовыеводы девонских пластов представляют собой хлоркальциевые рассолы. Общаяминерализация их составляет 275 г./л, а плотность достигает 1190 кг/м3.Газосодержание в водах составляет 2,73 м3/т. В составе водыТТНК преобладают ионы хлора и натрия. Содержание ионов хлора и натриясоответственно равно 4,49 и 3,3 млн. молей/м3, общая минерализациядостигает 8,68 млн. молей/м3.
Данныеисследований показали, что состав газа горизонтов DΙ и DΙΙ практическиодинаковый. Газ пласта DΙV отличается меньшим содержанием азота и пропана ибольшим содержанием метана и этана.
Характернымдля девонских попутных газов является:
– отсутствиесероводорода;
– относительнаяплотность выше единицы (1,0521);
– содержаниеазота 13,3% по объему;
– относятсяк жирным газам.
Относительнаяплотность газа, растворенного в нефти терригенного карбона, составляет 0,980;плотность газа турнейского яруса – 1,0529.
Содержаниегелия в продукции скважин составляет 0,051 – 0,055% по объему, аргона – до 0,041%.
Таблица 4. Характеристиканефти продуктивных пластов Туймазинского месторождения Показатели Объект DΙV DΙΙΙ DΙΙ DΙ
D3fm
C1t
C1bb
Плотность при 20 0С, кг/м3 849 850 856 856 904 904 886 Вязкость нефти в поверхностных условиях, мПа·с 10,0 17,0 10,0 10,6 85,0 20,0 20,0 Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с 3,0 - 2,3 2,3 - 14,2 14,2
Газовый фактор, м3/т 55 - 64 62 - 21 21,5 Давление насыщения, МПа 8,8 - 8,4–9,6 8,4–9,6 5,2 5,5 5,6
Содержание, %
– серы
– смол
– асфальтенов
– парафинов
1,5
6,6
3,2
3,2
1,1
13,9
2,6
5,4
1,5
8,1
4,1
5,0
1,5
9,5
2,5
5,0
3,7
13,6
4,5
2,9
2,8
17,2
5,1
4,1
2,8
12,4
5,1
3,4
Таблица 5. Характеристикапопутного газа продукции скважинПоказатели Пласт DΙV DΙ + DΙΙ Бобриковский Относительная плотность - 1,0521 1,191 Молекулярный вес 28,9 29,9 35,7
Содержание в газе, %
– углекислоты
– сероводорода
– азота
– метана
-
-
0,7
44,3
-
-
12,3
40,4
5,1
0,7
20,7
23,6
2. Анализразработки Туймазинского нефтяного месторождения
2.1 Анализвыработки запасов и эффективность системы разработки Туймазинскогоместорождения
Основнымобъектом разработки Туймазинского месторождения является продуктивный пласт DI пашийского горизонта, вкотором сосредоточены 68,3% начальных и 44,3% остаточных извлекаемых запасовместорождения.
В историиразработки залежи пласта DІ, как основного эксплуатационного объекта наТуймазинском месторождении, выделяются следующие стадии. Первая стадия (1945 –55 гг.) – характеризуется интенсивным ростом добычи нефти и с некоторымотставанием роста закачки воды – это период активного разбуривания залежи иосвоения системы законтурного заводнения. К концу стадии суммарная добыча нефтидостигла 40,1 млн. тонн, обводненность продукции не превышала 5%. Вторая,основная стадия (1956–67 гг.). В этот период добыча нефти постепенноувеличивается и затем стабилизируется на 11,0–1,8 млн. тонн в год. Этиизменения обусловлены разбуриванием центральной части Туймазинской площади имероприятиями по развитию системы внутриконтурного заводнения. К концу стадиисуммарная добыча нефти достигла 154,2 млн. тонн, обводненность продукциивозросла до 59%.Третья, поздняя стадия (1968–75 гг.), характеризуетсязначительным снижением добычи нефти, интенсивным обводнением продукции исущественными изменениями показателей разработки во времени. К концу стадии иззалежи было отобрано 201,7 млн. тонн нефти. Обводненность продукции достигла90,3%. Четвертая стадия характеризуется интенсификацией отбора жидкости вусловиях прогрессирующего обводнения продукции. Максимальный отбор жидкости былдостигнут в 1981 г. и составил 36,4 млн. тонн.
Залежи нефти продуктивного пласта DI разрабатывались сначалазаконтурным заводнением, затем в сочетании законтурного и внутриконтурногозаводнения, при этом на залежах пласта DI сформировались 18 блоков рядовдобывающих скважин, разделенных рядами нагнетательных скважин. В процессесовершенствования системы разработки было решено отделить ВНЗ горизонта DI отосновной площади там, где ширина этих зон достигает 4–5 км. В 1958–1959 гг.УфНИИ составил проект доразработки девонских залежей месторождения, которыйпредусматривал внутриконтурное заводнение разрезанием месторождения насамостоятельные поля разработки по 4 линиям внедрения очагового заводнения,ввод в активную разработку сводовой части залежи DI разбуриванием ее рядами,параллельными намеченным линиям разрезания, с плотностью сетки 20 га/скв.
Для повышения нефтеизвлечения за счет увеличения охвата пластовзаводнением были намечены отдельные нагнетательные скважины на малопродуктивныепласты, не имеющие слияния с основным пластом. Раздельное воздействие на пластыс различной коллекторской характеристикой, организация замкнутой системызаводнения и отбор продукции из зоны стягивания позволило на конечной стадииповысить нефтеизвлечение.
Коэффициенты извлечения нефти по блокам являются показателямиэффективностивлияния трехосновных коэффициентов:коэффициентов дренирования, охвата пласта заводнением и вытеснения нефти водойиз пористой среды.
Механизм формирования остаточных запасов нефти в заводненныхдевонских пластах более сложный, чем показатели эффективности влияния трехвышеназванных коэффициентов.
Однако можно перечислить виды нахождения остаточной нефти с болееили менее доказанной природой – макро – и микромасштабные.
К макромасштабным относятся:
а) участки пластов, имеющих худшие фильтрационныесвойства («целики» или застойные зоны);
б) зоны выклинивания или замещения коллекторов («тупиковые» зоны);
в) замкнутые линзы и полулинзы, размеры которыхменьше расстояния между принятой сеткой скважин;
г) краевые части водонефтяных зон;
д) кровельные части, часто уплотненные;
е) зоны междупервым рядом добывающих скважин и контуром нефтеносности;
ж) на участках резкого локального увеличениятолщины продуктивного пласта;
з) в зонах продуктивного пласта, не введенных или не охваченныхразработкой;
и) за счет конусообразования.
К микромасштабным относятся:
а) в поровых каналах после прорыва по ним воды (остается пленочнаянефть)
б) в тонких, менее проницаемых прослойках заводненного пласта.
На Туймазинском месторождении выявленыпрактически все перечисленные виды неоднородности пласта, способствующиеотставанию вытеснения нефти водой в процессе заводнения. Например, во многихновых скважинах, пробуренных на поздней стадии, отмечена нефтенасыщенностькровельной части пластов. Выработка запасов так называемой «верхней» пачкипесчаников сильно отстает.
В результате развития системы заводнения пластаDI в пределах залежи образовалось 18 блоков разработки, границами которыхявляются ряды нагнетательных скважин (рисунок 2). Эти ряды образованы не сразу,а в процессе разработки, и поэтому определение выработки этих блоков по накопленномуотбору нефти из них не будет корректным. До разрезания залежи на блоки в ней,как в единой гидродинамической системе преобладали фильтрационные потоки,направленные от периферии к центру. И в этот период часть запасов нефтипериферийных блоков отбиралась скважинами центральных блоков.
1
2
3
4
5
6 />
Туймазинская площадь – блоки I, II, III, IV, V,VI, VII, VIII, IX, X
Александровская площадь – блоки XIV, XV, XVI,XVII, XVIII
1, 2 – начальное положение контуровнефтеносности; 3, 4 – границы блоков и участков; 5 – установленные ипредлагаемые перетоки и направления фильтрации жидкости; 6 – номера блоков иучастков
Рисунок 1 – Схема блоков и участков залежейгоризонта DI
Поэтому оценка выработки запасов по накопленномуотбору нефти из блоков будет давать завышенные значения для центральных блокови заниженные для части периферийных.
В пределах некоторых центральных блоковглинораздел между пластами DI и DII размыт полностью или частично, и в этихзонах отмечены перетоки нефти из пласта DII в пласт DI, что также усугубляетопределение выработки запасов нефти по блокам.
Если в начальной и основной стадиях разработкибыла возможность судить о выработке запасов нефти по данным бурения новыхскважин, то на заключительной стадии такая возможность практически отсутствует,так как на этой стадии уже нет массового бурения скважин, и количественныеоценки выработки запасов блоков по материалам отдельных скважин непредставляются возможными. Это также невозможно сделать и потому, чтоневозможно точно восстановить объемы перетоков нефти из периферийных блоков кцентральным.
В таблице 6 представлено распределение по блокамначальных геологических запасов нефти и некоторые технологические показатели ихразработки.
Таблица 6. Основные технологические показателиразработки пласта DI по блокам по состоянию на 01.01.2000 года
Блок Начальные запасы нефти, тыс. т Накопленная добыча, тыс. т Суммарный водонефтяной фактор, т/т Текущий КИН, доли ед. />
/>
/>
нефти воды />
I 14091 9007,8 24615,9 2,7 0,639 />
II 34595 25633,7 71828,1 2,8 0,741 />
III 34315 16860,4 66845,2 4 0,491 />
IV 30561 22152,2 58679,1 2,6 0,725 />
V 17109 3977,8 7283,3 1,8 0,233 /> VI 34128 26589 110455,7 4,1 0,779 /> VII 25638 20064,1 70767,7 3,5 0,783 /> VIII 21031 11678,1 35003,7 3 0,555 /> IX 40135 30456,3 100681,5 3,3 0,759 /> X 13364 2087,1 21365 10,2 0,156 /> XI 19932 5017,2 18585,7 3,7 0,252 /> XII 21252 7638,1 29694 3,9 0,359 /> XIII 10711 5269,1 22644,6 4,3 0,492 /> XIV 20859 11100,8 30714,2 2,8 0,532 /> XV 31469 20027,6 43371,3 2,2 0,636 /> XVI 14714 5464,1 29488,4 5,4 0,386 /> XVII 2538 1462,4 6680,4 4,6 0,576 /> XVIII 11255 4298,2 42105,2 9,8 0,382 /> Всего: 397697 228783,9 790809 3,5 0,576 /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> />
Текущий КИН, определенный по суммарной добыченефти, изменяется по блокам от 0,156 (блок X) до 0,783 (блок VII) при среднемзначении 0,576.
Наибольшие значения текущего КИН наблюдаются поблокам центральной части залежи: в среднем – 0,693.
Для центральных блоков Александровской площади(блоки XIV и XV) текущий КИН составляет в среднем 0,595. По периферийным блокамзначение текущего КИН значительно ниже, составляя в среднем для всех блоков0,319.
Разница текущего КИН для центральных ипериферийных блоков обусловлена преобладающим направлением фильтрационныхпотоков от периферии залежи к ее центру, особенно в начальный период, врезультате чего часть запасов нефти из периферийных блоков отобрана скважинами,расположенными в центральной части залежи.
Аномально высокие значения текущего КИН для II,IV, VI, VII и IX, равные 0,725 – 0,783, обусловлены перетоками нефти из DII таккак в пределах и на границах этих блоков находятся зоны полного или частичногоразмыва глинораздела между пластами DI и DII.
Из сказанного явствует, что о реальной выработкезапасов нефти, имея ввиду межпластовые и внутрипластовые перетоки, можноговорить с некоторой долей условности.
Текущий КИН по центру Туймазинской площади,равный 0,636, слишком высок из-за перетоков с DII. Более реальная величинатекущего КИН в целом для центра Туймазинской площади суммарно для пластов DI иDII, которая равна 0,598, при среднем значении этого показателя в целом дляпластов DI + DII равном 0,556.
Также реальна величина текущего КИН по центруАлександровской площади (блоки XIV, XV и XVI), равная 0,546.
В целом по сумме пластов DI и DII текущий КИНравный 0,556 является довольно высокой величиной. Результаты бурения скважин напоздней стадии разработки девонских залежей свидетельствует о том, чтоостаточные запасы нефти сосредоточены в прикровельной части продуктивныхпластов.
Для оценки выработки запасов нефти по разрезупласта в принципе могут быть использованы профили приемистости нагнетательныхскважин и профили притока добывающих скважин. Однако из-за малочисленности инерегулярности этих исследований они могут дать только качественную оценкухарактера выработки пласта для определенного периода разработки. Также дляоценки выработки запасов используются данные геофизических исследованийскважин.
В результате исследований добывающих скважиндистанционным дебитомером было установлено, что приток из самых верхних зонприкровельной части пластов, как правило, отсутствует. Неработающие интервалыимеют толщину от 0,2 до 3,6 м. Это также качественно подтверждаетсосредоточение остаточной нефти в прикровельной части продуктивных пластов.
Если основные пачки пластов в новых скважинаххарактеризуются в основном как нефте- и водонасыщенные, и в значительной долекак полностью промытые, то по верхним пачкам значительная доля скважинвскрывается как нефтенасыщенная, что также указывает на сосредоточениеостаточной нефти в верхних разрезах продуктивных пластов.
По результатам геофизических исследований скважинможно также утверждать, что запасы нефти верхних пачек продуктивных пластоввырабатывались. Об этом свидетельствует то обстоятельство, что во многих новыхскважинах коллектор охарактеризован как водонефтенасыщенный, илинефтеводонасыщенный, или даже как промытый.
В таблице 7 представлены расчеты институтаБашНИПИнефти по определению степени выработки пластов горизонта DI.
Таблица 7. Выработка пластов горизонта DIПласт
Балансовые запасы, тыс. м3 Текущий КИН, %
Накопленная добыча, тыс. м3 Начальные На 01.01.2000 DIа 43019 25236 41,3 30303 DIб 70219 33704 52,0 44030 DIср 418030 162106 61,2 239994 DIниж 14815 10397 29,8 2572
Бурениеновых уплотняющих скважин на слабовыработанные участки неэффективно, так как промышленно освоенные методы добычинефти не обеспечивают рентабельный дебитскважин. Такая тупиковаяситуация к концу разработки крупных месторождений, как Туймазинское говорит онерешенности проблемы доизвлечения остаточных трудно извлекаемых запасов нефти.Начиная с 1990‑х годов, на Туймазинском месторождении началось массовоеотключение нерентабельных высокообводненных скважин, а также малодебитныхскважин, эксплуатирующих низкопродуктивные пласты.
На месторождениях с высокой эффективностьюзаводнения, таких как Туймазинское, категория остаточных запасов наиболеетрудноизвлекаемая, так как нефть рассредоточена и рассеяна бессистемно попласту. Высокая водонасыщенность и огромные объемы заводненного пластазатрудняют вступление в контакт с нефтью любому рабочему агенту. В этих условияхпринципиально новые методы, как физико-химические, микробиологические, волновыесопровождаются сложнейшими физико-химическими и другими процессами, большимриском получения неоптимальных результатов испытания, неопределенностью впроцессе реализации.
В нефтедобывающей отрасли проектные решения разработкиместорождений и исследования в области увеличения нефтеотдачи пластов направленына извлечение экономически рентабельной части запасов нефти. В сложныхгорно-геологических условиях остаточные запасы освоенными методамиразрабатываются неэффективно.
Поэтому в последнее время на Туймазинском месторождении начатобурение боковых стволов скважин, что позволяет путем уплотнения сетки скважинвовлечь в разработку застойные зоны и другие участки, неохваченныевоздействием: в слабопроницаемых прикровельных частях пластов, в продуктивныхпачках пластов с худшими фильтрационно-емкостными характеристиками, линзах,слабопроницаемых прослоях.
2.2Текущее состояние разработки
В настоящеевремя ООО НГДУ «Туймазанефть» разрабатывает 12 месторождений, девять из которыхс поддержанием пластового давления. Уровень добычи за 2003 год по Туймазинскомуместорождению и по НГДУ представлен в таблице 8.
Таблица 8. Показателиразработки месторождений НГДУ на 01.01.2004 годаПоказатель Туймазинское месторождение НГДУ Добыча нефти, тыс. т 543,9 914,1 Остаточные извлекаемые запасы, % от суммарных остаточных извлекаемых запасов НГДУ 67,5 - Темп отбора от остаточных извлекаемых запасов, % 2,01 2,28 Коэффициент извлечения нефти 0,48 0,449
Действующий фонд скважин:
– нефтяных
– нагнетательных
884
155
1341
242 Обводненность, % 90,11 86,08
Добыча нефтив 2003 году составила 914,1 тыс. тонн. Начальные балансовые запасы по всемместорождениям НГДУ составляют 758096 тыс. тонн, начальные извлекаемые запасы377994 тыс. тонн.
По состояниюна 01.01.2004 года из месторождений добыто 337,966 млн. тонн или 89,4% отизвлекаемых запасов нефти.
Остаточныеизвлекаемые запасы по НГДУ составляют на 01.01.2004 года 40,028 млн. тонн.
С началаразработки по Туймазинскому месторождению добыто 324,569 млн. тонн нефти или92,3% от извлекаемых запасов, в том числе по девонским пластам 290,178 млн.тонн.
Как видно продуктивные объекты Туймазинскогоместорождения характеризуются большой выработанностью запасов нефти.
/>
Таблица 9. Суммарный отбор от запасов по объектамТуймазинского месторожденияОбъект Суммарный отбор от балансовых запасов, % Суммарный отбор от извлекаемых запасов, % DІ 58,2 95,7 DІІ 49,2 94,1 Девонские отложения 55,9 95,2
С1bb 29,7 81,15
С1t 7,5 49,7 Прочие 3,3 11,2 Туймазинское месторождение 52,3 92,3
Попутно снефтью с начала разработки добыто воды по Туймазинскому месторождению 1174890,9тыс. тонн (1061086,5 тыс. м3), по НГДУ добыто воды 1199343,0 тыс. т.(1082041,5 тыс. м3).
По основнымобъектам Туймазинского месторождения водонефтяной фактор с начала разработки: DІ – 3,5 т/т; DІІ- 3,5 т/т;по девонским отложениям – 3,5 т/т; C1bb – 4,5 т/т С1t – 1,7 т/т.
Разработкапродуктивных объектов Туймазинского месторождения ООО НГДУ «Туймазанефть»характеризуется снижением годовой добычи нефти (таблица 10) и попутной воды итемпов отбора остаточных запасов (таблица 11).
Таблица 10. Снижениегодовой добычи нефти по НГДУ «Туймазанефть»Объект разработки 2002 год 2003 год Добыча нефти тыс. т % падения к предыдущему году Добыча нефти тыс. т % падения к предыдущему году
Туймазинское
– девон
– карбон
– прочие
565,0
307,8
252,4
4,8
+0,1
+3,7
+3,6
+54,2
543,9
281,2
256,9
5,8
-3,7
-8,64
+1,78
+20,8 НГДУ 918,8 +1,4 914,1 -0,5
Таблица 11. Темпыотбора от остаточных запасов по основным объектам Туймазинского месторождения,%Объект Темп отбора от остаточных извлекаемых запасов 2002 год 2003 год DІ 2,09 2,07 DІІ 1,43 1,2 Девонские отложения 2,06 1,45
С1bb 2,23 2,28
С1t 2,53 2,71 Прочие 0,28 12,6 Туймазинское месторождение 2,05 2,01
Отборыжидкости по Туймазинскому месторождению по сравнению с 2002 годом уменьшилисьна 663,371 тыс. тонн, по карбону Александровской площади уменьшились на 63,968тыс. тонн, по карбону Туймазинской площади увеличились на 27,956 тыс. тонн, попрочим горизонтам увеличились на 2,630 тыс. тонн и по девонским пластамуменьшились на 569,730 тыс. тонн.
В целом по НГДУ «Туймазанефть» отбор жидкостиуменьшился на 632,176 тыс. тонн.
С поддержанием пластового давления работаютдевять месторождений. Годовая закачка по всем месторождениям составила 6410,210тыс. м3, в том числе по Туймазинскому месторождению – 5398,446 тыс.м3.Общая закачка уменьшилась по сравнению с 2002 годомна 378,210 тыс. м3.
Обеспечениеотбора жидкости закачкой по девонским пластам составило 100,3%, по карбонуАлександровской площади – 136,1%, по карбону Туймазинской площади – 116,3%, поНГДУ обеспечение отбора закачкой воды составило 103,6%. Уменьшение пластовогодавления в зоне отбора по девонским пластам составило 0,04 МПа, по карбонуАлександровской увеличилось на 0,11 МПа, по карбону Туймазинской площадиуменьшилось на 0,21 МПа.
Продуктивныеобъекты разработки Туймазинского месторождения в настоящее время находятся назаключительных стадиях, характеризующихся значительной выработкой запасовнефти, высокой обводненностью (90,1%), снижением годовой добычи нефти и воды,выводом скважин из эксплуатации.
На объектахза историю их разработки были внедрены все технологические рекомендации ирешения. Текущие значения коэффициентов нефтеотдачи приближаются к проектным. Вэтих условиях традиционные способы поддержания уровня добычи нефти или егонаращивания за счет совершенствования системы разработки себя исчерпали. Однакона месторождении имеются значительные запасы остаточной извлекаемой нефти.Вопросы извлечения этой нефти требуют своей проработки и решения. Одним изметодов эффективного извлечения остаточных запасов на Туймазинскомместорождении является метод зарезки и бурения боковых стволов скважин.
РазработкаТуймазинского месторождения на завершающей стадии ведется с ежегоднымотключением и выводом добывающих и нагнетательных скважин из эксплуатации.Вывод скважин из эксплуатации связан с выработкой запасов нефти в зонедренирования скважин, обводнением продукции, в результате чего добыча нефтистановится нерентабельной, по техническим причинам. В тоже время ввод новыхскважин из эксплуатационного бурения незначителен.
НаТуймазинском месторождении значителен фонд наблюдательных, пьезометрических,ожидающих ликвидации, нерентабельных скважин. Эти скважины при подтвержденииналичия остаточных запасов на участке их расположения потенциально могут бытьиспользованы для извлечения остаточных запасов нефти методом бурения боковыхстволов, что позволит сократить затраты на бурение, освоение и обустройствоскважин и использовать сложившуюся инфраструктуру месторождения.
2.3 Анализэффективности методов повышения нефтеотдачи пластов
За последниегоды по ООО НГДУ «Туймазанефть» применялись различные методы увеличениянефтеотдачи. Причем, применение их зависит от многих факторов: геологическогостроения месторождения на поздней стадии эксплуатации, свойств коллектора ит.д. Рассмотрим наиболее современные и распространенные методы увеличениянефтеотдачи. Все виды воздействия на призабойную зону скважин в ООО НГДУ«Туймазанефть» по технологии прведения можно объединить в следующие группы
– химическиеметоды: закачка осадкогелеобразующей композиции «КОГОР», закачка нефтенола,цеолита, соляно-кислотные обработки и обработки кислотой замедленного действия,обработка призабойной зоны пласта поверхностно – активными веществами,ингибиторами коррозии;
– тепловыеметоды: обработка призабойной зоны пласта горячей нефтью, а также очистка труби призабойной зоны магнитным активатором тепла и генератором тепла;
– механическиеметоды: вибровоздействие на пласт вибратором СВ, вибратором-пульсатором,клапаном для создания глубокой депрессии, а также очистка насосно-компрессорныхтруб от парафина штанговыми скребками, центраторами – фрезами;
– комбинированныеметоды: обработка призабойной зоны нагнетательных скважин термохимическимизарядами, термоимплозионная обработка ПЗП;
– гидродинамическиеметоды увеличения нефтеотдачи: нестационарное (циклическое) заводнение иизменение направления фильтрационных потоков, создание обратного конуса,зарезка боковых стволов.
Такженаиболее современным и эффективным методами повышения нефтеотдачи являютсявибросейсмическое воздействие, осуществляемое на определенные локальные участкинефтяной залежи, что приводит к перераспределению полей напряжения впродуктивных пластах. Это ведет к их частичной реструктуризации и образованиюновых фильтрационных каналов. В результате вибросейсмического воздействияуменьшается вязкость флюида, ускоряются миграционные процессы углеводородов,приводя к высвобождению гораздо большего количества нефти, повышая конечнуюнефтеотдачу пласта.
В ООО НГДУ«Туймазанефть» в последние годы стали испытывать новый метод извлеченияприкровельной нефти. Он заключается в следующем. Вначале в скважине перфорируютинтервал пласта ниже нефтенасыщенной части на несколько метров. После этого вскважину спускают электроцентробежный насос высокой производительности иосуществляют пуск скважины. За время работы скважины с перфорацией тольконижней водонасыщенной части пласта нефть «засасывается» из верхнейнефтенасыщенной части пласта в зону перфорации, увеличивая таким образомвеличину нефтенасыщенной толщины призабойной зоны пласта. При последующейперфорации верхней нефтенасыщенной части пласта скважина вступает в работу вусловиях, когда в призабойной зоне пласта уже создан «обратный нефтяной конус»,снижена относительная проницаемость для воды, что способствует работе скважиныболее длительное время с меньшей обводненностью.
Такимобразом, выбор метода увеличения нефтеотдачи, как видим, зависит от многихфакторов, таких как, например, обводненность добываемой жидкости, геологическихусловий, коллекторских свойств продуктивных пластов.
Выполнениеплана работ по внедрению новых методов увеличения нефтеотдачи по НГДУ приведенов таблице 12.
Таблица 12. Внедрениеновых методов увеличения нефтеотдачи пластов по ООО НГДУ «Туймазанефть»Технология 2003 год План Факт Количество скважин Эффект, тыс. тонн Количество скважин Эффект, тыс. тонн 1 Микробиологические методы 1.1 Закачка активного ила 20 15 17 8,516 1.2 Закачка био-ПАВ - - - 0,756 итого 9,281 2 Физико-химические методы 2.1 Закачка композиции КОГОР 6 3 6 4,576 2.2 Закачка нефелин+цеолит 10 2 - 4,216
2.3 Дилатационно-волновое
воздействие - 7 - 13,282 2.4 Вмбросейсмическое воздействие 7 12 6 10,391 2.5 ЗГРП - - 7 0,472 2.6 Закачка гивпана 10 3 2 0,232 2.7 КСТ 10 1 1 0,755 2.8 Внедрение УС‑108 5 5 3 0,073 итого 33,998 3 Гидродинамические методы 3.1 Зарезка боковых стволов 28 126,6 19 116,741 3.2 Создание обратного конуса 7 3 1 19,116 3.3 Возвратные работы 24 6 18 6,525
3.4 Нестационарное циклическое
заводнение - 35 105 36,968 итого 179,350 Всего 127 218,6 185 222,629
Анализэффективности применения методов повышения нефтеотдачи пластов, применяемых наТуймазинском месторождении, показывает, что наиболее технологическиэффективными являются гидродинамические методы. Среди них выделяется методзарезки боковых стволов, на которые приходится 13% годовой добычи нефти по ОООНГДУ «Туймазанефть».
3. Особенностиэксплуатации скважин с боковыми стволами в ООО НГДУ «Туймазанефть»
3.1 Опытприменения и перспективы бурения боковых стволов на месторождениях ООО НГДУ«Туймазанефть»
В ООО НГДУ«Туймазанефть» задача сохранения текущих значений рентабельной добычи нефти вусловиях, когда текущие коэффициенты нефтеотдачи приближаются к проектным, аобводненность продукции превышает 90%, становится остро актуальной.
Частично этазадача решается за счет применения методов увеличения нефтеотдачи. Так наТуймазинском месторождении в различное время применялись такие методы, какгидроразрыв пласта, закачка цеолита, комплексных осадкогелеобразующихкомпозиций, кислотные обработки, гидродинамические методы повышения нефтеотдачии другие. В последнее время нашел применение метод зарезки боковых стволов.
Бурениебоковых стволов в условиях НГДУ «Туймазанефть» можно разделить на три этапа.
Первый этап –бурение боковых стволов на карбонаты кизеловского горизонта. Основной задачейбурения боковых стволов на этот горизонт являлось увеличение дебитов жидкости,путем совершенного вскрытия пласта. Увеличение степени совершенства вскрытияпредполагалось осуществить спуском хвостовика до кровли карбонатов, вскрытиемпродуктивного коллектора на чистой воде с добавлением ПАВ и последующейкислотной обработкой для создания каверн в открытом стволе с целью увеличенияповерхности призабойной зоны пласта.
Накизеловский горизонт пробурено 26 боковых стволов. Средний дебит жидкостисоставил 2,5 м3/сут, нефти – 1,4 т/сут, обводненность продукции– 38%. Накопленная добыча нефти по скважинам с БС кизеловского горизонта на01.01.2004 года составила 70539 тонн. Все БС этого горизонта эксплуатируются соткрытым забоем.
По скважинам,пробуренным по старой технологии, дебиты составляли: жидкости – 2,5 м3/сут,нефти – 1,4 т/сут, обводненность – 38%.
Как видно,дебиты жидкости и нефти возросли вдвое. Однако малые значения дебитов непозволяют в дальнейшем практиковать бурение боковых стволов на кизеловскийгоризонт. Это обусловлено низкими значениями пористости, проницаемости и малойнефтенасыщенностью толщи всего скелета пласта.
Второй этап –бурение боковых стволов на пласт DII.
В процессеразработки пласта DII внедрены все проектные технологические рекомендации,дополнительно широко применялся форсированный отбор жидкости с увеличениемдебитов жидкости с 57 до 209 м3/сут, т.е. почти в два раза.Значительный рост дебитов связан с развитием системы заводнения путемразрезания залежи рядами нагнетательных скважин. Скважины отрабатывались довысоких значений ВНФ. ВНФ по скважинам пласта DII изменялся от 0,01 до428 т/т, при достижении обводненности 99 – 100% они отключались. Отключениескважин пласта DII также обусловлено наличием возвратного вышележащего объекта DI, с хорошейпродуктивностью, что побуждало к преждевременному прекращению эксплуатациималодебитных скважин. Проектная плотность сетки скважин составляет 20 га/скв внефтяной зоне (НЗ) и 50 – 60 га/скв в водонефтяной зоне (ВНЗ). Текущаяплотность составляет 14,8 га/скв в НЗ и 26,7 га/скв в ВНЗ, что меньшепроектной. Это обусловлено тем, что большинство скважин, пробуренных на пласт ирасположенных в контуре нефтеносности залежи горизонта DI были углублены на пласт DII сразу после бурения.Отставание в сроках и темпах разбуривания ВНЗ определило низкие показателивыработки запасов из нее. Общая площадь нефтеносности залежи составляла 8456 га, эксплуатационный фонд – 39 скважин, тогда плотность сетки составит 214 га/скв. Чтобы извлечьостаточные запасы нефти из пласта при темпе отбора 1,99% от остаточныхизвлекаемых запасов понадобится 50 лет. Поэтому необходимо обновление фондаскважин, что осуществляется путем зарезки боковых стволов и углублением.
Особенностьюзалежи является не поршневое вытеснение нефти, а постепенное поднятие ВНК. Врезультате из-за ухудшения коллекторских свойств нефть не втесняется изслабопроницаемых прикровельных участков залежи. При бурении боковых стволовпланируется нефть добывать из прикровельной части пласта.
Третий этап –бурение боковых стволов на пласт DIV.
Пласт выведениз эксплуатации в 1995 году. До отключения пласта работало 10 скважин,накопленная добыча составляет 963 тыс. тонн нефти. В течении 1995–1999 годовпроисходило перераспределение нефти и пластовой воды в пределах залежи.Развитие системы заводнения пласта DIV не предусматривалось, так как пласт имеетобширную законтурную область и даже при значительных отборах жидкости прифорсированной добыче, пластовое давление оставалось достаточно высоким истабильным. В 1999 году проведена зарезка бокового ствола на скважине 711,которая не эксплуатировала пласт из-за аварии на забое. Скважина 711С1 вошла вэксплуатацию с дебитом по жидкости 108,7 м3/сут, нефти 79,8т/сут, обводненностью 18,1%. Для полной гарантии достижения расчетной конечнойнефтеотдачи и выработки остаточных извлекаемых запасов целесообразно пробуритьв пределах залежи несколько боковых стволов.
Всего на01.01.2004 года на девонские отложения Туймазинского месторождения пробурено 91боковой ствол. Средние дебиты БС по пласту DІ – 2,4 т/сутки, DІІ – 5,2 т/сутки, DІV – 6 т/сутки. Накопленнаядобыча нефти по девонским отложениям Туймазинского месторождения – 344449 тонн.
В 2001 годуна Туймазинском месторождении боковые зарезки были проведены на бобриковскийгоризонт и на карбонаты среднефаменского подъяруса. В боковом стволе,пробуренном на среднефаменские отложения был получен приток нефти 5,2 т/сутки.Накопленная добыча по фаменским отложениям составляет 4638 тонн при обводнениипродукции 41,5%. Всего на среднефаменский подъярус пробурено 6 боковых стволов.
Институтом«БашНИПИнефти систематически выполняется технико-экономические исследования вобласти техники и технологии бурения и эксплуатации боковых стволов. Работаинститута «Технико-экономическое обоснование бурения боковых стволов с цельюповышения выработки запасов месторождений Башкортостана» по своему содержаниюявляется инвестиционным проектом. Определена программа по бурению 247 боковыхстволов на нефтяных месторождениях шести НГДУ. Подобраны 226 скважин с глубинойзарезки бокового ствола 1300 м и 21 скважина с глубиной зарезки 1600–1800 м.
Анализпробуренных и технико-экономические расчеты по вновь предлагаемым к бурениюбоковым стволам скважин показали достаточно высокую технологическую иэкономическую эффективность данного направления по усовершенствованиюсуществующих систем размещения скважин, в том числе для залежей с карбонатнымиколлекторами.
По ООО НГДУ«Туймазанефть» в 2004 году планируется восстановить из бездействия методомзарезки боковых стволов 17 скважин с целью извлечения остаточных запасов нефтив продуктивных пластах девонских отложений (DІ и DІІ), а также в отложенияхфаменского яруса (Dфам), бобриковского и радаевского горизонтов (С1bb).
Рассмотренныйопыт применения зарезки и бурения боковых стволов в скважинах Туймазинскогоместорождения с целью повышения нефтеотдачи показывает оправданность метода назаключительных стадиях разработки продуктивных объектов. Показатели работыбоковых стволов на уровне выше экономически предельных при незначительныхкапитальных затратах свидетельствуют о технологической и экономическойэффективности бурения БС. При этом совершенствование техники и технологиибурения БС, способов эксплуатации боковых стволов, наличие значительныхостаточных извлекаемых запасов на месторождении приводит к расширению областиприменения метода и увеличению объемов бурения БС.
3.2Назначение и область применения скважин с боковыми стволами
В настоящеевремя в связи с истощением нефтяных месторождений, полным использованиемвозможностей вторичных методов разработки ежегодно увеличивается числоотработанных, нерентабельных скважин. Вместе с тем в продуктивных пластахостается значительное количество нефти в застойных зонах. Решением проблемыизвлечения таких запасов и восстановления старых бездействующих скважинявляется ввод этих скважин в эксплуатацию путем бурения вторых стволов.Потенциальным для восстановления скважин бурением вторых наклонных стволов,прежде всего может быть фонд бездействующих скважин. Если на первом этаперазработки Туймазинского месторождения прирост добычи нефти осуществляется засчет увеличения фонда нефтяных скважин, то на современном этапе этого оказалосьнедостаточно ввиду истощения запасов и ухудшения технико-экономическихпоказателей разработки месторождения. Сейчас Туймазинское месторождениенаходится на поздней стадии разработки и фонд нефтяных скважин с каждым годомсокращается.
Большоеколичество нефтяных скважин переходит в фонд наблюдательных, нагнетательных,пьезометрических, ожидающих ликвидации. В связи с этим было принято решение сцелью извлечения остаточных запасов нефти в застойных зонах и в пластах,неохваченных разработкой при существующей системе, зарезать в данных скважинахбоковые стволы.
Бурениебоковых стволов на Туймазинском месторождении производиться с целью переводаскважин на эксплуатацию: вышележащего горизонта, нижележащего горизонта(углубление), текущего объекта с отходом в пределах 25 – 100 м и длинойбокового ствола 80 – 220 м. В зависимости от угла вхождения БС впродуктивный пласт различают боковые стволы с горизонтальным забоем (боковыегоризонтальные стволы), с вертикальным первичным вскрытием пласта и вхождениемБС в пласт под определенным зенитным углом. Боковые стволы применяются как дляэксплуатации одного продуктивного объекта, так и для одновременной эксплуатациипри вскрытии нескольких пластов.
Основнымицелями строительства боковых стволов в условиях Туймазинского месторожденияявляются следующие:
– повышениенефтеотдачи разрабатываемых объектов в результате уплотнения сетки скважин;
– повышениетекущей добычи нефти путем восстановления действующего фонда скважин бурениембоковых стволов из нерентабельных скважин, находящихся в бездействии, вконсервации и ликвидированных по техническим причинам (аварии, прихват НКТ прицементировании и т.д.);
– вовлечениев разработку залежей нефти в выше и ниже залегающих продуктивных отложениях;
– увеличениетемпов разработки линзовидных залежей, вскрытых недостаточным количествомскважин;
– вовлечениев разработку залежей нефти, совпадающих в плане лишь частично с основной,практически полностью выработанной;
– увеличениепритока жидкости (соответственно и нефти) из карбонатов турнейского яруса путемсовершенного вскрытия пласта.
Наиболеецелесообразным является использование технологий бурения боковых стволов напоздней стадии разработки месторождений в связи с тем, что к этому времени наэксплуатационные объекты уже пробурена значительная часть основного ирезервного фонда, а запасы выработаны не полностью. При этом величинаостаточных запасов зачастую настолько мала, что бурение новых вертикальныхскважин на них просто нерентабельно.
Боковыестволы могут использоваться для добычи нефти в большинстве залежей, заисключением рыхлых, сильно трещиноватых и обваливающихся пород, в которыхзатруднено бурение даже вертикальных скважин.
Геолого-физическиеусловия эффективного применения БС:
– нефтяныезалежи с трудноизвлекаемыми запасами;
– залежис коллекторами, имеющими естественную вертикальную трещиноватость или разломы;
– пластыс высокой неоднородностью, особенно по вертикали;
– пластыс карстовыми или кавернозными образованиями;
– линзовидныепласты;
– пластыс малой толщиной;
– пластыс несцементированными песчаниками.
На основеанализа результатов бурения боковых стволов в АНК «Башнефть» и накопления опытаэксплуатации были обозначены критерии применимости метода, к которым относятся:
– наличиедостаточных, не менее 5 – 6 тыс. тонн остаточных запасов нефти в зонедренирования БС;
– достижениепосле бурения БС достаточно высокого начального дебита по нефти в размере 3 – 5т/сут;
– обеспеченностьзапасом пластового давления в зоне бурения БС и наличия системы поддержанияпластового давления;
– вмногопластовом разрезе в БС должна быть предусмотрена возможность раздельнойэксплуатации нефтяного пласта, не допуская совместного вскрытиявысокообводненных пластов.
Как видно,бурение БС имеет широкий диапазон области применения: увеличение текущейнефтеотдачи пластов, совершенствование системы разработки продуктивных объектовв целом, реабилитация старого фонда скважин и т.д.
Приобосновании бурения боковых стволов в скважинах Туймазинского месторождения вкаждом отдельном случае необходимо производить оценку гелого-физическихкритериев эффективного применения метода, обобщать и анализировать опытэксплуатации ранее пробуренных боковых стволов.
3.3Строительство боковых стволов на Туймазинском месторождении
3.3.1Требования к техническому состоянию скважин
Согласно РД39–00147275–057–2000, исходя из требований охраны недр и окружающей среды, недопускается строительство боковых стволов по техническому состоянию основныхстволов скважин:
– скважиныс негерметичными, либо ремонтированными эксплуатационными колоннами, кромеслучаев замены труб на новые;
– скважиныс затрубной циркуляцией;
– скважиныс отсутствием цемента в интервале забуривания бокового ствола;
– скважиныс отсутствием цемента за кондуктором, если высота подъема цемента за эксплуатационнойколонной не перекрывает его.
Для полученияисходных данных, необходимых для оценки технического состояния и составленияплана работ по забуриванию боковых стволов, необходимо провести следующиеработы:
– проверитьгерметичность эксплуатационной колонны опрессовкой;
– сцелью оценки глубины интервалов цементного кольца и его качества исследоватьскважины акустической цементометрией;
– проверитьналичие затрубной циркуляции термометрией (ВЧТ).
Определениетехнического состояния скважины производится в следующей последовательности. Впервую очередь в скважину спускается шаблон соответствующего диаметра иотбивается забой скважины. После чего записывается ВЧТ и АКЦ. При положительныхрезультатах интервал исследуется на приемистость и заливается цементнымраствором под давлением с учетом установления цементного моста. После ОЗЦцементный мост (искусственный забой) проверяется спуском НКТ и разгрузкой ее.После чего колонна подвергается опрессовке давлением, рассчитанным взависимости от диаметра колонны и срока ее эксплуатации. Записываются показаниялокатора муфт для выбора места вырезания «окна» для забуривания боковогоствола.
Бурениебоковых стволов на Туймазинском месторождении производится, в основном, вскважинах, находящихся в бездействии: наблюдательных, пьезометрических,ожидающих ликвидации, со сложной аварией в основном стволе скважины,нерентабельных ввиду истощения запасов нефти. Учитывая продолжительный срокэксплуатации этих скважин, к их техническому состоянию предъявляются особые требования,которые должны обеспечить безаварийную проводку бокового ствола и дальнейшуюего эксплуатацию.
Бурениебоковых стволов возможно в скважинах, удовлетворяющих этим требованиям.
3.3.2Техника и технология бурения боковых стволов
Дляобеспечения надежности и успешного проведения строительства бокового стволанеобходимо: детально изучить геолого-технические условия строительства иэксплуатации скважины и ее современное состояние; выбрать наземноеоборудование; определить оптимальную глубину интервала забуривания ствола;установить способ вскрытия обсадной колонны и способ ориентирования отклоняющейкомпоновки; рассчитать проектный профиль ствола; выбрать и рассчитатьотклоняющие компоновки бурильного инструмента с максимально возможнойинтенсивностью искривления с учетом пропускной способности «окна» в обсаднойколонне геофизических приборов и скважинного оборудования; определить способкрепления и освоения бокового ствола.
На основанииполученных данных разрабатывается проектно-сметная документация на комплексработ по капитальному ремонту скважин методом зарезки боковых стволов.
По даннымгеофизических исследований скважины выбирается место вскрытия «окна» и глубинаинтервала забуривания. При этом необходимо учитывать физико-механическиесвойства горных пород в интервале забуривания бокового ствола. Следует выбиратьинтервалы залегания пород средней твердости, не склонных к осыпанию, набуханиюи обвалам; максимальная интенсивность искривления оси скважины должна быть неболее двух-трех градусов на десять метров в случае вырезания «окна» с клина;место вырезания «окна» в колонне должно быть выше муфтового соединения не менеетрех метров; при сплошном фрезеровании участка колонны наиболее предпочтительновырезать «окно» в средней части трубы. Также необходимо учитывать возможностьГНВП и принимать меры по их предотвращению.
Строительствобокового ствола в скважине включает в себя выполнение следующих работ:
– подготовительныеработы;
– исследованиетехнического состояния скважины;
– ликвидациянижней части основного ствола скважины;
– установкацементного моста и клина-отклонителя;
– вырезаниеокна в обсадной колонне;
– бурениевторого ствола;
– креплениескважины и освоение.
На скважинахс полностью зацементированной эксплуатационной колонной бурение второго стволапроизводится через щелевидное окно в колонне или через сплошной вырез колонны. Фрезерование«окна» в эксплуатационной колонне производится специальным рейбером-фрезеромтипа РФУ‑146, РФУ‑168. После фрезерования перед началом бурениябокового ствола необходимо очистить скважину от металлической стружки, для чеготребуется прокачать через забой 5–6 м3 вязкого глинистогораствора. Сплошное вырезание колонны производится с помощью универсальноговырезающего устройства (УВУ).
При частичнозацементированной эксплуатационной колонне допускается отрезание колонны (винтервале предполагаемой глубины зарезки) с последующим подъемом ее верхнейчасти.
Привосстановлении скважины с открытым забоем бурение дополнительного стволапроизводится с цементного моста, установленного ниже башмака эксплуатационнойколонны.
Забуривание ибурение интервала набора кривизны производится следующей компоновкой бурильногоинструмента:
– долототрехшарошечное диаметром 123,8, 139,7, 142,9, 145 мм;
– двигатель-отклонительс углом искривления переводника 1 градус 30 минут – 3 градуса, диаметром 85,105, 106, 127 мм;
– легкосплавныебурильные трубы (ЛБТ) диаметром 73, 90, 103 мм длиной 9–12 метров;
– стальныебурильные трубы диаметром 73, 89, 114 мм.
Ориентированиеинструмента производится с помощью инклинометра ИЭС‑36/30, устройства«ОРБИ‑36» или гироскопической телесистемой.
Интервалыстабилизации бокового ствола бурятся компоновкой: долото; полномерныйкалибратор лопастной по диаметру долота; забойный двигатель; легкосплавнаябурильная труба; стальные бурильные трубы.
Тип ипараметры бурового раствора зависят от геологического разреза скважины. Приустойчивом разрезе, сложенном, в основном, известняками и доломитами,применяется техническая вода.
При бурениибоковых стволов на терригенный девон промывка забоя от «окна» до доманиковскогогоризонта производится технической водой, ниже глинистым раствором.
В настоящеевремя на Туймазинском месторождении работают две установки А‑50 МБ, 2установки АР‑60/80 и 4 установки БУ‑75Э.
Установка А‑50МБ грузоподъемностью 50 тонн – самоходная, оборудована верховой палатой,ротором, грузоподъемность позволяет работать до глубины забоя 1700–1750 метров.
Установка АР‑60–80самоходная на базе шасси «Ураган», грузоподъемность – 80 тонн, работает доглубины забоя 1750–1850 метров. Так же оборудована верховой палатой.
Установка БУ‑75Эмонтируется если забой скважины 1850 метров и более.
Бурениебокового ствола в скважине это сложный комплекс инженерно-технических работ, требующийприменения специальной технологии и техники, знания геолого-физических условийпроводки скважины, соблюдения технологических режимов строительства скважины итребований к профилю и конструкции бокового ствола.
От качествастроительства бокового ствола, вскрытия и освоения продуктивного пласта зависитэффективность дальнейшей эксплуатации боковых стволов.
3.3.3Конструкции боковых стволов
Пробуренныебоковые стволы обсаживаются хвостовиком диаметром 102 или 114 мм споследующей перфорацией в продуктивной зоне или со вскрытием продуктивногопласта открытым забоем диаметром 76 – 124 мм.
Бурение БС вскважинах Туймазинского месторождения производится, в основном, из обсаженныхосновных стволов с диаметрами эксплуатационных колонн 140, 146 и 168 мм.При этом в результате применения долот для бурения БС соответствующеготипоразмера происходит уменьшение диаметра ствола скважины (бокового ствола).Так для забуривания боковых стволов из 168 мм колонны применяются 139,7 мм,142,9 мм, 144 мм долота и спускается хвостовик диаметром 114 мм.Если диаметр колонны – 146 мм, то применяется 123,8 мм долото испускается 102 мм хвостовик.
Отрицательнымпоследствием уменьшения диаметра бокового ствола является наличие малого зазорамежду обсадной колонной БС (102 или 114 мм) и стенками скважины, что плохосказывается на качестве цементирования обсадной колонны.
Также малыйдиаметр хвостовика БС приводит к ограничению применения типоразмеров насосногооборудования, спускаемого в боковой ствол при дальнейшей эксплуатации.
Диаметрбокового ствола выбирается, исходя из требования обеспечения минимальнодопустимой разности диаметров между муфтами эксплуатационных труб и стенкамискважины в 10 мм с точки зрения нормального спуска колонны и еецементирования. При невозможности обеспечения такого зазора по всему стволудопускается проведение местных расширений.
Колоннуэксплуатационных труб компонуют снизу вверх следующим образом: башмак, обратныйклапан, кольцо – «стоп», колонна эксплуатационных труб, подвесное устройство(якорь), разъединитель резьбовой или цанговый, инструмент, на котором спускаютхвостовик. Возможен спуск заранее перфорированного хвостовика. Верхний конецхвостовика располагается внутри эксплуатационной колонны на расстоянии 50 мот интервала выреза окна.
Цементированиехвостовика производится по всей длине его установки, за исключениемпродуктивного интервала, при этом применяется модульный отсекатель пластов(МОП), что исключает ухудшение коллекторских свойств призабойной зоны пластапри креплении скважин.
В целяхповышения качества строительства бокового ствола и совершенствованияконструкции скважины необходимо:
– забуриваниебокового ствола производить после извлечения эксплуатационной колонны винтервале от устья до глубины вырезания «окна» и последующее бурение БСпроизводить без потери диаметра;
– производитьместные расширения бокового ствола скважины;
– цементированиехвостовика производить до кровли продуктивного пласта с оставлением забояоткрытым (совершенное вскрытие пласта) или спускать заранее перфорированныйхвостовик с последующим цементированием до кровли пласта.
3.4 Анализэксплуатации скважин с боковыми стволами на Туймазинском месторождении
НаТуймазинском месторождении с начала работ по зарезке боковых стволов пробуренопо состоянию на 01.01.2004 года 121 БС, из них 20 скважин на территорииреспублики Татарстан. Накопленная добыча нефти по этим скважинам составила463,918 тыс. тонн нефти, по РТ – 172,140 тыс. тонн нефти. Всего по ООО НГДУ«Туймазанефть» пробурено 138 боковых стволов.
За 2003 год 19%добычи нефти по месторождению пришлось на скважины с боковыми стволами. Приэтом доля скважин с БС в эксплуатационном фонде скважин месторождениясоставляет 14%. Показатели работы скважин с БС показаны в таблице 13.
Основнымицелями строительства боковых стволов в условиях Туймазинского месторожденияявляются: повышение нефтеотдачи разрабатываемых объектов в результатеуплотнения сетки скважин; повышение текущей добычи нефти путем восстановлениядействующего фонда скважин бурением боковых стволов из нерентабельных скважин,находящихся в бездействии, в консервации и ликвидированных по техническимпричинам (аварии, прихват НКТ при цементировании и т.д.), вовлечение в процессразработки застойных, тупиковых зон, доизвлечение остаточных запасов, сосредоточенныхв верхних продуктивных пачках пластов девонских отложений.
Таблица 13. Показателиработы скважин с боковыми стволами Туймазинского месторождения по годамэксплуатацииГод Действующие скважины с БС Добыча нефти, тыс. т Добыча воды, тыс. т Добыча жидкости, тыс. т Обводненность, % Среднесуточный дебит нефти, т/сут Среднесуточный дебит жидкости, т/сут 1996 2 0,708 1,025 1,733 59,1 2 5,7 1997 8 3,838 2,880 6,718 42,9 2,7 4,2 1998 29 17,577 43,633 61,210 71,2 3,2 11,1 1999 47 48,616 139,497 188,113 74,2 5,5 17,1 2000 69 85,498 359,420 444,918 80,7 4,5 25,1 2001 87 95,099 495,173 590,272 83,9 3,7 23,0 2002 101 111,032 517,594 628,626 82,3 3,5 18,1 2003 121 101,550 598,715 700265 85,4 2,7 19,6
Из таблицывидно, что при интенсивном нарастании числа действующих БС годовая добыча нефтии жидкости также возрастает. Наблюдается также возрастание обводненностипродукции скважин по мере выработки остаточных запасов нефти в зонахдренирования боковых стволов. Обводненность продукции в последние годынаходится в пределах 83,9 – 85,4%. Рост среднесуточного дебита нефти в первыегоды внедрения метода обусловлен вводом в эксплуатацию боковых стволов,пробуренных на девонские пласты (1997–1999 годы), отличающихся лучшимифильтрационно-емкостными характеристиками по сравнению с пластамикаменноугольных отложений. В последующем после первоначального, резкого падениясредний дебит скважин по нефти колеблется в пределах 2,7 – 3,7 т/сут. Дебит пожидкости также продолжает несколько снижаться от уровней 23 – 25 т/сут до 18 –19 т/сут.
Из всехобъектов разработки достаточно высокие показатели эксплуатации имеют БСтерригенных девонских залежей: на 91 скважине годовая добыча нефти в 2003 годудостигла 78,077 тыс. тонн, среднесуточный дебит скважин по нефти составил 2,8т/сут. Добыча нефти из 78 боковых стволов в 2002 году составила 87,669 тыс.тонн при среднесуточном дебите скважин по нефти 3,7 т/сут. Несмотря на бурениеновых БС на девонские продуктивные горизонты в 2002–2003 годах (29 боковыхстволов), добыча нефти по скважинам с БС из пластов девонских отложенийснизилась по сравнению с 2002 годом на 9592 тонны, также снизился дебит скважинпо нефти.
Динамикадобычи нефти, среднесуточных дебитов нефти и обводненности по продуктивнымгоризонтам показана в таблице 14.
Таблица 14. Показателиработы скважин с БС Туймазинского месторождения по продуктивным горизонтамПродуктивный горизонт, годы Количество введенных БС Годовая добыча, тыс. т Обводненность, % Среднесуточный дебит нефти, т/сут Среднесуточный дебит жидкости, т/сут нефти воды Девон (DI+DII+DIII+DIV) 1998 6 4,421 38,603 89,7 8,0 78,1 1999 17 32,735 132,246 80,2 8,4 42,5 2000 20 71,330 353,309 83,2 6,8 40,4 2001 19 81,658 483,487 85,6 4,4 30,6 2002 16 87,669 501,287 85,1 3,7 23,3 2003 13 78,077 584,689 88,2 2,8 24,1
Карбон
(С1t+ С1bb) 1996 2 0,708 1,025 59,1 2,3 6,0 1997 6 3,838 2,880 42,3 2,4 4,2 1998 15 13,159 5,041 15,7 2,6 3,6 1999 1 15,881 7,251 22,5 2,0 3,0 2000 1 14,186 10,318 42,6 1,7 2,9 2001 2 13,441 11,686 47,1 1,5 3,0 2002 2 22,966 15,673 41,3 2,0 3,3 2003 1 19,044 17,669 48,2 1,9 3,6 /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> />
Показателиработы боковых стволов характеризуются резким падением начальных дебитов понефти (среднесуточных дебитов за первый год эксплуатации) и стабилизацией науровне:
– по девону– 2,8 – 3,7 т/сут;
– покарбону – 1,5 – 2,0 т/сут;
и постепеннымпадением дебитов по жидкости.
Суммарнаядобыча нефти по продуктивным пластам каменноугольных отложений Туймазинскогоместорождения из 30 пробуренных боковых стволов на 01.01.2004 года с началаэксплуатации составляет 103,223 тыс. тонн. Суммарная добыча нефти с началаэксплуатации по пластам девона из 91 скважины с БС составляет 360,695 тыс.тонн.
Основныепоказатели работы боковых стволов показывают в целом эффективность технологии.Однако имеются объекты и скважины с низкими показателями. Рассмотрим последниеподробнее.
На рисунках 3и 4 приведены гистограммы распределения БС Туймазинского месторождения подебиту нефти на текущую дату и по среднему дебиту за первый год работы.
По гистограммерисунка 3 видно, что доля скважин с БС девонских пластов с дебитом (на текущуюдату) до 1 т/сут нефти составляет 34,2%, с дебитом до 1,5 т/сут – 48,1%. Данныйпоказатель характеризует низкую эффективность части БС с дебитом, граничащим сэкономически предельным. По гистограмме, характеризующей распределение БСдевонских отложений по начальным дебитам (рисунок 3), соответствующие долималодебитных скважин меньше – 13,9% и 31,6%. Выше также и средний дебит нефтиза начальный период: 5,7 вместо 2,6 т/сут. Следовательно, текущее распределениедебитов отражает процесс выработки участков залежей с БС: по мере выработкиучастков, эксплуатирующихся боковыми стволами, текущие дебиты скважин по нефтиснижаются. Это подтверждается также данными по накопленной добыче нефти побоковым стволам, приведенными в таблице и на гистограмме распределения.
Погистограмме, характеризующей дебиты скважин с БС каменноугольных отложений,видно, что доля скважин с дебитом по нефти до 1,0 т/сут на текущую датусоставляет 34,5%, а с дебитом, граничащим с экономически предельным (до 1,5т/сут), – 44,8%. Доля соответствующих скважин по начальным дебитам составляет10,3% и 34,5%. Средний дебиты за начальный период работы и на текущую дату(соответственно 2,2 и 2,1 т/сут) практически не отличаются.
Из этогоследует, что практически половина фонда скважин с БС на Туймазинскомместорождении имеют дебиты нефти, равные или ниже предельно допустимого поэкономическому критерию и относятся к группе низкоэффективных или неэффективныхскважин. Таким образом, основная причина низкой эффективности БС – малаяпродуктивность скважин.
Основнаяпричина низкой продуктивности призабойной зоны пласта – несовершенствотехнологии вскрытия продуктивного пласта и заканчивания скважин.
Рисунок 4 – Гистограмма распределения БС каменноугольных продуктивных отложений по дебитам нефти Таблица 15. Распределениянакопленной добычи нефти по БС, числившихся в действующем фонде на 01.01.2004годаИнтервал накопленной добычи нефти, тыс. т Карбон Девон /> Количество БС Количество БС /> /> 0–0,5 6 /> 0,5–1,0 2 9 /> 1,0–1,5 5 9 /> 1,5–2,0 3 9 /> 2,0–3,0 7 8 /> 3,0–5,0 8 18 /> 5,0–10,0 3 9 /> 10,0–20,0 4 /> Более 20,0 1 2 />
Согласнотаблицы 16 для достижения окупаемости затрат на бурение боковых стволов наТуймазинском месторождении необходимо отобрать 5,0 – 6,0 тыс. тонн нефти наодин боковой ствол. Согласно таблицы 15 и гистограммы распределения БС понакопленной добыче (рисунок 5) таких скважин по девонским отложениям – 15 (20,2%от фонда БС, пробуренного на девон); по карбону – 4 (14,3% от фонда БСкаменноугольных продуктивных отложений).
Таблица 16. Предельнодопустимые технологические показатели зарезки боковых стволов в ООО НГДУ«Туймазанефть»Показатель Значение Начальный дебит, т/сут 3,93 Начальная обводненность, % 76,0 Накопленная добыча нефти, тонн 5874 Предельный дебит, т/сут 1,53 Срок окупаемости, годы 5
Рисунок 5 – Гистограмма распределения БС по накопленной добыче нефти
Средниезначения накопленной добычи нефти по фонду БС девона составляет – 2,549 тыс.тонн, по карбону – 2,426 тыс. тонн, так как скважины последних лет отработалинезначительное время. Следует отметить, что 8 скважин карбона и 18 скважиндевона имеют накопленную добычу нефти в пределах 3–5 тыс. тонн, т.е.приближаются к предельным значениям.
На рисунке 6показана гистограмма распределения БС по дебитам жидкости по состоянию на01.01.2004 года. По ней видно, что почти половина фонда БС Туймазинскогоместорождения является малодебитной по жидкости. Это также является показателемнизкой эффективности БС.
Так как вводосновной части БС на девонские отложения пришелся на 1999–2002 года, то этискважины еще не отработали предельного срока окупаемости, установленного дляТуймазинского месторождения (таблица 23). В настоящее время основную добычунефти из БС обеспечивают скважины, пробуренные в 1999–2000 годах, когда весьфонд БС ООО НГДУ «Туймазанефть» был пробурен на пласты DI и DII Туймазинскогоместорождения (таблица 24). Скважины, пробуренные в 1999 году имеют дебиты понефти в среднем от 5 до 9 т/сут.
Средискважин, не достигших значений накопленной добычи нефти, соизмеримых спредельными значениями, 31 скважина имеет дебит по нефти от 2 до 10 т/сут, выше8 т/сут имеют дебиты 7 скважин.
В целом методпоказал свою эффективность, так как эффект от скважин с достаточно хорошимитехнологическими показателями перекрывает потери в добыче нефти измалоэффективного и неэффективного фонда БС.
Сокращениечисла неэффективных БС возможно при дальнейшем совершенствовании методикобоснования бурения боковых стволов и прогнозирования показателей их работы, атакже в результате оптимизации работы действующих скважин.
Следуетотметить ряд высокоэффективных скважин с боковыми стволами.
Скважина №711после бурения бокового ствола на пласт DIV в 1999 году вошла вэксплуатацию с дебитом по жидкости 108,7 м3/сут, нефти – 79,8т/сут и обводненностью 18,1%. До проведения зарезки скважина не работала(эксплуатационный объект – DIV) ввиду сложной аварии на забое скважины. На текущий моментдебит скважины по нефти составляет 9,8 т/сут при обводненности 89,7%.Накопленная добыча нефти по скважине – 51428 тонн. Предельные значениянакопленной добычи нефти были достигнуты уже в течении первого годаэксплуатации (9899 тонн).
Дальнейшеебурение и эксплуатация боковых стволов пласта DIV также показали высокуютехнологическую эффективность мероприятия. Скважина №1116 была введена вэксплуатацию из наблюдательного фонда в 2000 году с начальным дебитом по нефти43,2 т/ сут и обводненностью 15,5%. За первый год эксплуатации было добыто поскважине 11854 тонны нефти. Всего по скважине добыто после проведения зарезки42412 тонн нефти. Текущий дебит скважины по нефти составляет 18,2 т/сут приобводненности 52,7%.
Таблица 17. Показателиработы БС Туймазинского месторождения по годам их ввода в эксплуатацию (посостоянию на 01.01.2004 года)Год ввода в эксплуатацию Количество введенных БС Накопленная добыча, тыс. т Отработано дней Среднесуточный дебит по нефти, т/сут нефти воды За первый год работы Текущий 1996 2 5,836 10,256 4635,9 2,0 1,0 1997 6 50,256 33,620 13640,5 3,2 3,0 1998 21 77,968 346,092 37504,8 2,8 1,6 1999 18 129,231 742,267 26716,7 2,9 2,6 2000 22 107,905 556,019 20831,2 3,2 3,5 2001 18 57,340 94,538 18416,7 3,5 2,6 2002 15 35,873 80,973 11512,9 3,7 2,7 2003 19 14,261 32,606 3896,2 3,7 - Итого 121 463,918 1896,371 174659,4 3,1 2,4 /> /> /> /> /> /> /> /> />
Большойинтерес представляют скважины, пробуренные на тот же продуктивный пласт,который эксплуатировался до бурения бокового ствола Данные по эксплуатации этихскважин представлены в таблице 18. Практически все скважины отключали собводненностью 98–99%, при этом ВНФ изменялся от 0,5 до 19,2 т/т. Так поскважине №1305 Туймазинского месторождения при ВНФ равном 10,56 т/т и величинеотхода от старого ствола в 41 м, средний дебит по нефти после бурения БСсоставил 2,6 т/сут.
Таблица 18. Показателиработы скважин, эксплуатирующих тот же пласт до и после бурения боковых стволовСкважина (пласт) Отход, м Показатели до бурения БС Показатели после бурения БС
Дебит в
момент вывода из
эксплуатации, т/сут Обводненность, % Средний дебит, т/сут Обводненность, % жидкости нефти жидкости нефти 160 (DII) 198 25,0 2,0 92,0 10,3 4,7 54,3 306 (DII) 146 70,0 1,7 97,2 84,8 6,7 92,1 308 (DII) 180 466,9 3,6 97,3 157,7 3,2 97,9 336 (DI) 115 79,9 4,3 83,7 55,4 5,2 90,6 1294 (DII) 195 3,0 0,1 98,1 11,8 4,6 61,0 1317 (DI) 132 94,4 1,0 98,7 6,5 1,3 80,0 1427 (DI) 14 1,7 1,1 20,0 3,8 0,6 84,2 1434 (DII) 45 24,9 0,1 99,7 10,8 4,4 59,2 1675 (DII) 276 214,6 2,7 98,5 115 8,9 92,2 1282 (DI) 234 11,5 0,2 98,5 7,0 1,3 81,4 1605 (DII) 106 105,5 1,8 98,3 136,5 1,4 98,9 1519 (DII) 84 76,5 2,7 96,4 7,4 4,3 41,9 1245 (DI) 167 346,6 4,2 98,8 2,5 1,9 24,0 1305 (DI) 41 102,6 1,5 98,6 45,5 2,6 94,2 1989 (DI) 212 136,0 2,3 98,4 6,2 3,7 40,3 1495 (DIV) - 22,7 0,9 96,7 125,9 5,5 95,6 /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> />
Анализ работыбоковых стволов, пробуренных на отложения карбона, показывает их низкуюэффективность. Основной фонд БС на эти продуктивные пласты был пробурен в 1996–1998годах. На сегодняшний момент только 4 скважины достигли уровня накопленнойдобычи нефти выше предельно допустимых значений с точки зрения оправданностизатрат на проведение мероприятия. Это объясняется худшими по сравнению спластами девона фильтрационно-емкостными характеристиками продуктивныхобъектов, низкими значениями начальных и текущих дебитов по нефти и жидкости,несовершенством техники и технологии строительства боковых стволов на начальныхстадиях внедрения метода. Работы по боковой зарезке на карбонаты кизеловскогогоризонта турнейского яруса показали, что вскрытие нефтенасыщенной частиоткрытым забоем без применения глинистого раствора и без цементированияувеличивало продуктивность скважин, но дебиты по нефти не всегда поднимались дорентабельной величины. Применение многократных кислотных обработок с целью созданияв открытом стволе каверн увеличивает приток кратковременно (до двух месяцев), т.е.низкий дебит скважин связан не только с конструкцией забоя, но и с низкойпроницаемостью всей матрицы карбонатных пород нефтенасыщенных пород.
Также косновным причинам низкой эффективности бурения боковых стволов можно отнести:
– геологические(неподтверждение разреза, неоднородность, расчлененность и прерывистостьпластов);
– технологические(выработанность запасов, совместная перфорация пластов в БС, низкие пластовые давленияв залежах);
– технические(несовершенные параметры конструкции БС, нерациональные режимы работы скважин).
Анализэффективности работы боковых стволов скважин Туймазинского месторожденияпоказывает:
– низкуюэффективность добычи нефти в малодебитном фонде БС, который составляет около 50%от общего количества пробуренных на месторождении боковых стволов;
– основнаяпричина неэффективности работы БС – низкая продуктивность скважин;
– работаБС девонских продуктивных отложений характеризуются более лучшими показателямипо сравнению с БС карбонатных отложений карбона;
В целом методпоказал свою эффективность, так как эффект от скважин с достаточно хорошимитехнологическими показателями перекрывает потери в добыче нефти измалоэффективного и неэффективного фонда БС.
Сокращениечисла неэффективных БС возможно при дальнейшем совершенствовании методикобоснования бурения боковых стволов и прогнозирования показателей их работы, атакже в результате оптимизации работы действующих скважин.
3.5Проектирование бурения и последующей эксплуатации бокового ствола скважины №1554Туймазинского месторождения
3.5.1Геолого-физическое обоснование точки заложения забоя бокового ствола
Строительствобоковых стволов на заводненных объектах с целью повышения нефтеотдачи являетсяодной из наиболее сложных задач, требующей наличия информации о распределениипо пласту остаточных запасов нефти.
Остаточнаянефть в заводненных пластах сосредоточена:
– вслабопроницаемых пропластках и в застойных зонах, не охваченных заводнением – 27%;
– взастойных зонах неоднородных пластов – 19%;
– влинзах, вскрытых недостаточным числом скважин – 16%;
– в видепленочной нефти – 30%;
– вблизизон смещения коллекторов (непроницаемые экраны) – 8%.
Учитывая это,бурение боковых стволов принципиально возможно во всех перечисленных случаях,кроме бурения их в заводненных зонах с остаточной пленочной нефтью.
Задачаопределения остаточных запасов нефти по пласту решается на основе анализа картпервоначальных нефтенасыщенных толщин, суммарных и текущих отборов нефти иводы, карт изобар. В результате анализа геолого-промысловой информации,построения структурных карт по кровле и подошве пласта, карт первоначальныхэффективных нефтегазонасыщенных толщин, геологических профилей и схемсопоставления, определения положения водонефтяного контакта, средних значенийосновных параметров физико-химических свойств пластовой и поверхностной нефти,пористости и проницаемости, нефтенасыщенности, коэффициента расчлененности взоне дренажа проектируемого бокового ствола подсчитывают начальныегеологические и извлекаемые запасы нефти и по разнице между запасами инакопленной добычей нефти находят остаточные запасы нефти.
Доокончательного принятия решения о строительстве боковых стволов наряду санализом геологического строения объекта рассматривается состояние егоразработки, а именно:
– анализируетсяиспользование пробуренного фонда скважин, фонда скважин с БС, пробуренныхранее, его добывные возможности, плотность сетки скважин. Для строительства БСпредпочтительнее редкая (12 га/скв и более) плотность разбуривания залежи(объекта);
– наоснове анализа добычи нефти, темпов отбора, достигнутой нефтеотдачи делаетсявывод о степени выработанности объекта и стадии его разработки;
– путеманализа закачки воды, соотношения между закачкой воды и отбором жидкостиустанавливается энергетическое состояние объекта.
Наряду санализом геолого-промысловых данных пласта необходимо создание геологической ифильтрационной моделей пласта на основе специальных компьютерных программ. Длярешения задачи поиска остаточных запасов в застойных зонах залежейТуймазинского месторождения была применена интегрированная система СИГМА,предназначенная для накопления и обработки геолого-физической, технологическойи промысловой информации с целью построения объемной геологической игидродинамической моделей залежи и контроля за разработкой месторождения.Некоторые прикладные задачи, решаемые данным пакетом: построение планшетов исхем корреляций, построение различных отчетов, построение карт, проведение площадногоанализа и подсчета запасов
Общийалгоритм определения застойных (невыработанных зон) на нефтяных месторождениях,находящихся на поздней стадии разработки и прогноза места и направленияпроводки БС показан на рисунке 7.
Для повышениярезультативности бурения боковых стволов необходимо совершенствование техники итехнологии бурения и повышения достоверности геологического обоснованияместоположения забоя, его направления и отхода от забоя пробуренной скважины,геологическое и фильтрационное моделирование пласта и тщательный экономическийпрогноз.
Успешностьбурения боковых стволов зависит в первую очередь от обоснованности выбора точкирасположения забоя бокового ствола.
С цельюдоизвлечения остаточных запасов нефти, сосредоточенных в верхней продуктивнойпачке пласта DI(пачка «а»+ «б»), характеризующейся низкими значениями фильтрационно-емкостныххарактеристик и недостаточной выработанностью запасов, была предложена скважина№1554 Туймазинской площади, находящаяся в пьезометрическом фонде. Забой боковогоствола скважины предполагается расположить на участке скважин №№2407, 1555,1556, 163 (таблица 20). Геолого-физические параметры и свойства насыщающихфлюидов пласта DI в зоне предполагаемого забоя бокового ствола представлены втаблице 19. До отключения эксплуатационными объектами скважины №1554 являлисьпродуктивные пласты DI+ DII терригенных отложений девона.
Таблица 19. Результатыисследований скважин выбранного участкаПоказатель Скважина 2407 163 1555 1556 Глубина залегания кровли продуктивного пласта, м 1672,7 1674,0 1674,1 1676,3 Начальная отметка ВНК, м 1681,8 Водонефтяной раздел, м - 1677,6 - 1678,5
Нефтенасыщенная толщина, м:
– основной пачки
– верхней пачки
6,2
1,0
5,6
1,0
5,6
1,2
3,2
1,4
Коэффициент проницаемости, мкм2:
– основной пачки
– верхней пачки
0,483
0,289
0,486
0,284
0,481
0,281
0,487
0,287
Коэффициент пористости, доли единицы:
– основной пачки
– верхней пачки
0,19
0,16
0,18
0,14
0,16
0,16
0,17
0,165
Коэффициент нефтенасыщенности,
доли единицы:
– основной пачки
– верхней пачки
0,78
0,70
0,81
0,75
0,82
0,79
0,84
0,80 Пластовое давление, МПа 16,1 16,1 16,3 16,2 Давление насыщения нефти газом, МПа 8,6 8,7 8,5 8,6 Коэффициент продуктивности, т/сут·МПа 3,2 3,5 4,1 6,2 Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с 2,26 Вязкость воды в пластовых условиях, мПа·с 1,12
Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3 847
Газонасыщенность, м3/м3 62 Объемный коэффициент нефти 1,165
Таблица 20. Показатели работы скважин выбранногоучасткаСкважина Начальные параметры Текущие параметры Накопленная добыча на 01.01.2004 года, тыс. т Дебит, т/сут Обводненность, % Пластовое давление, МПа Дебит, т/сут Обводненность, % нефти жидкости нефти жидкости нефти воды 2407 105,7 120 12,2 17,5 1,4 8,1 82,7 73,639 868,048 163 5,1 34 84,9 17,1 1,5 8,9 83,1 33,698 31,257 1555 6,4 11,3 43,4 17,3 Ожидание ликвидации - 44,824 321,394 1556 6,0 13,7 56,2 17,2 1,9 16,8 88,6 25,578 76,734
Строительствобоковго ствола в скважине №1554 с целью повышения нефтеотдачи является сложнойзадачей, требующей наличия информации о распределении по пласту остаточныхзапасов нефти.
Дляопределения остаточных запасов в предполагаемой зоне дренирования проектногобокового ствола необходимо определить первоначальные извлекаемые запасы навыбранном участке скважин.
Определениепервоначальных извлекаемых запасов произведем объемным методом подсчета.Пользуясь картой эффективных нефтенасыщенных толщин отдельно по продуктивнымпачкам пласта (рисунки 8, 9), выделим границы участка, условно приняв ихположение на расстоянии в половину расстояния между скважинами данного исоседних участков. Размеры выбранного участка 1125×850 м.
Площадьучастка составляет 745313 м2.
Продуктивныепачки пласта DIна данном участке выдержаны по площади, первоначально залежь является чистонефтяной, скважины перфорированы по всей толщине продуктивного пласта,количество и качество геолого-геофизического материала позволяет считать запасыучастка по категории А.
Подсчетзапасов объемным методом производится по следующей формуле
Q=F·h·m·β·η·ρ·θ, т (1)
где Q– извлекаемые запасы нефти,т;
F– площадь нефтеносности, м2;
h– средняя эффективнаянефтенасыщенная толщина пласта, м;
m– средний коэффициентоткрытой пористости нефтесодержащих пород, доли единицы;
β– средний коэффициентнефтенасыщенности, доли единицы;
η– коэффициент нефтеотдачи,доли единицы;
ρ– плотность нефти наповерхности, т/м3;
θ– пересчетный коэффициент,учитывающий усадку нефти
/>Расчет объеманефтенасыщенной части пласта произведем методом графического интегрирования(рисунки 10, 11, 12)
Прииспользовании этого метода вначале определяется площадь сечения нефтенасыщеннойчасти пласта в направлениях наиболее тесного расположения скважин или озопахит.Площадь сечения определяется по нескольким поперечным профилям. Профиль пластапласта вычерчивается в масштабе, его площадь вычисляется как сумма площадейсоставляющих его фигур. Кроме поперечных профилей вычерчивается один продольныйпрофиль, соединяющий середины поперечных профилей.
/>
/>/>/>/>4 – изопахиты
/> — скважины
1–1…5–5 –сечения участка
Рисунок 8 –Карта нефтенасыщенных толщин основной пачки
/>/>Рисунок 9 – Карта нефтенасыщенных толщин верхней пачки
/>/>
а – сечение 1–1;б – сечение 2–2
Рисунок 10 – Определениеплощадей нефтенасыщенной части пласта методом графического интегрирования
/>
/>
а – сечение 3–3;б – сечение 4–4
Рисунок 11 – Определениеплощадей нефтенасыщенной части пласта методом графического интегрирования
/>
Рисунок 12 – Определениеобъема нефтенасыщенной части пласта
Объемнефтенасыщенных песчаников основной пачки пласта DI на выбранном участке
V= 3772589 м3
Согласнокарты эффективных нефтенасыщенных толщин верхней продуктивной пачки (рисунок 9)средняя нефтенасыщенная толщина пачки «а» на выбранном участке составляет 1 м.
Объемнефтенасыщенных песчаников верхней пачки
V=745313 м3
Среднийкоэффициент открытой пористости
для основнойпачки
/>%, (2)
для верхнейпачки
/>%, (3)
где mi– значения коэффициентовпористости по скважинам, %
Коэффициентнефтенасыщенности
для основнойпачки
/>, (4)
для верхнейпачки
/>, (5)
где βi – коэффициентынефтенасыщенности по скважинам, доли единицы
Величинырасчетных коэффициентов нефтеотдачи по блоку IX, в котором расположены скважинывыбранного участка, составляют
для основнойпачки – 0,65;
для верхнейпачки – 0,47
Усадка нефти
/>%, (6)
где b– объемный коэффициентнефти
Пересчетныйкоэффициент
/> />, (7)
Начальныеизвлекаемые запасы по участку определяются по формуле (1)
запасыосновной пачки
Qо= 3772589·0,175·0,81·0,65·0,847·0,86= 253196,5 т
запасыверхней пачки
Qв= 745313·0,156·0,76·0,47·0,847·0,86= 30252,2 т
суммарныезапасы
Q= Qо+ Qв = 253196,5 + 30252,2 =283448,7 т, (8)
Удельные начальные извлекаемые запасы,приходящиеся на одну скважину выбранного участка
/> т, (9)
Удельные запасы верхней пачки
/> т, (10)
Остаточныезапасы нефти определим по значениям накопленных отборов скважин выбранногоучастка, используя карту накопленных отборов по пласту DI на 01.01.2004 года(рисунок 13)
Суммарнаянакопленная добыча нефти по участку составляет 177739,8 тонн.
Остаточные запасы по участку
Qoст= Q– Qнак,= 283448,7 – 177739,8= 105708,9т, (11)
где Qoст – остаточные запасы, т;
Q – начальные извлекаемыезапасы, т;
Qнак – накопленная добычанефти, т
Коэффициентизвлечения нефти по участку
/>, (12)
Проанализируемвыработку верхней пачки пласта.
В таблице 21 представлены результаты исследованийдобывающих скважин № №2407, 1555 дистанционным дебитомером.
Как видно из таблицы 21, приток из самых верхнихзон прикровельной части пласта DI отсутствует. Это качественно подтверждает сосредоточениеостаточной нефти в прикровельной части пласта. Поэтому можно предположить, чтовыработки запасов верхней пачки пласта в зонах дренирования скважин №2407 и №1555не происходило.
Согласно работы /5/ запасы верхней продуктивнойпачки пласта DIотносятся к трудноизвлекаемым (вязкость нефти в пластовых условиях меньше 50мПа·с, проницаемость более 0,2 мкм2, нефтенасыщенная толщина 1 м)
Таблица 21. Результаты исследований скважин напритокСкважина Дата исследования
Дебит жидкости, м3/сут Обводненность, % Интервал, м Толщина прикровельной части пласта, м
Продуктивного
пласта Перфорации Работающий Максимального притока Без притока С ограниченным притоком 2407 81 г. 23 88
1672,7 –
1678,8
1672,9 –
1678,1
1673,7 –
1677,8
1674,2 –
1674,8 1 - 1555 82 г. 9 91
1674,1 –
1681,0
1674,3 –
1679,0
1675,0 –
1678,1
1677,1 –
1677,9 0,9 -
По результатам геофизических исследований скважин№№1556, 163 можно утверждать, что запасы нефти верхних пачек продуктивныхпластов вырабатывались, но недостаточно. Об этом свидетельствует то, что в этихскважинах коллектор охарактеризован как нефтеводонасыщенный и величина остаточнойнефтенасыщенности значительна 0,63 в скважине №1556 и 0,62 в скважине №163 (поданным обработки каротажных диаграмм по скважинам).
Коэффициент извлечения нефти верхней пачки поданным геофизических исследований скважин №1556 и №163
/>, (13)
где ηв – коэффициентизвлечения нефти верхней пачки, доли единицы;
βн – средняя начальнаянефтенасыщенность, доли единицы;
βо – средняя остаточнаянефтенасыщенность, доли единицы
Коэффициент нефтеотдачи ηвгхарактеризует выработку запасов в зонах дренирования скважин №1556 и №163. Есливоспользоваться значениями удельных начальных запасов верхней пачки по участку,то остаточные запасы верхней пачки составят
/> 30252,2 – 15126,2·0,194= 27317,7 т, (14)
где Q1 – удельные запасы нефтиверхней пачки, приходящиеся на скважины №1556 и №163, т
Коэффициент нефтеотдачи верхней пачки
/>, (15)
Остаточные запасы основной пачки
/> т, (16)
Коэффициент извлечения нефти основной пачки
/>, (17)
К причинами неполной выработки верхней продуктивнойпачки пласта DIможно отнести:
– худшие по сравнению с основной пачкойфильтрационно-емкостные характеристики, в связи с чем запасы нефти в верхнейпачке можно отнести к трудноизвлекаемым;
– предусмотренное проектом 1987 годаповышение давления нагнетания до 20 МПа для интенсификации разработки пластовверхней пачки не было реализовано;
– реализованная сетка разбуривания пласта DI с целью совместнойэксплуатации всех продуктивных пачек пласта не была оптимальной по плотностидля верхней пачки.
Учитывая результаты исследований скважинвыбранного участка, определения остаточных запасов по продуктивным пачкампласта DIс целью доизвлечения остаточных запасов основной пачки и вовлечения вразработку пластов верхней продуктивной пачки бурение бокового ствола изскважины №1554 целесообразно. Эффект достигается за счет уплотнения сеткискважин эксплуатирующих пласт DI на выбранном участке.
Текущая плотность сетки скважин на выбранномучастке составляет
/> м2/скв, (18)
где F – площадь участка, м2;
n – количество скважин
Плотность сетки скважин после строительствабокового ствола
/> м2/скв, (19)
3.5.2 Обоснование проектного дебита скважины
Принятыедопущения при обосновании проектного дебита:
– значениенефтенасыщенности верхней пачки в зоне расположения забоя проектного боковогоствола определяется, исходя из выработки этой пачки скважинами №1556 и №163,при этом коэффициент извлечения составляет 0,097;
– выработкиверхней пачки в зонах дренирования скважин №1555 и №2407 не происходило;
Остаточнаянефтенасыщенность верхней пачки
/>, (20)
где βов– остаточная нефтенасыщенность верхней пачки, доли единицы;
βнв– начальнаянефтенасыщенность верхней пачки, доли единицы
Остаточнаянефтенасыщенность основной пачки
/>, (21)
где βоо– остаточная нефтенасыщенность основной пачки, доли единицы;
βно– начальнаянефтенасыщенность основной пачки, доли единицы
Водонасыщенностьпласта при условии, что газ находится в растворенном в нефти состоянии верхнейпачки
βвв = 1 – βов= 1 – 0,68 = 0,32, (22)
основнойпачки
βво = 1 – βоо= 1 – 0,25 = 0,75 (23)
Используякривые относительных фазовых проницаемостей (рисунок 14), определяем фазовыепроницаемости для воды и нефти в зоне проектного забоя.
Согласнокривым относительные проницаемости составляют
– дляверхней пачки: по воде кв/ = 2%, по нефти кн/= 18%;
– дляосновной пачки: по воде кв/ = 29%, по нефти кн/= 1%.
Фазовыепроницаемости по продуктивным пачкам
– верхняяпачка
кн= к · кн/ = 0,285 · 0,18 = 0,051 мкм2, (24)
кв= к · кв/ = 0,285 · 0,02 = 0,006 мкм2, (25)
– основнаяпачка
кн= к · кн/ = 0,484 · 0,01 = 0,005 мкм2, (26)
кв= к · кв/ = 0,484 · 0,29 = 0,140 мкм2, (27)
где к – среднеезначение проницаемости по продуктивным пачкам, мкм2
Кривыеотносительных проницаемостей получены экспериментальным путем для девонскихпесчаников пласта DI Туймазинского месторождения.
/>/>/>
Рисунок 14 – Экспериментальныекривые относительных фазовых проницаемостей девонских песчаников для нефти иводы пласта DI Туймазинского месторождения
Среднеепластовое давление по участку
/> МПа, (28)
где Рi – пластовые давления,измеренные в окружающих скважинах, МПа
Радиусконтура питания скважины
м, /> м, (29)
Проектныйдебит скважины
– верхняяпачка
по воде:
/>, (30)
м3/сут, (31) />
по нефти:
/>, (32)
м3/сут, (33) />
– основнаяпачка
по воде
/>, (34)
м3/сут (35) />
по нефти
/>, (36)
м3/сут, (37) />
где 86400 –пересчетный коэффициент, с;
h – толщинасоответствующих продуктивных пачек, м;
Рз – забойное давлениепроектной скважины
µв – вязкость воды впластовых условиях, Па·с;
µн – вязкость нефти впластовых условиях, Па·с;
rс – радиус скважины, м
Суммарныйдебит жидкости скважины по всем продуктивным пачкам составит 58,3 м3/сут,по нефти – 7,25 м3/сут (6,14 т/сут), по воде – 51,05 м3/сут,обводненность продукции – 87,6%.
3.5.3Прогнозирование показателей работы боковых стволов
Для прогнозапоказателей эксплуатации боковых стволов применяются статистические методы иматематические модели.
Прииспользовании в процессе проектирования математической модели прогноз добычинефти из проектного бокового ствола состоит из двух этапов.
1Идентификация параметров модели по данным эксплуатации на участке добывающих инагнетательных скважин.
2 Прогноздобычи нефти.
Выборместоположения БС и оценку технологической эффективности с применениемматематических моделей осуществляет БашНИПИнефти.
Применяемый внастоящее время в БашНИПИнефти комплекс программ для создания трехмерныхдвухфазных математических моделей разработки позволяет рассчитыватьтехнологические показатели эксплуатации скважин с пространственным профилемствола. При этом достоверность результатов прогноза тем выше, чем детальнеегеологическая модель и чем точнее она настроена по истории разработки объекта.
Дляправильного определения дебита жидкости бокового ствола с помощью модели (вслучае расчетов по заданному забойному давлению) необходимо знать величинускин-фактора пласта (пропластка), на который бурится боковой ствол.
Исходнаяинформация для математического моделирования – номера скважин, из которыхпредполагается забуривание бокового ствола, конструкция БС (отход от стволаосновной скважины, способ вскрытия пласта, т.е. интервалы перфорации,протяженность открытого ствола, диаметр ствола). Особое внимание уделяетсяобоснованию выбора конструкции интервала продуктивного пласта, освоение иэксплуатация скважин.
Выходнаяинформация – динамика показателей работы БС (расчетный дебит жидкости,обводненность во времени, извлекаемые запасы).
Прогнозированиепоказателей работы боковых стволов во времени с помощью моделей являетсянеобходимым условием обоснования бурения БС, определения его технологической иэкономической эффективности.
Точностьпрогнозных значений работы БС зависит от степени изученности рассматриваемогоучастка и достоверности геолого-промысловой информации.
Динамику изменения дебита нефти проектнойскважины по годам определим по интенсивности падения дебитов нефти окружающихскважин при достижении значений обводненности 87% выше (таблица 22).
На рисунке 15 представлена кривая падения дебитовокружающих скважин после достижения обводненности продукции 87% и линиявозможной добычи нефти на момент достижения обводненности 87% при условиисохранения достигнутого уровня годовой добычи нефти.
Таблица 22. Показатели работы скважин участка вовремениГод Годовая добыча, т Текущая обводненность, % Накопленная добыча, т Среднегодовой дебит, т/сут нефти жидкости нефти жидкости нефти жидкости 1986 5432 47928 87 125068 796004 3,7 60,3 1987 3768 42664 88 128836 838668 2,6 37,5 1988 3612 36660 90 132448 875328 2,5 25,0 1989 1984 22308 91 134432 897636 1,6 17,4 1990 5440 69220 92 139872 966856 3,9 49,0 1991 7104 88508 92 146976 1055364 4,9 61,0 1992 5728 80240 93 152704 1135604 4,0 69,8 1993 8384 92740 91 161088 1228344 5,7 71,7 1994 6104 83064 93 167192 1311408 4,3 87,1 1995 2284 42964 95 169476 1354372 1,6 78,7 1996 1488 25264 94 170964 1379636 1,5 75,8 1997 1288 17216 93 172252 1396852 1,0 51,7 1998 1256 24588 95 173508 1421440 0,9 41,7 1999 240 4048 94 173748 1425488 0,6 39,8 2000 1720 21948 92 175468 1447436 1,7 26,0 2001 1020 11752 91 176488 1459188 0,7 19,3 2002 760 9892 92 177248 1469080 0,6 19,4 2003 492 6092 92 177740 1475172 0,4 17,7
На рисунке 16 представлена кривая интенсивностивозрастания разности между накопленной фактической и возможной добычей нефти.Данная кривая характеризует интенсивность уменьшения среднегодовых дебитовскважин. По данным кривым определяется возможная динамика падения дебитапроектной скважины (рисунок 17).
В таблице 23 представлены прогнозные показателидобычи нефти проектной скважины. Значения годовых отборов нефти вычисляются поформуле
Qг= q·Kэ·Кк·30 т, (38)
где q – дебит нефти, т/сут;
Kэ– коэффициент эксплуатациискважин (0,962);
Кк– коэффициенткратности (9,62)
Таблица 23. Прогнозныепоказатели работы скважины №1554Год Дебит нефти, т/сут Годовая добыча, т Накопленная добыча, т 2004 6,14 1778,13 1778,13 2005 4,79 1329,72 3107,85 2006 3,54 981,63 4089,48 2007 2,64 733,85 4823,33 2008 2,11 586,39 5409,72 2009 1,94 539,24 5948,96
3.5.4Выбор способа эксплуатации и расчет профиля бокового ствола проектной скважины
Предварительныйвыбор механизированного способа эксплуатации скважины осуществляется исходя изпродуктивности пласта и высоты подъема жидкости насосной установкой в скважине.
Динамическийуровень и глубина спуска насосного оборудования определяются по кривойраспределения давления в скважине (рисунок 18).
Динамическийуровень скважины по рисунку 18 составляет 620 м.
Согласноработы /6/ скважина №1554 относится к среднедебитным скважинам средней глубины.Рекомендуемый способ добычи жидкости – установкой электроцентробежного насоса.
Глубинаспуска насоса из условия равенства давления на приеме насоса давлению насыщениясоставляет 1350 м.
Кривыераспределения давления строятся по методу Поэтмана-Карпентера с помощьюкомпьютерной программы, разработанной кафедрой РЭНГМ УГНТУ. Исходные данные длярасчета представлены в таблице 24.
Приэксплуатации скважин с БС ввиду наклонно-направленного профиля бокового стволаи наличия участков набора, стабилизации и снижения зенитного угла второгоствола возможен ряд ограничений по применению типоразмеров насосногооборудования, спускаемого в боковой ствол.Таблица 24. Исходныеданные для расчета распределения давления в скважинеПараметр Значение Глубина скважины, м 1678 Внутренний диаметр эксплуатационной колонны, мм 100,3 Забойное давление, МПа 12,1
Планируемый дебит жидкости, м3/с 0,00067 Объёмная обводнённость продукции, доли единицы 0,867
Плотность дегазированной нефти, кг/м3 847
Плотность пластовой воды, кг/м3 1012
Плотность газа (при стандартных условиях), кг/м3 1,26
Вязкость воды, м2/с 0,0000011
Вязкость нефти, м2/с 0,0000027
Газовый фактор, м3/м3 62 Давление насыщения нефти, МПа 8,6 Устьевое давление, МПа 2 Средняя температура скважины, К 298 Объёмный коэффициент нефти, доли единицы 1,165 Относительная плотность газа 1,052
Припревышении зенитных углов предельных значений неизбежны осложнения при работеглубинного оборудования. Поэтому для профиля бокового ствола накладываютсяопределенные технологические требования.
Спускглубинного насосного оборудования для эксплуатации скважины осуществляют либодо интервала выхода бокового ствола из скважины, либо непосредственно в боковойствол.
/>/>
Рисунок 18 –Распределение давления в скважине №1554
В случаеустановки насосного оборудования в боковой ствол профиль БС должен обеспечиватьсвободный спуск и надежную работу подземного насосного оборудования. Прибурении необходимо соблюдать требования РД 39–00147275.
Участкискважин, включающие глубины спуска насосов, должны быть пробурены со стабилизациейнаправления скважины.
Зенитный уголв интервале установки УЭЦН всех типоразмеров должен быть не более 40 градусов,для установок ШСНУ – от 42 до 51 градусов. Допустимый угол отклонения осинасоса ШСНУ от вертикали представлен в таблице 25.
Таблица 25. Допустимыйугол отклонения оси насоса ШСНУ от вертикалиПараметры Тип насоса НСН НСВ Диаметра плунжера насоса, мм 28 32 43 55 28 32 38 43 55 Угол наклона, град 42 44 50 48 51 51 50 42 43
Проектированиеи бурение интервала набора зенитного угла необходимо производить с градиентом,обеспечивающим вписываемость наиболее габаритных узлов подземного насосногооборудования. Для скважин, эксплуатируемых установками штанговых глубинныхнасосов, должна обеспечиваться вписываемость штанг в колонне насосно-компрессорныхтруб.
Расчетнаяинтенсивность искривления скважин, предотвращающая касание толом штанг стенокнасосных труб представлена в таблице 26.
Внутреннийдиаметр эксплуатационной колонны для применения установок ЭЦН выбираетсясогласно техническим условиям и составляет не менее диаметра максимальногопоперечного размера УЭЦН.
Таблица 26. Интенсивностьискривления скважин (градус на 10 м)Длина штанг, м Диаметр штанг, м 0,019 0,022 0,025 8,0 0,8 0,9 1,1 7,5 0,9 1,0 1,2 7,0 1,1 1,1 1,4
Результатырасчетов максимально допустимой кривизны для различных внутренних диаметровэксплуатационных колонн, обеспечивающей работу УЭЦН в скважине без изгиба,приведены в таблице 27.
Таблица 27. Максимальнодопустимая кривизна эксплуатационной колонны, обеспечивающая работу УЭЦН вскважине без изгиба (минута на 10 м)
Типоразмер
УЭЦН
Длина,
мм
Эксплуатационная колонна
(наружный диаметр×толщина стенки / внутренний диаметр) 140×7,0/125,7 140×7,7/124,3 140×9,2/121,3 146×6,5/133,1 146×7,0/132,1 146×7,7/130,7 146×8,5/129,1
УЭЦНМ
5–20–1200 15905 14,9 13,4 10,1 23,0 21,9 20,3 18,6
УЭЦНМ
5–20–1800 20044 9,4 8,4 6,4 14,5 13,8 12,8 11,7
УЭЦНМ
5–50–1300 15522 15,6 14,0 10,6 24,1 23,0 21,4 19,5
УЭЦНМ
5–50–1700 17887 11,8 10,6 8,0 18,1 17,3 16,1 14,7
УЭЦНМ
5–80–1200 16533 13,8 12,4 9,4 21,2 20,2 18,8 7,2
УЭЦНМ
5–80–1550 19592 9,8 8,8 6,7 15,1 14,4 13,4 12,3
УЭЦНМ
5–80–1800 20418 9,0 8,1 6,1 13,9 13,3 12,3 11,3
УЭЦНМ
5–125–1300 18582 10,9 9,8 7,4 16,8 16,0 14,9 13,6
УЭЦНМ
5–125–1800 24537 6,3 5,6 4,3 9,6 9,2 8,5 7,8
УЭЦНМ
5А‑160–1450 19482 - - - 6,6 5,9 4,9 3,7 /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> />
Основные типыпрофилей скважин с боковыми стволами показаны на рисунке 19.
/>
1 – участокнабора зенитного угла; 2 – участок стабилизации зенитного угла; 3 – участокснижения зенитного угла; 4 – участок набора зенитного угла; 5 – горизонтальныйзабой скважины
Рисунок 19 – Типыпрофилей боковых стволов
Тип профилябокового ствола выбирается, исходя из выбора глубины и места установкинасосного оборудования. Решение об установке глубинного насосного оборудованияв боковой ствол должно приниматься из условия соответствия зенитных угловнаклона ствола скважины в интервале спуска насоса допустимым для данноготипоразмера глубинного оборудования. При этом необходимо соблюдатьтехнологические требования к профилю ствола, приведенные на рисунке 20 /7/
Необходимодобиваться того, чтобы профиль скважины с БС позволял производить спускнасосного оборудования непосредственно в боковой ствол, так как в процессеэксплуатации скважины возникает необходимость изменения глубины подвескиоборудования с целью регулирования режимов работы скважины, увеличения дебитови депрессии на пласт. Поэтому при проводке бокового ствола необходимо строгособлюдать определенные в геолого-техническом наряде зенитные углы наклона БС.
Соблюдениетехнологических требований к профилю бокового ствола и допустимых зенитныхуглов наклона ствола БС в конечном счете обеспечивает повышение надежностиработы глубинного оборудования и эффективности эксплуатации скважины.
В скважине №1554спуск установки центробежного насоса в боковой ствол невозможен из-занесоответствия поперечных размеров насоса внутреннему диаметру хвостовика:внутренний диаметр 114-мм хвостовика составляет 100,3 мм, в то время какминимальный поперечный размер погружных центробежных насосов группы 5 (92 мм)с учетом толщины кабеля составляет 101,7 мм. /8/
Поэтомуглубина зарезки бокового ствола определяется из условия, что УЭЦН будетустановлен в основном стволе. При бурении бокового ствола с клина-отклонителяпоследующая эксплуатация скважины возможна только при установке насоса над«окном» бокового ствола. При установке временного моста для вырезания «окна»последующая эксплуатация возможна с установкой насоса в основном стволе нижеинтервала вырезания «окна».
Расчетпрофиля бокового ствола скважины №1554 производится для случая установки насосанад интервалом вырезания «окна». В случае превышения интенсивностей наборакривизны выше предельных значений изменяется глубина вырезания окна и насос впоследующем устанавливается в основной ствол ниже интервала забуривания.
Исходныеданные для расчета профиля бокового ствола скважины №1554:
– магнитныйазимут (41 0);
– глубинаинтервала вырезания «окна» (1450 м)
– проектнаяглубина по вертикали (1678 м);
– проектноесмещение (250 м);
– уголвхождения в пласт (0 0)
Конструкцияскважины №1554 представлена в таблице 28.
Дляпроектируемой скважины №1554 выбираем S‑образный профиль. Данный профильнаклонно-направленной скважины применяется в тех случаях, когда вскрытиепродуктивного объекта предусматривается вертикальным стволом.
Таблица 28. Конструкцияскважины №1554 Туймазинского месторожденияОбсадная колонна Условный диаметр, мм Глубина спуска, м Глубина цементирования (от устья), м Направление 426 17 Кондуктор 299 111 Эксплуатационная 168 1357 217
Радиускривизны участка снижения зенитного угла
/> м, (39)
где А– проектное смещение забоя бокового ствола, м;
Н – проектная глубина, м;
Нв – глубина интервалазарезки бокового ствола, м;
R1 – радиус кривизныучастка набора зенитного угла, определяемого по значениям интенсивностиискривления скважины компоновками бурильного инструмента для бурения боковыхстволов, м. /9/
Зенитный уголв конце участка начального искривления
/>, (40)
Результатырасчета профиля бокового ствола скважины №1554 по участкам изменения зенитногоугла приведены в таблице 29. На рисунке 21 показан расчетный профиль проектногобокового ствола.
Расчет произведендля четырехинтервального профиля скважины согласно работы /21/.
Таблица 29Участок Радиус кривизны, м Отход, м Глубина, м Длина участка по стволу, м Набора зенитного угла 148 17,5 1477,5 39,5 Стабилизации - 237,5 1645,0 280,0 Спада зенитного угла 229 250,0 1674,0 54,6
3.6Особенности эксплуатации скважин с боковыми стволами
Практикабурения боковых стволов из обсаженных скважин показала, что этот метод являетсяодним из наиболее эффективных при интенсификации добычи нефти благодаря относительномалой стоимости бурения по сравнению с бурением новых скважин, возможностииспользования существующей системы обустройства скважины и месторождения вцелом. Однако бурение БС производилось и производится без учета требований спозиции последующей их эксплуатации механизированным способом. Вопросы техникии технологии оптимальной эксплуатации таких скважин требуют своего решения.
Приэксплуатации скважин с БС могут иметь место следующие варианты.
1 Высокоепластовое давление и глубокий условно вертикальный участок старого ствола,исключающее необходимость подвески насосной установки в боковой ствол.
2 Низкоепластовое давление и небольшой по длине условно-вертикальный участок старогоствола, вынуждающие спускать насосную установку в боковой ствол. В этом случаефакторами, осложняющими эксплуатацию механизированным способом, являютсяучасток набора кривизны, характеризуемый градусом кривизны, и наклонныйучасток, отрицательно влияющие на рабочие характеристики оборудования.
Решение оспуске насосного оборудования должно приниматься с учетом сопоставленияожидаемого дебита при подвеске установки в условно-вертикальном участке и приее спуске в боковой ствол. В первом случае учитывается вынужденное повышениединамического уровня, снижение коэффициента подачи насоса и повышениегазосодержания (из-за снижения давления на приеме); во втором случаеучитывается снижение коэффициента подачи установки из-за большого наклона,снижение надежности оборудования при работе в боковом стволе и спускоподъемныхоперациях.
Также выборместа установки насоса зависит от наличия типоразмеров насосного оборудованияна предприятии, так как не все глубинные насосы можно спустить в боковой ствол.
При бурениискважин с БС в зоне набора угла наклона образуются интервалы с малым радиусомкривизны ствола, предъявляющие особые требования к технике эксплуатациискважин. К их числу можно отнести.
1Необходимость повышения надежности установок при проведении спускоподъемныхработ из-за роста вероятности возникновения в узлах установок остаточнойдеформации, приводящей к поломке во время ее работы.
2 Обеспечениепреодоления значительных сил сопротивления движению плунжера насоса, частичнодеформированного в искривленном участке ствола скважины, в случае спуска вскважину штангового глубинного насоса.
Также однимиз факторов, определяющих дальнейшую эксплуатацию скважин с БС глубиннонасоснымоборудованием, является то, что крепление бокового ствола осуществляетсяхвостовиком малого диаметра (102 и 114 мм), что ведет к ограничениюприменения типоразмеров насосного оборудования, спускаемого в боковой ствол.
В таблице 30приведены размеры насосного оборудования, а в таблице 31 внутренние диаметрыэксплуатационных колонн боковых стволов.
Таблица 30. Размерынасосного оборудования, ммНасос Наружный диаметр НВ1Б‑29 48,2 НВ1Б‑32 48,2 НВ1Б‑38 59,7 НВ1Б‑44 59,7 НВ1Б‑57 72,9 НН2Б‑32 56 НН2Б‑44 70 НН2Б‑57 84
Таблица 31. РазмерыНКТ и хвостовиков боковых стволов, ммНаружный диаметр хвостовика БС Внутренний диаметр хвостовика БС Условный диаметр / внутренний диаметр НКТ Диаметр муфты НКТ 102 88,6 60/50 73 114 100,3 73/62 89
Из таблицвидно, что в БС с эксплуатационной колонной диаметром 102 мм возможенспуск вставных насосов типоразмером 29 и 32 мм, невставных – 32 и 44 мм;в БС с эксплуатационной колонной диаметром 114 мм возможен спуск всех вставныхи неуставных насосов.
В настоящеевремя все скважины с БС на Туймазинском месторождении эксплуатируютсяразмещением подземного оборудования в старом стволе, т.е. выше уровня зарезкибокового ствола. Это естественно приводит к уменьшению депрессии на пласт и, вконечном счете, к уменьшению добычи нефти.
На рисунке 22представлен график зависимости снижения суточного дебита скважин от длиныхвостовика по вертикали для разных категорий скважин /20/.
На категориискважины были разбиты по величине потенциального дебита, определяемого поуравнению
/> (41)
где k– коэффициентпродуктивности скважин, м3/сут·МПа;
Рпл– пластовоедавление, МПа.
Q– потенциальный дебит, м3/сут
Из графиковвидно, что при длине хвостовика по вертикали 500 м снижение суточногодебита скважины от потенциального достигает 40%.
/>
1, 2, 3, 4 –для скважин с потенциальным дебитом соответственно 5, 10, 15, 20 м3/сут
Рисунок 22 –Зависимость потерь добычи нефти от длины хвостовика
Дляисключения потерь потенциального дебита скважины предложены следующиетехнологии.
1 Бурениебокового ствола производится с установкой временного моста. После завершениябурения бокового ствола мост разбуривается, и насосное оборудование спускаетсяв старый ствол ниже уровня забуривания бокового ствола. Это позволяетобеспечить работу насосного оборудования в благоприятных условиях по кривизнествола и сохранить потенциальный дебит. Технологическая схема данной технологииприведена на рисунке 23.
2 Технологиязабуривания бокового ствола с установкой временного моста также может бытьрекомендована для малодебитных (чисто нефтяных) скважин. При этом используетсятот же принцип, что и в предыдущем случае, с той лишь разницей, что сохраняетсяосновной ствол, как для притока нефти, так и для размещения насосногооборудования./> /> /> /> />
1
2 />
/>/>/> />
1 – глубинныйнасос; 2 – боковой ствол
Рисунок 23 –Схема эксплуатации скважины с боковым стволом после разбуривания временногомоста
3 В отдельныхслучаях (при заклинивании в обсадной колонне подземного оборудования,инструмента или смятии колонны и др.) возникает необходимость забуриваниябокового ствола с небольшой глубины. В этом случае неизбежен спуск насосногооборудования в БС, а при диаметре БС 102 или 89 мм использование обычнойнасосной установки с НКТ практически невозможно. В этом случае может бытьприменена штанговая насосная установка для безтрубной эксплуатации скважин,разработанная институтом БашНИПИнефти (рисунок 24).
При спускеоборудования в БС в диапазоне зарезаки бокового ствола и в интервалахинтенсивного набора зенитного угла в штанговой колонне глубинного насосавозникают большие изгибающие напряжения. Для снятия этих напряжений институтомБашНИПИнефти был разработан штанговый шарнир, который позволяет значительноснизить изгибающие напряжения (рисунок 25).
/>/>/>
4
3 />
2
1
Компоновка
опоры />
1 – колоннаштанг; 2 – насос; 3 – опора насоса; 4 – хвостовик
Рисунок 24 –Схема безтрубной эксплуатации скважины/>
2
1
4
3 />
1 – боковойствол; 2 – колонна штанг; 3 – центратор; 4 – шарнир
Рисунок 25 –Схема работы штанговой колонны при входе в БС с шарниром и без шарнира
4.Экономическая эффективность проекта
4.1 Технико-экономическая и организационнаяхарактеристика ООО НГДУ «Туймазанефть»
Под организационной структуройнефтегазодобывающего управления ООО НГДУ «Туймазанефть» понимается совокупностьорганов управления, а также системы их взаимосвязи и взаимодействия.Формирование отдельных органов и аппарата в целом предполагает наличиеопределенных функций, объемов управленческих работ и особенностей объектовуправления. Организационная структура ООО НГДУ «Туймазанефть» представлена нарисунке 26.
Руководство ООО НГДУ «Туймазанефть» осуществляетсядиректором НГДУ, отвечающем за результаты производственно-хозяйственнойдеятельности. У руководителя предприятия имеются заместители: главный геолог,главный инженер, заместитель директора по экономическим вопросам, заместительдиректора по общим и социальным вопросам, заместитель директора попроизводству, главный бухгалтер, главный юрист, заместитель директора покапитальному строительству.
Экономические службы возглавляет главныйэкономист, который руководит работами по анализу и планированию производственно-хозяйственнойдеятельности. Ему подчинены отделы: отдел организации труда и заработной платы,планово-экономический отдел, группа по регистрации объектов недвижимости.Главный инженер руководит всеми производственными подразделениями, ему подчиняютсязаместитель главного инженера по технике безопасности, главный технолог,производственный и технический отделы, главный механик, главный энергетик.
Для организации и управления работ покапитальному строительству предусматривается заместитель директора покапитальному строительству, которому подчинены строительно-монтажное управление(СМУ), отдел капитального строительства (ОКС). Вопросы материально-техническогоснабжения и сбыта решает заместитель директора по общим и социальным вопросам,который также контролирует работу социальных учреждений.
Главный геолог и подчиненные ему отделызанимаются такими проблемами, как выбор и обеспечение главных направленийгеолого-поисковых и разведочных работ, геологический контроль в процессебурения и опробования скважин, оценка нефтегазоносности разбуриваемых площадей,обеспечение заданий по приросту запасов нефти.
Вспомогательные цеха, такие как цех подземного икапитального ремонта скважин (ЦПРС и ЦКРС), прокатно-ремонтный цехэксплуатационного оборудования (ПРЦЭО), прокатно-ремонтный цеx электрооборудования иэлектроснабжения (ПРЦЭиЭ), цех автоматизации производства (ЦАП), цехантикоррозийных покрытий, подчиняются директору НГДУ.
Каждое предприятие само формирует организационнуюструктуру управления, которая утверждается руководителем предприятия.
Предметом иосновной целью НГДУ «Туймазанефть» является добыча и подготовка нефти и газа,разработка и обустройство нефтяных месторождений.
Всоответствии с предметом и целью своей деятельности НГДУ «Туймазанефть» осуществляетследующее:
– планируетсвою деятельность, руководствуясь при этом заказами, нормативами, а такжезаключенными хозяйственными договорами;
– обеспечиваетвыполнение плана по добыче нефти и газа, внедрение в производство передовойтехники, прогрессивных материалов, высокоэффективных ресурсосберегающих ибезотходных технологий;
– обеспечиваетсбор, подготовку, транспорт нефти и газа;
– производитводозабор, подготовку, транспорт воды, закачку в пласт рабочих агентов (вода,поверхностно-активные вещества и др.);
– осуществляетэксплуатацию, текущий и капитальный ремонт инженерных сетей, линийэлектропередач, электроподстанций, электрооборудования, систем автоматики ителемеханики, дорог;
– осуществляетэксплуатацию нефтегазодобывающих производств и объектов, разрабатывающих нефтяныеместорождения;
– определяетпотребность НГДУ в материальных ресурсах и приобретает их по договорам,обеспечивает их надежное хранение и рациональное использование;
– разрабатываети выполняет мероприятия по охране природы и окружающей среды.
Для оценкидеятельности предприятия используют систему наиболее важныхтехнико-экономических показателей. Эта система должна наиболее полно иобъективно оценивать результаты деятельности НГДУ. Основные показателидеятельности предприятия приведены в таблице 32.
ООО НГДУ«Туймазанефть» ведет разработку 12 нефтяных месторождений, девять из которых споддержанием пластового давления. В настоящий момент ввиду того, чтобольшинство месторождений вошло в позднюю или заключительную стадии разработки,на нефтяных промыслах НГДУ «Туймазанефть» требуется проведение различныхмероприятий по широкому внедрению методов увеличения нефтеотдачи пластов,экономии материальных и топливно-энергетических ресурсов и снижениюэксплуатационных расходов.
Средняя обводненностьпродукции скважин по НГДУ на текущий момент составляет 86,08% причемобводненность основного месторождения – Туймазинского – составляет 90,11%.
Ввиду значительного сокращения объема добычинефти со скважин Туймазинского нефтяного месторождения, при сохранении объемадобычи жидкости, возрастает доля затрат на добычу, сбор, подготовку иутилизацию пластовой волы.
Таблица 32. Основные технико-экономическиепоказатели по ООО НГДУ «Туймазанефть»Показатель Годы 2001 2002 2003 1 Добыча нефти, тыс. т 906,0 918,8 914,1 2 Сдача нефти, тыс. т 899,4 914,0 907,7
3 Добыча газа, тыс. м3 22480 23575 23930 4 Добыча жидкости, тыс. т 7909,3 7197,4 6565,2
5 Закачка воды, тыс. м3 7198,6 6788,4 6410,2 6 Ввод новых нефтяных скважин, скв 12 18 13 7 Ввод нефтяных скважин из бездействия, скв 93 34 10 8 Коэффициент эксплуатации действующего фонда скважин 0,951 0,962 0,967 9 Товарная продукция, тыс. руб. 1195769 1337602 1102744 10 Валовая продукция, тыс. руб. 1275459 1414862 1106390 11 Численность работников всего, чел. 3277 2974 2821 в том числе финансируемая от реализации нефти 2927 2786 2635 12 Производительность труда, руб./чел. 494747 569500 492198 13 Удельная численность на 1 среднедействующую скважину, чел./скв 2,086 1,919 2,007 14 Среднемесячная зарплата всего, руб. 7960 9137 10328 в том числе финансируемая от реализации нефти 7225 9123 10286
4.2 Анализсебестоимости добычи нефти в ООО НГДУ «Туймазанефть»
Себестоимостьпродукции отражает величину текущих затрат имеющих производственный некапитальныйхарактер, обеспечивающих процесс простого воспроизводства на предприятии. Онапредставляет собой стоимостную оценку используемых в процессе производстваприродных ресурсов, сырья, материалов, топлива, энергии, основных фондов,трудовых ресурсов и других затрат на производство и реализацию продукции.
В таблице 33представлена себестоимость добычи нефти НГДУ «Туймазанефть» за 2003 год.
Таблица 33. Себестоимостьдобычи нефти НГДУ «Туймазанефть» за 2003 годСтатья затрат Всего затрат, тыс. руб. Затраты на одну тонну нефти, руб. В том числе Условно-постоянные расходы, руб. Условно-переменные расходы, руб. 1 Расходы на энергию, затраченную на извлечение нефти 66985 73,28 39,57 33,71 2 Расходы по искусственному воздействию на пласт 125177 136,94 34,24 102,70 3 Основная зарплата производственных рабочих 18575 20,32 20,32 - 4 Отчисления на социальные нужды 6545 7,16 7,16 - 5 Амортизация скважин 21829 23,88 23,88 - 6 Расходы по сбору и транспортировке нефти 84728 92,69 52,37 40,32 7 Расходы по технологической подготовке нефти 32597 35,66 24,75 10,91 8 Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования 573899 627,83 627,83 - 9 Цеховые расходы 18657 20,41 20,41 - 10 Общепроизводственные расходы 135022 147,71 147,71 - 11 Прочие производственные расходы 22340 24,44 1,01 23,43 – на содержание дорог 841 0,92 - 0,92 – плата за землю 20549 22,48 - 22,48 – плата за выброс вредных веществ 27 0,03 - 0,03 – плата за воду 923 1,01 1,01 - Производственная себестоимость: – валовой продукции 1106354 1210,32 999,25 211,07 – товарной продукции 1098643 1210,36 - -
Ценареализации нефти НГДУ в 2003 году составляла 1725 руб./т, действующий фондскважин на 01.01.2004 года – 1341 скважина.
Валоваяпродукция НГДУ за 2003 год составила 914,1 тыс. т нефти, товарная продукция –907,7 тыс. т нефти. Доли условно-постоянных и условно-переменных расходов всебестоимости нефти составили 82,6% и 17,4% соответственно.
Такимобразом, полная себестоимость одной тонны товарной нефти в НГДУ «Туймазанефть»за 2003 год составляет 1210,36 рубля.
Основнойзадачей НГДУ в ситуации, когда рентабельность разработки месторожденийнаходится на низком уровне, является уменьшение себестоимости продукции. Этодостигается путем увеличения объемов производства и реализации, либо уменьшениемзатрат по отдельным статьям, особенно по статьям где присутствуют наибольшиезатраты.
Ввидуистощения запасов месторождений, разрабатываемых НГДУ, и отсутствиявоспроизводства минерально-сырьевой базы, говорить о значительном наращиваниипроизводства на данном уровне развития техники и технологий не приходится.
Проанализировавстатьи себестоимости заметим, что наибольшие затраты на добычу нефти связанысодержанием и эксплуатацией оборудования (51,8%), с искусственным воздействиемна пласт (11,3%), общепроизводственными расходами (12,2%), расходами наэлектроэнергию по извлечению нефти (6,1%) и с расходами по сбору итранспортировке нефти (7,7%).
Также всебестоимости значительна доля условно-постоянных затрат, не зависящих отобъема производства. Снижение условно-постоянных затрат – основное направлениеснижения себестоимости продукции.
4.3Определение экономической эффективности бурения бокового ствола в скважине
Оценкаэкономической целесообразности забуривания боковых стволов осуществляется длякаждого бокового ствола в отдельности. Под экономической эффективностьюмероприятия по забуриванию бокового ствола понимается способность за счетденежных поступлений от реализации нефти, добытой из скважин, покрыватьежегодные текущие эксплуатационные затраты, обеспечить в приемлемые срокивозвращение авансированных средств, включая погашение кредитов и процентов поним, а также некоторый чистый текущий доход.
Экономическаяцелесообразность осуществления зарезки боковых стволов оценивается системойпоказателей, выступающих в качестве экономических критериев, принятых врыночной экономике при принятии инвестиционных проектов.
Для оценкиэкономической целесообразности осуществления мероприятия используются следующиеосновные показатели эффективности:
– чистыйпоток денежных средств;
– аккумулированныйпоток денежных средств;
– чистыйдисконтированный доход;
– внутренняянорма доходности;
– периодокупаемости капитальных вложений;
– индексдоходности.
Каждый изперечисленных критериев отражает эффективность вложения средств в забуриваниебоковых стволов с различных сторон, поэтому оценивая ее экономическуюэффективность, необходимо использовать всю совокупность показателей.
К реализациимогут быть приняты только те мероприятия, у которых:
– чистаянастоящая стоимость больше нуля;
– индексприбыльности не меньше единицы;
– внутренняяставка рентабельности больше ставки дисконтирования;
– срококупаемости минимален.
4.3.1Методика расчета экономической эффективности бурения бокового ствола в скважине
1 Выручка отреализации продукции.
В=Цн·Qн, (42)
где В-выручкаот реализации нефти, добытой из бокового ствола, тыс. руб.;
Цн – цена реализации безНДС, тыс. руб./т;
Qн – объем добычи нефти избокового ствола, тыс. т.
2Эксплуатационные затраты на добычу нефти.
Эксплуатационныезатраты рассчитываются в соответствии с нормативами текущих затрат и объемнымитехнологическими показателями, представленными в таблицах 34 и 35. Нормативыэксплуатационных затрат рассчитываются на основе калькуляции затрат на добычунефти за период (квартал), предшествующий планируемым технологическимпоказателям (таблица 33).
2.1 Затратына энергию по извлечению нефти.
Зэ=Nн·Qн, (43)
где Nж – удельный нормативусловно-переменных затрат на энергию по извлечению нефти, руб./т;
Qн – объем добычи нефти,тыс. т.
2.2 Затратына закачку воды.
Зппд=Nппд·Qн, (44)
где Nппд – удельный нормативусловно-перемнных затрат на закачку воды, приходящейся на 1 тонну добычи нефти,тыс. руб./т;
Qн – объем добычи нефти,тыс. т.
2.3 Затратына сбор и транспорт нефти.
Зт=Nт·Qн, (45)
где Nт – удельный нормативусловно-переменных затрат на сбор и транспорт нефти, тыс. руб./т.
2.4 Затратына технологическую подготовку нефти.
Зп=Nп·Qн, (46)
где Nп – удельный нормативусловно-переменных затрат на технологическую подготовку нефти, тыс. руб./т.
2.5 Затратына содержание и обслуживание оборудования.
Зс=Nс·n, (47)
где Nс – удельный нормативзатрат на содержание и эксплуатацию оборудования, тыс. руб./скв;
n – количество действующихскважин на 01.01.2004 года.
2.6Общехозяйственные расходы.
Зх=Nх·n, (48)
где Nх – удельный нормативобщехозяйственных расходов, приходящихся на одну скважину, тыс. руб./скв.
2.7 Суммарныетекущие затраты.
З= Зэt+ Зппд+ Зт+Зп+ Зс+ Зх (49)
3 Налоги иплатежи, входящие в себестоимость.
3.1 Налог напользование природными ресурсами.
Нр=hр· Qн, (50)
где hр – ставка налога напользование природными ресурсами (340 руб./т).
3.2Социальные отчисления.
Нс=ЗПср·12·Ч·n·hс, (51)
где ЗПср– среднемесячная зарплата работников, тыс. руб.;
12 – количество месяцев вгоду;
Ч – удельная численностьработников, чел./скв;
n – количество скважин сБС;
hс – ставка налога (36,5%).
3.3 Плата насодержание дорог.
Пд=hд· В, (52)
где hд– ставка налога (0,1%).
3.4 Прочиеотчисления.
Пп=hп·Фскв, (53)
где hп – суммарная ставкапрочих отчислений (1,13%);
Фскв – стоимость скважины сБС, тыс. руб.
3.5 Всегоплатежей и налогов.
Н= Нр+Нд+ Нп+ Нс, (54)
4 Суммарныетекущие затраты с налогами и платежами.
З1=З+ Н (55)
5 Амортизацияосновных фондов (скважины).
/>, (56)
где Фскв– стоимость скважиы с БС, тыс. руб.;
На – годовая нормаамортизации (6,7%).
Амортизациявключается в состав затрат на добычу только для определения налогооблагаемойбазы, а при формировании потока денежных средств не учитывается.
6 Всегозатрат.
З2=З1+А (57)
7 Прибыль отреализации.
Прибыль отреализации – это совокупный доход предприятия, который определяется как разницамежду выручкой от реализации продукции и эксплуатационными затратами,включающими амортизационные отчисления и налоги, входящие в себестоимость, свычетом налога на добавленную стоимость.
Преал=В-З2 (58)
8 Балансоваяприбыль.
Пбал=Преал+Ппр+Пвр, (59)
где Ппр– прочая прибыль, Ппр=0 руб.;
Пвр – внереализационнаяприбыль, Пвр=0 руб.
9 Налог наимущество.
Ним=hим·Фостt, (60)
где hим – ставка налога (2%);
Фостt – остаточная стоимостьосновных фондов в t‑году, тыс. руб.
Фостt=Фосн-ΣАt, (61)
где Фосн– стоимость основных фондов, тыс. руб.;
ΣАt – сумма амортизационныхотчислений скважин предшествующих периодов, тыс. руб.
10Налогооблагаемая прибыль.
Пно=Преал-Ним (62)
11 Налог наприбыль.
Нпр=hпр·Пно, (63)
где hпр – ставка налога (24%).
12 Чистаяприбыль.
Пч=Пно-Нпр (64)
13Эффективность инвестиций.
13.1 Чистыйпоток денежных средств.
Чистый потокденежных средств является результатом притока и оттока реальных денег на каждомшаге проекта (мероприятия).
Источникомпритока денежных средств является выручка от реализации продукции. Оттокреальных денег – это издержки в составе себестоимости, налоги, отражающиеся нафинансовом результате, и инвестиции в мероприятие.
ЧПД=(Вt-Сt-Тt) – lt, (65)
где Вt– выручка от реализациипродукции в t‑году,тыс. руб.;
Сt – издержки в составесебестоимости в t‑году, тыс. руб.;
Тt– сумма налогов в t‑году, тыс. руб.;
lt – затраты на зарезкубокового ствола, тыс. руб.
13.2Аккумулированный поток денежных средств
Накоплениеежегодных значений чистого потока денежных средств образует аккумулированныйпоток денежных средств.
/> (66)
13.3 Чистыйдисконтированный доход.
/>/>, (67)
где Зt* – затраты в году t без капвложений иамортизации, тыс. руб.;
αt – коэффициент дисконтирования;
К – капитальные вложения,тыс. руб.
13.4Коэффициент дисконтирования.
/>, (68)
где Е– нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений (норма дисконта), Е=0,1;
tр – первый год расчетногопериода, к которому приводятся стоимостные показатели.
13.5 Индексдоходности.
Индексдоходности (ИД) показывает, во сколько раз приведенный эффект превышаетприведенные капвложения.
/> (69)
Если ИД>1,проект эффективен, если ИД
13.6 Срококупаемости.
Срококупаемости (Ток) – это период, начиная с которого всезатраты (капитальные и текущие), связанные с мероприятием, покрываютсясуммарными результатами его осуществления.
Сначалаопределяется сумма дисконтированных остатков денежных средств (накопленныхэффектов) – St. Из этого ряда последовательных значенийнакопленных эффектов выбирают два, удовлетворяющих условию StKSt+1.
/> (70)
13.7Внутренняя норма доходности.
Внутренняянорма доходности (ВНД) – это такая расчетная ставка нормы дисконта (Евнд),при которой величина приведенных эффектов равна приведенным капвложениям, т.е.доход от инвестиций равен этим инвестициям и проект является окупаемым.
/> (71)
123 4.3.2Расчет предполагаемого экономического эффекта по прогнозным данным эксплуатациискважины
Исходнымиданными для расчета экономической эффективности бурения бокового ствола вскважине №1554 являются прогнозные показатели работы скважины (таблица 34) иудельные нормативы затрат на на добычу 1 тонны нефти (таблица 35). Стоимостьбурения бокового ствола в скважине №1554 составляет 2891,53 тыс. руб.
Таблица 34. Прогнозныепоказатели эксплуатации скважины №1554Год Дебит нефти, т/сут Годовая добыча нефти, т Накопленная добыча нефти, т 2004 6,14 1778,13 1778,13 2005 4,79 1329,72 3107,85 2006 3,54 981,63 4089,48 2007 2,64 733,85 4823,33 2008 2,11 586,39 5409,72 2009 1,94 539,24 5948,96
Таблица 35. Удельныенормативы затратНорматив затрат Значение Удельный норматив условно-переменных затрат на энергию по извлечению нефти на поверхность, руб./т 33,71 Удельный норматив условно-переменных затрат на поддержание пластового давления (на 1 т нефти), руб./т 102,70 Удельный норматив условно-переменных затрат на сбор и транспортировку нефти, руб./т 40,32 Удельный норматив условно-переменных затрат на технологическую подготовку нефти, руб./т 10,91 Удельный норматив затрат на содержание и эксплуатацию оборудования, тыс. руб./скв 427,96 Удельный норматив общехозяйственных расходов, тыс. руб./скв 100,69 Удельная численность работников, чел./скв 2,00 Среднемесячная зарплата работников, тыс. руб./мес 10,33 Таблица36. Расчет себестоимости добычи нефтиГод Стоимостная оценка добычи нефти, тыс. руб. Текущие затраты, тыс. руб.
Затраты на электроэнергию, Зэ
Затраты на ППД, Зппд
Затраты на сбор и транспортировку нефти, Зт
Затраты на технологическую подготовку нефти, Зп
Затраты на содержание и экусплуатацию оборудования, Зс
Общехозяйственные расходы, Зх Всего текущих затрат 2004 3067,05 59,94 182,60 71,69 19,40 427,96 100,69 862,27 2005 2292,53 44,80 136,49 53,59 14,50 427,96 100,69 778,02 2006 1692,23 33,07 100,75 39,55 10,70 427,96 100,69 712,73 2007 1264,43 24,71 75,28 29,55 8,00 427,96 100,69 666,19 2008 1010,85 19,75 60,18 23,63 6,39 427,96 100,69 638,61 2009 929,78 18,17 55,36 21,73 5,88 427,96 100,69 629,79 2004 2891,53 604,52 3,07 90,47 32,67 694,99 1557,27 193,73 1751,00 984,815 2005 2697,80 451,86 2,29 90,47 32,67 542,33 1320,36 193,73 1514,09 1139,27 2006 2504,06 333,54 1,69 90,47 32,67 424,01 1136,74 193,73 1330,47 1356,24 2007 2310,33 249,22 1,26 90,47 32,67 339,69 1005,88 193,73 1199,62 1636,58 2008 2116,60 199,24 1,01 90,47 32,67 289,71 928,32 193,73 1122,05 1914,77 2009 1922,87 183,26 0,93 90,47 32,67 273,73 903,52 193,73 1097,25 2035,72 /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> />
/>Таблица37
Расчет прибыли от реализации нефтиГод Прибыль от реализации нефти (без НДС), тыс. руб. Налог на имущество, тыс. руб. Налогооблагаемая прибыль, тыс. руб. Налог на прибыль, тыс. руб. Чистая прибыль, тыс. руб. 2004 1316,05 57,83 1258,22 301,97 956,25 2005 778,43 53,96 724,48 173,87 550,60 2006 361,75 50,08 311,67 74,80 236,87 2007 64,81 46,21 18,60 4,46 14,14 2008 -111,20 42,33 -153,54 -36,85 -116,69 2009 -167,48 38,46 -205,94 -49,42 -156,51
Таблица 38. Расчетпотока денежных средствГоды Инвестиции, тыс. руб. Чистый поток денежных средств, тыс. руб. Аккумулированный поток денежных средств, тыс. руб. Коэффициент дисконтирования Чистый дисконтированный доход, тыс. руб. Накопленный чистый дисконтированный доход, тыс. руб. Индекс доходности Срок окупаемости, годы Внутренняя норма доходности 2004 2891,53 -1741,55 -1741,55 1,00 -1381,75 -1381,75 1,05 3,95 0,25 2005 - 744,34 -997,21 0,91 883,79 -497,96 2006 - 430,60 -566,61 0,83 459,08 -38,88 2007 - 207,87 -358,74 0,75 194,25 155,37 2008 - 77,05 -281,69 0,68 56,37 211,73 2009 - 37,22 -244,47 0,62 16,30 228,04
Расчетпредполагаемого экономического эффекта от бурения бокового ствола в скважине №1554в 2004 году показывает, что при прогнозных значениях добычи нефти и принеизменных базисных ценах 2003 года проект является эффективным. Срококупаемости проекта – 3,95 года, индекс доходности > 1, чистыйдисконтированный доход составляет 228,04 тыс. руб., внутренняя норма доходностиравна 0,25 и больше нормы дохода на вкладываемый капитал (Е=0,1).
Затраты наданное мероприятие оправданы и можно ставить вопрос о внедрении этогоинвестиционного проекта.
5.Безопасность и экологичность проекта
5.1 Основные направления обеспечения безопасностии экологичности добычи нефти и газа
При разработке нефтяных месторождений НГДУ«Туймазанефть» на людей, экологические системы и инженерно–технической комплекспредприятия негативное действие оказывают атропогенные и природные факторы. Кантропогенным факторам относятся физические, химические, биологические,психофизиологические.
К физическим относятся: электрический ток,электрические и магнитные поля от действия электроприборов и высоковольтныхЛЭП, движущиеся машины, механизмы и части оборудования (движущиеся части СК,компрессоров, насосов, генератора, ремонтных агрегатов), высокое давление.
К химическим факторам относятся: действие вредныхвеществ распространившихся в воздухе из-за неплотностей в соединениях трубопровода,арматуры устья, негерметичности в насосах и компрессорах; на рабочих площадкахи помещениях – опасность отравления химическими реагентами и ингибиторами.
К психофизиологическим факторам относятся:чрезмерные мышечные и нервно–психические напряжения отдельных органов и системорганизма, монотонность труда, нерациональная рабочая поза, неблагоприятныеметеорологические и другие условия.
К природным факторам относятся сезонные колебаниятемпературы, климатические особенности (снежный покров, влажность, сезонныеколебания температуры, скорость движения воздушных масс и другие).
Проанализировавприродные, технологические и антропогенные факторы, можно заключить, чтоосновными опасностями в плане нанесения крупного ущерба окружающей среде ичеловеку в условиях НГДУ «Туймазанефть» являются опасности производственногохарактера. Крупномасштабные пожары могут возникнуть по причине возгоранияпролитой горючей жидкости (нефти, нефтепродуктов, применяемых в процессе добычии подготовки горючих реагентов). Возгорание горючих жидкостей в резервуарахтоварных парков, емкостях и технологических аппаратах. Пожары на скважинах врезультате неконтролируемого фонтанирования. Пожары в результатеразгерметизации газопроводов и нефтепроводов. Сильные взрывы скопившегося газаи легких фракций нефти при утечках на скважинах, на пункте подготовки нефти ипри утечках из технологических резервуаров. Также возможны взрывы на складахвеществ, применяемых при перфорации и в других процессах. Выброс в окружающуюсреду опасных веществ, возможно загрязнение окружающей среды разливами большогоколичества сточных вод, вод, применяемых при поддержании пластового давления.Эти воды отличаются высокой минерализацией и коррозирующей способностью, атакже часто содержанием различных реагентов, их закачка происходит поддавлением – все это способствует порыву нагнетательных линий и возникновениюмасштабного разлива этих вод. Плодородная почва сильно страдает от загрязнениянефтепродуктами, нарушается кислородный, азотный и водосолевой баланс почвы.
Здания, сооружения, оборудование и техническиесистемы под действием физических и химических негативных факторов могутполучать различные повреждения (от незначительной деформации до полногоразрушения или потери работоспособности). Последствия действия негативныхфакторов оценивают в следующих формах: несчастный случай, чрезвычайноепроисшествие (ЧП) и чрезвычайная ситуация (ЧС).
Обеспечение безопасности жизнедеятельности втехносфере осуществляется по трем направлениям:
1) разработка и внедрение эффективныхмероприятий, обеспечивающих безопасность труда;
2) обеспечение надёжной защиты работников иинженерно технического комплекса НГДУ в чрезвычайных ситуациях;
3) проведение комплекса мероприятия пообеспечению экологической безопасности в районе действия данного объекта.
По каждомунаправлению обеспечения безопасности и экологичности производственных процессов– это охрана труда, охрана окружающей среды и безопасность при ЧС – в НГДУ«Туймазанефть» созданы органы управления и контроля, которые решают следующиезадачи:
– совершенствованиеправовых и организационных норм безопасности жизнедеятельности;
– контрольуровня негативных факторов в системе «человек – среда обитания»;
– прогнозированиеи оценка последствий действия негативных факторов;
– организацияуправления ОТ, ООС, безопасности при ЧС;
– разработкаи реализация мер по защите человека и среды его обитания;
– обеспечениеустойчивости работы хозяйственных объектов и технических систем в штатных и ЧС;
– ликвидацияпоследствий ЧС.
Напроизводственных объектах месторождений ООО НГДУ «Туйсазанефть» достигнутвысокий уровень безопасности и экологичности добычи нефти.
В результатевнедрения новых технологий, направленных на увеличение добычи нефти иэффективности использования природных, людских, материальных и прочих ресурсов(к котрым также относится технология повышения нефтеотдачи бурением боковыхстволов скважин, рассматриваемая в данном проекте) достигнутый уровеньбезопасности и экологичности не снижается, так как при внедрении инвестиционныхпроектов большое внимание уделяется профилактике и предотвращениюпроизводственных аварий, загрязнений природной среды и недр, вредных влиянийнегативных факторов.
Ниже данаоценка достигнутого уровня безопасности по всем трем направлениям.
5.2 Оценкаэффективности мероприятий по обеспечению безопасности технических систем ипроизводственных процессов
НГДУ«Туймазанефть» проводятся инженерно – технические мероприятия в по обеспечению производственнойбезопасности:
1) обеспечениепожаро- и взрывобезопасности;
2) защитаот поражения электрическим током;
3) защитаот действия вредных веществ при их выбросах и сбросах;
4) защитаот вибраций, шума;
5) защитаот высокого давления и механического травмирования;
6) обеспечениесоответствующей вентиляцией, отоплением и освещением;
Мероприятия в НГДУ «Туймазанефть» по пожарнойбезопасности разделены на четыре основные группы:
1) предупреждение пожаров;
2) ограничение сферы распространения огня;
3) максимальное сохранение ценностей в зонепожара;
4) создание условий эффективного тушения пожаров.
В каждом цеху НГДУ «Туймазанефть» установлен,соответствующий их пожарной опасности, противопожарный режим, в том числе:
– определяются и оборудуются места длякурения;
– определяются места и допустимое количествоединовременно хранящихся в помещении сырья, полуфабрикатов и готовой продукции;
– устанавливается порядок уборки горючихотходов и пыли, хранения промасленной одежды;
– делается обволовка во круг наиболеевзрыво- и пожаро – опасных объектов (куста скважин, резервуаров);
– устанавливается автоматическая тревогаоповещения;
– автоматическая система пожаротушения (восновном на ЦСП и резервуарном парке);
– определяется порядок обесточиванияэлектрооборудования в случае пожара и по окончании рабочего дня.
Регламентируются порядок проведения временныхогневых и других пожароопасных работ, порядок осмотра и закрытия помещенийпосле окончания работы, порядок действия работников при обнаружении пожара.
Проводятся работы по исследованию и ликвидациивозможных источников пожара.
Напредприятии НГДУ «Туймазанефть» определен порядок и сроки прохожденияпротивопожарного инструктажа и занятий по пожарно-техническому минимуму, атакже назначены ответственные за их проведение.
Безопасностьэксплуатации герметических систем, находящихся под давлением обеспечиваетсяследующими мероприятиями.
Герметичность фланцевых соединений втрубопроводах и колонной головки обеспечивается плотностью прилеганияповерхностей деталей, что достигается правильным выбором фланцев и прокладочныхматериалов, а для резьбовых соединений – применением соответствующейгерметизирующей подмотки и смазки. Также проводятся систематические проверкигерметичности технологического оборудования: установок по подготовке нефти игаза, товарных и сырьевых резервуаров и т.д.
Устье скважины после спуска кондуктора илипромежуточной обсадной колонны обязательно оборудуется превенторной установкой.Обвязка превенторов выполняется по типовой схеме, утвержденнойнефтегазодобывающим объединением или территориальным геологическим управлением,которая согласуется с органом Госгортехнадзора и военизированной частью попредупреждению и ликвидации нефтяных и газовых фонтанов.
Применяется опознавательная окраска трубопроводовдля указания на свойства транспортируемого вещества. Трубопроводы подвергаютсягидравлическим испытаниям при пробном давлении на 25% выше рабочего, но неменее 0,2 МПа. Наружную поверхность баллонов окрашивают в определенный цвет,наносится соответствующая надпись и сигнальная полоса. Для обеспечениябезопасной и безаварийной эксплуатации сосуды и аппараты, работающие поддавлением, подвергаются техническому освидетельствованию после монтажа и пускав эксплуатацию, периодически в процессе эксплуатации, а в необходимых случаяхвнеочередному освидетельствованию. Для управления работой и обеспечениябезопасных условий эксплуатации сосуды оснащаются: запорной изапорно-регулирующей арматурой, приборами для измерения давления, приборами дляизмерения температуры, предохранительными устройствами, указателями уровняжидкости.
Для защиты людей от механического травмированияприменяют: предохранительные, тормозные, оградительные устройства, средстваавтоматического контроля и сигнализации, знаки безопасности, системыдистанционного управления.
Все подъемные устройства и вспомогательноеоборудование до начала эксплуатации в обязательном порядке регистрируются всоответствующем подразделении Госгортехнадзора и периодически (один раз в год)подвергаются техническому освидетельствованию и испытанию.
Всякое подъемное устройство (стационарные ипередвижные краны, автопогрузчики и т.д.) оборудуется защитным устройством отперегруза (по грузу и предельно допустимому опрокидывающему моменту),ограничителем перемещения и подъема, ограничителем скорости движения, вращенияи подъема (поперечные и продольные краны), тормозными устройствами, а такжесредствами контроля качества изоляции, прочности несущих канатов и конструкций ит.д.
Особое внимание уделяется безопасноститранспортных средств, предназначенных для перевозки людей (лифты, автомобили).Для этих средств установлены нормы загрузки, сроки и виды испытаний, правилапользования, повышенные значения коэффициентов запаса прочности и др. Всеподъемно-транспортные средства в строгом соответствии с регламентациямиоборудуются средствами блокировки, защиты, сигнализации, дистанционногоуправления и автоматизации.
Производственныепомещения выполняются в соответствии с СНиП, «Санитарными нормамипроектирования промышленных предприятий», «Указаниями по строительномупроектированию зданий и сооружений нефтяной промышленности» и «Противопожарнымитехническими условиями строительного проектирования».
Производственное освещение подобрано присоблюдении следующих требований:
– достаточной яркости освещаемойповерхности;
– достаточной равномерности распределениясветового потока на рабочих поверхностях;
– расположения приборов для искусственногоосвещения таким образом, чтобы глаз не испытывал слепящего действия отчрезмерной яркости как источника света, так и отражающих поверхностей;отсутствия резких и глубоких теней на рабочих поверхностях и на полу впроходах.
В НГДУ «Туймазанефть» освещение обеспечиваетвзрывобезопасность и пожаробезопасность при освещении, как помещений, так инаружных установок, где возможно образование опасных по взрыву и пожару смесей.В производственной обстановке используют три вида освещения: естественное,искусственное и смешанное.
Всепромыслово-геофизические работы производятсся с соблюдением действующих «Единыхправил безопасности при взрывных работах», «Инструкции по технике безопасностипри проведении промыслово-геофизических работ», «Санитарных правил при работе срадиоактивными веществами и источниками ионизирующих излучений», «Правилперевозки радиоактивных веществ», «Санитарных правил работы с закрытымиисточниками излучений при радиометрических исследованиях разрезов буровыхскважин» и «Норм радиационной безопасности».
Объекты (ППН и ЦСП и другие), выделяющие газ,дым, пыль и создающие шум по отношению к ближайшему жилому району располагаютсяс подветренной стороны и отделяться от них санитарно-защитной зоной шириной 1000 м.Не допускается соединение сети хозяйственно-питьевого водопровода стехническим. Для проверки степени загрязнения воздуха применяют газоанализаторыпереносные и лабораторные различного физико-химического действия. Нижеприводится описание достигнутого уровня по нескольким основным направлениям.
Для устранения или уменьшения опасности вредныхвеществ для человека ограничивается применение их по числу и объему, а гдевозможно, замена высокотоксичных на менее токсичные, сокращение длительностипребывания людей в загрязненном воздухе и наблюдение за эффективнымпроветриванием производственных помещений. В особо опасных условиях применяютсяиндивидуальные средства защиты: для органов дыхания – фильтрующие противопылевыесредства защиты, газопылезащитные средства, шланговые противогазы ПШ‑1,кислородно-изолирующие приборы (КИП), автономные дыхательные аппараты:регенеративные и с запасом кислорода; для глаз – очки, маски, светофильтры; длятела – противопылевые комбинезоны; для рук – перчатки и т.д.
Транспортировка кислот по специальнымтрубопроводам (из свинца, винипласта, специальной стали и т.п.) савтоматическим контролем за перекачкой; слив кислоты из железнодорожных цистернвыполняется при помощи гибких шлангов. Для наполнения мелкой тары применяютсясифоны, оборудованные устройствами для создания вакуума. При разливе кислоты еенейтрализуют каустической содой или известью.
Для очистки газов от вредных частиц применяютсухие пылеуловители – циклоны различных типов: цилиндрические (ЦН‑11, ЦН‑15,ЦН‑24, ЦП‑2); конические (СК-ЦН‑34, СК-ЦН‑34М, СДК-ЦН‑33).Для очистки больших масс газа используют батарейные циклоны, состоящие избольшого числа параллельно установленных циклонных элементов. Для очистки газовот взвешенных в них частиц пыли и тумана применяют электрофильтры. Для очисткигазовых выбросов от газов и паров используют абсорберы, хемосорберы, адсорберы./9/.
Устройствоэлектроустановок нефтегазодобывающей промышленности должно производится всоответствии с «Правилами устройства электроустановок» (ПУЭ), а эксплуатация ихв соответствии с «Правилами технической эксплуатации электроустановокпотребителей» и «Правилами техники безопасности при эксплуатацииэлектроустановок потребителей».
Электробезопасностьобеспечивается строгим выполнением всех требований действующихэлектротехнических нормативов. Все токоведущие части надежно изолированы,укрыты или помещены на недоступной высоте. Качество изоляции определяется ееэлектрическим сопротивлением, которое проверяться мегомметром, и соответствуетнеобходимому.
Выборэлектрооборудования проводится с учетом его работы. Для помещений с повышеннойопасностью или особо опасным в отношении вероятности электротравм выбираетсяоборудование в особом исполнении. Комплект электроизмерительных приборов,системы сигнализации, релейной защиты и блокировки создают условия дляобеспечения электробезопасности. Для ручного электроинструмента и переносныхламп рекомендуется безопасное напряжение в 12 – 36 В.
Для защиты отопасности поражения электрическим током при переходе напряжения нанетоковедущие металлоконструкции применяются заземлители. В качествезаземлителей используют обсадные трубы, сваи или искусственные заземлители.Последние забиваются в грунт вертикально через 3 м друг от друга и обычноимеют длину 3 м и диаметр 5 см.
Сопротивлениевсей системы заземления, присоединенной к корпусу электрооборудования, не менее0,5–10 Ом и чаще всего принимается для электроустановок с напряжением до 1000 В– Rз = 4 Ом.
Сопротивлениеэксплуатируемого заземления проверяется измерителем МС – 0,8.
Обслуживаниеэлектроустановок доверяется лицам, которым присвоена необходимая длябезопасного выполнения работ квалификационная группа (от 1 до 5).
Комфортныеусловия создаются обеспечением оптимальных параметров освещения, микроклимата исостава воздуха в производственных и бытовых помещениях. В производственныепомещения имеются устройства для проветривания (открывающиеся створки в оконныхпереплетах или фонарях и др.). Расположение аппаратуры в производственныхпомещениях, а также трубопроводов должно обеспечивать удобство их обслуживания,ремонта и осмотра. Производственные помещения и рабочие места следует содержатьв чистоте. Полы должны быть ровными и удобными для очистки и ремонта. Для смыванефти, грязи с полов и из лотков устроены водяные стояки. При отсутствииводопровода допускается уборка помещения сухим способом. Для сбора отбросов имусора должны быть установлены в удобных местах ящики и урны. Для ядовитыхотходов имеются отдельные ящики с крышками. В производственных и подсобныхпомещениях должны быть приняты меры к максимальному использованию естественногоосвещения. Окна должны быть полностью остеклены и содержаться в чистоте.Комфортные условия производственных помещений сильно зависят от параметровметеорологических условий:
– температурывоздуха;
– влажности;
– скоростидвижения воздуха;
– интенсивностисолнечной радиации (инсоляции).
В техслучаях, когда производственные условия не позволяют выше перечисленнымиспособами обеспечить оптимальные параметры, тогда в дополнении к ним используютсредства защиты тела, глаз, органов дыхания и т.д. Это спецодежда, обувь,рукавицы, очки, респираторы, головные уборы.
Для контроляза параметрами микроклимата, состава воздуха используют КИП: термометры,психрометры, гигрометры, барометры, анемометры, актинометры, газоанализаторы идр.
Все работы поремонту скважин должны быть механизированы. Для этого применяют самоходныеагрегаты, талевые системы, приспособления и инструменты.
На основаниинакопленного опыта ремонта скважин разработан комплекс мероприятий по техникебезопасности. Основным условием безопасного проведения ремонтных работ являетсятщательное выполнение подготовительных операций, к которым относятся: погрузка,разгрузка и транспортировка частей оборудования, инструмента и приспособлений,подготовка площадки у скважины, устройство фундаментов, размещение оборудованияна площадке, предварительный осмотр и проверка исправности оборудования иинструмента, крепление оттяжек, устройство полов, мостков, стеллажей, оснасткаи смазка талевого механизма и др. Бригада по подготовке скважины к ремонтудолжна обеспечить благоприятные и безопасные условия работы для бригады поремонту скважины.
Передвижнойагрегат по ремонту скважин должен быть оснащен необходимыми механизмами иприспособлениями, обеспечивающими безопасность работ. Подъемное сооружениерассчитывают на грузоподъемность, вдвое превышающую вес максимального груза приремонте скважины. Надежность и безопасность работы талевой системы зависят отконструкции талевого каната, шкивов, блоков и приспособлений. Порядокбезопасного выполнения ремонтных работ определяют правила и инструкции потехнике безопасности. Запрещено выполнять эти работы при силе ветра в 6 баллови более, во время ливня, грозы, сильного снегопада, тумана с видимостью менее100 м.
Бурениебоковых стволов должно осуществляться подготовленной бригадой под руководствоммастера или другого инженерно-технического работника.
Привыполнении работ по бурению боковых стволов необходимо руководствоваться«Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности», «Типовым проектоморганизации рабочих мест при подземном и капитальном ремонте скважин и «СТП 03 –2 – 03 – 017 -99».
Таким образомна нефтепромыслах НГДУ «Туймазанефть» выявляется, что мероприятия,обеспечивающие пожаровзрывобезопасность, защиту от токсических выбросов,опасных излучений и виброакустических негативных факторов, электробезопасность,безопасность эксплуатации герметичных систем, находящихся под давлением,безопасность эксплуатации машин, механизмов и производственных помещений,комфортные условия труда работников, позволяют поддерживать достаточный уровеньпроизводственной безопасности в целом и безопасность проведения работ побурению боковых стволов с учетом специфики этого мероприятия. Все работы,которые при нарушении технологического режима могут иметь негативныепоследствия, проводятся со строгим соблюдением соответствующих инструкций иправил.
5.3Обеспечение безопасности в чрезвычайных ситуациях
Объектовыезвенья территориальных подсистем РСЧС обеспечивают безопасность ЧС поэтапно,решая следующие задачи:
1) выявленияпотенциальных видов ЧС и оценка риска их возникновения;
2) прогнозированиепоследствий ЧС;
3) выбор,обоснование и реализация комплекса организационных и инженерно техническихмероприятий по предотвращению и снижению ущерба от ЧС.
Дляоповещения об опасности возникновения чрезвычайной ситуации могут бытьиспользованы:
– средствасвязи для должностных лиц;
– техническиесредства массовой информации (радио, телевидение, радиотрансляционные сети,почта и т.д.);
– электрическиесирены, световые табло и указатели;
– вспомогательныесредства (колокола, сигнальные ракеты и флажки, гудки транспортных средств,удары в рельсы и др.).
В НГДУ «Туймазанефть»составляют следующую документацию для планирования действий по предупреждению иликвидации последствий чрезвычайных ситуаций:
1) планработы комиссии по чрезвычайным ситуациям, а при ее отсутствии, план работыотделало дедам ГО и ЧС;
2) план действийпо предупреждению и ликвидации последствий чрезвычайных ситуаций природного ипроизводственного характера;
3) плангражданской обороны;
4) комплектдокументов планирования и учета обучения работников объекта по вопросам ГО иЧС;
5) приказпредседателя комиссии по чрезвычайным ситуациям (руководителя предприятия илиучреждения) о финансовом и материальном обеспечении мероприятий, заложенных впланах.
Все обучениядействиям в чрезвычайных ситуациях проводятся в соответствии постановлениемПравительства Российской Федерации №738 от 24 июля 1995 года.
Основнойзадачей подготовки является практическое усвоение всеми категориями обучаемыхих обязанностей в чрезвычайных ситуациях. Каждая категория обучаемых имеет своюпрограмму обучения, которая реализуется с помощью наиболее эффективных форм иметодов подготовки.
Подготовканаселения, занятого в сферах производства и обслуживания и не входящего всостав сил РСЧС, осуществляется путем проведения занятий по месту работы и самостоятельногоизучения действий в чрезвычайных ситуациях согласно рекомендуемым программам споследующим закреплением полученных знаний и навыков на учениях и тренировках
Одним изосновных способов защиты рабочих и служащих в ЧС является использованиеколлективных защитных сооружений (убежищ). Руководящие органы РСЧСзаблаговременно накапливают необходимое фонда защитных сооружений и содержаниеих в исправности. Защитные сооружения, предназначенные для укрытия рабочих ислужащих хозяйственных объектов и населения, строятся на территории предприятия,учреждения и в жилых районах населенных пунктов одновременно с возведениемновых зданий или при переоборудовании подходящих помещений, в ранее построенныхзданиях, сооружениях. Приемку защитного сооружения осуществляет специальнаякомиссия, в которую обязательно включаются представители органов РСЧС данногорайона. Большинство защитных сооружений используется для хозяйственных нужд илидля обучения населения действиям в чрезвычайных ситуациях. За каждым защитнымсооружением закрепляется звено или группа обслуживания, назначается комендант,который организует периодическую проверку работоспособности оборудования исостояния помещений.
Противогазынакоплены в количестве, равном числу жителей населенного пункта или численностиработников хозяйственного объекта, формирования сил РСЧС обеспечиваютсяпротивогазами на 110% (10% – резерв на случай неисправности противогаза). Длябольных, находящихся в лечебных учреждениях, закладывается на хранениеколичество противогазов, составляющее 60% от койко-мест медицинскогоучреждения.
Приорганизации защиты населения в чрезвычайных ситуациях (ЧС) используют триспособа: эвакуация населения, укрытие в защитных сооружениях и применениесредств индивидуальной защиты. В планах действий по предупреждению и ликвидациипоследствий чрезвычайных ситуаций эти способы защиты используют как поотдельности, так и в различных сочетаниях в зависимости от конкретных условий.
Обеспечениеустойчивости работы хозяйственных объектов в чрезвычайных ситуациях являетсяодной из важных задач российской системы предупреждения и действий вчрезвычайных ситуациях.
Устойчивостьработы хозяйственного объекта в чрезвычайных ситуациях определяется следующимифакторами:
1) надежностьзащиты работников от поражающих факторов, действующих при возникновении иразвитии чрезвычайной ситуации;
2) физическойустойчивостью инженерно-технического комплекса объекта к воздействию поражающихфакторов;
3)надёжностью снабжения хозяйственного объекта электроэнергией, сырьём, водой,газом;
4)готовностью хозяйственного объекта к проведению аварийно-спасательных и другихнеотложных работ.
Комплекс профилактических мероприятий,обеспечение защиты инженерно-технического комплекса в ЧС и подготовка кпроведению аварийно-спасательных и других неотложных работ позволили достигнутьвысокого уровня безопасности и низкого травматизма на объектах добычи нефти вусловиях ООО НГДУ «Туймазанефть».
5.4 Оценка эффективности мероприятий пообеспечению экологической безопасности
В НГДУ проводят комплекс мероприятий по охране:недр, воздуха, водоёмов, почвы.
Помимо требований нормативно-технологическойдокументации на объектах НГДУ проводятся следующие виды предупреждающих работ,направленных на защиту окружающей среды и недр:
– реализациякомплекса мероприятий по обеспечению герметичности цементного кольца заколонной и устранение негерметичности спуском дополнительной обсадной колонныменьшего диаметра;
– оценкатехнического состояния скважин различными геофизическими методами;
– изоляцияпластовых вод в нефтяных скважинах;
– изоляцияпоглощающих горизонтов в необсаженном стволе скважин до крепления колонны;
– вликвидированных скважинах против интервалов продуктивных пластов устанавливатьцементные мосты, а устья скважин оборудовать цементной тумбой;
– применениетрубопроводов и оборудования в антикоррозийном исполнении;
– нагнетательныескважины, в которые закачиваются сточные воды, снабдить пакером, а межтрубноепространство заполнять антикоррозийной жидкостью.
Наибольшую экологическую опасность привозникновении аварийных ситуаций представляют неуправляемые поступленияпластовых флюидов по скважинам (открытые фонтаны и выбросы). Вторым позначимости фактором потенциальной экологической опасности является разливыжидких углеводородов из хранилищ и трубопроводов.
Мероприятия по предупреждению и ликвидацииразливов включают эффективные средства удержания разлитых жидкостей на местедля сведения до минимума последствий разливов и утечек.
В планах ликвидации аварий учитывают возможныйобъем и тип разливаемой жидкости, указывать типы технических средств для борьбыс разливами, потребность в рабочей силе, организационные мероприятия,обеспечивающие эффективную ликвидацию больших и малых разливов, а так жеперечень наиболее уязвимых и чувствительных участков вместе со средствами ихзащиты.
План так же предусматривает способы удаленияразлитой нефти, загрязненного грунта и мусора, а так же доставку на местоперсонала, привлеченного к ликвидации разлива. При применении химическихдиспергаторов для борьбы с разливами нефти необходимо иметь разрешениесанитарных и природоохранных органов на их использование.
В целях предупреждения загрязнения атмосферноговоздуха предусматривается ряд мероприятий по сокращению выбросов вредныхвеществ в атмосферу: полная герметизация системы сбора и транспорта продукциискважин; защита оборудования и трубопроводов от коррозии; оснащениепредохранительными клапанами всей аппаратуры, в которой может возникнутьдавление, превышающее расчетное, с учетом требований «Правил устройства ибезопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением»; утилизацияпопутного нефтяного газа.
Сокращению потерь и утилизации углеводородов приэксплуатации месторождений нефти и газа способствует применение закрытыхгерметизированных систем сбора, подготовки и транспорта нефти, газа и конденсата,улавливание и использование низконапорного нефтяного газа с установок товарнойподготовки нефти и концевых ступеней сепарации с помощью вакуумных икомпрессорных установок с последующей переработкой этого ценного сырья нагазоперерабатывающих заводах и др.
Внешняя и внутренняя коррозия при эксплуатациинефтяных и газовых месторождений является одной из главных причинпреждевременного выхода из строя наземного нефтегазопромыслового оборудования,подземных коммуникаций и трубопроводов. Защита этого оборудования от коррозии,обеспечение плановых сроков его службы, особенно в условиях его контакта свысоко агрессивными, коррозионно-активными средами, представляет собойчрезвычайно важную и сложную задачу. Для ее решения осуществляют широкийкомплекс мер технологического и специального плана.
К технологическим методам защиты оборудования итрубопроводов от коррозии относят различные мероприятия предупредительногохарактера, направленные на сохранение первоначально низких коррозионных свойствсред или создание таких условий эксплуатации, которые при одной и той жеагрессивности среды обеспечивали бы ее минимальное коррозионное воздействие наповерхность металла. Основными задачами таких методов являются: предотвращениепопадания в добываемую нефть, нефтяной газ и сточные воды кислорода;предотвращение смешивания сероводородсодержащих нефтей, вод и газов спродукцией, не содержащей его; снижение коррозионной агрессивности среды спомощью деаэраторов и других средств; создание противокоррозионных условий длянадежной эксплуатации действующего оборудования (изменение конструкции,снижение механических нагрузок и др.).
В связи с тем, что эти меры необходимопредусматривать для всех систем нефтедобычи, технологические методы защиты откоррозии должны носить комплексный характер и применяться одновременно на всехобъектах подготовки нефти и газа и утилизации сточных вод.
Разрабатываемые месторождения часто располагаютсяв самых различных ландшафтных условиях, что создает серьезные проблемы порекультивации земель. Известно, что при разведке, добыче, сборе, подготовке итранспорте нефти и газа занимается огромная территория, которая сдается подмногочисленные нефтепромысловые объекты: скважины, технологические емкости,резервуары, линии электропередачи, очистные сооружения, компрессоры,нефтесборные пункты, установки подготовки нефти и газа, КНС,нефтеперекачивающие станции и т.п.
Для рекультивации земель созданы специальныемеханизированные колонны с необходимой техникой и инвентарем, ведутся работы погерметизации систем сбора нефти. Большое внимание уделяется сокращение площадинарушенных земель, недопустимы загрязнение и порча используемых земельныхтерриторий.
Для предотвращения загрязнения почв припроектировании объектов обустройства нефтепромыслов НГДУ «Туймазанефть»предусматривается: полная герметизация систем сбора, сепарации и подготовкинефти и газа; автоматическое отключение скважин отсекателями при прорывевыкидной линии; установка стальных гидрофицированных задвижек нанефтегазосборных сетях; покрытие изоляцией усиленного типа магистральныхнефтепроводов со 100%-ным просвечиванием стыков на однониточных переходах черезискусственные и естественные преграды; использование бессточных системканализации промышленно-ливневых и фекальных стоков; сброс загрязненных нефтьюливневых стоков с групповых замерных установок в специальные канализационныеколодцы при капитальных ремонтах; полное использование пластовых и промысловыхсточных вод для закачки в продуктивные пласты и поддержания пластовогодавления; внутреннее противокоррозионное покрытие трубопроводов, перекачивающихпластовую воду.
Пластовая вода, являющаяся отходом при добыченефти, используется для поддержания пластового давления. Закачка в пласт можетрекомендоваться так же как средство избавления от отходов, требующих особоговнимания. Закачка в пласт требует особого внимания и мер предосторожности,соблюдения технологического регламента, надлежащим уходом и контролем заоборудованием, используемым для закачки.
Жидкости для обработки скважин фильтруются, аотработанные кислоты и жидкости для ремонта скважин – химически нейтрализованыперед сбросом в разрешенных или подходящих местах за пределами площадки.
Органические отходы, включая бумагу, дерево,пропитанную нефтью ветошь, бытовые отходы и прочие воспламеняющиеся материалыликвидируются на месте в установке для сжигания, рассчитанной на низкий уровеньвыбросов. Неорганические отходы, такие как куски металла и проволоки, тара ипластмасса по возможности утилизируются, либо отвозятся на свалки или захороняютсяв подходящих местах за пределами площадки.
Защита природной среды от опасных веществ иматериалов осуществляется следующими мероприятиями:
– работа с опасными веществами и материаламитолько лицами, прошедшими специальную подготовку и аттестацию;
– строгое соблюдение инструкцийпроизводителя и обеспечение контроля за применением химреагентов, их сбором иудалением после отработки, с учетом требований нормативных природоохранныхдокументов;
– специальными мерами работы, включающими:строгое соблюдение правил их перевозки; наличие на всех транспортных средствматериалов для ликвидации небольших разливов и утечек; хранение всех видовтоплив и химреагентов в безопасных местах – на обвалованных, не подверженныхзатоплению участках, а так же с четкой маркировкой; применение правильноподобранных методов ликвидации отходов поставщику; подготовку и обучениеперсонала работе с опасными веществами и материалами, а так же их сбору иудалению после обработки.
В условиях НГДУ «Туймазанефть» ввиду того, чтопрактически все месторождения вошли в позднюю стадию разработки, остро стоитвопрос охраны окружающей среды и недр. Это связано с тем, что нефтяные скважиныимеют длительный срок службы и их техническое состояние не всегдаудовлетворительное, также остро стоит вопрос по замене старых промысловыхтрубопроводных коммуникаций. В связи с этим в НГДУ ежегодно растут затраты наразработку мероприятий по предотвращению загрязнения окружающей среды. Растетчисло скважин, выводимых из эксплуатации и которые требуют своей ликвидации.Качеству изоляционных работ при их ликвидации уделяется повышенное внимание,что обеспечивает ликвидацию скважин в соответствии с требованиями охраны недр ипозволяет не снижать достигнутого в НГДУ уровня экологической безопасности.
В заключении раздела можно сделать ряд выводовможно о том, что все меры, предпринимаемые по охране недр и окружающей среды,позволяют обеспечить надежный уровень организации безопасности труда иприродоохранных мероприятий. В результате этого достигнут высокий уровень повсем трем направлениям: охране труда, охране окружающей среды и безопасностипри ЧС.
Программа бурения боковых стволов в скважинахНГДУ «Туймазанефть» не снижает достигнутый уровень производственнойбезопасности и экологичности.
Заключение
В данной работе был произведен анализ состоянияэксплуатации боковых стволов скважин Туймазинского месторождения. Количествоскважин и годовая добыча по БС возрастают. Определены количества скважин снизкими значениями дебитов нефти и жидкости, а также приведено распределениескважин с БС по накопленной добыче нефти. Анализ эксплуатации показывает низкуюэффективность большинства боковых стволов при сравнении их показателей работы спредельными технологическими и экономическими показателями, установленными специалистамиАНК «Башнефть» конкретно для условий Туймазинского месторождения. Однако потеринефти в результате низкой эффективности эксплуатации БС перекрываются добычейиз фонда БС с положительными показателями работы. В целом бурение боковыхстволов на Туймазинском месторождении можно считать успешным.
В работе представлены причины низкойэффективности эксплуатации и основные направления повышения результативностибурения боковых стволов. Повышение эффективности метода возможно в результатесовершенствования методов геолого-физического обоснования выбора промысловогообъекта для зарезки боковых стволов, прогнозирования технологическихпоказателей эксплуатации БС на основе математического и фильтрационногомоделирования и технико-экономического обоснования (ТЭО) применения метода наТуймазинском месторождении.
В данной работе на основе геолого-промысловойхарактеристики девонских продуктивных отложений, промысловой и геофизическойинформации о выработанности продуктивных пачек пластов и анализа техническогосостояния скважин предложен проект бурения бокового ствола в скважине №1554 напродуктивный объект DI с расчетом технологической и экономической эффективностимероприятия.
В работе также представлены техника и технологиябурения боковых стволов на Туймазинском месторождении, способы заканчиванияскважин, конструкции боковых стволов. Отдельно рассмотрен вопрос обособенностях эксплуатации БС глубиннонасосным оборудованием. Снижениюэффективности эксплуатации БС способствуют: потери диаметра ствола скважины призарезке и бурении бокового ствола и как следствие малые диаметры БС,несовершенство технологий первичного вскрытия пласта и заканчивания скважин,невозможность установки насосного оборудования в боковой ствол, что влечет засобой работу оборудования при повышенном газосодержании на приеме насоса,неоптимальные режимы работы оборудования и как следствие – потери в добыченефти.
В конце работы представлен анализ эффективностимероприятий по обеспечению безопасности и экологичности добычи нефти в НГДУ«Туймазанефть». Мероприятия по повышению нефтеотдачи пластов не снижаютдостигнутого уровня безопасности и экологичности.
Список использованныхисточников
1 Годовойотчет НГДУ «Туймазанефть», 2003. – 56 с.
2 Проектдоразработки Туймазинского месторождения, 1987. – 478 с.
3 Анализразмещения и бурения боковых стволов и составление моделей. Отчет онаучно-исследовательской работе. – Уфа: БашНИПИнефти, 2003 – 493 с.
4 Ленченкова Л.Е. Повышениенефтеотдачи неоднородных пластов. Учебное пособие/Л.Е. Ленченкова, М.М. Кабиров,М.Н. Персиянцев. – Уфа: УГНТУ, 1998. – 255 с.
5 Разработка залежей с трудноизвлекаемымизапасами нефти Башкортостана/И.И. Абызбаев, А.Ш. Сыртланов, П.Ф. Викторови др. – Уфа: Китап, 1994. – 180 с.
6 Гиматудинов Ш.К. Справочноеруководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений.Проектирование разработки. – М.: Недра, 1983 – 565 с.
7 РД 39–00147275–057–2000.Методическое руководство по проектированию, строительству и эксплуатациидополнительных (боковых) стволов скважин. – Уфа: БашНИПИнефти, 2000. – 47 с.
8 Зейгман Ю.В. Выбороборудования и режима работы скважин с установками штанговых иэлектроцентробежных насосов/Ю.В. Зейгман, О.А. Гумеров, И.В. Генералов.– Уфа: УГНТУ, 2000. – 122 с.
9 Гилязов Р.М. Бурениенефтяных скважин с боковыми стволами/Р.М. Гилязов. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр»,2002. – 255 с.
10 Гиматудинов Ш.К. Физиканефтяного и газового пласта. Учебник для вузов/Ш.К. Гиматудинов, А.И. Ширковский.– М.: Недра, 1982. – 311 с.
11 Токарев М.А. Оценкаи использование характеристик геологической неоднородности продуктивногопласта. Конспект лекций/М.А. Токарев – Уфа: УНИ, 1983. – 66 с.
10. Геологическоестроение и разработка Туймазинского месторождения/К.С. Баймухаметов, В.Р. Еникеев,А.Ш. Сыртланов и др. – Уфа: Китап, 1993. – 270 с.
11 Габдрахманов Н.Х. Обобщениегеолого-физических данных с целью выявления остаточных запасов нефти прибурении боковых стволов в НГДУ «Туймазанефть»/Н.Х. Габдрахманов – М.:ВНИИОЭНГ, РНТС, сер. Нефтепромысловое дело. – 2000, – №11 – с. 17–21
12 Исхаков И.А. Анализэксплуатации скважин с боковыми стволами на месторождениях АНК «Башнефть»/И.А. Исхаков– М.: ВНИИОЭНГ, РНТС, сер. Нефтепромысловое дело. – 2003, – №8 – с. 33–37
13 Оптимизация плотности сетки скважин/В.Ф. Усенко,Е.И. Шрейбер, Э.М. Халимов и др. – Уфа: Башкнигоиздат, 1976. – 160 с.
14 Баймухаметов К.С. Геологическоестроение и разработка нефтяных и газовых месторождений Башкортостана/К.С. Баймухаметов,П.Ф. Викторов. – Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 1997. – 424 с.
15 Газизов А.А. Увеличениенефтеотдачи неоднородных пластов на поздней стадии разработки/А.А. Газизов.– М.: Недра, 2002. – 342 с.
16 Пермяков И.Г. РазработкаТуймазинского нефтяного месторождения/И.Г. Пермяков. – М.: Гостоптехиздат,1959. – 212 с.
17 Каплан Л.С. Развитиетехники и технологии на Туймазинском нефтяном месторождении/Л.С. Каплан, А.В. Семенов,Н.Ф. Разгоняев. – Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 1998. – 416 с.
18 Строительство иэксплуатация нефтяных скважин с боковыми стволами/Р.М. Гилязов, Н.Х. Габдрахманов,Г.С. Рамазанов и др. – Уфа: РИО НБ РБ, 2001. – 254 с.
19 Штур В.Б. Защитанаселения и территорий от чрезвычайных ситуаций/В.Б. Штур, В.М. Козин.– Уфа: УГНТУ, 2000. – 49 с.
20 Куцын П.В. Охранатруда в нефтяной и газовой промышлености/П.В. Куцын. – М.: Недра, 1987. – 247 с.
21 Акбулатов Т.О. Расчетыпри бурении наклонно-направленных скважин/Т.О. Акбулатов, Л.М. Левинсон– Уфа: УГНТУ, 1994. – 68 с.
22 Гафаров Ш.А. Методическиеуказания к оформлению курсовых и дипломных проектов для студентов специальности0907 «Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений» / Ш.А. Гафаров,З.Р. Гафарова. – Уфа: УГНТУ, 1998. – 48 с.
23 Токарев М.А. Изучениегеологического строения залежей и подсчет запасов нефти и газа. Учебноепособие/М.А. Токарев – Уфа: УНИ, 1980. – 96 с.
24 Шарипов А.Х. Охранатруда в нефтяной промышленности. Учебник для учащихся проф.-техн. образования ирабочих на производстве/А.Х. Шарипов, Ю.П. Плыкин. – М.: Недра, 1991.– 159 с.