диплом Эффективность ТЦВП и ТЦВП-УЭ

Вид работы:

Дипломная (ВКР)
Предмет:

Другое
Язык:

Русский
,
Формат файла:
MS Word

231,70 kb
Опубликовано:

2012-03-28

Все дипломные работы по другим направлениям

Скачать дипломную работу Читать текст online Заказать дипломную
*Помощь в написании! Посмотреть все дипломные работы

Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.

диплом Эффективность ТЦВП и ТЦВП-УЭ

Министерство образования Российской Федерации

Удмуртский Государственный университет

Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых

месторождений

Допустить к защите
«__» 2004 г.
Зав. Кафедрой, профессор
_______ Кудинов В.И.

Мартынов Андрей Викторович

Эффективность ТЦВП и ТЦВП-УЭ ( термоциклического воздействия на пласт ) на Гремихинском месторождении.____

ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

Руководитель проекта Кудинов В.И.
Консультанты:

1. Общий раздел Кудинов В.И.

2. Технологический раздел Кудинов В.И.

3. Организационно-экономический раздел Сухоплюев В.А.

4. Охрана труда и безопасности Жуков В.К.

жизнедеятельности

5. Охрана недр и окружающей среды Саламатова Т.В.

Нормоконтролер: Шаймарданов В.Х.

Дипломный проект защищен с оценкой _________

Секретарь ГАК _________

РЕФЕРАТ

Проект содержит страницы, рисунков, таблицу, приложения.

Ключевые слова: нефть, залежь, воздействие, теплоциклическое.

Кратко охарактеризована геологическая характеристика Гремихинского нефтяного месторождения, описаны применяемые технологии повышения нефтеотдачи пластов тепловыми методами, освещены вопросы технического обеспечения. Произведен сравнительный анализ технологической эффектив-ности технологий по отдельно взятым элементам.

По новой методике оценены технологические и экономические пре-
имущества технологии теплоциклического воздействия на пласт (ТЦВП).
Даны выводы и предложения.

Освещены вопросы охраны труда и техники безопасности, охраны ок-ружающей среды и жизнедеятельности человека.

ВВЕДЕНИЕ

1.ОБЩИЙ РАЗДЕЛ

1.1.Геолого-промысловая характеристика месторождения

1.1.1.Общие сведения о месторождении.

1.1.2. Характеристика геологического строения залежи, коллекторов.

1.1.3. Состав и свойства пластовых жидкостей и газа

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1. История разбуривания, разработки и внедрения различных

технологий на месторождении

2.2. Характеристика применяемых тепловых методов воздействия на пласт

2.2.1. Технология ВГВ

2.2.2. Технология ИДТВ и ИДТВ(П

2.2.3. Технология ТЦВП

2.3. Эффективность применения технологий те-плового воздействия на пласт

2.4. Расчет технологической эффективности ТЦВП-УЭ по сравнению с другими методами

2.5. Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации

2.6. Динамика отборов нефти и жидкости и нагнетание агента в пласт

2.7. Анализ выработки запасов

2.8. Сопоставление фактических и проектных показателей

2.9.Методы контроля в процессе теплового воздействия

на нефтяные пласты

2.10. Мероприятий по регулированию разработки по пласту А4 Гремихин-ского месторождения

3. ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

3.1. Экономическая эффективность применяемых методов

3.2. Методика расчета экономической эффективности

3.3 Анализ калькуляции себестоимости добычи нефти за 2002 год

4. ОХРАНА ТРУДА И БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ

4.1. Общие требования

4.2. Требования к производственным площадкам и помещениям

4.3. Требования к оборудованию и механизмам

4.4. Требования безопасности при выполнении технологических операций и других работ на площадках парогенераторных ус-тановок (УПГ) при их эксплуатации

4.5. Требования безопасности при испытании паропровода

4.6. Требования безопасности при эксплуатации и ремонте па-ропроводов и пунктов распределения пара (ПРП)

4.7. Требования безопасности при выполнении технологических опе-раций и других работ на кустах

4.8. Требования безопасности, предъявляемые к обвязке устьев паронагнетательных скважин (ПНС)

4.9. Требования безопасности при исследова-нии паронагнетательных скважин

4.10. Охрана труда.

5. ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

5.1. Экологическая оценка месторождений

5.2. Источники загрязнения

5.3. Мероприятия по снижению отрицательного воздействия

на окружающую среду

Заключение

Список использованных источников

ПРИЛОЖЕНИЕ
ВВЕДЕНИЕ

Трудноизвлекаемые запасы нефти Удмуртской Республики составляют более 61%. Запасы высоковязких нефтей составляют 18%. Существующие способы и методы разработки таких месторождений %. позволяют достигать конечный коэффициент нефтеизвлечения не выше 0,25 -0.29.

Однако они требуют больших материальных затрат, в результате чего значительно повышается себестоимость добываемой нефти, что является сдерживающим фактором их широкого внедрения. Поэтому совершенствование
существующих и создание более эффективных тепловых методов является важной задачей в нефтедобыче. При рассмотрении новых методов разработки месторождений высоковязких нефтей главными критериями их применимости являются: нефтеизвлечение с хорошими технико-экономическими показателями, т.е. с меньшими материальными затратами по сравнению с применяемыми методами.

Темой моего диплома является анализ разработки. Анализ разработки осуществляется по разрабатываемым месторождениям в целях углубленной проработки отдельных принципиальных вопросах, направленных на совершенствование систем разработки, повышение их эффективности и увеличения коэффициентов извлечения нефти с учетом экономической эффективности.

В 1979 году ВНИПИтермнефть НПО Союзтермнефть была составлена технологическая схема разработки залежи нефти башкирского яруса Гремихинского месторождения с проведением опытно-промышленного нагнетания пара в пласт. Геологическая основа к этой технологической схеме подготовлена ТатНИПИнефть с использованием материалов разведочного бурения по 8 скважинам и подсчета запасов нефти и газа (ГКЗ СССР, протокол №5389 от 1 октября 1967г.).

Было показано, что залежь нефти башкирского яруса отвечает регламентным критериям применения метода нагнетания теплоносителя в пласт по всем своим геолого-физическим параметрам за исключением глубины залегания объекта воздействия (1250м против рекомендаций 700-1000м.).

19 декабря 1973г. бюро Центральной комиссии по разработке нефтяных месторождений СССР рассмотрело технологическую схему и приняло решение (протокол №843 от 19.02.1978г.) по разбуриванию залежи с размещением скважин по равномерной треугольной сетке с расстояниями между скважинами 173м., по вводу залежи в разработку на естественном режиме и по проведению опытно-промышленного нагнетания пара в пласт.

Гремихинское месторождение введено в промышленную разработку в июле 1981 года (до этого периода – находилось в консервации).

Нагнетание теплоносителя в пласт начато с 18 октября 1983 года на первоочередном опытно-промышленном участке (скв.839).

Существующая технологическая схема является логическим продолжением по проведению и использованию новых результатов научно-исследовательских работ, по характеристике геологического строения залежи, опыта разработки с нагнетанием теплоносителя в пласт, а также эксплуатации специальных технических средств и оборудования.

1.ОБЩИЙ РАЗДЕЛ

1.1.Геолого-промысловая характеристика месторождения 1.1.1.Общие сведения о месторождении.

Гремихинское месторождение открыто в 1964 году в процессе бурения параметрической скважины, подтвердившей нефтеносность
каменноугольных отложений. Поисковое и разведочное бурение было
начато в 1965 году и завершено в октябре 1967 года. В результате
проведенных работ установлена промышленная нефтеносность среднего и
нижнего отделов каменноугольных отложений [1].

Существенной особенностью Гремихинского месторождения является высокая вязкость нефти в пластовых условиях и концентрация основных запасов нефти (около 90%) в массивной залежи башкирского яруса, сложенного трещиновато-пористыми карбонатами.

В административном отношении Гремихинское нефтяное месторождение находится на территории Завьяловского и частично Воткинского районов Удмуртии в 25 км к востоку от Ижевска и к юго-западу от Воткинска.

Территория площади относится к бассейну рек Кама и Позимь. Крупные реки в пределах площади отсутствуют, однако здесь берут начало мелкие реки Гольянка и Докша, являющиеся притоками реки Кама.

Климат района континентальный с продолжительной зимой (6 месяцев). Среднегодовая температура +2°С. Годовое количество осадков около 500 мм. Население - русские, удмурты.

Начальные балансовые запасы нефти, утвержденные ГКЗ СССР, составляют 73,564 млн. т. /2/.

Начальные извлекаемые запасы нефти - 25,011 млн. т.

1.1.2. Характеристика геологического строения залежи, коллекторов.

Эксплуатационными объектами месторождения являются: базовый объект - залежь пласта А-4 башкирского яруса, возвратный объект - залежь нефти верейского горизонта того же стратеграфического комплекса и самостоятельный объект разработки - залежь нефти (яснополянского горизонта).

Промышленная нефтеносность на Гремихинском месторождении связана с отложениями среднего (башкирский ярус и верейский горизонт), нижнего (яснополянский надгоризонт) карбона

Продуктивные пласты верейского горизонта залегают на глубинах 995-1176 м. Промышленная нефтеносность установлена в пласте В-2.

Нефтенасыщенные пласты сложены известняками оолитовыми, ракушечниками пористо-трещиноватыми, слабосцементированными. Разделены пласты слоистыми аргелитами. Эффективная толщина пласта В-2 колеблется от 2,8 до 4,4 м.

Залежь нефти тульского и Бобриковского горизонтов залегает на глубине 1200 - 1400 м. Залежь имеет изменчивый литологический состав. Нефтенасыщенные пласты разделены непроницаемыми прослоями.

Породы тульского и Бобриковского горизонтов - терригенные и сложены песчаниками, алевролитами и аргелитами. Песчаники мелкозернистые, глинистые, известковистые. Алевролиты - глинистые, с включением линз песчаника и обуглившихся растений.

Залежь нефти башкирского яруса залегает на глубине 1075 - 1237 м. Литологически породы пласта А-4 образованы неравномерным переслаиванием (с содержанием СаСОз до 99,6%) светло-серых органогенно-обломочных, трещиноватых и пористых известняков. Цементитом служит кальцит, составляющий 5-7% от общего объема. В разрезе залежи

выделяются от 14 до 17 пластов-коллекторов, отличающихся высокой неоднородностью по проницаемости (по данным керна - от 1,008 до 1,226 мкм². Толщина пластов – каллекторов меняется в пределах 0,5-7,7 м, пластов перемычек (неколлекторов) – 1,0-3,6 м. (рис. 1)

В геологическом отношении залежи нефти пласта А4 башкирского яруса характеризуется следующими особенностями: тип залежи пластово-массивный, сводовый с подошвенной водой. Приурочена она к брахиантиклинальной складке северо-западной ориентации с размерами по внешнему контуру нефтеносности 8,2 х 4,0 км. Свод складки - плоский со слабовыраженным рельефом. Этаж нефтеносности при наиболее приподнятом положении кровли нефтенасыщенных пластов равен 76 м. Углы падения пластов на крыльях складки составляют 2-4, а на своде они близки к 0.

Залеж подпирается подошвенными водами водонапорного бассейна. Средняя абсолютная отметка водонефтяного контакта принята равной – 1000 метров.

С учетом коллеторской характеристики продуктивных пластов и свойств насыщающих их нефтей разрез залежи делится на три продуктивные пачки:

- верхняя пачка разреза объекта А-4 представлена продуктивными пластами с малыми толщинами, высоко расчлененными и со сравнительно низкой проницаемостью (55% от их общей нефтенасыщенной толщины -

менее 0,100 мкм и остальные - около 0,200 мкм ); начальные балансовые запасы нефти пачки составляют 30,9% от общих и текущая их выработка не превышает 8%

- средняя пачка - более представительная и по объемной и по качественной характеристике (проницаемость коллекторов меняется в пределах 0,520-1,220 мкм², начальные балансовые запасы пачки нефти составляют 42,8 % от общих и текущая их выработка превышает 40%.

- нижняя пачка представлена продуктивными пластами с очень низкой проницаемостью (менее 0,030 мкм²), начальные балансовые запасы нефти пачки составляют 26,3% от общих при весьма низкой текущей их выработке, не превышающей 1,5%.

1.1.3. Состав и свойства пластовых жидкостей и газа

Нефть Гремихинского месторождения является тяжелой. Плотность нефти в поверхностных условиях изменяется от 912 кг/м³ до 924 кг/м³, в среднем составляет 917 кг/м . Содержание селикагелевых смол меняется от 9,48 до 26,7% масс, асфальтенов - 1,33 - 8,8% масс. Содержание парафина изменяется от следов до 6,7% по весу. Содержание серы составляет до 3% по весу, то есть нефть высокосернистая. Нефть характеризуется низкими температурами застывания. Начало кипения нефти колеблется от 63 до 104°С. Общий выход светлых нефтепродуктов до 350°С находится в интервале 55 - 70 %. Основные параметры и состав нефти даны в таблице - 1,2

Растворенный в нефти газ в основном состоит из азота (до 81 %), общее содержание углеводородов равно 14% по объему. Содержание сероводорода - 0,27% по объему, а содержание гелия достигает 0,115%, содержание СОз -1,31%, а Н2 - 0,026%. Относительная плотность растворенного газа лежит в интервале 1,063 - 1,483 кг/м³.

По химическому составу пластовая вода относится к хлоркальциевому типу с высокой минерализацией и метаморфизацией и плотностью 1150 - 1170 кг/мЗ. В водах яснополянского надгоризонта присутствует йод (4,2-14,8 мг/л) и бром (333-599 мг/л). Основные параметры базового объекта пласта А-4 представлены в таблице J.

Таблица 1

Параметры и состав нефти

Наименование	Един. изм.	Значение
Наименование	Един. изм.	В-2	Тл-Бб	А-4
1	2	3	4	5
Давление насыщения нефти газом	М7а	-	7,3	4,4
Газосодержание	МЗ/т	-	7,3	5,3
Объемный коэффициент		-	1,02	1,013
Плотность пластовой нефти	кг/м³	-	904	909,2
Плотность дегазированной нефти	кг/м³	910,6	907,6	925,7
Вязкость нефти (20°С)	мПа*с	103,7	108,1	173,2
Температура застывания нефти	°С	-	-5	-21
Температура насыщения нефти
парафином	°С	-	+50	+5,3
Серы по весу	%	3,2	2,5	3,4
Смол силикагелевых	%	22	26,6	20,9
Асфальтенов	%	2,37	4,2	6,68
Парафинов	%	3,4	2,6	2,3

Таблица 2

Параметры пластовой нефти залежи башкирских отложений (пласт А4)

Наименование параметров пластовой нефти	Един. изм.	Пачки	Разреза
Наименование параметров пластовой нефти	Един. изм.	ВП	СП-НП
1	2	3	4
Гозосодержание	м³/т	3,4	6,2
Давление насыщения нефти газом	м/Па	2,46	5,0
Вязкость нефти (20°С)	мПа*с	182,0	90,2
Объемный коэффициент	Доли	1,012	1,025
Плотность пластовой нефти	кг/м³	912,0	902,0
Плотность дегазированной нефти	кг/м³	928,0	918,0
Коэффициент сжимаемости	10 ^–4мПа ^-1	6,5	6,5
Коэффициент термического
расширения	10 ^-4 град ^-1	7,5	7,7

Таблица 3

Геолого-физическая характеристика залежи нефти пласта А4 башкирского яруса Гремихинского месторождения.

Параметры	Ед. измерения	Характеристика
1	2	3
Тип залежи	---	Массивная с подошвенной водой
Тип коллектора	---	Карбонатный порово-трещинный
Средняя глубина залегания	м	1147,5
Отметка ВНК	м
Размеры залежи (длина, ширина)	км	8x4
Площадь нефтеносности	м²	23794700
Средняя общая толщина	м	46
Нефтенасыщенная толщина	м	24,4
Коэффициент эффективной пористости	Доли ед.	0,19
Поровый объем продуктивного горизонта	м³	110201967,6
Средняя проницаемость коллекторов по керну	мкм²	0,105
Начальная нефтенасыщенность	Дед.	0,839
2	3	4
Плотность нефти
-в поверхностных условиях		917,0
- в пластовых условиях	-	897,0
Вязкость пластовой нефти	мПа*с	125
Газосодержание в нефти	М³/т	6,5
Содержание в нефти по весу
-серы	%	3,18
-парафина	%	3,11
-асфальтенов	%	5,83
-смол	%	16,8
Пластовая температура	°С	28
Давление насыщения	МПа	5,04
Объемный коэффициент	Дед.	1,025
Коэффициент сжимаемости нефти	Па ^-1	6,3*10^-10
Начальное пластовое давление,приведенное к отметке ВНК	МПа	12,5
Начальные запасы нефти
-балансовые		73563800
-извлекаемые	(К_н= 0,34)	25011700
Коэффициент теплопроводности	Вт/м°С
-Пород горизонта	-	2,40
-Окружающих пород	-	3,00
-Нефти	-	0,108
-воды	-	0,560
Плотность:	Кг/м³
-коллекторов	-	2400
-окружающих пород	-	2690
Показатели неоднородности горизонта	Дед.
Коэффициент песчанистости	-	0,541
Коэффициент расчлененности	-	8,75

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1. История разбуривания, разработки и внедрения различных

технологий на месторождении

ИДТВ на ИДТВ(П). С 1989 по 1994 годы в СГП (О) «Удмуртнефть» проводились научные исследования по созданию технологии теплоциклического воздействия на пласт (ТЦВП) через фонд добывающих скважин.

В 1993 году институтом «РосНИПИтермнефть» предложено обоснование режимов испытания ТЦВП и рассчитаны параметры типового режима для конкретного опытно-промышленного участка, представляющего схему 7-точечного обращенного элемента и с декабря 1993 года начато промышленное внедрение данной технологии.

С 1994 по 2004 год - дальнейшее развитие технологии ТЦВП на укрупненных элементах и продолжение использования технологии ИДТВ(П),ВГВ.

2.2. Характеристика применяемых тепловых методов воздействия на пласт

2.2.1. Технология ВГВ

Суть этих технологий заключается в том, что при любых системах размещения скважин (площадных или рядных) на первом этапе в окрестностях нагнетательных скважин путем непрерывной закачки теплоносителя, создаются обширные прогретые зоны пласта (этот процесс называется созданием оторочки теплоносителя в пласте), затем, на втором этапе в те же нагнетательные скважины закачивают обычную холодную воду с целью проталкивания оторочки теплоносителя к добывающим скважинам. Этим достигается экономия энергозатрат, поскольку было установлено, что существуют рациональные объемы закачки в пласт теплоносителя, превышение которых не приводит к экономически оправданному эффекту. Объем теплоносителя, необходимого для создания тепловой оторочки, зависит от конкретных геолого-физических условий пласта, плотности сетки скважин и изменяется в широких пределах от 0,4 до 1,2 перового объема пласта в зоне вытеснения при закачке пара и от 0,6 до 1,8 перового объема - при закачке горячей воды.

Промышленное применение технологий нагнетания теплоносителя на залежь нефти пласта А4 башкирского яруса начато с 1983 года. С 1983 года до 1985 года были проведены предварительные испытания технологии ВГВ и принято решение о начале промышленного внедрения с 1986 года. Опытные работы по нагнетанию теплоносителя проводились на первоочередном участке залежи, включающем семь элементов теплового воздействия (нагнетательные скважины №№ 839,840,845,850,851,857,863). Режим нагнетания - температура теплоносителя на устье 260°С, темп нагнетания агента - 160т/сут при давлении 50-70 атм.

С начала внедрения ВГВ закачано всего 6329,2 тыс. т. горячей воды, дополнительно добыто 1061,1тыс. т. нефти. За 2004 год за счет ВГВ дополнительно добыто 129,7 тыс. т. нефти.

Результаты внедрения ВГВ приводятся в таблице 4.

2.2.2. Технология ИДТВ и ИДТВ(П)

По причинам отсутствия надежного теплоизолированного внутрискважинного оборудования и большой глубины залегания пласта эффективность процесса ВГВ далеко отстает от проектных показателей.

Основные недостатки метода:

1) сильное отставание текущих значений коэффициента нефтеизвлечения от проектных;

2) большие удельные расходы теплоносителя на 1 т дополнительно добываемой нефти (6 т/т);

3) большие потери тепловой энергии на пути от устья скважины до забоя (при температуре на устье 260°С на забой поступает теплоноситель с температурой всего 170-180 °С);

4) большие потери тепла в самом пласте в окружающие породы;

5) отсутствие критерия, по которому можно было бы определить, какой суммарный объем теплоносителя необходим для наиболее рациональной разработки объекта.

Попытка устранить указанные недостатки была сделана в новой технологии ИДТВ.

В порово-трещинных коллекторах, содержащих высоковязкую нефть, проблема увеличения нефтеотдачи связана с извлечением нефти главным образом из низкопроницаемых пористых блоков (матриц). Поскольку фильтрация жидкостей в подобных пластах происходит в основном по системе трещин, необходимо при разработке месторождения создать условия, обеспечивающие интенсивный массовый обмен между трещинами и

Технологические показатели применения тепловых методов воздействия
на залежи нефти пласта А₄ башкирского яруса Гремихинского месторождения
за всю историю ее эксплуатации
П о к а з а т е л и	Г о д ы р а з р а б о т к и
П о к а з а т е л и	1983	1984	1985	1986	1987	1988	1989	1990	1991	1992
Количество ПНС, шт	2	4	7	7	7	31	36	42	43	52
в т.ч. ВГВ	2	4	7	6	1	11	5	5	5	4
ИДТВ	-	-	-	1	6	17	23	29	30	40
ИДТВ(П)	-	-	-	-	-	3	3	3	3	3
ТЦВП	-	-	-	-	-	-	5	5	5	5
"УЭ"	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Количество закачанного
агента, тыс.т.	11,9	111,9	236,7	261,9	304,5	825,4	1279,7	1267,5	1469,4	1262,9
в т.ч. ВГВ	11,9	111,9	236,7	225,5	139,4	308,2	247,0	246,3	144,7	88,7
ИДТВ	-	-	-	36,4	168,1	446,1	928,0	839,3	1197	1026,9
ИДТВ(П)	-	-	-	-	-	-	72,7	125,1	85,3	83,2
ТЦВП	-	-	-	-	-	71,1	31,8	56,9	42,5	63,7
"УЭ"	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Теплоносителя, тыс.т.	11,9	111,9	236,7	253,8	255,4	697,1	780,2	914,4	891,7	888
в т.ч. ВГВ	11,9	111,9	236,7	225,5	139,4	308,2	247	246,3	144,7	88,7
ИДТВ	-	-	-	28,3	116,1	317,8	444,3	509,0	649,9	675,3
ИДТВ(П)	-	-	-	-	-	-	57,1	102,2	54,7	60,4
ТЦВП	-	-	-	-	-	71,1	31,8	56,9	42,5	63,7
"УЭ"	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Холодной воды, тыс.т.	-	-	-	8,1	49,0	128,3	499,7	353,1	577,7	374,3
в т.ч. ИДТВ				8,1	49,0	128,3	484,1	330,3	547,1	351,5
ИДТВ(П)	-	-	-	-	-	-	15,6	22,9	30,6	22,8
ТЦВП	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
"УЭ"	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Накопленная закачка
агента, млн.т.	0,012	0,124	0,361	0,622	0,927	1,752	3,032	4,300	5,769	7,032
в т.ч. теплоносителя	0,012	0,124	0,361	0,614	0,870	1,567	2,347	3,261	4,153	5,041
и по ВГВ	0,012	0,124	0,361	0,586	0,725	1,034	1,281	1,527	1,672	1,760
ИДТВ	-	-	-	0,028	0,144	0,462	0,907	1,416	2,065	2,741
ИДТВ(П)	-	-	-	-	-	-	0,057	0,159	0,214	0,274
ТЦВП	-	-	-	-	-	0,071	0,103	0,160	0,266
"УЭ"	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
в т.ч. холодной воды	-	-	-	0,008	0,057	0,185	0,685	1,038	1,616	1,990
Количество реагирующих
скважин, шт.	0	22	26	54	75	151	181	218	256	261
Добыча нефти
за счет ТМ, тыс.т.	0	6,2	25,8	45,8	92,0	176,6	228,2	249,0	290,3	311,8
в т.ч. ВГВ	0	6,2	25,8	40,1	62,7	60,3	30,4	18,6	24,7	18,5
ИДТВ	-	-	-	5,7	29,3	116,3	171,1	177,3	225,5	237,9
ИДТВ(П)	-	-	-	-	-	-	21,1	30,7	15,9	24,8
ТЦВП	-	-	-	-	-	-	5,6	22,4	24,2	30,6
"УЭ"	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Накопленная добыча
нефти за счет ТМ, тыс.т.	0	6,2	32,0	77,8	169,8	346,4	574,6	823,6	1113,9	1425,7
в т.ч. ВГВ	0	6,2	32,0	72,1	134,8	195,1	225,5	244,1	268,8	287,3
ИДТВ	-	-	-	5,7	35,0	151,3	322,4	499,7	725,2	963,1
ИДТВ(П)	-	-	-	-	-	-	21,1	51,8	67,7	92,5
ТЦВП	-	-	-	-	-	-	5,6	28,0	52,2	82,8
"УЭ"	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Относительная добыча
нефти от ТМ к общей, тыс.т.	0	1,5	4,1	6,8	12,2	20,4	25,1	24,7	28,3	30,6
Расход агента на 1т доп.
добычи нефти от ТМ, т/т	0	18,0	9,2	5,7	3,3	4,7	5,6	5,1	5,1	4,1
в т.ч. ВГВ	0	18,0	9,2	5,6	2,2	5,1	8,1	13,2	5,9	4,8
ИДТВ	-	-	-	6,4	5,7	3,8	5,4	4,7	5,3	4,3
ИДТВ(П)	-	-	-	-	-	-	3,4	4,1	5,4	3,4
ТЦВП	-	-	-	-	- -	-	5,7	2,5	1,8	2,1
"УЭ"	-	-	-	-	- -	-	-	-	-	-
Расход теплоносителя
на 1т добычи от ТМ, т/т	0	18,0	9,2	5,5	2,8	3,9	3,4	3,7	3,1	2,8
в т.ч. ВГВ	0	18,0	9,2	5,6	2,2	5,1	8,1	13,2	5,9	4,8
ИДТВ	-	-	-	5,0	4,0	2,7	2,6	2,9	2,9	2,8
ИДТВ(П) ТЦВП	-	-	-	-	-	-	2,7	3,3	3,4	2,4
ИДТВ(П) ТЦВП	-	-	-	-	-	-	5,7	2,5	1,8	2,1
"УЭ"	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-

Технологические показатели применения тепловых методов воздействияна залежи нефти пласта А4 башкирского ярусаГремихинского месторожденияза всю историю ее эксплуатации
П о к а з а т е л и	Г о д ы р а з р а б о т к и
П о к а з а т е л и	1993	1994	1998	1999	2000	2001	2002	2003	2004
Количество ПНС, шт	64	76	89	99	109	112/78	125/106	137/95	145/103
в т.ч. ВГВ	4	3	23	32	33	27/26	14/12	21/20	41/39
ИДТВ	42	0	0	0	0	0	0	0
ИДТВ(П)	13	51	51	41	35	33/31	22/12	19/18	30/24
ТЦВП	5	1	2	1	0	0	0	0	0
"УЭ"	-	6	13	25	41	52/21	89/82	97/57/35	74/40/26
Количество закачанного
агента, тыс.т.	1567,3	1946,5	2545,7	2143,1	2464,3	1638,3	2123,0	1750,0	1736,7
в т.ч. ВГВ	78,5	103,1	726,4	765,5	893,9	424,3	468,6	548,3	560,4
ИДТВ	1152,2	455,8	0	0	0	0	0	0	0
ИДТВ(П)	289,1	1259,8	1692,2	1163	1174,8	730,5	976,6	665,0	595,3
ТЦВП	47,5	8,1	31	17,4	0	0	0	0	0
"УЭ"	-	119,7	95,9	197,2	395,6	483,5	677,8	536,7	581
Теплоносителя, тыс.т.	1210,2	1442,5	1845,0	1499,8	1659,9	1135,6	1251,6	1300	1177,2
в т.ч. ВГВ	78,5	103,1	726,5	765,5	893,9	424,3	468,6	548,3	560,4
ИДТВ	837,6	436,3	0	0	0	0	0	0	0
ИДТВ(П)	246,6	775,3	991,6	591,2	548,2	381,8	312,4	276,7	126,5
ТЦВП	47,5	8,1	31	17,4	0	0	0	0	0
"УЭ"	-	119,7	95,9	125,7	217,8	329,5	470,6	475,0	490,3
Холодной воды, тыс.т.	357,1	504,0	700,7	643,3	804,4	502,7	871,4	450,0	559,5
в т.ч. ИДТВ	314,6	19,5	0	0	0	0	0	0	0
ИДТВ(П)	42,5	484,5	700,7	571,8	626,6	348,7	664,2	388,3	468,8
ТЦВП	-	-	-	-	-	-	-	-	-
"УЭ"	-	-	-	71,5	177,8	154,0	207,2	61,7	90,7
Накопленная закачка
агента, млн.т.	8,599	10,546	13,091	15,234	17,699	19,337	21,460	23,210	24,947
в т.ч. теплоносителя	6,251	7,694	9,539	11,038	12,698	13,834	15,085	16,385	17,563
и по ВГВ	1,840	1,943	2,670	3,435	4,329	4,753	5,222	5,770	6,331
ИДТВ	3,578	4,014	4,014	4,014	4,014	4,014	4,014	4,014	4,014
ИДТВ(П)	0,521	1,296	2,288	2,879	3,427	3,809	4,122	4,398	4,525
ТЦВП	0,312	0,320	0,351	0,369	0,369	0,369	0,369	0,369	0,369
"УЭ"		0,120	0,216	0,341	0,559	0,889	1,359	1,834	2,325
в т.ч. холодной воды	2,347	2,851	3,552	4,195	4,999	5,502	6,374	6,824	7,383
Количество реагирующих
скважин, шт.	304	343	358	351	418	402	444	478	517
Добыча нефти
за счет ТМ, тыс.т.	343,6	374,6	396,0	412,5	480,0	517,8	530,2	530,0	514,6
в т.ч. ВГВ	16,8	19,8	109,6	115,5	130,1	84,9	91,9	75,7	129,7
ИДТВ	232,6	87,7	0	0	0	0	0	0	0
ИДТВ(П)	78,0	220,9	246,2	232,1	237,8	190,9	149,2	159,8	178,8
ТЦВП	16,2	14,3	9,3	4,2	0	0	0	0	0	-	31,8	30,8	60,7	112,1	242,0	289,1	294,5	206,1
Накопленная добыча
нефти за счет ТМ, тыс.т.	1769,3	2143,9	2539,9	2952,4	3432,4	3950,2	4480,4	5010,4	5525,0
в т.ч. ВГВ	304,6	324,4	434,0	549,5	679,6	764,5	856,4	932,1	1061,8
ИДТВ	1195,7	1283,4	1283,4	1283,4	1283,4	1283,4	1283,4	1283,4	1283,4
ИДТВ(П)	170,5	391,4	637,6	869,7	1107,5	1298,4	1447,6	1607,4	1786,2
ТЦВП	98,6	112,9	122,2	126,4	126,4	126,4	126,4	126,4	126,4
"УЭ"		31,8	62,6	123,3	235,4	477,4	766,5	1061,0	1267,1
Относительная добыча
нефти от ТМ к общей, тыс.т.	35,5	41,6	47,8	53	66,1	76,9	84,1	86,3	90,4
Расход агента на 1т доп.
добычи нефти от ТМ, т/т	4,6	5,2	6,4	5,2	5,1	3,2	4,0	3,3	3,4
в т.ч. ВГВ	4,7	5,2	6,6	6,6	6,9	5,0	5,1	7,2	4,3
ИДТВ	5,0	5,2	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
ИДТВ(П)	3,7	5,7	6,9	5,0	4,9	3,8	6,5	4,2	3,3
ТЦВП	2,9	0,6	3,3	4,1	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
"УЭ"	-	3,8	3,1	3,2	3,5	2,0	2,3	1,8	2,8
Расход теплоносителя
на 1т добычи от ТМ, т/т	3,5	3,9	4,7	3,6	3,5	2,2	2,4	2,5	2,3
в т.ч. ВГВ	4,7	5,2	6,6	6,6	6,9	5,0	5,1	7,2	4,3
ИДТВ	3,6	5,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
ИДТВ(П)	3,2	3,5	4,0	2,5	2,3	2,0	2,1	1,7	0,7
ТЦВП	2,9	0,6	3,3	4,1	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
"УЭ"	-	3,8	3,1	2,1	1,9	1,4	1,6	1,6	2,4

аблица 4

низкопроницаемыми пористыми матрицами (блоками). На эффективность вытеснения в системе трещин основное влияние оказывает фактор улучшения отношения вязкостей вытесняемой и вытесняющей фаз, в то время как эффективность вытеснения нефти из низкопроницаемых матриц преимущественно определяется факторами теплового расширения и проявления молекулярно-поверхностных эффектов. Следовательно, нефтеотдачу порово-трещинного пласта можно увеличить, создав благоприятные условия для усиления проявления указанных последних двух факторов в процессах массового обмена между трещинами и блоками.

На основе лабораторных и теоретических исследований было обнаружено, что такие условия создаются в пласте при организации термоциклических процессов путем чередующейся закачки в пласт порций теплоносителя и не нагретой воды. При этом температура в пласте распределяется волнообразно (рис. 6).

При многократном воздействии на матрицу циклами «нагрев-охлаждение» механизм нефтеотдачи сводится к следующему.

В период нагрева матрицы эффекты термического расширения жидкостей и породы пласта совместно с капиллярными эффектами способствуют вытеснению нефти и воды из матрицы в систему трещин. В период охлаждения свободный поровый объем матрицы, образующийся вследствие уплотнения жидкостей и увеличения пористости, заполняется водой (в силу ее большей смачиваемости) из системы трещин.

Таким образом, к концу полного цикла «нагрев-охлаждение» устанавливается некоторое новое состояние насыщения матрицы флюидами. В период нагрева матрицы во втором цикле эффекты расширения жидкостей и уменьшения пористости вновь способствуют вытеснению нефти и воды из матрицы в объемах, пропорциональных коэффициентам подвижности флюидов. В период охлаждения вода из трещин впитывается в матрицу. И так от цикла к циклу происходит постепенное нарастание нефтеотдачи матрицы.

Результаты эксперимента приведены в таблице 5, из которой следует,
что для нефти Гремихинского месторождения с исходной вязкостью 150
мПа-с и пластовой температурой 28°С одноразовый цикл «нагрево-хлаждение» (нагрев до 200 °С и охлаждение до 28 °С), присущий
известным технологиям ВГВ и ПТВ, обеспечивает нефтеотдачу матрицы,
равную 23 % /4/. При десятикратном повторе циклов смены температур, то
есть при термоциклическом воздействии на матрицу, указанная величина
нефтеотдачи может быть почти удвоена. Сущность описанного механизма и
была положена в основу ИД ТВ.

Таблица 5

Зависимость нефтеотдачи блока (матрицы) от температуры нагрева Т и количества циклов термовоздействия (m н =150 мПа-с, То=28 °С)

т,°с	Нефтеотдача по циклам
т,°с	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
50	0,04	0,08	0,12	0,15	0,18	0,21	0,23	0,25	0,26	0,27
100	0,10	0,21	0,28	0,31	0,34	0,36	0,37	0,38	0,39	0,40
150	0,17	0,31	0,36	0,38	0,40	0,41	0,42	0,43	0,44	0,44
200	0,23	0,38	0,40	0,41	0,42	0,43	0,43	0,45	0,45	0,46
250	0,29	0,39	0,41	0,42	0,43	0,44	0,44	0,45	0,45	0,46
300	0,35	0,39	0,41	0,42	0,43	0,44	0,45	0,45	0,46	0,47

Итак, сущность технологии ИДТВ заключается в циклическом попеременном вводе в пласт теплоносителя и не нагретой воды (с формиро-ванием волнового теплового фронта) в строго расчетных пропорциях.

Эта технология существенно повышает эффективность теплового воздействия на пласт в сравнении с ПТВ и ВГВ.

Многократное повторение циклов «нагрев-охлаждение» пласта приводит к значительному приросту нефтеотдачи блоков, а следовательно, и пласта в целом.

2.2.3. Технология ТЦВП

В основе существующих способов ПТВ лежит ввод тепла в пласт путем нагнетания теплоносителя через нагнетательные скважины и отбор продукции из окружающих добывающих скважин. В этом случае создается однонаправленное вытеснение нефти в системе «нагнетательная -добывающие скважины». В зависимости от схемы размещения скважин и характера неоднородности объекта воздействия формируются области (а часто только каналы) токов активной фильтрации и области, не охваченные вытеснением - застойные зоны или, как принято их называть, «целики». Опыт показывает, что запасы нефти таких целиков могут быть весьма велики и соизмеримы с запасами областей, охваченных вытеснением. Ввод теплоносителя в пласт циклически (с «паузами») позволяет увеличить нефтеизвлечение. Однако в силу малых скоростей перемещения «теплового фронта» фонд добывающих скважин «обречен» работать в течение длительного времени в неблагоприятных «холодных» условиях. Кроме того, теплоноситель как агент воздействия имеет высокую динамичность потерь тепла в окружающие непродуктивные пласты, что определяет необходимость применения сравнительно плотных сеток скважин при нагнетании теплоносителя в пласт. Таким образом, известные способы разработки имеют ряд существенных недостатков:

1) необходимость применения плотных сеток скважин приводит к неоправданным высоким капитальным вложениям на разработку залежей;

2) каждая нагнетательная скважина обеспечивает воздействие на определенные запасы нефти;

3) технологии нагнетания теплоносителя в «центральные» нагнетательные скважины неизбежно оставляют большие «целики», не охваченные воздействием;

4) теплоноситель, в течение длительного времени прокачиваемый через скважину, выполняет на большей части своего пути малоэффективную работу как агент вытеснения, одновременно теряя свое ценнейшее качество -тепло. Отсюда все известные способы с нагнетанием теплоносителя в пласт имеют сравнительно низкую тепловую эффективность процесса воздействия.

Технологическая сущность теплоциклического воздействия на пласт заключается в нагнетании заданного (найденного расчетным путем в зависимости от схемы размещения скважин и геологической характеристики участка залежи) количества теплоносителя в данный элемент залежи через паронагнетательную и сгруппированные через одну добывающие скважины. Нагнетание теплоносителя в паронагнетательную скважину ведется систематически (в принятом наиболее эффективном ресурсосберегающем режиме), а в добывающие - циклически, с переменой их функций по закачке и отбору.

Технология разработана применительно к площадным схемам размещения скважин.

В частности, для 7-точечного площадного элемента с центральной нагнетательной скважиной осуществление одного полного цикла ТЦВП включает следующие технологические приемы:

1) на первом этапе теплоноситель нагнетают в пласт одновременно через центральную нагнетательную и три добывающие скважины, расположенные через одну на вершинах шестиугольника; отбор жидкости ведут через оставшиеся три (через одну) добывающие скважины;

2) на втором этапе цикла группы добывающих скважин меняются функциями: находящиеся под закачкой теплоносителя переводятся на режим отбора, а добывающие - под нагнетание теплоносителя;

3) на третьем этапе цикла все добывающие скважины переводятся на режим отбора, закачку теплоносителя осуществляют через центральную скважину.;

Технология предусматривает осуществление трех-пяти таких циклов, после чего переходят к завершающей стадии вытеснения остаточной нефти холодной водой через центральную скважину с переводом всех добывающих скважин в режим отбора.

В данной технологии конечный коэффициент нефтеизвлечения можно оценивать согласно

h =

h₁ S₁ + h₂ S₂

, (1)

где h₁- коэффициент нефтеизвлечения для площади 5;

h₂ - коэффициент нефтеизвлечения для площади 82,

S₁ - площадь элемента, охваченная вытеснением от действия центральной

нагнетательной скважины;

S₂ - площадь «целиков» нефти;

S = S₁ +S₂- площадь элемента.

В технологическом процессе от цикла к циклу происходит наращивание извлечения нефти из «целиков».

В начале процесса вытеснения создание противодавления в направлениях 0-2, 0-4, 0-6 приводит к формированию выраженных зон фильтрации от каждой из нагнетательных скважин к добывающим скважинам (см. рис. 5).

При этом площадь «целиков» нефти фактически перекрывается зоной вытеснения от нагнетательных скважин 2, 4, 6. А из этого следует, что с самого начала теплового воздействия начинается процесс извлечения нефти изцеликов».

Аналогичная картина будет иметь место и на втором этапе цикла, когда противодавление создастся в направлениях 0-1. 0-3, 0-5. Произойдетдальнейшее увеличение выработки «целиков».

На первых двух этапах цикла вытеснение нефти из «целиков» характеризуется тем, что часть вытесненной нефти поступает в добывающие скважины, а другая часть оттесняется за пределы «целиков», в зону охвата вытеснением от центральной нагнетательной скважины.

На третьем этапе цикла эта часть нефти подхватывается потоком жидкости от воздействия центральной скважины и выносится к добывающим скважинам.

Трех-пяти циклов достаточно, чтобы обеспечить равномерность (симметричность) охвата площади «целиков» вытеснением.

Достоинством циклического процесса является также и то, что при этом имеет место периодическая смена направлений фильтрационных потоков, способствующая, как известно, увеличению нефтеизвлечения в неоднородных пластах.

Кроме того, циклический процесс направлен и на ограничение обводнения добывающих скважин в период нагнетания теплоносителя в пласт.

Следует отметить, что большое количество циклов в процессе ТЦВП нецелесообразно, т.к. в этом случае порции теплоносителя, вводимые в пласт через добывающие скважины, становятся настолько малыми, что они будут обеспечивать лишь тепловые обработки призабойных зон скважин, не обеспечивая прямого гидродинамического вытеснения нефти между соседними добывающими скважинами.

Таким образом, к концу периода нагнетания теплоносителя достигается определенный «конечный» коэффициент нефтеизвлечения для - зоны «целиков» - h₂.

Можно считать, что в дальнейшем, при переходе к стадии нагнетания
не нагретой воды через одну центральную скважину, роста значения h₂ не
будет, а будет возрастать только значение h₁.

Поскольку часть теплоносителя, предназначенного для прогрева элемента, в технологии ТЦВП вводится через систему добывающих скважин, для конечного значения коэффициента нефтеиз влечения h₁ будет иметь место неравенство h₁> h₁

где h₁ - коэффициент нефтеизвлечения в зоне охвата вытеснением при технологии, когда всё нагнетание вытесняющих агентов осуществляется через одну нагнетательную скважину.

Однако, как показывают расчеты, в сумме коэффициент нефтеизвлечения при ТЦВП, вычисленный по формуле ( 1 ), будет больше

h₁> h₁ что свидетельствует о большей технологичности процесса ТЦВП

2.2.4. Технология ТЦВП-УЭ

В 1998 году была разработана технология тегатоциклического воздействия на пласт на укрупненном элементе. Авторами данной технологии являются Кудинов В. И. , Дацик М. И., Малюгин В. М., Колбиков В. С.

Залежь вскрывают равномерной треугольной сеткой добывающих наг-нетательных скважин с формированием площадных 13-точечных обращенных элементов разработки по 6 скважин в каждом концентрическом ряду (рис.6). Закачку теплоносителя в центральную скважину осуществляют в режиме ИДТВ(П). Расчетное количество теплоносителя распределяют между центральной нагнетательной скважиной и окружающими нагнетательными скважинами в соответствии с определенным выражением. Технологическая сущность для укрупненного элемента совпадает с сущностью 7-точечного участка. При этом добывающие скважины, входящие в УЭ находятся в режиме постоянного отбора, что приводит к дополнительному увеличению коэффициента охвата. На 1.01.2004 с начала внедрения ТЦВП-УЭ закачано всего 3457,4 тыс.т. агента, в том числе 2694,5 тыс.т. горячей воды и 762,9 тыс.т. холодной, за счет этого дополнительно добыто 1393,7 тыс.т нефти.

2.3. Эффективность применения технологий теплового воздействия на пласт

Как показала история развития работ по испытанию и
промышленному внедрению методов теплового воздействия, залежь нефти
пласта А-4 башкирского яруса явилась благоприятным объектом, а
применяемые технологии - эффективными и в технологическом и в
экономическом отношении.

Главными положительными геологическими факторами залежи явились: большая нефтенасыщенная толщина объекта воздействия, высокая насыщенность коллекторов нефтью и высокая вязкость пластовой нефти. Факторы, осложняющие применение методов: большая глубина залегания объекта при отсутствии в отрасли надежных технических средств по тепловой защите конструкций паронагнетательных скважин, наличие карбонатного коллектора сложной (неоднородной) порово-трещинной характеристики и наличие подошвенного водяного бассейна.

Каждый из отметенных из положительны и отрицательных факторов геологического строения залежи, безусловно отразились на выборе технологий теплового воздействия, схеме размещения скважин, выборе параметров нагнетаемого агента и режиме нагнетания.

Выше отмечалось, что за историю разработки залежи проведен целый комплекс научно-исследовательских работ по созданию технологий воздействия применительно к конкретным геологическим условиям, опытно- промышленных работ по испытанию и практическому опробыванию технологий и промышленных работ по внедрению высокоэффективных методов повышения нефтедвижения.

Промышленное развитие получили технологии нагнетания теплоносителя в пласт с созданием тепловой оболочки и последующим нагнетанием холодной (не нагретой) воды (ВГВ), импульсно-дозированного теплового воздействия (ИДТВ) , ИДТВ (П), ТЦВП и ТЦВП УЭ.

За 2004 год за счет тепловых методов добыто 514,6 тыс.т. нефти, в том
числе за счет технологий:
ВГВ-129,7 тыс.т.
ИДТВ (П) –178,8 тыс.т.
ТЦВПУЭ-206,1 тыс.

Результаты теплового воздействия на Гремихинском месторождении приведены в таблицах 6 .

Таблица 6

Добыча нефти за счет тепловых методов

	С начала разработки
Всего, тыс.т В том числе:	5525 1061,6
ИДТВ, тыс.т	1283,0
ИДТВ (П), тыс.т	1786,5
ТЦВП УЭ, тыс.т	1393,7

Эффективность технологий можно оценить по расходу горячей воды .

Анализ состояния разработки южной периклинали башкирской залежи, неохваченной тепловым воздействием, показывает, что темпы отбора и выработка запасов в этой зоне очень низкие. За 12 лет разработки текущий коэффициент нефтеизвлечения в этой зоне составляет всего 0,049, тогда как по залежи утвержденный конечный коэффициент нефтеизвлечения на естественном режиме равен 0,126.

Основные параметры технологического процесса нагнетания теплоносителя следующие:

- парогенерирующих средств - 12 штук (9 УПГ, 1 «Даниэл», 2
«Проджектора»;

- темп нагнетания теплоносителя - 160-180 м /сут.;

- температура на устье - 250-260 °С;

- температура на забое - 220-230 °С;

- давление на устье - 2-3 МПа;

- необходимый объем тепловой оторочки для поддержания в пласте температуры Т эф. - 0,8 * V пор.

На эффективности технологий сказалось также использование высококачественного термостойкого оборудования: термоизолированных НКТ, термостойких пакеров и арматуры. Потери тепла от парогенераторов до устьев скважин, минимальны, что в большой мере усиливает эффект применения тепловых методов.

За 2004 год . С начала разработки

вгв	4,3 т/т	6,1 т/т
ИДТВ(П)	0,7 т/т	2,9 т/т
ТЦВПУЭ	2,4 т/т	1,9 т/т
Всего	2,3 т/т	3,4 т/т

За счет применения новых тепловых технологий конечный коэффициент нефтеизвлечения достигнет:

ИДТВ - 0,37 (импульсно-дозированное тепловое воздействие на пласт).

ИДТВ (П) - 0,40 (импульсно-дозированное тепловое воздействие на пласт с паузами).

ТЦВП УЭ-0,45 (теплоциклическое воздействие через систему нагнетательных и добывающих скважин).

При ВГВ (воздействие горячей водой) - 0,29.

При разработке на естественном режиме коэффициент нефтеизвлечения оценивается на уровне 0,12.

По состоянию на 01.01.2004г. текущий коэффициент нефтеизвлечения - 0,21, при утвержденном - 0,392.

Достоинства новых технологий теплового воздействия на пласт:

- Высокий коэффициент нефтеотдачи (ИДТВ-37, ИДТВ (П)-40%, ТЦВПУЭ-45%).

- Высокая тепловая эффективность и энергосбережение за счет сокращения теплопотерь пласта - Тэф.

- Невысокие удельные затраты теплоносителя на 1 тонну добываемой нефти-1,6-2,1 т/т.

- Экономика капвложений, эксплуатационных затрат.

- Применение технологий на глубинах более 1000м.

Основные параметры технологического процесса нагнетания теплоносителя следующие:

- парогенерирующих средств - 12 штук ( 9 УПГ, 1 «Даниэл», 2
«Проджектора»);

- темп нагнетания теплоносителя -160-180 м /сут.;

- температура на устье - 250-260 °С;

- температура на забое - 220-230 °С;

- давление на устье - 2-3 МПа;

- необходимый объем тепловой оторочки для поддержания в пласте температуры Т эф. - 0,8 * V пор.

2.4. Расчет технологической эффективности ТЦВП-УЭ по сравнению с другими методами .

Поскольку режима заводнения на месторождении не было, и разработка на начальном этапе осуществлялась на естественном режиме, технологическая эффективность термических методов оценивается по отношению к нему. Прогноз показателей разработки на естественном режиме выполнен по кривым падения дебитов (рис. 7). Дополнительная добыча нефти за счет термических методов в 2004 году по расчетам составила 525,5 тыс. т.

Определение эффективности отдельных технологий

Для оценки эффективности отдельных технологий предварительно из общей дополнительной добычи следует вычесть технологический эффект от выполненных ГТМ. По данным НГДУ "Ижевскнефть" эффект ГТМ в 2004 году составляет 17,2 тыс. т. Следовательно, к распределению принимаем Q_т.м.= 508,3 тыс. т.

В настоящее время на месторождении действуют технологии ВГВ, ИДТВ(П), ТЦВП-УЭ. Площади внедрения технологий представлены на рис. 9. Однако следует учитывать, что зоны внедрения технологий из года в год менялись. В одних и тех же нагнетательных скважинах закачка теплоносителя велась в режимах различных технологий. Все это обусловило интерференцию технологий. На диаграммах того же рис. 8 показано, что в зонах ТЦВП-УЭ и ИДТВ(П) в суммарной закачке теплоносителя присутствует большая доля закачки от других технологий (см. в процентах).

Применение статистических методов (характеристик вытеснения и др.) в таких случаях никак не может решить задачу разделения эффектов по технологиям. Единственный способ – привлечение гидродинамических расчетов.

Разработана следующая методика оценки технологической эффективности отдельных термических методов. Ниже предлагается вариант определения эффективности отдельных технологий, учитывающий индивидуальные коэффициенты a_i. В методике используются теоретические оценки, обоснованные в патентах на технологии.

Известны значения коэффициентов нефтеизвлечения (по патентам) для каждой из отдельных технологий - h_ВГВ, h_ИДТВ, h_ИДТВ(П), h_ТЦВП, h_{ТЦВП-УЭ}. На рис. 7 накопленное нагнетание представлено в долях от порового объема. Для всех технологий конечные значения КИН определялись к моменту закачки вытесняющего агента в объеме 2V_пор. Фактическая добыча нефти представляет из себя сумму

, (2)

где — добыча нефти на естественном режиме;

— добыча нефти за счет технологии термического воздействия с индексом i.

Дополнительная добыча за счет всех термических методов равна

. (3)

Допустим, что общая добыча за счет термических методов известна. Задача заключается в оценке добычи нефти за счет отдельных технологий. Будем искать значения добычи нефти за счет технологий в предположении, что они пропорциональны текущим значениям нефтеотдачи, то есть полагаем

, (4)

где A — коэффициент пропорциональности.

Сложив уравнения (4) для всех технологий получаем

. (5)

В свою очередь, нефтеотдачу технологии можно выразить параболической зависимостью от накопленного нагнетания вытесняющего агента

, (6)

где — накопленное нагнетание вытесняющего агента по технологии;

a_i — коэффициенты пропорциональности.

Значения a_i определяются из граничного условия, согласно которому конечные значения коэффициентов нефтеизвлечения h_i соответствуют моменту закачки вытесняющего агента в объеме 2V_пор. В таком случае

, (7)

где — накопленное нагнетание, соответствующее объему 2V_пор.

Из (4) и (5) следует

. (8)

Подставляя (7) в (6), а затем получаемое выражение в (8) имеем

. (9)

Таким образом, технологические эффективности новых технологий к естественному режиму определяются по формулам:

, (10)

, (11)

, (12)

, (13)

(14)

(i = ВГВ, ИДТВ, ИДТВ(П), ТЦВП, ТЦВП-УЭ).

Формулы (10)–(14) определяют суммарную накопленную технологическую эффективность технологий. Годовые показатели технологической эффективности определяются как разности накопленных показателей. В (10)–(14) используются накопленные значения нагнетания вытесняющих агентов по технологиям — . Как следует из формулы (11), при таком подходе технологический эффект от ИДТВ продолжает иметь место и после прекращения закачки по данной технологии. С точки зрения механизма действия термических методов это правильно, поскольку оторочка теплоносителя, созданная в пласте за счет ИДТВ, срабатывает не мгновенно, а в течение долгих лет, как это обосновано в патенте на технологию. Поэтому эффект от ИДТВ существует, но он на Гремихинском месторождении "размазан" по другим действующим технологиям. Однако в ОАО "Удмуртнефть" эффект от ИДТВ считается прекратившимся с окончанием закачки по данной технологии. Поэтому при определении годовых эффектов технологий распределяется следующим образом:

, (15)

, (16)

, (17)

где

2300 тыс. т — накопленная закачка в режиме ИДТВ в зоне технологии ИДТВ(П),

тыс. т — накопленная закачка в режиме ИДТВ в зоне технологии ТЦВП-УЭ.

Можно оценить и технологическую эффективность технологий относительно друг друга

, (18)

, (19)

, (20)

, (21)

. (22)

К достоинствам методики относятся:

- единый принцип определения эффективности для всех технологий;

- простота, не нужно выделять для отдельных технологий области реагирования;

- учет интерференции (накладки технологий) в пределах ОПУ.

Естественно, методика не исключает дифференцированного подхода к оценкам технологической эффективности термических методов на различных участках залежи. Результаты расчетов за 2003 год представлены в таблице 7. Приведены данные технологической эффективности новых методов к естественному режиму, к ВГВ и относительно друг друга. В принципе, новые технологии термического воздействия ИДТВ(П) и ТЦВП должны иметь единую базу сравнения, а именно известный термический метод ВГВ.

Технологические эффекты этих технологий относительно ВГВ за 2004 год составляют:

ИДТВ(П) к ВГВ — 16,5 тыс. т;

ТЦВП-УЭ к ВГВ — 29,3 тыс. т.

Если в качестве базы сравнения принимать предшествующую технологию, то за 2003 год будем иметь следующую эффективность:

ИДТВ(П) к ИДТВ — 10,5 тыс. т;

ТЦВП-УЭ к ИДТВ(П) — 12,6 тыс. т.

На наш взгляд, этот подход не совсем корректен, поскольку технологии ставятся в неравные условия по базам сравнения.

Таблица 7

Расчет дополнительной добычи нефти по Гремихинскому месторождению за 2004 г.

Технология	КИН при закачке агента в объеме 2V_пор	Накопленная дополнительная добыча на начало года, тыс. т	Накопленная дополнительная добыча на конец года, тыс. т	Накопленная закачка на начало года, тыс. м³	Накопленная закачка на конец года, тыс. м³	Дополнительная добыча за год к ЕР, тыс. т	Дополнительная добыча за год к ВГВ, тыс. т	Дополнительная добыча за год к ИДТВ, тыс. т	Дополнительная добыча за год к ИДТВ(П), тыс. т
ВГВ	0,364	5010,4	5525,0	5220,5	5768,8	126,1
ИДТВ	0,377	932,1	1061,8	6246,6	6246,6	0,0	0,0
ИДТВ(П)	0,4	1607,4	1786,2	7652,7	8317,7	183,4	16,5	10,5
ТЦВП	0,41	126,4	126,4
ТЦВП-УЭ	0,427	1061,0	1267,1	2339,7	2876,4	198,9	29,3	23,3	12,6
Итого		8737,3	9766,9	21459,5	23209,5	508,3

2.5. Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации

Разбуривание залежи начато с июня 1981 года со вскрытием объекта разработки по равномерной треугольной сетке с расстояниями между скважинами 173 х 173 м. Паронагнетательные скважины, имеющие специальную конструкцию, входят в данную (треугольную) сетку, но таким образом, что при переводе их под закачку агента формируется 7-точечные обращенные элементы воздействия. Устья добывающих и паронагнетательных скважин размещены по кустам. Таким образом, практически все скважины являются наклонно-направленными с максимальным удалением забоя от устья до 360 м (в исключительных случая при разбуривании принималось большее удаление).

Плотность сетки скважин составляет:

- для полного фонда скважин - 2,45 га/скв.

- Только для фонда добывающих скважин-3,68 га/скв. Удельные запасы нефти (Начальные балансовые, утвержденные ГЗК), приходящиеся на одну скважину полного фонда равны 85,5 тыс. т. и только добывающего фонда - 119,4 тыс. т. Аналогично удельные извлекаемые запасы соответственно равны 29,1 и 40,6 тыс. т. на скважину.

Вскрытие продуктивного объекта бурением до 1985 г. осуществлялось ниже ВНК до 21 м и после 1985 года было установлено ограничение вскрытия водоносного бассейна. Так например, добывающие скважины ниже ВНК на 4-16м и паронагнетательные - без вскрытия ВНК (выше ВНК на 2 - 4 м). По состоянию на 01.01.2002 г. на залежи пробурено:

- 916 скважин общего фонда, в том числе:

- 547 - добывающих

- 219 - паронагнетательных специальной конструкции

- 40 - вспомогательных.

Для данной залежи предусмотрен резервный фонд скважин для бурения скважин-дублеров, оценочных скважин для изучения состояния выработки запасов нефти и вспомогательных скважин.

Паронагнетательные скважины после бурения временно вводятся в эксплуатацию как добывающие. Продолжительность их эксплуатации регламентируется минимально допустимым снижением пластового давления в зонах дренирования (до 7-8 мПа согласно обоснования технологической схемы [1]) и состоянием общепромысловой технической подготовленности по производству и транспорту теплоносителя к скважинам. Уровень дренирования объекта паронагнетательными скважинами до перевода их под закачку агента характеризуется следующими фактическими показателями за истекшую историю разработки:

- добыча нефти, приходящаяся на одну скважину от 0,1 до 30т.

- средняя продолжительность эксплуатационного периода, приходящаяся на одну скважину 2,5 года

По состоянию на 01.01.2002 года фонд скважин характеризуется
следующим образом:
1. Количество пробуренных добывающих скважин, 603, в том числе:

- действующих 470

- в бездействии 11

-ликвидированных 10

- в консервации 141

- передано под контрольные 1
Количество пробуренных нагнетательных скважин, - 219, в том числе:

- под закачкой 103

- в эксплуатации на нефть 83

- в б/д консервации 10/17

- ликвидированных 6

Низкие величины проницаемости коллекторов (среднее значение порядка 171 мД) и высокая вязкость пластовой нефти (90,2-182 мПа-с) обусловили низкий дебит добывающих скважин.

Обводнение происходит нижней водой и водой от закачки. Способствуют обводнению высокие вязкостные свойства нефти. Так из 576 скважин, работающих с водой, 190 скважин имеют более 90% обводненности. Распределение скважин по обводненности в целом по залежи А4 приводится в таблице № 7,8

Распределение действующего фонда скважин Гремихинского месторождения по дебитам нефти и жидкости на 01.01.2002г. приводится в таблице№ 9,10

С помощью параметров разработки зоны реагирования на 01.01.2004г., приведенных в таблице № 11 , можно сделать вывод, например, что добыча в зоне реагирования в несколько раз больше, чем вне зоны реагирования. Это обусловлено влиянием теплоносителя (3.5т/сут. против 1.5т/сут.)

По состоянию на 1.01.2002г. в паронагнетательном фонде находится 125 скважин, из них 89 скважин работают в режиме ТЦВП, 22 скважины - в режиме ИДТВ (п), 14 скважин - в режиме ВГВ, Четыре скважины 840, 843, 852 и 872 ликвидированы по техническому состоянию э/к. В зоне реагирования находится 653 скважины, 444 из которых находится в действующем добывающем фонде.

Таблица 7

Распределение добывающего фонда скважин Гремихинского месторождения по проценту обводненности на 01.01.2004 г.

	% воды объемный
	=0	<=10	10-20	20-30	30-40	40-50	50-60	60-70	70-80	80-90	>90
	Вне зоны реагир. ПТВ
СКВ.	0	3	40	42	7	5	2	3	8	17	37
%	0,0	1,8	24,2	25,5	4,2	3,0	1,2	1,8	4,8	10,3	22,4
	Зона реагирования ПТВ
СКВ.	4	16	54	80	34	15	15	14	22	108	279
%	0,6	2,5	8,3	12,3	4,7	2,3	2,3	2,1	3,4	16,5	42,7
	По месторождению в целом
СКВ.	4	19	94	122	38	20	17	30	30	125	316
%	0,5	2,3	11,5	14,9	4,6	2,4	2,1	2,1	3,7	15,3	38,6

Таблица 8

Распределение действующего фонда скважин Гремихинского месторождения по проценту обводненности на 01.01.2004 г.

	% воды объемный
	=0	<=10	10-20	20-30	30-40	40-50	50-60	60-70	70-80	80-90	>90
	Вне зоны реагир. ПТВ
СКВ.	0	3	39	42	6	5	2	2	7	15	И
%	0,0	2,3	29,5	31,8	4,5	3,8	1,5	1,5	5,3	11,4	8,3
	Зона реагирования ПТВ
СКВ.	0	6	41	67	24	9	7	13	14	84	179
%	0,0	1,4	9,2	15,1	5,4	2,0	1,6	2,9	3,2	18,9	40,3
	По месторождению в целом											0	9	80	109	30	14	9	15	21	99	190
%	о,о	1,6	13,9	18,9	5,2	2,4	1,6	2,6	3,6	17,2	33,0

Таблица 9

Распределение действующего фонда скважин Гремихинского месторождения по дебитам нефти и жидкости на 01.01.2004 г.

	Дебет жидкости, т/сут.					Дебет нефти, т/сут.
	<5	5-10	10-15	15-20	>20	<2	2-5	5-10	10-15	>15
	Вне зоны реагир. ПТВ
СКВ.	108	14	8	0	2	104	19	7	1	1
%	81,8	10,6	6Д	0,0	1,5	78,8	14,4	5,3	0,8	0,8
	Зона реагирования ПТВ
СКВ.	112	79	35	43	175	234	128	40	26	16
%	25,2	17,8	7,9	9,7	39,4	52,7	28,8	9,0	5,9	3,6
	По месторождению в целом
СКВ.	220	93	43	43	177	338	147	47	27	17
%	38,2	16,1	7,5	7,5	30,7	58,7	25,5	8,2	4,7	3,0

Таблица 10

Распределение добывающего фонда скважин Гремихинского месторождения по дебитам нефти и жидкости на 01.01.2004 г.

	Дебет жидкости, т/сут.							Дебет нефти, т/сут.
	=0	Не пр	<5	5-10	10-15	15-20	>20	<2	2-5	5-10	10-15	>15
	Вне зоны реагир. ПТВ
СКВ.	32		130	19	11	1	3	136	19	7	1	1
%	19,4	0,0	78,8	11,5	6,7	0,6	1,8	82,4	11,5	4,2	0,6	0,6
	Зона реагирования ПТВ
СКВ.	194	15	170	133	69	68	198	365	162	61	32	17
%	29,7	2,3	26,0	20,4	10,6	10,4	30,3	55,9	24,8	9,5	4,9	2,6
	По месторождению в целом
СКВ.	226	15	300	152	80	69	201	501	181	69	33	18
%	27,6	1,8	36,7	18,6	9,8	8,4	24,6	61,2	22,1	8,4	4,0	2,2

Таблица 11

Параметры разработки зоны реагирования на 01.01.2004г.

Показатели за месяц													Накопленные показатели
Показатели за месяц													С начала года						С начала		реагирования				С начала разработки
Добыча				Средний дебет			% ВОД.	отраб. время	Кол. СКВ. с п/т		Ком. отбора		Добыча					отраб. время	Добыча					отраб. время	Добыча				отрав. время
нефти	ВОДЫ		ЖИД	нефти	ВОДы	жид	% ВОД.	отраб. время	Кол. СКВ. с п/т		с нач. года	с нач. раз.	нефти	ВОДЫ			жид	отраб. время	нефти	ВОДЫ		ЖИД		отраб. время	нефти	ВОДЫ		ЖИД	отрав. время
т	т	м³	т	т/сут	т/оут	т/сут	%	сут.	тт.		%	%	т	т	м³		т	сут.	т	т	м³	т		сут.	т	т	м³	т	сут.
Вне зоны реагирование ПТВ
5681	5312	4578	10993	1,5	1,4	2,8	48.3	3874	10		0,7	20,1	92849	11005,7		94428	20290 6	45484 0		1						1538755	1317620	3174428	5885400
Зона реагирования ПТВ
46084	172143	156023	218227	3.5	13,2	16,8	78,9	13025	204	88,1		67,5	557340	2011378	1819993		2548718	147621	5414034	1544598	14064 18,3		2086050 б	1258675	1161904	2103564	1909249	3293469	2650600

Скважины оборудованы станками-качалками типа СК-8. Применяются глубинные насосы типа НСН-43 и НСН-56, двухплунжерные насосы с вакуумным усилителем НСНВУ 56/43 и НСН2-32 с увеличенным проходным сечением приемного клапана. Насос спускается на глубину 1000 м. В скважинах применяются 73-мм насосно-компрессорные трубы. Под прием насоса устанавливается хвостовик из 73-мм труб длиной до 100 м. Устье оборудуется арматурой типа ОУШ-140-146/168-65, штанговые колонны двух-(22´19 мм) или трехступенчатые (25´22´19 мм). Параметры работы скважинного оборудования: число качаний 5,6 в минуту; длина хода плунжера от 1,8 до 3,0 м. Усредненный коэффициент подачи, п = 0,39. Эксплуатация скважинного оборудования осложнена высокой вязкостью нефти, большим содержанием парафина, асфальто-смолистых веществ, воды, а также наклонно направленной конструкцией скважин.

Указанные осложняющие факторы предопределяют виды эксплуатации, текущего и капитального ремонта скважин. Основные виды ремонта:

- ликвидация обрыва и отворота штанг;

- ликвидация обрыва канатной подвески;

- ревизия и смена глубинных насосов;

- смена насосно-компрессорных труб и штанг;

- депарафинизация скважинного оборудования и систем сбора и транспорта нефти.

Основной вид ремонтов — ликвидация обрывности штанг. Анализ причин обрыва штанг показывает, что одна из главных причин связана с интенсивным отложением парафина и асфальто-смолистых веществ в насосно-компрессорных трубах и на штангах. Значительные отложения асфальто-смолистых веществ и парафина приводят к резкому увеличению нагрузок в штангах при ходе вверх и задержке их при ходе вниз. При этом происходит увеличение амплитуды нагрузок, повышаются приведенные напряжения, что ведет к усталостному напряжению колонны штанг. Некоторую отрицательную роль играет наклонно направленная конструкция скважины.

Другой причиной обрывности штанг является образование стойкой

скважин при содержании воды в нефти более 40%. Обрывность зависит также от коррозионно-механического износа и качества поступающих с завода новых штанг. Хорошие результаты с целью уменьшения обрывности штанг дают применение дефектоскопии, использование двухплунжерных насосов НСНВУ, малогабаритных насосов с увеличенным проходным сечением приемного клапана, а также оптимизация использования глубинно-насосного оборудования и режимов его работы по СТО—03-08-08, разработанному в БашНИПИнефть.

Борьба с осложнениями от асфальто-смолистых и парафиновых отложений ведется путем использования ингибиторов и растворителей, промывками горячей нефтью скважин и т. д.

Для борьбы с истиранием насосных штанг и труб в наклонных скважинах необходимо применять протекторы, капроновые направляющие втулки и роликовые муфты.

2.6. Динамика отборов нефти и жидкости и нагнетание агента в пласт

По состоянию на 1.01.2002г. всего из залежи отобрано 37410,1 тыс.т, жидкости из них 19203,7 тыс.т. нефти, что составляет 52.1 от утвержденных извлекаемых запасов нефти. Текущий коэффициент нефтеотдачи составляет 0,180.

Дебит добывающих скважин :на 1.01.2002 по жидкости он составил 16,0 т/сут,/по нефти 3,0т/сут, обводненность добываемой продукции составила 81,2 % против 75,3% в конце 2001 года. Среднесуточная добыча нефти по залежи 1722,8 т/сут, жидкости 7094 т/сут.

С начала разработки закачано всего 24946,2 тыс. т воды, среднесуточная закачка составляет 4758,3 т/сут. Компенсация отборов закачкой с начала разработки составляет 61,4 %. компенсация годового темпа отбора закачкой составила до 88,1,2% против 60,2% за 2001 год. Максимальная добыча за всю историю разработки Гремихинского месторождения отображаются в Основных показателях залежи пласта А4 (таблица№ 12 ). Снижение добычи нефти обусловлено возрастанием обводненности продукции, а также отставание ввода паронагнетательных скважин (развитие теплового воздействия). Динамика годовой добычи нефти, жидкости, закачки агента приведены в графиках разработки (рис 9,10)

Таблица 12

Основные показатели разработки залежи нефти пласта А4 башкирского яруса Гремихинского месторождения

Показатели	Годы разработки
	83	84	1985	86	87	88	89	1990	91	92	93	1998	96	97	98	99	00	01
Пробур фонд скв. шт	158	262	368	469	573	669	737	767	785	819	819	820	820	821	82	822	822	822	822
В т.ч.: - добывающих	143	245	349	418	491	529	587	589	593	594	594	596	597	597	600	600	603	603	603
-нагнетательных	15	17	19	51	82	140	150	178	192	225	225	224	223	224	222	222	219	219	219
действ, фонд скв-н:
в оттборе на нефть, шт	150	247	354	452	554	628	688	696	715	737	705	684	661	592	614	540	578	557	532
под нагнетанием, шт	2	4	7	7	7	36	36	42	43	52	64	76	89	98	109	114	89	95	103
добыча нефти: тыс.т.
за год	264,1	428,7	629	677,4	754,5	866,3	908.2	1006,7	1027,1	1017,7	967,8	901,5	829,3	778	725,7	672,9	630,2	652,2	628,81
С нач. разработки	433,2	861,9	14904	2168,3	2922,8	3789,1	4697,3	5704	6731,5	7749,2	8717	9618,5	10448	11226	11952	12625	13255	13907,2	14536
добыча жидкости:
- за год, тыс.т.	412,7	654,1	921,1	1016,2	1191,2	1435,7	1636,3	2114,8	2513,9	2782,8	3090,6	3344,1	3225,1	2756,5	3172,7	2863,5	2751,7	2797,8	3151,1
- % воды	36	34,5	31,7	33,3	36,7	39,7	44,5	52,4	59,1	63,4	68,7	73	743	71,8	77,1	76,5	77,1	77,9	81,2
Коэфф. нефтеизвлеч.	0,007	0,013	0,023	0,034	0,045	0,059	0,073	0,088	0,104	0,12	0,135	6,149	0,162	0,174	0,185	0,196	0,205	0,173	0,180
Отбор от утвержден.
извлек запасов нефти	0,017	0,034	0,059	0,086	0,115	0,15	0,186	0,226	0,266	0,306	0,344	0,38	0,413	0,444	0,472	0,489	0,491	0,499	0,521
Нагнетание агента:
- за год, тыс.т.	11,9	112	237	262,1	304	825	1280	1267,5	1460,4	1262,3	1567,3	1946,5	2545,7	2143,1	2464,3	1638,3	2123	1750	1736,7
- нач. закачки,	11,9	123,9	360,9	623	927	1752	3032	4299,5	5768,9	7031,2	8598,5	10545	13091	15234	17698	19336,3	21460	23210	24946,7
в т.ч. теплоносителя:
ГОД, ТЫС.Т.	11,9	112	237	254	255	697	780	914,4	891,7	888	1210,2	1442,5	1845	1499,8	1659,9	1135,6	1251,6	1300	1177,2
с нач. закачки,	11,9	123,9	360,9	614,9	869,9	1566,9	2346,9	32613	4153	5041	6251,2	7693,7	9538,7	11039	12699	13834,1	15086	16386	17563,2
холодной воды:
- за год, тыс.т.	-	-	-	8,1	49	128	500	353,1	577,7	374,3	357,1	504	700,7	643,3	804,4	502,7	871,4	450	559,5
- с нач. закачки,	-			8,1	57,1	185,1	685,1	1038,2	1615,9	1990,2	2347.3	2851,3	3552	4195,3	4999,7	5502,4	6373,8	7383,3
Добы\|ча нефти за счет
ТМ,тыс.т.	0	6,2	25,8	45,8	92	176,6	228,2	249,3	290,3	311,8	343,6	374,6	396	412.5	480	517,8	530,2	530	514,6
Добыча нефти от ТМ
к общей, %%	0	1,5	4,1	6,8	12,2	20,4	25,1	24,7	28,3	30,6	35,5	41,6	47,8	53	66.1	77	84,1	86,3	90,4
Расход теплоносит.на
1 т. нефтиотТМ, т/т	-	18	94	5,5	2,8	3,9	3,4	3,7	3,1	2,8	3,5	3,9	4,7	3,6	3,5	2,2	2,4	2,5	2,3

2.7. Анализ выработки запасов

Здесь необходимо особо остановиться на показателях выработки запасов нефти из рассматриваемого объекта разработки - залежи нефти пласта А4. Необходимо отметить, что все сравнительные показатели рассчитаны по отношению к запасам нефти, утвержденным Центральной комиссией по запасам Минтопэнерго России 18 ноября 1994 года (Протокол № 56) [9]. Количественные показатели запасов нефти и растворенного газа приведены в табл.13.

Известно, что пласт А4 башкирского яруса является сложным высоконеоднородным объектом разработки, разрез которого представлен от 14 до 17 Продуктивных пластов с различной проницаемостью, изменяющейся в широком диапазоне - от 0,008 до 1,226 (в отдельных случаях и более) мкм².

На залежи нефти пласта А4 за последние два года была пробурена оценочная скважина 1549 и проведен комплекс промысловых, лабораторных и аналитических исследований, которые позволили существенно уточнить коллекторные свойства пластов, и что весьма важно, коренным образом изменить ранее сложившиеся представления о состоянии выработки запасов нефти из продуктивных пластов.

С учетом всего комплекса проведенных опытных и научно-исследовательских работ для дальнейших научных и промышленных работ рекомендуется принять геолого-геофизическую модель элемента скв.845, представленную в табл. 14 . Эта модель является наиболее достоверной характеристикой как относительного строения залежи в целом, так и распределения состояния дренирования ее продуктивных пластов..

Таблица 13

Категория запасов «А», пласт А4 башкирского яруса

Параметры	Пачки разреза пласта А4			Залежь в целом
Параметры	Верхняя-ВП	Средняя-СП	Нижняя-НП	Залежь в целом
Площадь нефте-
носности, тыс. м	23511,0	17252,0	14109,0	23511,0
Эфф. нефтенасыщ.
толщина, м	7,31	10,27	9,41	20,49
Объем нефтеносных
пород, тыс. м³	171780,7	177184,9	132769,1	481734,7
Пористость
коллекторов, доли	0,163	0,207	0,181	0,184
Поровый объем
коллекторов, тыс. м³	28000,254	36677,274	24031,207	88708,735
Нефтенасыщ., доли	0,778	0,836	0,786	0,801
Пересчет, коэфф.	0,986	0,981	0,981	0,982
Уд.вес нефти, г/см³	0,928	0,918	0,918	0,921
Нач. баланс, запасы
нефти, тыс. т	19932,7	27613,1	17010,2	64556,0
Нач. извлек, запасы
нефти, тыс. т	7813,6	10824,3	6658,0	25305,9
Коэфф. нефтеизвл.	0,392	0,392	0,392	0,392
Газонасыщенность
пласт, нефти, м³/т	3,390	6,160	6,160
Нач. баланс, запасы
раствор, газа, тыс. м	67571,8	172858,0	106433,8	346913,8

Из приведенной модели следует, что текущий отбор запасов нефти из разреза пласта А4 осуществлен в следующих относительных показателях:

- верхняя пачка - 0,079,

- средняя пачка - 0,403,

- нижняя пачка - 0,013.

С учетом запасов нефти по каждой пачке и полученного текущего темпа их выработки получим следующие коэффициенты отбора нефти из каждой пачки:

- из верхней пачки - 0,122,

- из средней пачки - 0,861,

- из нижней пачки - 0,017.

Таблица14

Геолого-геофизическая модель элемента скв. 845.

Интервалы глубин залегания пластов,м	h_эф, м	m, доли ед.	k, MKM²	Нач. запасы нефти, тыс. т	Нефтенасыщенность, доли единиц		а,%
Интервалы глубин залегания пластов,м	h_эф, м	m, доли ед.	k, MKM²	Нач. запасы нефти, тыс. т	начальная	текущая	а,%
Верхняя пачка (ВП)
1101,4-1102,6	1,2	0,154		10,820		0,469	0,167
1105,2-1108,5	3,3	0,087	0,068	17,349	0,660	0,607	0,013
1109,4-1110,0	0,6	0,078		2,836		0,607	0,013
1113,6-1114,6	1,0	0,067		4,034		0,607	0,013
1115,4-1116,6	1,2	0,168	0,233	11,912	0,800	0,469	0,167
1119,8-1121,4	1,6	0,129		12,191		0,469	0,167
Итого:	8,9	0,112	0,112	59,142			0,079
Средняя пачка (СП)
1123,4-1124,0	0,6	0,113	0,230	4,007	0,800	0,469	0,167
1124,6-1128,4	3,8	0,173	0,520	39,563	0,800	0,322	0,375
1129,0-1132,8	3,8	0,162	0,733	37,050	0,769	0,322	0,375
1134,0-1137,6	3,6	0,172	1,050	35,926	0,849	0,284	0,530
1138,6-1139,8	1,2	0,175	0,192	12,507	0,806	0,469	0,167
1141,0-1142,4	1,4	0,141	1,226	11,451	0,810	0,284	0,530
Итого:	14,4	0,166	0,738	140,50			0,403
Нижняя пачка (НП)
1144,0-1145,6	1,6	0,141	0,008	13,846	0,650	0,686	0,013
1147,0-1159,8	12,8	0,147	0,032	113,47	0,690	0,607	0,013
Итого:	14,4	0,146	0,029	127,32			0,013
Всего по
Элементу	37,7			326,96			0,197

Тогда распределение текущих отборов нефти по пачкам пласта А4 уделяется как:

Q _р(t)_вп = Q _р (t) х К_вп ; (23)

Q _р(t)_сп = Q _р (t) х К_сп ; (24)

Q _р(t)_нп = Q _р (t) х К_нп ; (25)

где Q_H(t)_Bn, Qn(t)cn, Qn(t)nn - текущий отбор нефти соответственно из верхней, средней и нижней пачек;

Q_H (t) - добыча нефти по залежи на данный момент времени (суммарная, годовая, суточная и т.д.);

Квп, К_сп, К_ш - коэффициенты текущего отбора нефти по пачкам.

Расчеты показывают, что по состоянию на 01.12.98 года отбор запасов нефти по пачкам (нефтеизвлечение) составляет: по верхней пачке -7,7%, по средней - 39,2% и по нижней - 1,4%. По средней пачке уже достигнут утвержденный коэффициент нефтеотдачи, равный 0,392. В табл.15 и на рис. 11 показана динамика выработки запасов нефти из пачек объекта за всю историю его разработки. Эти данные наглядно иллюстрируют весьма слабое дренирование продуктивных пластов верхней и особенно нижней пачек при существующей системе разработки залежи нефти.- Применяемая система разработки явилась весьма эффективной для выработки запасов нефти только из продуктивных пластов средней пачки. Остаточные запасы нефти составляют (на 01.12.98): - по верхней пачке -18399,2 тыс.т. Таблица 15

Динамика выработки запасов нефти из пачек залежи пласта А4 башкирского яруса Гремихинского месторождения

Годы	SQ_Hпo залежи, тыс. т	а, %	Отбор нефти из пачек А4, тыс.т			коэффициент нефтеизвлечения %%
Годы	SQ_Hпo залежи, тыс. т	а, %	ВП	СП	НП	ВП	СП	НП
1982	152,6	0,3	18,6	131,4	2,6	0,09	0,48	0,02
83	433,2	0,7	52,9	373,0	7,3	0,27	1,35	0,04
84	861,9	1,3	105,2	742,1	14,6	0,53	2,69	0,09
1985	1490,9	2,3	1283,7	25,3	0,91	4,65	0,15
86	2168,3	3,4	264,5	1866,9	36,9	1,33	6,76	0,22
87	2922,8	4,5	356,6	2516,5	49,7	'1,79	9,11	0,29
88	1280,1	5,9	462,8	1262,4	64,4	2,32	11,81	0,38
89	4697,3	7,3	573,1	4044,4	79,8	2,88	14,65	0,47
1990	5704,0	8,8	695,9	4911,1	97,0	3,49	17,79	0,57
91	3731,5	10,4	821,2	5795,8	114,5	4,12	21,00	0,67
92	7749,2	12,0	945,4	6672,1	131,7	4,74	24,16	0,77
93	8717,0	13,5	1063,5	7505,3	148,2	5,34	27,18	0,87
94	9618,5	14,9	1173,5	8281,5	163,5	5,89	30,00	0,96
1998	10448	16,1	1274,7	8995,7	177,6	6,40	32,58	1,04
96	11226	17,4	1369,6	9665,6	190,8	687	35,00	1,12
97	11952	18,5	1458,1	10290,7	203,2	7,32	37,27	1,19
2001	12570	19,5	15,335	40822,8	213,7	7,80	39,20	1,26

12003

97 ноя.98

1982

Годы Динамика выработки запасов нефти из продуктивных пачек пласта А-4

КНИ(8П),%

КНИ(НП),%

Qн(зап.}тыс.т. Он(СП)тыС.т.

Рис.11

- по средней пачке - 16790,3 тыс.т.,

- по нижней пачке - 16796,5 тыс.т,

- по залажи в целом - 51986,0 тыс.т.

Объект продолжает оставаться высокоперспективным, но требуется новый подход в системе его разработки. Новая система высокоэффективной доразработки залежи может быть обоснована только при новом технологическом проектировании и составлении проекта доразработки залежи нефти пласта А4 башкирского яруса Гремихинского месторождения.

2.8. Сопоставление фактических и проектных показателей

Базовыми документами для сопоставительного анализа является официальный отчетный документ НГДУ «Ижевскнефть» о разработке залежи и рекомендемой технологической схемы по варианту «За» -разработка залежи с применением технологии ИД ТВ (П).

По результатам сопоставительного анализа делается заключение о причинах выявленных расхождений и осуществляется корректировка проектных показателей. Сопоставление основных фактических и проектных показателей приводится в табл.16.

Выводы сопоставительного анализа сводятся к следующему:

- по действующему фонду скважин, дающих продукцию, с 1998 по 2002 гг. уменьшалось (16,4-25,7%) от запланированного количества, но к 2002 году количество было увеличено на 5,3% от запроектированного; по нагнетательным скважинам с 1998 год по 2002 год - фактическое число превышает проект (1,9-7,7%), но к 2001 г. их показатели уменьшились (на 3,4-8,8 %).

- по годовой добычи нефти и обводненности добываемой продукции с 1998 года уровень расхождения фактической добычи нефти стал неуклонно возрастать и к 2000 году достиг величины - 32,3%.Одновременно с этим снижался и темп отбора жидкости, но при этом сравнялись величины

Таблица 16

Сопоставление основных фактических и проектных показателей Гремихинского месторождения

Показатели	ГОДЫ РАЗРАБОТКИ
	1999			2000			2001			2002			2003			2004
	Ф	П	Д,%	Ф	П	А,%	Ф	П	А,%	Ф	П	А,%	Ф	П	А,%%	Ф	П	А,%%
Действующий фонд скважин, шг в т.ч.: - в эксплуатации - под закачкой	690 592 98	871 780 91	-20,8 -24,1 +7,7	709 600 109	871 764 107	-18,6 -21,5 +1,9	654 540 114	845 727 118	-22,6 -25,7 -5,1	703 578 125	686 549 137	+2,5 +5,3 -8,8	690 547 137			690 470 145
Годовая добыча, тыс.т нефти жидкости %вод	778,0 2456,5 71,8	1053,6 3995,0 73,6	-26,2 -31,0 -2,4	725,7 3010,8 75,9	1072,0 4570,0 76,5	-32,3 -34,1 -0,8	672,9 2117,2 76,5	708,9 3873,8 76,8	-5,1 -45,3 -0,4	630,2 2604,2 77,1	688,9 2803,6 77,5	-8,5 -10,3 -0,52	652,2 2797,8 77,9			628,8 3151,1 81,2
Накопленная добыча нефти, шт.	11226	11770	-4,6	11952	12842	-7,1	12624,5	13551	-6,8	13254,7	13314	-0,45	13966,2			14595
К. нефтеизвления	0,174	0,182	-1,4	0,185	0,190	-2,6	0,196	0,195	+0,5	0,205	0,206	-0,5	0,173			0,180
Годовая закачка агента, тыс. т в т.ч. – теплоноситель - холодной воды	2143,1 1499,8 613,3	4041,0 1838 2203	-4,7 -18,4 -70,8	-464,3 1659,9 804,4	2735,0 2154 2581	-18,0 -22,9 -68,8	1638,3 1135,6 502,7	3084,0 2406 678	-46,9 -52,8 -26	2123,0 1251,6 871,4	2130 1351,7 597,0	-0,33 -7,4 +0,46	3490 2600 900			3473,4 2354,4 1159
Накопленная закачка агента, млн.т в т.ч. – теплоноситель - холодной воды	13,234 11039 4,195	20,927 10,828 10,099	-27,2 +1,9 -58,5	17,698 12,698 5,000	23,662 12,982 12,680	-25,2 -2,2 -60,6	19,336 13,834 5,5502	26,746 15,388 13,358	-27,7 -10,1 -58,8	21,459 15,086 6,373	21,466 15,187 6,100	-0,03 -0,67 +4,5	23,210 16,385 6,824			24,947 17,536 7,383

текущей обводненности добываемой продукции (степень расхождения в
2000 году составила 0,8%). Высокий фактический "недобор" нефти связан с
существенным снижением за рассматриваемый период количества
действующего фонда добывающих скважин, которое вызвано
производственной причиной.

- по накопленной добычи нефти и коэффициенту нефтеизвлечения: с
дальнейшем наращиванием расхождения, которое.к 2000 году составило
соответственно-6,9 и-7,0%;

- объемы годовой закачки агента в пласт за период с 1998 по 2002 гг существенно отличаются от проектных значений (ниже на 27,7 - 47%), но такое различие связано лишь с существенным сокращением закачки холодной воды. Такой факт вызван двумя причинами: первая - за последние годы основное развитие получили технологии ТЦВП и «Укрупненного элемента», в которых предусмотрена закачка только теплоносителя и вторая в 1999-97 годах проведены мероприятия по снижению темпов закачки агента с целью снижения избыточных пластовых давлений в зонах воздействия, а также с целью снижения текущей обводненности добываемой продукции, при этом важно, что накопленные объемы закачанного теплоносителя в пласт имеют высокую сходимость (+,- 1,9 - 6,1%);

Начиная с 2000 по 2002 год, роль закачки теплоносителя с каждым годом постоянно увеличивается, благодаря экономической эффективности внедрения тепловых методов (ТМ) воздействия н пласт. Также увеличилось количество паронагнетательных скважин (график) за счет чего увеличилась годовая добыча нефти при помощи ТМ.

2.9.Методы контроля в процессе теплового воздействия

на нефтяные пласты

Разработка месторождений высоковязких нефтей термическими метода-ми представляет собой комплекс взаимосвязанных мероприятий, конечной целью которых является получение максимального нефтеизвлечения из плас-та с минимальными затратами. Достижение максимального нефтеизвлечения во многом зависит от правильного и системного проведения исследований и постоянного контроля за ходом процессов в продуктивных пластах при их разработке.

Существует много методов исследования скважин. Все они направлены на получение своевременной и полной информации по разрабатываемому объекту, чтобы принимать своевременные меры для осуществления рациональной разработки месторождения, вносить при необходимости изменения в использование нефтепромыслового оборудования для приема жидкости из скважины, осуществлять геолого-технические мероприятия по регулированию процесса добычи нефти, увеличения или ограничения объемов закачки агента воздействия на залежь, проведения ремонтно-изоляционных работ и т. д.

Из многих методов исследования скважин следует выделить следующие: геофизические методы исследования; гидродинамические методы исследования; скважинные дебитометрические исследования; термодинамические исследования.

Геофизические методы исследования основаны на физических явлениях, происходящих в горных породах и насыщающих их флюидах при взаимодействиях их с жидкостью скважины и воздействии на них радиоактивного облучения и ультразвука. Геофизические методы исследования дают обширную информацию о состоянии горных пород, их параметрах, а также об их изменениях в процессе разработки залежи. В процессе геофизических исследований скважин получают так называемые каротажи, которые дают возможность следить за изменением той или иной величины по стволу скважины.

Применяются следующие виды каротажа скважин: электрокаротаж, радиоактивный каротаж, акустический каротаж, нейтронный, а также кавернометрия и термокаротаж.

При использовании тепловых методов чаще всего прибегают к термокаротажу. Термокаротаж позволяет определять температуру по стволу скважины, дифференцировать горные породы по температурному градиенту, т. е. по тепловому сопротивлению, что особенно важно знать при импульсных тепловых воздействиях на пласт. При импульсно-дозированном воздействии на

пласт (ИДТВ), т. е. при чередующемся введении в пласт тепла и холодной воды, термокаротаж позволяет получить соответствующую новую информацию (к исходной) о теплоемкости и теплопроводности пластов, определить газонефтяной контакт, зоны утечки тепла в дефектные участки обсадной колонны, зоны поглощения воды и газа и т. д. В связи с отсутствием до настоящего времени надежного внутрискважинного оборудования (пакеров, разобщителей, термоизолированных труб и т. д.) термокаротаж дает возможность определять непроизводительные теплопотери по стволу скважины и судить об эффективности применяемого метода. Совершенствование и повышение чувствительности внутрискважинных термометров, создание новых приборов и средств исследования при тепловых методах дают возможность дальнейшего совершенствования существующих методов воздействия на пласт.

Гидродинамические методы исследования при тепловых методах служат для изучения характеристик и состояния притока жидкости к забою скважин как при установившихся, так и при неустановившихся режимах ее работы. Главными параметрами гидродинамических измерений являются определение дебита жидкости и давлений, а также их изменение в процессе разработки.

Гидродинамические методы исследования делятся на два вида -
исследования при установившихся режимах работы скважин, так
называемый метод пробных откачек, и исследования при неустановившихся
режимах работы скважин, метод кривой восстановления давления или метод
прослеживания уровня.

Исследование при установившихся режимах работы скважин позволяет определить зависимость притока жидкости к забою скважины от состояния забойного давления или от динамического уровня в скважине.

Этот же метод позволяет определить гидропроводность пласта E=kh/μ в призабойной зоне.

Исследования при установившихся режимах работы скважин позволяют определить пьезопроводность для более удаленных зон пласта. Дебитометрические исследования скважин при тепловом воздействии позволяют определить приток жидкости вдоль интервала перфорации в нефтяных скважинах (профили притока) и приемистость в нагнетательных скважинах (профили поглощения) с помощью приборов (дебитомеров и расходомеров), спускаемых в скважину.

Скважинные дебитометрические исследования дают важную информацию прежде всего о работающих пластах и пропластках, а на их основе принимаются решения для проведения тех или иных геологоехнических мероприятий по приобщению в число действующих неработающих мощностей как в нефтяных, так и в нагнетательных скважинах.

Исследования эти должны рассматриваться с учетом одновременно проводимых в скважинах исследований по состоянию обводненности, давлений, температур (это особенно важно) по стволу и призабойной зоне I скважины и т. д.

I Термодинамические исследования, особенно при применении термических методов воздействия на пласт, являются главенствующими, т.
к. с их помощью удается определить степень распределения температуры,
начиная от устья до забоя скважины. Эти исследования дают возможность
определять потери тепла от устья до забоя скважины и тем самым позволяют
оценить эффективность применяемого теплового метода. С точки зрения
теплопотерь известно, что суточные колебания температуры затухают на
глубинах 1—1,5 м, а годовые на глубине около 15м. Этот уровень называют
нейтральным слоем, ниже которого температура земной коры постоянна и
равномерно (закономерно) нарастает с глубиной.

Начальная термограмма, замеренная перед пуском скважины в эксплуатацию, позволяет определить естественный температурный фон по стволу скважины в данных конкретных условиях. Термограмма, полученная через определенное время работы скважины в результате соответствующего

воздействия на эксплуатационный объект, дает возможность определить
работающие и неработающие пропластки, степень теплопотерь по стволу и в
призабойной зоне скважины, приемистость нагнетательной скважины,
продуктивность в целом и по отдельным пропласткам. При изменении
режима (ИДТВ), т. е. смены агента воздействия от -закачки тепла к закачке
холодной воды, позволяет находить (определить) эффективную температуру
при закачке холодной воды, ниже которой воду необходимо прекращать
закачивать, т. е. при любом цикле холода и тепла находить эффективные
пределы закачки агента воздействия.

Разработка залежей высоковязкой нефти тепловыми методами оценивается проведением комплекса взаимосвязанных мероприятий, конечной целью которых является получение максимальных коэффициентов нефтеизвлечения с минимальными затратами.

Экономическая эффективность разработки, увеличение извлечения нефти из недр во многом зависят от контроля за разработкой залежи и методов регулирования ее процессов.

Главными задачами контроля за процессом термического воздействия являются:

- выявление добывающих скважин, реагирующих на процесс;

- определение направлений развития процесса и скоростей фильтрации флюидов;

- определение (оконтуривание) зон, охваченных тепловым процессом;

- выявление межпластовых перетоков и их возможных причин;

- установление гидрохимических условий, приводящих к выпаданию солей;

- прогнозирование на основе полученных данных исследований
развития процессов теплового воздействия.

Решение большинства вышеперечисленных задач должно осуществляться систематически, постоянно, с учетом геологических условий

залежи и применяемой технологии термического воздействия на данную залежь.

Эффективность контроля за разработкой залежи при непрерывном нарастании объемов термического воздействия и фонда скважин во многом зависит от выбора рационального и системного подхода, т. е. от обязательных гидродинамических, геофизических, гидрохимических и термодинамических исследований.

Методы исследований также зависят от процесса разработки залежей тепловыми методами, которые можно разделить на четыре стадии:

1. Подготовка к воздействию на залежь.

2. Проведение термического воздействия на залежь.

3. Перемещение тепловой оторочки водой.

4. Завершение процесса воздействия на залежь.

С точки зрения проведения исследовательских работ в подготовительный период основное внимание должно уделяться определению начальных фоновых характеристик работы скважин и пластов, гидродинамических параметров пластов, физико-химических свойств нефти, газа и воды, а также технического состояния скважин. Методы исследования скважин на этом этапе аналогичны методам при вторичных методах (заводнения и т. д.).

Вышеперечисленные параметры исследований в первоначальный период должны быть как можно полными и достоверными, т. к. являются базовыми для последующей интерпретации исследований, получаемых на последующих стадиях термического воздействия на залежь. На этапе ведения процесса термического воздействия главной задачей является контроль за процессом с целью его регулирования, т. е. определять, как идет процесс равномерного воздействия на залежь, выработки запасов в целом по залежи и т. д. В этот период объем исследований находится в прямой зависимости от поставленной задачи. Чем больше будет получено достоверной информации, тем более своевременно возможно вмешательство в процесс воздействия и соответственно получение высоких технико-экономических показателей. На завершающем этапе решаются аналогичные задачи, с той лишь разницей, что в этот период определяются техногенно нарушенный (искусственный) фон геофизических, гидродинамических и гидрохимических характеристик пласта и техническое состояние скважин. Особое значение на этой стадии придается оценке конечной нефтегазонасыщенности пластов и степени их охвата процессом воздействия как по толщине, так и по площади. Для получения достоверных данных бурятся так называемые оценочные скважины со сплошным отбором керна по всей толщине нефтенасыщенной части пласта; С целью своевременного вмешательства в процесс воздействия на залежь, получения высоких технико-экономических показателей, вся информация от исследований должна представляться по каждому параметру в виде диаграмм, таблиц, карт (изотерм, изобар, обводненности продукции, состава газа, минерализации добываемой воды и др.) и графиков разработки. Обобщение полученных данных необходимо проводить в разрезе всей залежи, месторождения, чтобы получить представление о параметрах не в отдельных точках, а в целом по объекту.

Промысловые исследования проводятся в добывающих, нагнетательных, контрольных и оценочных скважинах. При необходимости проводятся исследования в законтурных скважинах. Практика разработки показывает, что наиболее достоверную информацию дают комплексные промысловые гидротермодинамические, геофизические и физико-химические исследования: замеры дебитов нефти, воды, газа; расход закачиваемых агентов; температура и профили температуры в паронагнетательных, контрольных и добывающих скважинах; замеры пластовых давлений в контрольных и добывающих скважинах; физико-химический анализ попутной воды; обводненность продукции добывающих скважин и т. д.

Ниже приводится краткая характеристика основных видов работ (построение карт температур, давлений и физико-химических свойств флюидов, которые в настоящее время применяются в практике с целью оценки охвата залежи процессом по площади).

2.9.1.Термометрический контроль

Начальная температура в продуктивном пласте А4 Гремихинского месторождения составляет 28°С. В первые годы внедрения тепловых методов, после достаточно длительного периода закачки тепловой оторочки (с сентября 1983 года до 1987 года) наблюдался закономерный рост количества добывающих скважин с температурой выше начальной пластовой. В дальнейшем с началом внедрения режимов ИДТВ и ИДТВ (П) в 1988 году температура в добывающих скважинах росла очень медленно, несмотря на значительное повышение в нагнетательных скважинах.

Единственным техническим средством при исследовании работающих паронагнетательных скважин является станция контроля при тепловых методах СКТ-2. В отличие от обычных геофизических станций, работающих до температуры 100°С, СКТ могут работать на ПНС, находящихся под закачкой пара, диапазон измерений температуры которой изменяется от 0 ° до 600 °С, относительная погрешность составляет 1%. Станция может работать при температуре окружающей среды от -30 °С до +50°С при относительной влажности воздуха не более 90% при 30 °С. Состоит станция из измерительных датчиков температуры, регистрирующих приборов и блоков, в которые входят спуско-подъемное оборудование, устройство ввода, система заземления, пульт управления, измерительная стойка, силовой блок. Датчик температуры устанавливается на конце термостойкого кабеля (КТМС), они являются измерительной термопарой, рабочий спай которой размещен в датчике, а свободный конец соединен с регистрирующим прибором (включает в себя измерительный усилитель термоэлектродвижущей силы датчика температуры и регистратор Н381).

С сентября 1989 года были начаты первые исследования скважин с помощью СКТ-2, которой была записана 31 термограмма на 14 скважинах. Тогда была проведена большая работа по исследованию скважин, работающих в режиме ИДТВ (П), были записаны термограммы в различных режимах закачки:

- цикл закачки теплоносителя,

- пауза 1,

- 1-й цикл закачки холодной воды,

- пауза 2,

- 2-й цикл закачки холодной воды,

- пауза 3,

- 3-й цикл закачки холодной воды.

По данным этих исследований были сделаны соответствующие заключения и выводы. В 1990 году работы были продолжены и происследованы уже 70 скважин. На сегодняшний день в НГДУ "Ижевскнефть" работают две станции СКТ на Гремихинском месторождении.

Исследования, проводимые СКТ, предназначены для решения следующих задач:

-определение перепада температуры по стволу .скважины и в интервале продуктивного пласта в зависимости от темпа и времени нагнетания;

-определение интервалов приемистости в процессе остывания паронагнетательных скважин;

-теплопотери по стволу скважины;

-определение технического состояния эксплуатационной колонны (нарушения эксплуатационных колонн и в связи с этим - определение непроизводительных теплопотерь);

-выявление межпластовых перетоков.

Необходимость термодинамических исследований определяется "Обязательным комплексом гидротермодинамических, промыслово-геофизических и гидрохимических исследований по контролю за разработкой Гремихинского месторождения с применением тепловых методов увеличения нефтеотдачи" (СГП (о) "Удмуртнефть", РосНИПИтермнефть, 1993 год), составленным в соответствии с требованиями ранее действовавшим отраслевым "Методическим руководством по контролю за разработкой". Периодичность термодинамических исследований по всем видам технологий теплового воздействия по категориям скважин приведена в таблице № 17 .

Таблица 17

Наименование	Категории скважин	Погот. к процессу	ПТВ	идтв	ИДТП (П)	тцвп
профиль темперах.	негнета-тельные	Фон	1 раз/кварт.	1 раз/кварт.	2 раз / год	1 раз/кварт.
по стволу скважины	добывающ ие	Фон	1 раз / год	1 раз / год	1 раз / год	1 раз / год
и в интерв. прод. плас.	контрольн ые	Фон	1 раз/месяц	1 раз/кварт.	1 раз/кварт.	1 раз/кварт.

Оценка температуры работающих паронагнетательных скважин осуществляется станцией контроля при тепловых методах добычи нефти СКТ-2 (силами бригады по исследованию № 5 ЦНИПР).

Температура на забое паронагнетательных скважин составляет 150-190 °С, а в скважинах, оборудованных термостойкими трубами производства СЦТТ НГДУ "Ижевскнефть" ОАО "Удмуртнефть" - 220-250 °С при закачке теплоносителя и 45-50 °С при закачке холодной воды. Температура в добывающих скважинах в зоне закачки теплоносителя (зоне реагирования) в основном составляет приблизительно 30 °С , редко 35-50 °С - это по контрольным скважинам, которые расположены в непосредственной близости от нагнетательных скважин. За 2002 год зафиксирована температура 56,2 °С по скважине № 23 (дата исследования 17.09.02 г.) и 55 °С по контрольной скважине № 4 (17.09.02 г), 33,5 °С по добывающей скважине №456(2.02.02г), 51°С по скважине №1549 (4.01.02г), которая находится в непосредственной близости от ПНС № 845.

2.9.2.Контроль за состоянием паронагнетательного фонда

На 1.01.2002г в паронагнетательном фонде находится всего 145 скважин, из них 103 скважин находятся в действующем фонде, 42 скважины в добыче согласно технологии ТЦВП-УЭ, 6 скважин в бездействии (2 из них в ожидании ликвидации по техническому состоянию эксплуатационной колонны). За 2002 год под закачку теплоносителя переведено всего 10 новых скважин.

В 2002 году большое внимание уделялось оснащению паронагнетательных скважин термостойким оборудованием, что является одним из основных мероприятий по защите эксплуатационной колонны от разрушений, так на конец отчетного года из 125 ПНС оснащены 36 скважин термостойкими трубами различных производителей. За 2002 год было спущено 13 шт. термостойких пакера различных конструкций, на конец года термостойкими пакерами оснащено всего 76 скважин.

В 2002 году проведен анализ зависимости нарушений герметичности эксплуатационных колонн паронагнетательных и добывающих скважин Гремихинского месторождения от интервала набора кривизны. По результатам проведенного анализа можно сделать следующие выводы:

1.По паронагнетательным и добывающим скважинам с негерметичностью э/к, в которых идет набор зенитного угла с устья до 200 м от 0 до 20 градусов , разрыв трубы происходит в верхней части э/к ( 43 скважины из 55 с дефектом колонны). При натяжении скважин с резким набором кривизны в верхней части трубы, максимально растягивается только верхняя часть, а нижняя часть остается ненатянутой и более устойчивой к разрушающим факторам.

2. По скважинам, где набор кривизны происходит плавно с устья до забоя и небольшой градиент зенитного угла (5-8 градусов), нарушения э/к многочисленны и распределены по всей длине э/к, видимо, из-за равномерного растяжения колонны (скв. №№ 853,899,872).

3. В некоторых случаях интервалы нарушения эксплуатационных
колонн приходятся на места с резким изменением магнитного азимута (
градиент составляет 15-20 градусов -скв. .№№ 851,842,820). Искривления э/к
как по зенитному так и по азимуту ведут к неравномерным растяжениям
колонны, что в свою очередь ведет к появлению уязвимых участков. Так по
скважине № 872 отмечаются три интервала с интенсивным изменением
зенитного угла (угла отклонения ствола скважины от вертикали). В двух
интервалах идет набор кривизны: это от 70м до 200 м, где угол растет от 1
град до 19 град и от 800 м до 900 м, где угол растет от 20.30 град до 39.0
град, соответственно выше этих интервалов отмечаются нарушения э/к (17м,
I 23м, 165м и 760м, 765м, 862м, 902м). В третьем интервале 1000-1200 м
наоборот происходит уменьшение зенитного угла с 36.30 град до 25 град.,
чем возможно объясняется нарушение э/к на глубине 1020м.
Нарушения э/к колонны по скважине № 859 отмечаются на глубинах:
613 - 624 м, 675 м, 685 м. На этой глубине происходит интенсивное
изменение зенитного угла с 16 град до 4 град, кроме того, магнитный азимут
на той же глубине меняется с 278 град до 252 град (градиент составляет 58
град).

4. Разрыв э/к на глубинах 470, 500, 700 м по абсолютной отметке -400 м, - 500 ми- 600 м по ряду скважин: №№ 877,859,840,829,898,870,881, возможно, объясняется наличием в геологическом разрезе Гремихинского месторождения мощных водоносных коллекторов Тастубского горизонта и Ассельского яруса Нижней Перми и Гжельско-Оренбургского горизонтов Верхнего Карбона. В этих интервалах э/к подвергается большим перепадам температуры вследствие проведения технологии ИДТВ и ИДТВ (п) во время технологических операций при переходе с закачки пара на закачку холодной воды и наоборот. Если в интервалах, где нет мощных водоносных коллекторов происходит постепенное остывание э/к в течение 3-5 суток, то в этих интервалах происходит мгновенное охлаждение за счет холодных водяных потоков большой минерализации. Повышенная минерализация является дополнительным фактором, способствующим разрушению труб, т.к. за 3-4 года эксплуатации в ПНС цементный камень разрушился почти полностью, за счет чего происходит непосредственный контакт э/к с пластовыми водами.

5. По 14 проектным паронагнетательным скважинам разрыв э/к произошел до начала закачки теплоносителя , из них по 12 скважинам разрыв в интервале от устья до 130 м, только по двум ( №№ 865,815 ) в интервале 600-700 м. По семи добывающим скважинам отмечается негерметичность э/к, из них по пяти - разрыв трубы в верхней части колонны, где отмечается интенсивный набор кривизны. По двум скважинам на глубине 441м, 476 м (абсол. отм. -400 м, -500 м), что приходится на водоносные коллектора вышеуказанных горизонтов.

Все это говорит о том, что температурные перегрузки не являются единственной причиной ведущей к разрушению э/к и искривления по зенитному и магнитному углам являются существенным фактором, влияющим на распределение интервалов нарушений эксплуатационной колонны по ее длине.

На рисунке № 12 представлена зависимость распределения количества нарушений от длины эксплуатационных колонн, где наглядно изображены выводы, приведенные выше, т.е. наибольшее количество нарушений герметичности эксплуатационных колонн приходится на верхнюю часть колонны, где происходит максимальный набор кривизны, значительная часть нарушений также приходится на интервал от 450 м до 800 м, возможная причина негерметичности в этой части колонны также объясняется выше.

Овал: Рис.12

2.9.3.Гидрохимический контроль

Гидрохимический контроль за перемещением тепловой оторочки по зоне внедрения паротеплового воздействия осуществляется по хлор-иону, т.к. пластовые воды Гремихинского месторождения являются хлор-кальциевыми рассолами с минерализацией до 269,8 г/л. В солевом составе рассолов превалирует хлористый натрий, меньше хлористый кальций, затем хлористый магний.

Гидрохимические исследования состава и свойств вод предусматривают проведение полного и краткого анализов. Полные анализы химического состава вод состоят из 6-ти компонентного анализа (хлор, сульфаты, гидрокарбонаты, карбонаты, кальций, магний, натрий + калий), определений плотности, рН, количества взвешанных частиц, сероводорода, окисного и закисного железа, нафтеновых кислот и микроэлементов - йод, бром, аммоний. Краткие химические анализы по добывающему фонду скважин, пьезометрическим и водозаборным скважинам предусматривают определение хлора, гидрокарбонатов, сульфатов, рН и плотности воды.

Фоновое содержание CL иона изменялось от 152 г/л до 194 г/л тенденцией увеличения от периферии к центру залежи. Вокруг паронагнетательных скважин образовались обширные зоны опреснения (гидрохимического реагирования). Содержание CL иона в попутных водах снизилось до 140-20 г/л и менее. Степень гидрохимического реагирования скважин на паротепловое воздействие определяется содержанием в водах CL иона по сравнению с фоновыми значениями. В целом для залежи за величину фонового значения CL иона принято значение равное 160 г/л. Снижение содержания CL иона указывает на то, что к данной скважине подошла определенная доля слабоминерализованной конденсационной воды. Следовательно, пластовые воды околоскважинного пространства реагируют на закачку теплоносителя.

В общих чертах зона реагирования на тепловой процесс, выделенная
другими промысловыми данными, совпадает с зоной гидрохимического
реагирования. Ввод новых паронагнетательных скважин привел к
значительному расширению зоны активного гидрохимического
реагирования и сформировалась большая зона с пониженной
минерализацией вод (содержание CL иона меньше 160 г/л) вокруг новых
паронагнетательных скважин. Основные зоны гидрохимического
реагирования на закачку теплоносителя расположены в районе
скважин №№ 839, 845, 850, 855, 856, 862, 863, 881, 882, 837, 1014, где
содержание CL иона снизилось до 0.5-6.7 г/л. С июля месяца отчетного года,
как было отмечено выше, закачка теплоносителя была ограничена,
вследствие чего произошло некоторое восстановление хлориона в зонах
пониженной минерализации .

2.10. Мероприятий по регулированию разработки по пласту А4 Гремихинского месторождения

119,4тыс. Упустим сам расчет. В элемент нагнетательной скважины № 863 входят добывающие скважины имеющие высокую обводненность (394,406,407,395,381).

В таблице (18) приведен технологический режим работы этих скважин.

Возможно, что эти скважины отобрали все свои запасы и нет смысла проводить мероприятия для повышения дебита скважин по нефти, а возможно что вода прорволась по более проницаемым нижним пропласткам, а верхние остались не выработанными. Для того, чтобь определить причину обводнения этих скважин необходимы данных исследований профиля притока в добывающих скважинах и профиле приемистости в нагнетательной скважине. Для оценки выработанности запасов нефти необходимы данные по накопленной добыче и запасах на скважину.

Расчет запасов проведем объемным методом на примере скважин 394.

В разрезе скважины 394 выделены 12 нефтенасыщенных пропластков общей мощностью h=22,4 м. Средневзвешенная нефтенасыщенность по этим пропласткам составляет 77%, средневзвешенная пористость 22,8% пересчетный коэффициент 0,95. Месторождение разбурено так, что нефтенасыщенная площадь на одну скважину составляет:

Извлекаемые запасы на одну скважину составляют 44,1тыс.т.

Накопленная добыча по скважинам представлена в таблице 19.

Таблица 18

Технологический режим работы скважин

№скв.	Диаме тр экспл. Колон ны, мм	Коэф проду ктивн ости м³/сут МПа	Тип качал ки	Тип насоса	Диаметр,мм Длина,м		Числ0 кача НИИ	Длин а хода	Уровень,м		Теоре тичес кая произ водит ельно сть м³/сут	Среднесут.деб ит М³/сут		% воды объе-ма
№скв.	Диаме тр экспл. Колон ны, мм	Коэф проду ктивн ости м³/сут МПа	Тип качал ки	Тип насоса	НКТ	Хвост	Числ0 кача НИИ	Длин а хода	Стати чески kS И	Дина мичес кий	Теоре тичес кая произ водит ельно сть м³/сут	Нефть	Жидк ость	% воды объе-ма
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
394	146	-		НН-2- 32	73-900	-				630	17	0,8	12,2	93
406	146	0,02		НН-2-43	73-860	-				624	26	0,8	6,4	90,1
407	146	-		НН-2- 43	73-1000	73-100				624	38	3	33,2	97,2
395	146	-		НН-2- 56	73-1000	73-100				624	45	3	39,1	93,6
381	146	-		НН-2-56	73-860	73-100				618	53	3,5	41,9	95,5

Таблица 19

Накопленная добыча по скважинам

Номер скважины	Время отработанное, сут	Накопленная добыча,тонн
1	2	3
394	4576	30503
406	5653	36337
407	6343	42716
395	6299	39797
381	6304	33799

Накопленная добыча в процентах от начальных извлекаемых запасов (НИЗ) выглядит так: скважина 394-69% от НИЗ, скважина 406-82% от НИЗ, скважина 407-96 % от НИЗ, скважина 395-90% от НИЗ, скважина 381-76% от НИЗ.

В нагнетательной скважине №863 проводились исследования по определению профиля приемистости скважине.

1. Искусственный забой-1165м:

2.Закачиваемая вода поглощается интервалом перфорации (ИП) и доходит в основном, до глубины 1165 м. Отмечается слабое движение воды по заколонному пространству до глубины 1155 м. Общий расход жидкости , ориентировочно ,160 м³/сут. Дифференциальный профиль приемистости:

-ИП №1 принимает в интервале 1149,5-1151,5м -19%, 1154,5-1156,Ом-7%

-ИП №2 принимает в интервале 1158,0-1159,0м -63% ;

- ИП №3 принемает в интервале 1159,0-1165,0 м -11%.

З.В режиме восстановления приток жидкости - из поглащающи прослоев.

4.Текущие пластовые давления при не замеренном уровне жидкости ИП №1 - 11,7 МПа, ИП №2-11,7 , ИП №3 - 11,8 МПа. Забойное давление при давлении на буфере Рб=10 МПа, -23МПа.

Известно,что фазовая проницаемость для воды имеет наиболыш значение в высокообводнившехся пластах (высокое значен водонасыщенности). Так как приемистоть пласта по во; прямопропорциональна значению фазовой проницаемости для вод пласте, можно сделать вывод, что при прочих равных условиях наибольшей приемистостью обладает наиболее обводнивший пропласток .

Из проведенных исследований скважины 863 следует что большую часть закачиваемой воды (63%) принимает интервал 1158,0-1159,0 м. Следовательно обводнения добывающих скважин идет по этой интервалу. Необходимо ограничить поступление воды в ИП №2 и увеличить в ИП №1 и ИП №3.

Основываясь на том, что охват заводнением по толщине пласта ид не равномерно и выработанность запасов добывающих скважин, входящих в элемент не высокая от 69 до 96 % и опытом проведен предыдущих обработок проводимых ранее на месторождении можно рекомендовать мероприятия по ВПП скважины. Необходимо провес закачку термостойкий состава в скважину 863 в ИП №2 и провести ПСЬ вИП№1,ИП№3.

По опыту проведения ВПП на Гремихинском месторождении Удельный эффект от проведения ВПП по добывающим скважинам составляет 1,5т/сут. В элементе выделено пять нерентабельных высокообводненных скважин на которых скважина 863 явно влияет Предположим что в этих скважинах будет такой же эффект. Суммарный эффект составит 10 т/сут.

Для того чтобы получить максимальный эффект нужно провести ВПП во всех нагнетательных скважинах, пробуренных по площадкой системе разработки.

Предлагается провести комплексные исследования по выработанности запасов высокообводненных добывающих скважин. Если выработанность запасов на этих скважинах более 50 % следует оценить возможность применения закачки термостойкого состава в нагнетательных скважинах этих элементов.

Дополнительные мероприятия по регулированию разработки.
В состав элемента №903 паронагнетательной скважины входят скважины №
458, 459, 471, 472, 485, 486, 889, 895, 896, 909, 910, 916. По этим скважинам
были произведены геофизические исследования скважин (ГИС). Анализируя
эти исследования, были предложены следующие рекомендации:

- по скв.903 вскрыть среднюю пачку в интервалах 1154.4-1159.0 м

и 1160.2- 1161.0м; нижнюю пачку- в интервале 1161.6-1163.8 м; обработать призабойную зону

- по скв. 485 произвести дострел в интервалах 1154.4-1155.0 м , 1155.6-1156.4м, 1156.8-1157.2 м, 1158.0-1159.6 м, 1161.2-1162.3м средней пачки . Обработать призабойную зону с ограничением водопритока.

- по скв.471 произвести дострел интервалов 1116.0-1116 м ; ОПЗ с ограни- чением водопритока

- по скв. 472 произвести ОПЗ по ограничению водопритока в продуктивной части;

- по скв. 485 произвести ликвидацию заколонных перетоков нижней пачки и РИР; в средней пачке произвести дострел интервалов 1154,4-1155,0 м.

3. ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

3.1. Экономическая эффективность применяемых методов

Показатели истории разработки рассматриваемой залежи нефти по темпам и уровню нефтеизвлечения и по эффективности применяемых технологических процессов теплового воздействия на пласт говорят о высокой организационной и технической политике, проводимой ОАО «Удмурт-нефть» - как оператора-разработчика Гремихинского месторождения. Четким, прямым подтверждением этому являются благоприятные технико-экономические показатели разработки месторождения. Так, на декабрь 2002 года себестоимость добываемой нефти с учетом коммерческих расходов составляет 782,73 руб./т. (или при текущем курсе доллара США – 32,0 руб. себестоимость составит 22,8 долларов за 1 баррель). Полные затраты по искусственному воздействию на пласт составили 213,82 руб. на 1 т. добываемой нефти или 27,3% от коммерческой себестоимости. Технико-экономические показатели обобщены в табл.

Объект продолжает оставаться высокоперспективным, но требуется новый подход в системе его разработки, который обеспечил бы повышение темпа выработки запасов нефти и его выравнивание по пачкам разреза и сокращение обводненности добываемой продукции.

В настоящее время составляется проект доразработки базового объекта Гремихинского месторождения - залежи нефти пласта А4 башкирского яруса. Цель нового проектирования заключается в научном обосновании систем вскрытия многопластового неоднородного разреза объекта и технологических процессов, обеспечивающих повышение уровня добычи нефти с достижением утвержденного конечного коэффициента нефтеизвлечения - 0,392 при рентабельных в современных условиях экономических показателях.

3.2. Методика расчета экономической эффективности

Расчет экономической эффективности тепловых методов в данной работе заключается в сопоставлении экономических результатов сравниваемых технологий теплового воздействия. Определена себестоимость добычи нефти каждого метода, реализация нефти в стоимостном выражении и экономическая прибыль.

Предприятие осуществляет учет затрат на производство основной продукции, а также себестоимости прочих услуг основного и вспомогательного производства. Для целей учета выделяют основное и вспомогательное производство, общепроизводственные (цеховые) и общехозяйственные расходы.

На счете "Основное производство" группируются затраты цехов основного производства; на счете "Вспомогательные производства" — затраты вспомогательных, обслуживающих основное производство цехов, которые входят в состав предприятия; на счете "Общепроизводственные расходы" — накладные расходы цехов основного и вспомогательного производств (по управлению производством цеха, на содержание общепроизводственных зданий и сооружений, общепроизводственной инфраструктуры и т. д.); на счете "Общехозяйственные расходы" — затраты, связанные с содержанием аппарата управления и обеспечением деятельности, — административно-управленческие расходы, а также общехозяйственные расходы, которые прямо не связаны с функционированием производства, но связаны с функционированием предприятия как экономического субъекта.

Себестоимость добычи нефти представляет собой стоимостную оценку используемых в процессе добычи нефти природных ресурсов, реагентов, материалов, топлива, энергии, амортизации ОС, трудовых ресурсов и прочих затрат. Номенклатура производственных затрат и расходов определяется Инструкцией по планированию, учету и калькулированию себестоимости добычи нефти и газа.

Состав, классификация и группировка затрат в нефтедобывающей промышленности определяется следующими особенностями:

- выпуском только готовой продукции, отсутствием незавершенного производства и полуфабрикатов;

- последовательным осуществлением основных производственных процессов (переделов) — поддержания пластового давления, извлечения продукции из скважин, сбора и транспортировки, подготовки, внешней перекачки и др.;

- ухудшением горно-геологических условий по мере эксплуатации месторождения и связанным с этим снижением дебита скважин (объемов добычи) и ростом себестоимости нефти.

- устойчивостью технологии добычи и применяемых при этом способов производства во времени, которая обусловливает отсутствие новаций в технологиях и способах учета,

Таким образом, учет затрат на производство и калькулирование фактической себестоимости нефти относится к попроцессному методу калькулирования себестоимости промышленной продукции.

Сбор и учет затрат на производство нефти осуществляется в следующих разрезах.

Организационный разрез — цеха.

Цеха (цеха основного производства, вспомогательные цеха) - административные подразделения, имеющие единое управление и общие цеховые расходы, содержащие, как правило, одно или несколько планово-учетных подразделений.

Планово-учетные подразделения – отдельные части цеха (цехов), выпускающие разные виды продукции (работ, услуг), которые являются самостоятельно калькулируемыми объектами.

Технологический разрез — переделы.

Передел - совокупность затрат цехов (планово-учетных подразделений), участвующих в определенной части (стадии) производственного процесса. В соответствии с Инструкцией по планированию, учету и калькулированию себестоимости добычи нефти и газа калькулирование себестоимости продукции осуществляется в разрезе как переделов, так и статей калькуляции.

В целях учета в состав переделов включаются расходы на следующие стадии производственного процесса:

- искусственное воздействие на пласт;

- сбор и транспортировка нефти;

- технологическая подготовка нефти.

В состав статей калькуляции - следующие расходы:

- основная и дополнительная заработная плата производственных рабочих, занятых в добыче;

- отчисления на социальные нужды;

- амортизация скважин;

- подготовка и освоение производства;

- содержание и эксплуатация оборудования;

- цеховые расходы цехов добычи;

- общепроизводственные расходы;

- прочие производственные расходы, включая налоги и коммерческие расходы.

Продуктовый разрез — конечная продукция.

Часть затрат цехов основного производства включается в себестоимость конкретных продуктов; другая часть затрат, относящихся к общим для разных продуктов технологическим процессам, подлежит распределению между продуктами в соответствии с формальными критериями, которые имеют, как правило, производственно-технологическую природу или базируются на объемных показателях.

Таким образом, определение себестоимости продукции производится последовательно от формирования и распределения себестоимости планово-учетных подразделений до перераспределения всех затрат в разрезе субсчетов, соответствующих калькулируемым объектам. Учетный цикл при этом имеет следующую структуру:

1) прямые затраты на производство группируются на соответствующих счетах учета в корреспонденции со счетами учета материалов, амортизации ОС, оплаты труда, расчетов с бюджетом, расчетов с поставщиками за работы (услуги) и т. д.;

2) цеховые расходы относятся на соответствующие элементы затрат цехов и производств. На конец отчетного периода счет "Общепроизводственные расходы" имеет нулевое сальдо;

3) производится закрытие затрат вспомогательных производств на счета других планово-учетных подразделений, счета учета основного производства, капитальных вложений и услуг, оказанных на сторону;

4) затраты основных цехов перераспределяются между счетами основного производства;

5) формируются общехозяйственные расходы и закрываются на соответствующую статью калькуляции;

6) формируется счет "Готовая продукция" в части затрат на внешнюю транспортировку нефти до магистрального нефтепровода (МНП) и закрывается на соответствующую статью калькуляции "Коммерческие расходы";

7) затраты, сгруппированные на счетах основного производства, распределяются по видам продукции в соответствии с принятой системой критериев — производится калькулирование себестоимости конечных продуктов.

Предприятие наряду с прямыми затратами несет такие расходы, которые не могут быть непосредственно включены в затраты основного производства конкретных видов продукции (работ, услуг), в частности расходы, связанные с организацией управления предприятием и его обособленными структурными подразделениями (филиалами, представительствами и т. п.), — общехозяйственные и административно-управленческие расходы, которые учитывают на счете "Общехозяйственные расходы".

Общехозяйственные расходы включают в себя:

- затраты на содержание прочего общепроизводственного персонала;

- затраты на командировки работников, не относящихся к аппарату управления;

- затраты по перемещению работников;

- затраты на амортизацию ОС общехозяйственного назначения;

- затраты на содержание и эксплуатацию объектов общехозяйственного назначения;

- затраты на содержание и эксплуатацию транспорта общехозяйственного назначения;

- затраты, связанные с начислением налогов и иных обязательных платежей;

- прочие общехозяйственные расходы (в том числе проценты по кредитам и ссудам).

Административно-управленческие расходы включают в себя:

- зарплату и отчисления на содержание аппарата управления;

- затраты на командировки, представительские расходы аппарата управления;

- затраты на содержание и эксплуатацию легковых автомобилей;

- прочие административно-управленческие расходы.

Данные расходы учитываются по предприятию в целом.

Общепроизводственные (цеховые) расходы учитываются в разрезе следующих элементов (статей) затрат:

расходы на управление:

- заработная плата с отчислениями на содержание персонала управления цеха;

общепроизводственные расходы:

- содержание прочего цехового персонала,

- содержание и эксплуатация оборудования, зданий, сооружений и инвентаря цехового назначения,

- прочие цеховые расходы.

В коммерческие расходы включаются:

- затраты, связанные с транспортировкой нефти от товарного парка до МНП или емкостей покупателя нефти (независимо от места оформления приема-сдачи нефти);

- затраты, связанные с транспортировкой нефти от товарного парка до нефтеналивного пункта эстакады, где производится налив нефти в железнодорожные цистерны или нефтеналивные суда;

- затраты, связанные с транспортировкой нефти от товарного парка (узла учета нефти) до емкостей потребителей по внешнеторговым сделкам;

- таможенный сбор, расходы и вознаграждение комиссионера согласно договору комиссии по реализации нефти;

- расходы по компаундированию нефти;

- иные расходы, связанные с реализацией готовой продукции.

Учет затрат по коммерческим расходам может осуществляться в разрезе следующих субсчетов:

- затраты, связанные с транспортировкой нефти- от товарного парка до МНП или емкостей покупателя, а также до места налива нефти в цистерны и нефтеналивные суда, насосных станций, эстакад и др., относятся на затраты основного производства с последующим включением в калькуляцию себестоимости нефти;

- затраты по транспортировке нефти по МНП при поставках на экспорт относятся на нефть, отгруженную на экспорт, и закрываются на счет "Продажи" ("Готовая продукция") по мере оказания услуг трубопроводным транспортом прямым счетом;

- затраты на компаундирование нефти относятся на отгруженную нефть. Начисление по данному субсчету производится по мере поступления счетов от комиссионера;

- таможенный сбор;

- стоимость услуг комиссионера формируется по мере поступления счетов от комиссионера;

- иные расходы, связанные с реализацией продукции.

В связи с отсутствием бухгалтерского учета затрат по каждому методу расчет себестоимости проведен исходя из сметы затрат по цеху повышения нефтеотдачи пластов (Ц11Н11) «Ижевскнефть» и калькуляции добычи нефти по Гремихинскому месторождению за 2004 год (таблицы П. 1., П.2 ).

Затраты в ЦПНП распределяются по методам пропорционально технологическим показателям.

В соответствии с Инструкцией по планированию, учёту и калькулированию себестоимости добычи нефти затраты по добыче учитываются по определённой номенклатуре затрат (табл. 20).

Таблица 20

Номенклатура затрат

Статья	Сущность
Расходы на энергию по извлечению нефти	Возникают при обслуживании оборудования –стоимость энергии, израсходованной на производственные нужды
Расходы по искусственному воздействию на пласт	Вызваны специфическими особенностями производства Затраты на нагнетание в пласт воды, воздуха и мероприятия по увеличению нефтеотдачи пластов: амортизация нагнетаемых скважин и оборудования, стоимость воды, газа, электроэнергии, химических веществ и др.
Основная заработная плата производственных рабочих	Зарплата операторов, инженеров-технологов и техников-технологов
Отчисления на социальные нужды	Социальный налог с установленной законодательством базы в определённом проценте
Амортизация скважин	По видам скважин: нефтяных, контрольных, оценочных и наблюдательных
Расходы по технологической подготовке нефти	Затраты на содержание установок, производящих подготовку нефти
Расходы на подготовку и освоение производства	Затраты на подготовительные работы некапитального характера
Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования	Амортизация и текущий ремонт наземного и подземного оборудования скважин; стоимость материалов, необходимых для текущего обслуживания оборудования, и прочие затраты
Общепроизводственные расходы	Затраты, связанные с добычей нефти и носящие производственный характер	Затраты на геолого-разведочные, научно-исследовательские и опытные работы и др.

Проведем расчет по калькулированию себестоимости нефти для различных методов добычи.

На предприятии за текущий месяц были произведены определенные затраты, включающие в себя основные расходы предприятия и предварительно собранные, сгруппированные нами в табл. 21.

Таблица 21

Выписка из ведомости расходов по добыче нефти

Перечень расходов	Сумма, тыс. руб.
Расходы на энергию по извлечению нефти	1148
Расходы по искусственному воздействию на пласт	9224
Основная и дополнительная заработная плата	245
Отчисления на социальные нужды	98
Износ скважин	1179
Расходы по сбору и транспортировке нефти	204
Расходы по технологической подготовке нефти	1475
Расходы на содержание и ремонт оборудования	11632
В том числе: подземный ремонт	7124
Цеховые расходы	2773
Общепроизводственные расходы	5942
Прочие производственные расходы	-137
Производственная себестоимость: Валовой продукции	33783
Товарной продукции	33417

Согласно произведенным расходам, некоторые из них напрямую не могут быть отнесены на себестоимость нефти. База распределения этих расходов в нефтедобывающей промышленности разнится в зависимости от вида распределяемых расходов. Это может быть валовая добыча нефти, товарная добыча, основная заработная плата производственных рабочих, общие производственные затраты за вычетом расходов на научно-исследовательские и геолого-разведочные работы.

Представим поэтапное решение этой задачи.

1. Распределим расходы, перечень которых определен в табл. 21, пропорционально валовой добыче нефти.

Таблица 22

Ведомость распределения основных расходов

Перечень расходов	Сумма, тыс. руб.
Основная и дополнительная заработная плата	245
Отчисления на социальные нужды	98
Износ скважин	1179
Расходы по сбору и транспортировке нефти	204
Расходы по технологической подготовке нефти	1475
Расходы на содержание и ремонт оборудования	11632
В том числе: подземный ремонт	7124
Итого	21957

Каждую статью расходов, отраженную в табл. 22, необходимо умножить на найденный процент для отнесения на себестоимость нефти по каждой статье расходов.

2. Проведем распределение расходов по дополнительной заработной плате и отчислений от фонда оплаты труда (социального налога) пропорционально основной заработной плате производственных рабочих (табл. 23).

Для этого необходимо просчитать социальный налог:

(200 + 45) · 35,6 / 100 = 8900 р.

Таблица 23

Распределение расходов по дополнительной заработной плате
и социального налога

Вид продукта	Основная заработная плата, тыс. руб.	Процент распределения	Дополнительная заработная плата, р.	Социальный налог, тыс. руб.
Нефть	200	100	45	98

3. Общепроизводственные расходы включаются в себестоимость нефти пропорционально затратам по ее добыче за минусом отчислений на научно-исследовательские и геолого-разведочные работы. Для этого соберём вышераспределённые расходы по статьям.

Расходы по искусственному воздействию на пласт полностью относятся на себестоимость нефти (табл. 24).

Таблица 24

Перечень расходов по добыче нефти

Перечень расходов	Сумма, тыс. руб.
Расходы на энергию по извлечению нефти	1148
Расходы по искусственному воздействию на пласт	9224
Основные расходы	21957
Итого	32329

Данные показатели перенесем в табл. 25

Таблица 25

Ведомость распределения общепроизводственных расходов

Вид

продукции

Общие расходы, р.

Процент

распределения

Общепроизводственные расходы, р.

Нефть

32329

100,0

32329

4. На основании произведённых расчётов составим упрощенную калькуляцию нефти по статьям расходов в табл. 26.

Таблица 26

Выписка из калькуляции себестоимости нефти

Перечень расходов	Сумма, тыс. руб.
Расходы на энергию по извлечению нефти	1148
Расходы по искусственному воздействию на пласт	9224
Основная и дополнительная заработная плата	245
Отчисления на социальные нужды	98
Износ скважин	1179
Расходы по сбору и транспортировке нефти	204
Расходы по технологической подготовке нефти	1475
Расходы на содержание и ремонт оборудования	11632
В том числе: подземный ремонт	7124
Цеховые расходы	2773
Общепроизводственные расходы	5942
Прочие производственные расходы	-137
Производственная себестоимость: Валовой продукции	33783
Товарной продукции	33417

Таким образом, себестоимость нефти равна 33417 тыс. руб.

Реализация продукции рассчитана путем умножения добычи нефти, полученной по каждому методу, на среднюю цену реализации 1 т нефти за 2002 год без налогов и акциза.

Прибыль или убыток определяется по формуле:

Пр = Р- Сб, (21)
где Пр - прибыль от реализации в тыс. руб.;

Р - реализация нефти в тыс. руб.;

Сб - себестоимость добычи нефти в тыс. руб. Результаты расчетов по данной методике приведены в таблице 21.

3.3 Анализ калькуляции себестоимости добычи нефти за 2002 год

Согласно документу по НГДУ 'Ижескнефть'' О калькуляции себестоимости добычи нефти и в соответствии с данными по эффективности тепловых методов с 1984г. по 2002 г. ( см. табл. ) при сравнении расходов при использовании ВГВ, ИДТВ(П) и ТЦВП, величину которых важно учесть при расчете полной себестоимости 1т. нефти при использовании выше указанных методов, важно отметить, что расходы на энергию, расходы по транспортировке нефти, расходы по технологической подготовке нефти, в т.ч. расходы по подземному ремонту скважин, цеховые расходы и др. при использовании ТЦВП оказались минимальными. Следовательно, оказалась минимальной и полная себестоимость 1т. продукции (671.5 руб.) по сравнению с полной себестоимости при использовании ВГВ и ИДТВ(П) (804 руб. и 757,9 руб.). Также с помощью ТЦВП добыча нефти оказалась максимальной по сравнению с другими методами (149 тыс.т. и 92т.т)

Что тоже влияет на величину полной себестоимости единицы товарной продукции, не смотря на то, что в этом методе расходы по искусственному воздействию на пласт оказались больше, чем при других методах.

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ И ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ СРАВНИВАЕМЫХ ТЕХНОЛОГИЙ

№ п/п	Показатели	Ед. изм.		Элемент 883				Элемент 990
				ИДТВ(П)		ТЦВП		ВГВ		ТЦВП
1.	Добыча нефти	т		41821		56393		18241		24054
2.	Дополнительная добыча
	к естественному режиму	т		39036		52637		17190		22668
	к предыдущей технологии	т		-		14572		-		5813
3.	Добыча жидкости	т		178802		200111		93504		77877
4.	Обводненность	%		76,6		71,8		80,5		69,1
5.	Закачка всего	тыс. т		205,6		173,7		107,520		55,686
	холодной воды	тыс. т		83,8		45,4		0		13,850
	Теплоносителя	тыс. т		121,8		128,3		107,520		41,836
6.	Фонд скважин		27		27		28		28
	добывающих		20		23		21		24
	нагнетательных		7		4		7		4
7.	Закачка теплоносителя на 1 т дополнительно
	добытой нефти («паронефтяной» фактор)	т/т	2,5		2,4		6,3		1,9
8.	Цена реализации (без НДС и акциза)	руб.	1278		1278		1278		1278
9.	Реализация продукции	тыс. руб.	53447		72070		23311		30741
10.	Себестоимость добычи нефти	тыс. руб.	31658,5		37839		14665		16140
11.	Себестоимость добычи 1 т нефти	руб.	757		671		804		671
12.	Прибыль от реализации	тыс. руб.	21788,5		34234		8646		14604
13.	Прибыль от реализации 1 т нефти	руб.	520		607		473		607

При расчете удельной прибыли на 1 т. нефти данные оказались максимальными -551 руб. по сравнению с ИДТВ(П) (472.5 руб.) и с ВГВ (430.5 руб.), где в последнем удельная прибыль наименьшая.

4. ОХРАНА ТРУДА И БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ

Проектные работы по месторождению выполняют специальные проектные институты, имеющие лицензию на данный вид деятельности.

Проектная документация должна соответствовать правилам эксплуатации парогенераторов, как объектов котлонадзора, а паропроводов -правилам устройства и эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды.

4.1. Общие требования

Транспортировка и закачка влажного пара и горячей воды в нефтяные пласты связаны с возникновением специфических, опасных и вредных производственных факторов (разрывов коммуникаций, ожогов при обслуживании и ремонте оборудования, паропроводов, парогенераторных и водогрейных установок и т.п.), приводящих к травмированию обслуживающего персонала.

К обслуживанию производственных объектов на кустах и площадках

УПГ могут быть допущены лица не моложе 18 лет, годные по состоянию здоровья, обученные по утвержденной программе. Рабочие должны иметь удостоверение на право обслуживания производственных объектов и знать производственную инструкцию согласно своей профессии.

ИТР и рабочие должны пройти инструктаж по безопасному ведению работ по программе, учитывающей требования «Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением», «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», «Правил эксплуатации паровых и водяных котлов» и «Правил устройства и эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды».

ИТР и рабочие должны иметь знания в объеме первой квалификационной группы по электробезопасности.

На рабочих местах необходимо иметь аптечку с медикаментами и средствами для оказания первой помощи пострадавшим.

4.2. Требования к производственным площадкам и помещениям

Производственные площадки должны иметь подъезд к объектам пожарных машин, автокранов и другой техники.

Производственные площадки должны содержаться в чистоте, а территория периодически очищаться от грязи, снега, льда, разлитых нефтепродуктов.

Курение разрешается в специально отведенных и оборудованных местах.

Осветительная аппаратура на площадках, где возможно образование взрывоопасных смесей, должны быть во взрывозащищенном исполнении.

Все работники должны знать место размещения первичных средств пожаротушения и уметь их применять.

Производственные помещения должны быть выполнены из огнестойких материалов или материалов, пропитанных огнестойким составом; двери и окна должны открываться наружу.

Пожаро и взрывоопасные объекты должны иметь молниезащиту согласно проекта и правил безопасности.

Производственные помещения должны иметь вентиляцию, согласно проекта.

В производственных помещениях не допускается хранение легковоспламеняющихся и горючих жидкостей.

Помещение УПГ не следует загромождать какими-либо материалами или предметами. Проходы должны быть свободными.

4.3. Требования к оборудованию и механизмам

Применяемое оборудование, а также приборы, запорная арматура, предохранительные устройства должны иметь паспорта заводовизготовителей (фирмы-поставщика). Котлы, пароперегреватели, экономайзеры и их элементы, а также материалы для их изготовления, приобретаемые за рубежом, должны отвечать требованиям и нормам «Правил устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов». Отступления от этих Правил должны быть согласованы с Удмуртской РГТИ.

Технологическое оборудование (парогенераторные или водогрейные установки) должно быть оснащено приборами контроля и регулирования процессов. Контроль за работой технологического оборудования должен осуществляться по технологическому регламенту и производственной инструкции.

4.4. Требования безопасности при выполнении технологических операций и других работ на площадках парогенераторных установок (УПГ) при их эксплуатации

Эксплуатировать парогенераторные и водогрейные установки (включая термический деаэратор) следует только после регистрации и освидетельствования их органами Госгортехнадзора РФ и получения разрешения.

Обслуживающий персонал должен следить за состоянием тепловой и вибрационной изоляции паропроводов и принимать своевременные меры по устранению их нарушений.

На каждой установке по нагнетанию пара и горячей воды в пласт должна быть документация:

- паспорта УПГ деаэратора, подлежащих регистрации в органах Госгортехнадзора (хранится у начальника УПГ);

- вахтенный журнал;

- журнал контроля параметров при работе установки;

- технологический регламент работы УПГ;

- журнал проверки работы КИПиА;

- схемы коммуникационных линий трубопроводов (в цвете) и размещения оборудования;

- местные инструкции по безопасности труда;

- план ликвидации аварий (ПЛА);

- графики ППР и осмотров оборудования (у начальника УПГ).

Обслуживание и эксплуатация ПГ ведется строго согласно производственных инструкций и инструкций по охране труда. Парогенераторы

должны быть оснащены средствами контроля, регулирования и отсечки подачи газа при нарушении технологического процесса, а также предохранительными устройствами (клапанами).

4.5. Требования безопасности при испытании паропровода

Все паропроводы должны подвергаться испытанию на порочность и герметичность перед пуском их в эксплуатацию после монтажа, ремонта с применением электросварки или простоя более двух лет.

Минимальная величина пробного давления при испытании должна составлять 1,25 рабочего давления.

Испытание должно осуществляться только после того, как паропровод будет полностью собран на постоянных опорах, смонтированы врезки, арматура, дренажные устройства, штуцеры, спускные линии и воздушники. Проверяют правильность запорных устройств, снятие всех временных

приспособлений, окончание сварочных работ и термообработки (в необходимых случаях).

Во время проведения испытаний должно быть организовано постоянное наблюдение за всей трассой паропровода. Места расположения запорной арматуры испытываемого паропровода должны быть отмечены предупреждающими знаками безопасности.

Для гидравлического испытания должны применяться вода с температурой не ниже +5 °С и не выше +40 °С. Гидравлическое испытание должно производиться при положительной температуре окружающего воздуха. При гидравлическом испытании паропроводов, работающих с давлением 10 МПа (100 кгс/см^а), температура их стенок должна быть не менее+10 °С.

Давление в паропроводе должно повышаться и понижаться плавно. Оно должно контролироваться двумя манометрами одного типа с одинаковыми классами точности, пределами измерений и ценой деления.

Время выдержки паропровода и его элементов под пробным давлением должно быть не менее 10 минут. После снижения пробного давления до рабочего производится тщательный осмотр паропровода по всей его длине. Разность между температурой металла паропровода и окружающего воздуха во время испытания не должна вызывать выпадения влаги на поверхностях объекта испытаний.

Паропроводы и его элементы считаются выдержавшими испытание, если не обнаружено:

а) течи, потения в сварных соединениях и в основном металле;

б) видимых остаточных деформаций.

Дефекты, обнаруженные в процессе испытания, должны быть устранены с последующим контролем исправленных участков.

По окончании испытания воздушники и дренажные линии должны быть обязательно открытый паропровод полностью освобожден от воды.

4.6. Требования безопасности при эксплуатации и ремонте паропроводов и пунктов распределения пара (ПРП)

При эксплуатации паропроводов следует проверять герметичность

арматуры и фланцевых соединений.

Работы по пуску паропроводов могут быть начаты только после сдачи их по акту строительно-монтажной организацией в эксплуатацию с последующей регистрацией их в РГТИ или на предприятии-владельце паропровода.

Прогревать и охлаждать паропроводы следует со скоростью не более 30°С в час. При появлении гидравлических ударов персонал, участвующий в пуске паропровода, должны сообщить об этом ответственному руководителю работ, который должен уменьшить подачу теплоносителя на прогрев вплоть до полного прекращения прогрева. Повторный прогрев производится только после устранения причин, вызывающих гидравлические удары в паропроводе.

Поврежденный участок паропровода должен вырезаться при обнаружении: трещины длиной 50 мм и более в сварном шве или основном металле трубы, разрыва кольцевого (монтажного) шва, разрыва продольного (заводского) шва и металла трубы, вмятины с любыми царапинами, задирами, свищами и другими повреждениями, царапинами глубиной более 30% от толщины стенки и длиной 50 мм и более.

4.7. Требования безопасности при выполнении технологических операций и других работ на кустах

При подготовке ПНС на кусте к ремонтным работам необходимо:

- остановить нагнетание теплоносителя и установить заглушки на фланце задвижки подводящего паропривода;

- охладить скважину до температуры не выше 45 °С;

- установить в ПРП на запорной арматуре плакаты, запрещающие

нагнетание пара в скважину;
- остановить и заглушить ближние по обе стороны скважины,

расположенные до 15м от ремонтируемой.

4.8. Требования безопасности, предъявляемые к обвязке устьев паронагнетательных скважин (ПНС)

Устье паронагнетательной скважины (ПНС) должно быть обвязано и обустроено согласно проекта.

После монтажа устьевая арматура ПНС должна быть спрессована рабочим давлением. Результаты опрессовки должны быть оформлены актом.

В сальниковых устройствах на устьевой арматуре ЦНС следует применять термостойкий набивочный материал. При спуске в скважину насосно-компрессорных труб резьбовые соединения смазываются термостойкой пастой.

При оснащении пакерным устройством компенсацию температурных удлинений насосно-компрессорных труб разрешается предусматривать как внутри скважин термокомпенсаторами, так и на устье с использованием шарнирного соединения.

На фланцевые соединения устьевой арматуры должны быть установлены металлические кожуха и вывешен плакат с надписью «Осторожно, высокое давление и повышенная температура!».

Для спуска воды и пара из затрубного пространства (если спущен пакер) на арматуре устанавливается задвижка с отводами длиной не менее 25 метров, отвод должен быть направлен в сторону, свободную от пребывания людей.

Отводная линия должна иметь теплоизоляцию для защиты обслуживающего персонала от ожогов, монтироваться на опорах, иметь уклон в сторону отвода пара 0,002⁰.

Работы по исследованию проводятся звеном операторов по исследованию из 2 человек.

Для производства глубинных замеров (манометром, термометром) необходимо применять лубрикатор. Установка лубрикатора разрешается после снижения устьевой температуры до 40 °С.

При проведении исследовательских работ на паронагнетательных скважинах без остановки закачки пара операции выполняются под наблюдением мастера по исследованию скважин.

В сальниковых устройствах должен применяться термостойкий набивочный материал. Резьбовые соединения должны быть покрыты термостойкой герметизирующей пастой.

Снятие и установку сальниковых устройств разрешается производить только при прекращении подачи пара, стравливания давления и охлаждения арматуры до температуры не более 40 °С.

4.10. Охрана труда.

Предусмотрены следующие мероприятия по охране труда.

Бытовые помещения, расположенные на площадках парогенераторов, базы производственного обслуживания парогенераторов.

В составе бытовых помещений имеются: гардеробные, душевые, туалеты, умывальные, столовая, комнаты приема пищи. На площадках УПГ построены столовые.

Необходимая звукоизоляция от проникающего шума обеспечивается соответствующими окружающими конструкциями зданий. Уровень шума в помещениях в пределах допустимого.

Работники цехов проходят медицинский осмотр с периодом, зависящим от профессии и вида выполняемых работ.

Все работающие обеспечиваются спецодеждой и средствами индивидуальной защиты.

5. ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

5.1. Экологическая оценка месторождений

Правовой основой природоохранной деятельности являются нормативные акты МИНТОПЭНЕРГО, закон об охране окружающей среды 1992 года, водный кодекс, закон о недрах, закон об экологической экспертизе, лесной кодекс, земельный кодекс, правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности, основные положения о рекультивации земель, федеральный закон об отходах, федеральный закон об охране атмосферного воздуха, гигиенические требования к охране атмосферного воздуха населенных мест и т.д.

Решение природоохранных задач на стадиях подготовки, проектирования и эксплуатации Гремихинского месторождения должно быть выполнено с учетом природно-климатических характеристик региона и особенностей применяемой технологии теплового воздействия на пласт.

Территория площади относится к бассейну реки Камы и расположена на водоразделе рек Кама и Позимь. Площадь представляет собой равнину с отметками от +217 и до +95м, глубоко изрезанную сетью оврагов и ручьев. Климат района континентальный с продолжительной зимой (до 6 месяцев) и среднегодовой температурой +2°С.

Территория района занята преимущественно сельскохозяйственными землями.

Промышленная нефтеносность связана с отложениями нижнего и среднего карбона.

В связи с особенностями физико-химических свойств нефти добычу ее намечено производить с применением теплового метода воздействия на пласт.

В составе объекта - скважины, групповые установки, пункт сбора и подготовки нефти, промысловые парогенераторы, системы трубопроводов

для транспортирования пластовой жидкости, нефти, пара, газа и другое промысловое оборудование. Площадь на которой размещается предприятие,

- примерно 28 км ².

5.2. Источники загрязнения

Основными загрязнителями окружающей среды при обустройстве и эксплуатации месторождения являются:

- буровые и тампонажные растворы, буровые сточные воды и шлам;

- продукты испытания скважин и эксплуатации промыслового оборудования: нефть, нефтяной газ, минерализованные пластовые воды;

- хозяйственно-бытовые сточные воды и загрязненные ливневые сточные воды;

- твердые технологические и бытовые отходы;

продукты сгорания топлива при работе промысловых парогенераторов для выработки закачиваемого в пласт теплоносителя, печей подогрева нефти, технологических и отопительных котельных;

- легкие углеводороды нефти;

- выхлопные газы ДВС спецавтотракторной техники.

Загрязнение атмосферного воздуха на месторождении происходит от организованных и неорганизованных источников выбросов.

Организованные источники - технологические печи и огневые установки, парогенераторы, котельные, свечи рассеивания, факелы (запальники). Неорганизованные выбросы - выбросы через неплотности в арматуре, через сальники и торцовые уплотнения насосов, через неплотности в теплообменной аппаратуре. Дополнительный источник загрязнения - выброс от факельного хозяйства в аварийных ситуациях /10/.

Закачиваемый в пласт теплоноситель увеличивает обводненность продукции скважин. Кроме того, создаются благоприятные температурные

условия для развития деятельности сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ), что ведет появлению и заметному увеличению содержания сероводорода в продукции скважины, если не применять бактерицидные препараты подавления деятельности СВБ. Появление сероводорода приводит к увеличению коррозийной активности продукции скважин и к интенсивной коррозии скважинного оборудования, нефтепроводов и водоводов, что обуславливает рост прорывов трубопроводов и разливов нефти и сточных вод (табл. 20).

Таблица 20

Аварийность трубопроводов на Гремихинском месторождении

за 2000-2004 годы

Назначение трубопровода

Количество порывов по причине коррозии

2002

2003

2004

водовод нефтепровод

Для подавления коррозийных процессов применяются ингибиторы коррозии - химические препараты, использование которых требует осуществления мероприятий по технике безопасности и охране окружающей среды.

Таким образом, технологии теплового воздействия на пласт, предусмотренные для использования на месторождении, обеспечивая увеличение нефтеотдачи пласта, сопровождаются отрицательным воздействием на окружающую природную среду по сравнению с добычей нефти на месторождениях с естественным режимом добычи.

Возможными источниками загрязнения, также, могут быть появления негерметичности в эксплуатационной колонне паронагнетательной скважины и нарушение цементного камня, что может привести к выход)флюида за пределы эксплуатационной колонны, а также заколонным перетокам.

5.3. Мероприятия по снижению отрицательного воздействия

на окружающую среду

Для уменьшения нагрева эксплуатационной колонны и цементного камня, повышения их надежности и герметичности выполняются следующие мероприятия.

Строительство паронагнетательных скважин ведется по индивидуальной технологии с использованием специальных обсадных труб и цементов.

Внедряются термостойкие пакера и термоизолированные трубы для снижения теплопотерь. Используются термокомпенсаторы для снятия напряжений при расширении термоизолированных труб в местах их подвески и пакеровки.

При очередных ремонтах по регламенту проверяется герметичность эксплуатационных колонн путем опрессовки или геофизическими исследованиями по мере необходимости.

Сточная вода появляющаяся в системе химводоочистки закачивается в специальные поглощающие скважины.

Для уменьшения роста концентрации сероводорода в добываемой среде за счет деятельности СВБ ведется работа по закачке бактерицидов. При закачке сточных вод в поглощающие горизонты применяются эффективные ингибиторы коррозии.

Для снижения загрязнения почв, водоемов при порывах, пропарке оборудования и для снижения потерь нефтепродуктов, внедрена установка утилизации нефтешлама.

Применение вышеперечисленных мероприятий, своевременный контроль за состоянием эксплуатационной колонны, внедрение труб с покрытием, соблюдение производственной и технологической дисциплины, повышение культуры производства позволяют значительно улучшать экологическую обстановку на месторождении.

Заключение

На базе сложившегося состояния обустройства промысловой площади, наличия специальных производственных организаций ОАО «Удмуртнефть» по бурению и капитальному ремонту скважин, по изготовлению специальных технических средств и оборудования, полученного многолетнего опыта развития высокоэффективных технологий теплового воздействия на пласт технологическому и технико-экономическому анализу подвергаются следующие направления доразработки залежи.

1. Разработка залежи ресурсосберегающих тепловых технологий импульсно-дозированного теплового воздействия с паузами (ИДТВ/ПУ) и теплоциклического воздействия (ТЦВП) как единого технологического процесса в площадных схемах укрупненных 13-точечных обращенных элементов теплового воздействия. Для повышения эффективности выработки запасов нефти из пачек разреза планируется переход к совместно-раздельному воздействию на пачки путем выборочного их вскрытия (изоляции) в паронагнетательных скважинах.

2. Применение технологий вторичного вскрытия продуктивных пластов пачек разреза А4 башкирского яруса в «Укрупненных элементах», в основе которых лежит применение новой прострелочно-взрывной технологии, (Геофизики)

3. В интервалах нижней, средней и верхней пачек разреза А4 осуществляется выборочное применение технологии гидравлического разрыва пласта - ГРП.

4. Для снижения обводнения добывающих скважин пластовой водой водонапорного бассейна необходимо применение технологий закачки в пласт (в заданные интервалы) специальных кислотно-стойких тампонов и гелиевых систем с последующим цементированием интервалов.

Список использованных источников

1. Технологическая схема разработки залежи нефти башкирского яруса Гремихинского месторождения с нагнетанием теплоносителя в пласт/ ВНИПИтермнефть, Краснодар, 1984.

2. Технологическая схема разработки Гремихинского месторождения с применением высокоэффективных методов теплового воздействия на пласт /ВНИПИтермнефть, Краснодар-Ижевск, 1991.

3. ГОСТ 7.32- 91. Отчет о научно-исследовательской работе.

4. Создание и промышленное внедрение новых высокоэффективных

технологий разработки месторождений вязких нефтей в сложных

геологических формациях: Работа на соискание Государственной премии

РФ/

ОАО «Удмуртнефть»; Кудинов В.И., Желтов Ю.В. и др., 2000.

5. Патент РФ 1266271. Способ разработки залежи высоковязкой нефти, 1984 (ИДТВ).

6. Патент РФ 1365779. Способ разработки залежей высовязкой нефти, 1985 (ИДТВ(П)).

7. Патент РФ 1744998. Способ извлечения вязкой нефти из залежи.

8. Проблемы и практический опыт разработки нефтяных месторождений с высоковязкими нефтями в карбонатных коллекторах: Материалы межрегиогнальной научно-практической конференции. Ижевск, 15-16 марта 1998 г. М.: Нефть и газ, 1999. - 332 с.

9. Патент РФ 2083810. Способ разработки месторождений высоковязких нефтей, 1998 (ТЦВП-УЭ).

10. Кудинов В.И. Совершенствование тепловых методов разработки месторождений высоковязких нефтей. М.: Нефть и газ, 1999. - 284 с.

ПРИЛОЖЕНИЕ

П 1

СМЕТА ЗАТРАТ по ЦПНП НГДУ "ИЖЕВСКНЕФТЬ" за 2002 год

J; Статьи затрат	Ед.изм.	ВСЕГО ПО ЦЕХУ	из них по методам
			ВГВ ИДТВ( П )	ТЦВП
		Всего на 1 тн. Все тыс.руб. руб. тыс.р	го на 1 тн. Всего на 1 уб. руб. тыс.руб. руб	тн. Всего тыс.руб.	на 1 тн. руб.
1. Вспомогательные материалы	тыс.руб.	2402,2 4,5	312,3 0,6 312,3	0,6 1777,6	3,4
2. Топливо	тыс. руб.	12693,8 23,9 3808,1 7,2 3173,5		6,0 5712,2	10,8
3. Вода со стороны	тыс.руб.	2122,9 4,0	382,1 0,7 976,6	1,8 677,8	1,3
4. Основная и дополнительная
заработная плата	тыс.руб.	4220,7 8,0	548,7 1,0 548,7	1,0 3123,3	5,9
5. Отчисления на социальные нужды	тыс.руб.	1538,2 2,9	200,0 0,4 200,0	0,4 1138,3	2,1
6. Электроэнергия	тыс.руб.	6070,9 11,5 1092,8 2,1 2792,7		5,3 1938,2	3,7
7. Износ основных фондов	тыс.руб.	17649,8 33,3 2294,5 4,3 2294,5		4,3 13060,9	24,6
8. Услуги со стороны	тыс.руб.	0,0 0,0	0,0 0,0 0,0	0,0 0,0	0,0
9. Наладка	тыс.руб.	92,7 0,2	12,1 0,0 12,1	0,0 68,6	0,1
10. Капитальный ремонт	тыс.руб.	6003,3 11,3	780,4 1,5 780,4	1,5 4442,4	8,4
11. Транспортный налог	тыс.руб.	0,0 0,0	0,0 0,0 0,0	0,0 0,0	0,0
12. Транспортные расходы	тыс.руб.	1508,7 2,8	196,1 0,4 196,1	0,4 1116,5	2,1
13. Текущий ремонт	тыс.руб.	137,5 0,3	17,9 0,0 17,9	0,0 101,7	0,2
14. Цеховые расходы	тыс.руб.	0,0 0,0	0,0 0,0 0,0	0,0 0,0	0,0
15. Прочие расходы	тыс.руб.	246,5 0,5	32,1 0,1 32,1	0,1 182,4	0,3
ИТОГО ЗАТРАТ	тыс.руб.	54687,3 103,1 9677,0 18,3 11336,6		21,4 33340,0	62,9
Затраты на 1 мЗ закачки		25,8	26,0	11,6	49,2
Справочно:
Добыча нефти, т.тн		530,2	91,9 149,2	289,1
Закачка т.тн	2123 372,6 976,6			677,8
Закачка теплоносителя т.тн	1251,6 372,6 312,4			470,6
Закачка холодной воды т. тн		871,4	0 664,2	207,2

диплом Эффективность ТЦВП и ТЦВП-УЭ

диплом Эффективность ТЦВП и ТЦВП-УЭ

Серы по весу

Всего, тыс.т

За 2004 год . С начала разработки

2.4. Расчет технологической эффективности ТЦВП-УЭ по сравнению с другими методами .

Определение эффективности отдельных технологий

С начала года

С начала

Похожие работы на - диплом Эффективность ТЦВП и ТЦВП-УЭ