|
Параметры
|
Индекс
пласта
|
|
АВ2
|
БВ5
|
БВ6
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
|
Газосодержание,
м3/м3
|
|
|
|
|
-
максимальное
|
2.3
|
2.5
|
2.5
|
|
-
среднее
|
0.8
|
0.8
|
1.0
|
|
Плотность
воды, кг/м3
|
|
|
|
|
-
в стандартных условиях
|
1014
|
1016
|
1017
|
|
-
в пластовых условиях
|
994
|
993
|
993
|
|
Вязкость
в пластовых условиях, мПа*с
|
0.42
|
0.38
|
0.38
|
|
Коэффициент
сжимаемости, 1/МПа*10-4
|
4.7
|
4.8
|
4.8
|
|
Объемный
коэффициент
|
1.022
|
1.025
|
1.026
|
|
Общая
минерализация, г/л
|
18.7
|
19.0
|
20.4
|
|
Тип
воды (преимущественный)
|
XK
|
XK
|
XK
|
Запасы нефти
Первый подсчет запасов нефти и растворенного
газа Локосовского месторождения был выполнен Главтюменьгеологией по пластам БВ5
и БВ6 по состоянию изученности на 01.07.65 г. по результатам бурения шести
поисково-разведочных скважин, утвержден в ГКЗ СССР (протокол № 4739 от 01.12.65
г.).
Второй подсчет запасов был проведен в 1967 году
Главтюменьгеологией также по пластам БВ5 и БВ6 по результатам бурения 13
разведочных скважин, утвержден в ГКЗ СССР (протокол № 5271 от 25.10.67 г.).
В процессе эксплуатационного разбуривания и
доразведки залежей пластов БВ5 и БВ6 была установлена нефтеносность пласта АВ2,
запасы которого поставлены на Госбаланс РФ только в 1983 году.
Последний пересчет запасов и обоснование
коэффициентов извлечения нефти продуктивных пластов Локосовского месторождения
выполнен СибНИИНП по результатам бурения 717 эксплуатационных скважин по
состоянию изученности на 01.01.97 г. Объектами подсчета явились пласты АВ2, БВ5
и БВ6. Запасы утверждены ГКЗ РФ (протокол № 548-ДСП от 17.12.99 г.) по
категориям В и С1. Утвержденные ГКЗ начальные геологические запасы нефти
составили 152809 тыс.т, извлекаемые - 54388 тыс.т, КИН - 0.356 (табл. 1.4.7).
За период после последнего подсчета запасов
продолжались геологоразведочные работы в южной части месторождения. На участке
работ пробурены 2 поисково-разведочные скважины (28П, 30П) и 17
эксплуатационных скважин с кустовых площадок 260 и 221б, в том числе 6
горизонтальных (821Г, 826Г, 827Г, 824Г, 820Г, 823Г), а также скважины 110Р и
113Р на Южно-Локосовском лицензионном участке. Начиная с 2002 года, по мере
получения результатов испытания пробуренных скважин, производились приросты
запасов нефти по пластам БВ5 и БВ6 в этой части месторождения.
В результате привлечения новых материалов
изменилось представление о геологическом строении месторождения. Были уточнены
границы залежей, контуры нефтеносности продуктивных пластов, подсчетные
параметры.
В 2003 году на Госбаланс РФ впервые поставлены
запасы по пласту ЮВ11 после положительного результата при опробовании пласта в
скважине 47Р.
Большая часть запасов промышленных категорий
месторождения сосредоточена в пластах БВ5 (56.9%), БВ6 (30%). Геологические
запасы категории ВС1 пласта АВ2 составляют 12.5% запасов промышленных категорий
месторождения, пласта ЮВ11 - менее 1%.
Пласт АВ2. Геологические запасы нефти по пласту
АВ2 с момента их утверждения (протокол № 548 от 17.12.99 г.) не изменились и
составляют по категориям В+С1 - 20336 тыс.т, извлекаемые по сумме этих же
категорий - 7831 тыс.т.
Пласт БВ5. Утвержденные геологические запасы по
категории ВС1 составили 87394 тыс.т, извлекаемые - 31637 тыс.т.
За период 2002 -2003 гг. по результатам бурения
и испытания скважин 30П и110Р, на основании данных сейсморазведочных работ сп
1/02-2Д, геологическая модель залежи пласта БВ5 на южном участке была уточнена,
площадь нефтеносности увеличилась на 2848 тыс.м2 (2.6%).
Начальные геологические (извлекаемые) запасы по
пласту за этот период изменились и на 01.01.2004 г. составили: по категории ВС1
- 89454 (32181) тыс.т, по С2 - 3445 (910) тыс.т.
На основании поисково-разведочного и
эксплуатационного бурения кустов № 260 (район скважины 30П) и № 221б (район
скважины 28П), а также сейсморазведочных работ методом 3Д в 2004 году, ОАО
«СН-Мегионнефтегаз» произвело прирост запасов нефти по пласту БВ5 на
Южно-Локосовском лицензионном участке с учетом изменений в геологическом
строении южной части залежи.
За счет передачи с баланса ТПП
«Лангепаснефтегаз» на баланс ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз», по пласту БВ5 на
01.01.2005 г. списаны запасы категории ВС1 в количестве: геологические - 374
тыс.т, извлекаемые - 99 тыс.т. По категории С2 запасы нефти остались без
изменения.
В 2005 году по материалам бурения и ввода в
эксплуатацию новых скважин произошли изменения в геологическом строении южной
части лицензионного участка и осуществлен прирост запасов нефти за счет
изменения параметров. По новым скважинам по материалам ГИС были определены
коэффициенты пористости и нефтенасыщенности, равные: Кп - 0.21, Кн - 0.58.
Остальные параметры, участвующие в подсчете, утверждены ГКЗ.
В результате переоценки по участку запасы
увеличились на 357 (94) тыс.т и составили 4291 (1133) тыс.т. Средневзвешенная
нефтенасыщенная толщина увеличилась с 6.73 м до 7.13 м.
На участке прироста (район скважины 28П) запасы
также отнесены к категории С1 и составили балансовые (извлекаемые) 3019 (797)
тыс.т. Площадь нефтеносности залежи увеличилась на 3900 тыс.м2,
средневзвешенная толщина составила 8.69 м.
По категории С2 запасы списаны (за счет перевода
в промышленные категории) в количестве 3272 (864) тыс.т.
Таким образом, за 2005 год прирост геологических
запасов нефти по категории ВС1 составил 3376 тыс.т, извлекаемых - 891 тыс.т, в
т.ч. за счет перевода из категории С2 в категорию С1 геологических
(извлекаемых) - 3019 (797) тыс.т, за счет пересчета существующих запасов
категории С1 - 357 (94) тыс.т. Списание запасов категории С2 (за счет перевода
в категорию С1) составило 3272 тыс.т геологических, 864 тыс.т. извлекаемых.
По состоянию на 01.01.2006 г. на Госбалансе РФ
по пласту БВ5 числятся начальные геологические запасы по категории ВС1 в
количестве 92456 тыс.т, извлекаемые - 32973 тыс.т; по категории С2 - 173 тыс.т,
извлекаемые - 46 тыс.т.
По сравнению с утвержденными, начальные
геологические запасы нефти Госбаланса по категории ВС1 увеличились на 5062
тыс.т, извлекаемые - на 1336 тыс.т. Геологические запасы категории С2
составляют 173 тыс.т, извлекаемые - 46 тыс.т. По сумме категорий геологические
запасы увеличились на 5235 тыс.т (+6%), извлекаемые - на 1382 тыс.т (+4.4%).
Пласт БВ6. Утвержденные геологические запасы по
категории ВС1 составили 45079 тыс.т, извлекаемые - 14920 тыс.т.
В результате доразведки Локосовского
месторождения (район скважины 30П) за период 2002-2003 гг. получен прирост
геологических запасов нефти по категории ВС1 - 187 тыс.т, извлекаемых - 51
тыс.т; по категории С2 - 1887 тыс.т, извлекаемых - 519 тыс.т.
По результатам освоения и ввода в эксплуатацию
скважины 28П в 2004 году приращены запасы по пласту БВ6 на юго-востоке
месторождения по двум участкам за счет уточнения нефтенасыщенных толщин.
По участку переоценки 1 запасы на 01.01.2004 г.
составляли по категории С1 геологические (извлекаемые) 1201 (330) тыс.т. В
результате уточнения нефтенасыщенных толщин запасы увеличились на 238 (66)
тыс.т и составили 1439 (396) тыс.т. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина по
участку 1 с 5.47 м увеличилась до 6.55 м.
По участку переоценки 2 запасы составляли по
категории С1 геологические (извлекаемые) 292 (80) тыс.т. В результате уточнения
нефтенасыщенных толщин запасы по участку увеличились на 242 (67) тыс.т и
составили 534 (147) тыс.т. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина по участку
2 увеличилась с 3.55 м до 6.48 м.
Участок прироста 3 выделен по результатам освоения
скважин 28П, 30Р. Подсчитанные на 01.10.2004 г. геологические (извлекаемые)
запасы категории С1 составили 3358 (924) тыс.т. Прирост площади нефтеносности
составил 6735 тыс.м2, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина равна 6.05 м.
Остальные подсчетные параметры приняты по аналогии с утвержденными. Запасы
категории С2, выделенные в районе скважины 28П, списаны полностью, в количестве
1887 (519) тыс.т. В границах Чумпасского лицензионного участка приняты на
баланс запасы категории С2 в количестве 289 (80) тыс.т. Площадь прироста
составила 1082 тыс.м2, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина - 3.25 м.
Итого, на 01.10.2004 г. по пласту БВ6 изменения
в балансовых (извлекаемых) запасах следующие:
по категории С1 - прирост +3838 (+1057) тыс.т
(переоценка и прирост);
по категории С2 - списание -1887 (-519) тыс.т,
прирост +289 (+80) тыс.т в границах Чумпасской
лицензии.
За счет передачи с баланса ТПП
«Лангепаснефтегаз» на баланс ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» по пласту БВ6 в
2004 году списаны запасы категории ВС1 в количестве 267 тыс.т геологических и
73 тыс.т извлекаемых.
Таким образом, за 2004 год прирост запасов по
пласту БВ6 по категории ВС1 составил 3571 (984) тыс.т. Запасы категории С2
сократились на 1598 (439) тыс.т.
По состоянию на 01.01.2006 г. на Госбалансе РФ
по пласту БВ6 числятся начальные геологические запасы по категории ВС1 в
количестве 48837 тыс.т, извлекаемые - 15955 тыс.т; по категории С2 -
геологические - 289 тыс.т, извлекаемые - 80 тыс.т.
По сравнению с утвержденными, начальные
геологические запасы нефти по категории ВС1 увеличились на 3758 тыс.т,
извлекаемые - на 1035 тыс.т. Геологические запасы категории С2 (в границах
Чумпасского лицензионного участка) составляют 289 тыс.т, извлекаемые - 80
тыс.т. По сумме категорий геологические запасы увеличились на 4047 тыс.т (+9%),
извлекаемые - на 1115 тыс.т (+7.5%).
Пласт ЮВ11. В 2003 году запасы нефти по пласту
ЮВ11 впервые поставлены на Госбаланс РФ в количестве: начальные геологические
(извлекаемые) по категории С1 - 925 (153) тыс.т, по категории С2 - 3574 (590)
тыс.т. По состоянию на 01.01.2006 г. изменений в запасах не произошло.
При проектировании по всем эксплуатационным
объектам месторождения приняты запасы Госбаланса на 01.01.2006 года.
Таблица 1.4.7
. АНАЛИЗ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ
2.1 Анализ показателей
разработки месторождения
скважина пласт водоизоляция
обводненность
Локосовское месторождение находится в разработке
более 30 лет. Промышленная эксплуатация связана с тремя объектами: БВ5 (57%
извлекаемых запасов месторождения), БВ6 (29%) и АВ2 (14%), рис. 2.1.1.
Текущие извлекаемые запасы составляют 12.8 млн.т
(ВС1) при начальных 56 млн.т. По уровню добычи нефти 2005 года обеспеченность
месторождения запасами составляет 24 года.
Всю историю разработки месторождения условно
можно разделить на четыре стадии (рис. 2.2.2).
С 1976 по 1982 годы - период растущей добычи
нефти. На эти 7 лет приходится максимальный объем эксплуатационного бурения -
756 тыс.м. В эксплуатацию на нефть было введено 308 скважин и 83 скважины под
закачку. К концу этого периода в фонде числилось 218 добывающих (действующих -
187) и 80 нагнетательных скважин. Добывающие скважины работали со
среднегодовыми дебитами нефти от 40.8 до 63.4 т/сут. Большинство скважин (70%)
эксплуатировались фонтанным способом.
За указанный период времени было отобрано 11993
тыс.т нефти (или 21.4% от НИЗ РГФ), 13908 тыс.т жидкости. В конце периода был
достигнут максимальный уровень добычи нефти - 3427 тыс.т (1982 год), при этом
темп отбора от НИЗ составил 6 %, среднегодовая обводненность - 22.9%.
С 1983 по 1986 гг. - период стабильной добычи.
За этот период было пробурено 283 тыс.м горных пород. В эксплуатацию на нефть
было введено 102 скважины и 28 скважин под закачку. К концу периода в фонде
числилось 306 добывающих (действующих - 292) и 87 нагнетательных скважин. Ввод
новых скважин на данном этапе обеспечил стабильную добычу на уровне 3 млн.т,
несмотря на наметившееся снижение дебитов нефти (с 44.3 до 33.7 т/сут). Дебит
жидкости увеличился с 64.3 до 86.4 т/сут, обводненность продукции выросла более
чем в два раза и составила 61%. За 4 года стабильной добычи было отобрано 12780
тыс.т нефти (30% от накопленной добычи месторождения) и 25177 тыс.т жидкости.
На конец периода было отобрано 43.5% от НИЗ.
С 1987 по 1996 гг. - период падающей добычи
нефти. В течение этого периода на месторождении происходит снижение годовых
объемов добычи нефти с 2788 тыс.т. в 1987 г. до 448 тыс.т (13% максимальной
добычи) в 1996 г. Падение добычи нефти происходило вопреки бурению и вводу в эксплуатацию
231 новых скважин (бурение закончилось в 1996 году). В 1993 и 1994 годы падение
добычи достигало 28%. За 10 лет периода было добыто 14427 тыс.т нефти и 82859
тыс.т жидкости.
Дебит нефти к концу периода снизился до 3.9
т/сут, дебит жидкости снизился до 63.8 т/сут, обводненность с 66.8% в 1987 г.
увеличилась до 93.8% в 1996 г. По состоянию на 01.01.97 г. накопленная добыча
нефти на месторождении составила 39199 тыс.т или 68.9% НИЗ.
В 1997 году месторождение вступило в завершающую
стадию разработки.
С начала разработки на 01.07.06 г. из
продуктивных пластов Локосовского месторождения добыто 43531 тыс.т нефти,
192339 тыс.т жидкости, отбор от НИЗ составил 76.5%, текущий коэффициент
нефтеизвлечения равен 0.268, накопленный водонефтяной
фактор - 3.4 (табл. 2.1.1, рис. 2.3.1).
В 2005 году добыто 538.4 тыс.т нефти и 7084.6
тыс.т жидкости. Добывающие скважины месторождения давали продукцию, обводненную
в среднем на 92.4%. За первое полугодие 2006 года добыча нефти составила 308
тыс.т или 57% от добычи за 2005 год. Рост добычи нефти связан с вводом 17 новых
скважин и с проведенным комплексом ГТМ в 2004 - 2005 гг.
На дату анализа добывающий фонд составил 521
скважину, в том числе - 215 действующих. Добывающие скважины работали со
средними дебитами нефти - 8.1 т/сут и жидкости - 98.1 т/сут. Дебит нефти по
сравнению с 2005 годом увеличился на 12%, а по жидкости на 4%.
В течение 2005 года на месторождении были
введены в эксплуатацию 9 новых скважин (на БВ5 - 4, на БВ6 - 5), добыча нефти
из которых составила 264 тыс.т, добыча жидкости - 337 тыс.т. Скважины работали
со средним дебитом нефти 61 т/сут, жидкости - 89 т/сут и обводненностью 32%. Из
числа новых - 4 скважины с горизонтальным профилем, средний дебит нефти по ним
- 120 т/сут.
По объектам доля в накопленной добыче нефти
распределяется следующим образом: АВ2 - 14%; БВ5 - 58%; БВ6 - 28% (рис. 2.1.1).
Система ППД формируется с 1977 года.
На объекте АВ2 сформировано очаговое заводнение.
На объектах БВ5 и БВ6 реализуется блоковая 5-ти рядная система заводнения.
На дату анализа осуществляется внутриконтурное
заводнение в сочетании с приконтурным и законтурным. На внутриконтурное
заводнение приходится 46% закачиваемой воды на месторождении (из них 53%
приходится на очаговое и 47% объема годовой закачки приходится на площадное-линейное
заводнение). На приконтурное заводнение приходится 42% закачиваемой воды, на
законтурное - 12%.
С начала разработки в продуктивные пласты
месторождения закачано
213.9 млн.м3 воды. Накопленный отбор жидкости в пластовых условиях компенсирован
закачкой на 105%.
Динамика давлений объектов Локосовского
месторождения представлена на рис. 2.1.5-2.17.
Таблица 2.1.1
Рисунок 2.1.1
Рис. 2.1.2
Накопленный объем закачанной на месторождении
воды по объектам распределяется следующим образом: АВ2 - 38.9 (18%); БВ5 -
116.1 (54%); БВ6 - 58.9 (27%) млн.м3 (рис. 3.2.1).
За первое полугодие 2006 года в продуктивные
пласты закачано 3380.6 тыс.м3 воды, отбор жидкости компенсирован закачкой на
89.6%. В эксплуатационном нагнетательном фонде находится 204 скважины, в том
числе 64 действующих (табл.3.2.1), работавших со средней приемистостью 304
м3/сут.
|
Состояние
пластового давления (на 01.07.2006 г.) приведено ниже.
|
|
Объект
|
P
пл, МПа
|
Компенсация,
%
|
|
Начальное
|
Среднее
|
В
зоне
|
В
зоне нагнетания
|
Текущая
|
Накопленная
|
|
|
по
пласту
|
отбора
|
|
|
|
|
АВ2
|
17.5
|
16.1
|
16.0
|
17.8
|
33.8
|
88
|
|
БВ5
|
21.9
|
20.8
|
20.6
|
22.1
|
77.1
|
101
|
|
БВ6
|
22.0
|
20.9
|
20.6
|
22.4
|
194.0
|
135
|
Снижение текущего пластового давления, в зоне
отбора относительно первоначального составляет:
- по объекту АВ2 -
1.5 МПа (8.6%);
- по объекту БВ5 - 1.3 МПа (6.0%);
- по объекту БВ6 - 1.4 МПа (6.4%);
Энергетическое состояние объектов разработки
Локосовского месторождения удовлетворительное.
2.2 Анализ показателей
работы фонда скважин
Разбуривание месторождения началось в 1976 году.
Общий проектный фонд месторождения 726 скважин,
в т. ч.: 510 добывающих, 191 нагнетательная, 16 зависимых (резервных) и 9
прочих.
На 01.07.2006 г. пробурено 723 скважины, в т.ч.:
509 добывающих, 191 нагнетательная, 14 резервных и 9 прочих скважин. Объекты
АВ2 и БВ6 полностью разбурены. Оставшийся для бурения фонд составляет - 3
скважины на объект БВ5 (табл. 2.2.1).
Всего в эксплуатации на нефть на месторождении
перебывало 662 скважины, в том числе: 141 - на объекте АВ2, 365 - на БВ5, 273 -
на БВ6 (3 скважины эксплуатировали совместно объект БВ5-БВ6).
По состоянию на 01.07.2006 г. в добывающем фонде
числится 521 скважина, из них: 215 - действующих, 39 - бездействующих, 173 - в
консервации, 57 - пьезометрических и 37 - в ожидании ликвидации и
ликвидированных.
Нагнетательный фонд содержит 204 скважины и
включает в себя: 64 - действующих, 39 - бездействующих, 87 - в консервации, 9 -
пьезометрических и 5 - в ожидании ликвидации и ликвидированных (табл. 2.2.2).
Соотношение добывающих и нагнетательных скважин
- 2.6 : 1.
Добывающий фонд
Действующий фонд - 215 скважин
Все скважины действующего фонда механизированы и
оборудованы: ЭЦН - 193 скважины (89.8% действующего фонда); ШГН - 20 скважин
(9.3%), в простое - 2 скважины (0.9%).
Средний дебит скважин по нефти и жидкости на
месторождении 8.1 т/сут и 98.1 т/сут соответственно. Средняя обводненность
продукции действующего фонда - 91.7%.
Дебит нефти менее 2 т/сут - в 52 скважинах
(24%), из которых условно можно выделить две группы:
- находящиеся в эксплуатации с первых
лет разработки месторождения - 21 скважина, накопленный отбор нефти по ним, в
среднем, составляет
118 тыс.т. (от 46 тыс.т до 356 тыс.т);
- расположенные в приконтурной зоне -
16 скважин, характеризующиеся нестабильной работой, осложненной частыми
ремонтами, что отражается на дебите нефти и обводненности.
Рисунок 2.2.1
Рисунок 2.2.2
Дебит нефти более 20 т/сут - в 7% действующего
фонда (14 скважин), из них обводненность 8 скважин не превышает 50%. Основная
часть (12 скважин) находится в зоне прироста запасов на юге пластов БВ5 и БВ6,
введены в разработку в 2004 - 2005 гг. Из них 5 скважин имеют горизонтальный
профиль (БВ5 - 4, БВ6 - 1), средний дебит нефти по ним 103 т/сут.
С дебитами жидкости до 50 т/сут работают 57
скважин (28% действующего фонда), средняя обводненность 77%. С дебитами
жидкости более 200 т/сут - 25 скважин (12%), из них с обводненностью более 95%
- 22 скважины.
Более половины действующего фонда - 120 скважин
(56%) работают с обводненностью более 95%, с обводненностью 50-95% - 81
скважина (38%). Обводненность по 14 скважинам не достигла 50%, из них в 10
скважинах обводненность не больше 20% (П. 3.1.3).
Перебывавший фонд - 662 скважины
Накопленная добыча нефти в среднем на одну
скважину составляет
65.7 тыс.т (по проекту 77 тыс.т). Скважины, отобравшие более 77 тыс.т,
составляют 29% от всего перебывавшего фонда (191 скважина).
Накопленную добычу нефти менее 5 тыс.т имеют
19.6% фонда или 130 скважин. Более 100 тыс.т отобрали 143 скважины (21.6%).
В среднем на одну добывающую скважину приходится
291 тыс.т накопленной добычи жидкости.
Добычу жидкости менее 25 тыс.т накопили 142
скважины (21.4%). В 141 скважине (21.3%) - добыча жидкости составила более 500
тыс.т (П. 3.1.3).
Неработающий фонд - 269 скважин
Неработающий фонд составляет 269 скважин (52% от
добывающего фонда), из них: 39 - в бездействии, 173 - в консервации, 57 - в
пьезометре.
Основные причины выбытия скважин из действующего
фонда: полет ЭЦН и негерметичность эксплуатационной колонны - по 31%
(П.3.1.4-П.3.1.5).
Бездействующими скважинами отобрано 2952 тыс.т
нефти (6.8% от накопленной по месторождению), в среднем на скважину - 75.7
тыс.т нефти.
Скважинами консервации отобрано - 9237 тыс.т
(21%), в среднем 53.4 тыс.т нефти на скважину.
Для осуществления контроля за энергетическим
состоянием эксплуатационных объектов в пьезометрический фонд переведены 57
добывающих скважин (из числа низкодебитных и высокообводненных скважин).
Скважинами пьезометрического фонда отобрано 4141
тыс.т (10%), в среднем на скважину приходится 72.6 тыс.т нефти.
Накопленная добыча нефти, приходящаяся на 1
скважину неработающего фонда, составляет 60.7 тыс.т.
Нагнетательный фонд
Действующий фонд - 64 скважины
Под закачкой находятся 62 скважины, 2 -
остановлены в отчетном месяце.
Средняя приемистость нагнетательной скважины -
304 м3/сут. С приемистостью менее 100 м3/сут работает 5 скважин (8% от
действующего фонда), расположенные на объекте БВ6 в центре залежи. Из них в 3
скважинах (№434, 519, 130Б) по данным потокометрии выявлены заколонные
перетоки. Основной объем нагнетательного фонда - 51 скважина (80%) работает с
приемистостью от 100 до 500 м3/сут.
С приемистостью более 500 м3/сут работает 8
скважин (12%), из них 5 скважин качают воду на объекте БВ5, 2 скважины на АВ2,
1 - на БВ6 (П.3.1.2). Необходимо отметить, что 6 скважин расположены в
непосредственной близости к внешнему контуру нефтеносности.
Соотношение действующих добывающих и
нагнетательных скважин - 3.4 : 1.
Перебывавший фонд - 217 скважин
Закачка на месторождении начата в 1977 г. С
начала разработки под закачкой перебывало: на объекте АВ2 - 22 скважины, БВ5
-113 и БВ6 - 91.
Объем закачанной воды, приходящийся на одну
скважину - 947 тыс.м3.
Из всего перебывавшего фонда - 52 скважины (24%)
имеют накопленную закачку менее 250 тыс.м3. Накопленная закачка более 1.5
млн.м3 - в 36 скважинах (17%) (П. 3.1.3).
Неработающий фонд- 135 скважин
Неработающий фонд составляет 135 скважин (66% от
нагнетательного фонда), из них: 39 - в бездействии, 87 - в консервации, 9 - в
пьезометре.
Основные причины выбытия скважин из действующего
нагнетательного фонда: аварии с НКТ - 44%, негерметичность эксплуатационной
колонны - 31% (П. 3.1.4-П. 3.1.5).
Всего по скважинам, находящимся в бездействии,
накопленная закачка воды составила 47709 тыс.м3 или 20% от накопленной закачки
по месторождению. В среднем, на одну бездействующую скважину приходится 1223
тыс.м3 закачанной воды.
Всего по скважинам, находящимся в консервации,
накопленная закачка воды составила 71939 тыс.м3 или 34% от накопленной закачки
воды на месторождении. В среднем на скважину приходится 827 тыс.м3 закачанной
воды.
Из числа нагнетательных в пьезометрический фонд
переведено 9 скважин.
Выводы
1. Проектный фонд месторождения полностью
разбурен - пробурено 723 скважины, в том числе 509 добывающих, 191
нагнетательная, 14 резервыных и 9 прочих. Для бурения отсталось 3 скважины
объекта БВ5.
2. Действующий добывающий фонд на
месторождении составляет 215 скважин, действующий нагнетательный - 64 скважины.
. Средние показатели работы действующего
фонда скважин:
- дебит
нефти - 8.1 т/сут;
- дебит
жидкости - 98.1 т/сут;
- обводненность
- 91.7%.
С обводненностью более 95% работает 56%
действующего фонда.
4. Неработающий добывающий фонд на месторождении
составляет 269 скважин, нагнетательный фонд составляет 135 скважин.
5. Накопленная добыча нефти на 1 скважину
неработающего фонда составляет 60.7 тыс.т, в том числе по объектам разработки:
АВ2 - 46.7 тыс.т; БВ5 - 71.1 тыс.т; БВ6 - 56.1 тыс.т.
. Основные причины остановки скважин
связаны с длительностью эксплуатации скважин (разработка месторождения ведется
30 лет), старением цементного камня и износом скважинного оборудования.
. С 2004 года на месторождении
осуществляется ввод в разработку участка прироста запасов по пластам БВ5 и БВ6.
Всего за этот период пробурено и введено в добычу 18 новых скважин, из них 6
скважин с горизонтальным окончанием, в том числе в 2005 году пробурено 9 новых
скважин, из них 4 с горизонтальным окончанием.
2.3 Анализ выполнения
проектных решений
Как уже отмечалось выше, последним проектным
документом на разработку Локосовского месторождения является «Проект разработки
Локосовского месторождения», выполненный ОАО «СибНИИНП» в 2001 году (протокол
№237 от 13 июля 2001г), и «Дополнение к проекту разработки Локосовского
месторождения», выполнен ООО НПО «СибТехНефть» в 2004 году (протокол №468 от 11
марта 2004г.).
Сопоставление фактических показателей проводится
с проектными уровнями добычи нефти и жидкости, утвержденными в варианте 3
проекта разработки 2001 года и на основе дополнений, отраженных в
«Дополнительной записке» 2004 года.
Сопоставление проектных и фактических
показателей в целом по месторождению и по пластам представлено в таблицах
4.1.1-4.1.4 и на рисунках П.4.1.1 - П.4.1.4. Сравнение наиболее важных
показателей разработки, для которых превышение или отставание фактических
параметров над проектными дано как в абсолютных значениях, так и в процентах,
приведено в таблице 4.1.5 - 4.1.8. Сравнение проектных и фактически выполненных
ГТМ по объектам и в целом по месторождению представлено в таблице 4.1.9.
На месторождении в целом за анализируемый период
с 2001 года по 2004 год уровни добычи нефти соответствуют проекту. Суммарная
добыча нефти за период на 5.2% ниже (94.1 тыс.т). В 2004 г дебиты нефти
действующего фонда выше на 58% (5.7 т/сут вместо 3.6 т/сут). В то же время
действующий фонд добывающих скважин ниже на 43% (205 скв. вместо 357 скв.).
Суммарная добыча жидкости за период ниже на
16.7% (5952 тыс.т). В 2004 г дебиты жидкости действующего фонда выше на 26.2%
(90.8 т/сут вместо 71.9 т/сут).
Обводнённость продукции по факту
стабилизировалась на отметке 94% и в 2004 году составила 93.8% вместо 95% по
проекту.
Суммарные уровни закачки воды ниже на 15.6%
(5550 тыс.м3). В 2004 г средняя приемистость скважины нагнетательного фонда
выше на 15.3% (315 м3/сут вместо 273.2 м3/сут). При действующем нагнетательном
фонде ниже на 22% (110 скв. вместо 141 скв.).
Рисунок 2.3.1
По объектам разработки ситуация выглядит
следующим образом:
Объект АВ2
За анализируемый период добыча нефти по годам
выше, чем было заложено в проекте, так в 2001 году превышение составляло 11.5%
и к 2004 году достигло 34.4%. Суммарная добыча нефти за период превысила проектные
уровни на 24.8% (80.2 тыс.т). Это объясняется массовыми переводами скважин с
нижележащих объектов. Всего за период было переведено 27 скв, суммарная
дополнительная добыча нефти составила 116.9 тыс.т. (29% от суммарной добычи по
объекту)
Добыча жидкости изменялась от -7% (2001г) до
+7.9% (2004г), всего же за период отобрано на 1.1% (86.3 тыс.т) больше, чем
заложено в проекте. Наращивание добычи жидкости за счет постепенного увеличения
переводов скважин с других горизонтов так же способствует удержанию уровней
добычи нефти.
Несмотря на увеличение отборов жидкости, уровни
закачиваемой воды снижаются с 6.8% (2001г) до 46.3% (2004г) и в сумме снижение
составило 25.7% (1960 тыс. м3). Снижение объемов закачиваемой воды объясняется
меньшим числом действующего нагнетательного фонда (в 2004г 12 скважин вместо
20). Тем не менее, приёмистость нагнетательных скважин находится на проектных
уровнях (в 2004 году - 293 м3/сут, проект - 289 м3/сут).
На дату составления анализа дебиты нефти и
жидкости превышают проектные величины на 61% и 30%, соответственно, и равны 6.1
т/сут вместо 3.8 т/сут и 116.6 т/сут вместо 90 т/сут.
Несмотря на опережающий перевод скважин с других
объектов, действующий добывающий фонд скважин отстаёт от проектного на 10
скважин (16%).
Энергетическое состояние залежи
удовлетворительное. Снижение пластового давления составило 10.8 атм (6% по
сравнению с первоначальным).
Превышение отборов нефти за анализируемый период
происходит за счет массовых переводов скважин с нижележащих объектов.
Объект БВ5
В период 2001-2004гг. уровни добычи нефти
отстают от проектных и изменяются в пределах от 3.7% (2001г) до 33.8% (2003г).
В 2004г отставание составило 15.5% (26.3 тыс.т.). Всего за период отобрали 533
тыс.т вместо 647 тыс.т (17.6%). Отставание в добыче нефти обусловлено низкими
уровнями добычи жидкости.
Наметившаяся тенденция к снижению уровней добычи
жидкости начинается с 2001 года - 4.4% и к 2004 году составила - 37.1%. Всего
за период отобрали 15752 тыс.т что на 22.6% ниже проектного.
Аналогичная ситуация отмечается и с уровнями
закачки воды. В 2001 году отставание составляло 6.6%, а к 2004 году оно
составило 45.5%. Всего за период объем закаченного реагента составил 14974 м3,
что на 22.3% меньше планируемого.
Отставание в добыче жидкости и закачке воды обусловлено
меньшим действующим добывающим и нагнетательным фондом. В 2004 году отставание
по фонду составило 57% и 30%, соответственно, или 74 скважины вместо 173
скважин и 29 скважин вместо 41.
Более высокие дебиты нефти и жидкости (в 2004г.
5.3 т/сут вместо 2.8 т/сут и 116.4 т/сут вместо 84.6 т/сут) не смогли
компенсировать дефицит годовых уровней. Приёмистость нагнетательных скважин
(360 м3/сут) находится на проектном уровне 344 м3/сут.
Ввод в эксплуатацию 2-х новых скважин из бурения
(скважины утверждены в Дополнительной записке в 2004 году) так же не смог
покрыть дефицит годовых уровней. Скважины вошли со средними показателями по
нефти 41.2 т/сут вместо 25.8 т/сут и по жидкости 201 т/сут вместо 100 т/сут.
Энергетическое состояние залежи удовлетворительное.
Пластовое давление снижено 3.3% (7.3 атм) по сравнению с первоначальным.
Снижение уровней добычи нефти происходит за счет
меньшего действующего фонда и как следствие, меньших отборов жидкости.
Объект БВ6
В 2001-2002 гг. уровни добычи нефти находятся на
уровне проектных. С 2003г отставание стало составлять 16.2% и к 2004 достигло
отметки 18.2%. Всего за период добыли 766 тыс.т что на 65.5 тыс.т (7.9%) ниже
запланированного.
Добыча жидкости так же отстаёт от проектных
уровней и к 2004 году отставание составило 638 тыс.т (33.5%). Всего за период
отобрано 5922 тыс.т жидкости, что на 1441 тыс.т (19.6%) меньше проектного.
Суммарная закачка воды выше проектной на 8.1%,
но в 2003 году уровни закачки были ниже на 14.4%. В 2004 году объёмы закачки
превысили проектные уровни на 12.7%.
Отставание уровней добычи нефти обусловлено
низкими уровнями добычи жидкости из-за несоответствия действующего добывающего
фонда. В 2004 году действующий фонд ниже на 41 скважину (34%) и составляет 80
скважин вместо 121.
В 2004 году дебиты нефти и жидкости по скважинам
переходящего фонда находятся на проектных уровнях (4.9 т/сут факт - 4.4 т/сут
проект и 45.7 т/сут факт - 46 т/сут проект, соответственно).
На основании данных бурения поисковой скважины
30П в 2004 году были дополнительно пробурены 6 новых скважин, из них 3 скважины
зависимого фонда («Дополнительная записка 2004 г»). Обводнённость новых скважин
оказалась ниже, чем было заложено - 40.9% вместо 66%. Скважины вошли со
средними дебитами нефти, жидкости 30 т/сут вместо 18.2 т/сут и 50.7 т/сут
вместо 53.6 т/сут, соответственно.
Энергетическое состояние залежи
удовлетворительное. Пластовое давление снижено на 12 атм. (5.4%) по сравнению с
первоначальным.
Отставание в добыче нефти происходит за счет
меньшего количества скважин действующего добывающего фонда и как следствие,
меньших отборов жидкости. Бурение 6 скважин в 2004 году не смогло покрыть
дефицит добычи нефти, но на 2005 год планируется пробурить ещё 3 скважины.
Таким образом, за счет добычи нефти из скважин, пробуренных в 2004 году и новых
скважин 2005 года, планируется превысить уровни добычи нефти на 14.8%.
3.
СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ
3.1 Проблема
обводненности скважин
Обводнение добывающих скважин при водонапорном
режиме - процесс естественный и закономерный, происходящий вследствие
продвижения ВНК во внутреннюю область залежи, ранее насыщенную нефтью.
Причины и пути преждевременного обводнения.
Отбор нефти может сопровождаться прорывами воды
в добывающие скважины. Причинами прорывов можно назвать:
) Проницаемостную зональную (по площади) и
слоистую (по толщине пласта) неоднородность залежи; вязкостную и гравитационную
неустойчивость вытеснения; особенности размещения добывающих и нагнетательных
скважин;
) Залегание подошвенной воды; наклон пласта,
растекание фронта вытеснения;
) Наличие высокопроницаемых каналов и трещин,
особенно в трещиновато-пористом коллекторе;
) Негерметичность эксплуатационной колонны и
цементного кольца.
В основном преждевременное обводнение может
происходить в результате:
а) образования «языков» закачиваемой воды по
площади зонально-неоднородной залежи (охват заводнением по площади);
б) конусообразования
подошвенной воды;
в) опережающего продвижения
воды по наиболее проницаемым пропласткам в неоднородном слоистом пласте (охват
по толщине пласта);
г) опережающего прорыва воды по
высокопроницаемым трещинам;
д) поступления воды из верхних,
средних и нижних водоносных пластов вследствие негерметичности колонны и
цементного кольца.
Преждевременное обводнение
пластов и скважин приводит к существенному снижению текущей добычи нефти и
конечной нефтеотдачи (вода бесполезно циркулирует по промытым зонам, а в пласте
остаются целики нефти), к большим экономическим потерям, связанным с подъемом
на поверхность, транспортированием, подготовкой и обратной закачкой в пласт
больших объемов воды, с необходимостью ускоренного ввода в разработку новых
месторождений для компенсации недоборов нефти. Проблема борьбы с обводнением
пластов и скважин становится все более актуальной.
Для борьбы с преждевременным
обводнением пластов и скважин применяют первую группу методов регулирования
процесса разработки. Уменьшения языко- и конусообразования вод можно достичь
оптимизацией технологических режимов работы скважин, а предотвращения опережающего
движения воды по высокопроницаемому пласту многопластового
месторожденияприменением методов одновременно-раздельной эксплуатации .
Разработка нефтяных залежей в
условиях вытеснения нефти водой сопровождается отбором значительных объемов
пластовой воды при обводненности до 98 % и более. Поэтому подчеркнем, что
осуществление изоляционных (ремонтно-изоляционных) работ (РИР) целесообразно
только в случаях преждевременного обводнения скважин. Основным назначением РИР
следует считать обеспечение оптимальных условий выработки пласта для достижения
проектного коэффициента нефтеотдачи.
Четкое формулирование целей
изоляционных работ, обоснованный выбор метода и технологии его осуществления
могут быть выполнены только при наличии ясных представлений о путях обводнения
скважин. Для изучения путей поступления воды применяют промыслово-геофизические
методы исследования: в необсаженных скважинах - электрокаротажи; в обсаженных -
методы закачки радиоактивных индикаторов (изотопов), термометрию, импульсный,
нейтронно-нейтронный каротаж (ИННК), закачку азота и др. Однако, эти методы еще
не всегда надежны. Поэтому вопрос о возможности изоляции притока воды зачастую
приходится решать опытным путем, на основании результатов самих изоляционных
работ.
Классификация изоляционных работ
и методов изоляции
В зависимости от цели все РИР
можно подразделить на три вида:
ликвидация негерметичности
обсадных колонн и цементного кольца;
отключение отдельных пластов;
отключение отдельных
обводненных (выработанных) интервалов пласта, независимо от их местоположения
по толщине и характера обводнения (подошвенная вода, контурная, закачиваемая),
а также регулирование профиля закачки воды в нагнетательных скважинах.
Путями притока воды и ее
поглощения могут быть поры, трещины, каверны и другие каналы различного
размера. С технологических позиций методы изоляции притока и регулирования
профиля приемистости воды целесообразно разделить по степени дисперсности
изолирующих (тампонирующих) материалов на четыре группы с использованием:
) фильтрующихся в поры пласта
тампонирующих растворов;
) суспензий тонкодисперсных
тампонирующих материалов;
) суспензий гранулированных
(измельченных) тампонирующих материалов;
) механических приспособлений и
устройств.
Поступление частиц в поры
зависит в основном от соотношения размеров (диаметров) пор и частиц. Если
диаметр пор > 10 диаметров частиц, то дисперсные частицы свободно
перемещаются по поровым каналам; при д.п < 3 д.ч. , проникновение
отсутствует; при 3 < д.п / д.ч. < 10 происходит кольматация пор (намыв
частиц) при фильтрации жидкости, особенно сильно проявляющаяся при д.п. <
5д.ч. Считается, что частицы свободно перемещаются по трещине, если раскрытие
(ширина) трещины д.т. не менее удвоенного диаметра частиц. Отсюда следует, что
к тонкодисперсным материалам относят материалы при 3 < д.п./ д.ч. < 10
для пор и 1 < д.т./д.ч < 2 для трещин, а к гранулированным-при д.т. >=
2 д.ч для трещин.
В настоящее время предложено
множество различных тампонирующих материалов. Механизмы создания тампонирующих
барьеров основаны на известных физических явлениях и химических реакциях
(взаимодействие реагентов между собой или с пластовыми флюидами, полимеризация,
поликонденсация, диспергирование, плавление, кристаллизация, кольматация,
гидрофобизация и др.). Тампонирующий барьер в результате может быть представлен
гелем, эмульсией, пеной, дисперсным осадком или твердым телом, при этом он
должен выдерживать создаваемые в пласте градиенты давления. Эти материалы можно
создавать на основе различных смол (ТСД-9, ТС-10), растворов полимеров (гипан,
ПАА, метас, тампакрил и т. д.), органических соединений (вязкая дегазированная
нефть; углеводородные растворители, насыщенные мазутами, битумом, парафином;
эмульсии нефти, нефтесернокислотные смеси и т. д.), кремнистых соединений
(силикагели) и других неорганических веществ (силикат натрия, кальцинированная
сода и т. д.), а также их сочетаний.
Дисперсной средой суспензий
служат жидкости на водной или углеводородной основе, а также фильтрующиеся в
поры тампонирующие материалы. В качестве дисперсной фазы (наполнителей)
предложено использовать частицы (порошок, гранулы, куски волокна, стружка)
цемента, глины, парафина, высокоокисленных битумов, рубракса, скорлупы грецкого
ореха, полиолефинов (полимеров), магния, древесных опилков, кожи, асбеста, гашеной
извести, песка, гравия, утяжелителей бурового раствора, резины (резиновая
крошка), а также нейлоновые шарики и др.
К механическим приспособлениям
и устройствам следует отнести пакеры-пробки, взрывные пакеры, неопреновые
патрубки-летучки, хвостовики или дополнительные колонны меньшего диаметра и др.
По механизму закупоривания
пористой среды эти методы делятся еще на селективные и неселективные. Методы
селективной изоляции подразделяют еще на две группы методов, которые основаны
на использовании:
) селективных изолирующих
реагентов, образующих закупоривающий поровое пространство материал (осадок),
растворимый в нефти и нерастворимый в воде;
) изолирующих реагентов
селективного действия, образующих закупоривающий поровое пространство материал
только при смешении с пластовой водой и не образующих-при смешении с пластовой
нефтью.
Каждый метод изоляции имеет
свои области эффективного применения при проведении одного или нескольких РИР.
Его выбирают в зависимости от геолого-физических особенностей продуктивного пласта
или пласта-обводнителя, конструкции скважины, гидродинамических условий,
существующего опыта проведения РИР на данном месторождении, оснащенности
материалами, техникой и т. д. Наиболее широко применяют цементные суспензии и
составы смолы ТСД-9. Первые не фильтруются в пористую среду и могут заполнять
каналы размером более 0,15 мм, а вторые фильтруются в пористую среду и
отвердевают во всем объеме.
Ликвидация негерметичности
обсадных колонн и цементного кольца.
Основная причина нарушения
обсадных колонн - коррозия наружной и внутренней поверхностей труб в
агрессивной среде пластовых и сточных вод. В большинстве случаев нарушения
имеют вид щелей, расположенных вдоль образующей труб. Ширина щелей достигает 5
см, длина - 1 м. Иногда негерметичны резьбовые соединения, что связано с
недовинчиванием труб.
Основной причиной
негерметичности цементного кольца - низкое качество цементирования обсадных
колонн в скважинах, что обусловлено применением нестандартного цемента или
приготовлением цементных растворов с завышенными водоцементными отношениями.
Ликвидацию негерметичности
проводят закачкой растворов изоляционных материалов непосредственно в
нарушение, а также через существующий интервал перфорации продуктивного пласта
или интервал специально созданных отверстий. Для этого в скважину спускают НКТ
до уровня нижней границы предварительно созданного цементного (смоляного)
стакана (моста). Затем прокачивают расчетный объем раствора, проталкивают и
вытесняют его в кольцевое пространство до выравнивания уровней в трубах и
кольцевом пространстве. Дальше трубы поднимают на высоту оставляемого в колонне
цементного стакана, вымывают излишек раствора (проводят контрольную срезку) и
задавливают изоляционный материал за колонну. Тогда герметизируют скважину на
время, необходимое для отверждения изоляционного материала, разбуривают мост
(пробку) из отвержденного изоляционного материала, перфорируют пласт и
осваивают скважину. При этом возможно использование извлекаемого или
неизвлекаемого пакера, под которым создают цементную пробку. В последнее время
при проведении РИР трубы устанавливают на 20 - 40 м выше кровли
перфорированного пласта, а изоляционный материал задавливают в пласт и
нарушения при закрытом затрубном пространстве.
Аналогично изолируют верхние
или нижние воды, создают цементный стакан на забое или цементный мост,
изолируют фильтр при возврате скважины на выше- или нижележащий пласт
(возвратные работы), цементируют дополнительную колонну или хвостовик в
скважине, ликвидируют перетоки закачиваемой воды в непродуктивные пласты в
нагнетательных скважинах, а также осуществляют крепление неустойчивых пород в
призабойной зоне.
С целью повышения проникающей
способности цементных суспензий их затворяют на нефти (нефтецементные
суспензии) или «облагораживают» вводом специальных добавок
(диэтиленгликольаэросил, метоксиаэросил и др.).
Отключение отдельных пластов.
Различие геолого-физических
характеристик пластов (коллекторские свойства, толщина) обусловливает
разновременность их выработки (обводнения) и, следовательно, необходимость
отключения каждого выработанного (обводненного) пласта с целью обеспечения
нормальных условий выработки остальных.
Отключение отдельных пластов
может быть достигнуто созданием в отключаемом пласте непроницаемой оторочки
вокруг ствола скважины, установкой «летучек»-перекрытием интервала отключаемого
пласта трубой меньшего диаметра с последующим цементированием или
продольно-гофрированным патрубком, спуском пакера, а нижних пластов-еще
созданием забойной пробки (непроницаемого моста).
При отключении средних или
верхних пластов в интервале ниже подошвы отключаемого пласта создают в колонне
искусственные пробки: песчаные, глиняные, глинопесчаные, цементные, резиновые,
резинометаллические, деревянные. Применение нашли песчаные пробки, создаваемые
засыпкой вручную или намывом насосным агрегатом при скорости
восходящегопотокане более 4 м/с.
Для создания непроницаемых
оторочек более эффективно применение фильтрующихся в поры составов смолы ТСД-9.
В случае слоистого строения
пластов обводнение подошвенной водой можно рассматривать как обводнение
«нижней» водой и применять соответствующую технологию отключения нижнего пласта
или ликвидации негерметичности цементного кольца (заколонного пространства). В
монолитных пластах необходимо создание искусственных экранов-блокад либо
закачкой через специально созданные в пределах ВНК. отверстие
легкофильтрующихся в пласт реагентов (гипан, нефтесернокислотная смесь и др.)
на глубину до 5-10 м с последующим перекрытием цементным стаканом, либо
закачкой тампонирующих материалов в предварительно созданную горизонтальную
трещину гидроразрыва пласта.
Отключение отдельных
обводненных интервалов пористого пласта.
Этот вид РИР недостаточно
изучен и наиболее сложен в аспекте обоснования целесообразности осуществления в
конкретной скважине, выбора тампонирующих материалов и требуемых объемов
нагнетания. И. А. Сидоров, Ю. А. Поддубный и другие показали, что такие работы
эффективны при четком разделении разреза на пропластки, обособленные друг от
друга на участке дренирования скважины. Обособленные обводненные пропластки
можно отключить как обводненные пласты.
В пластах, характеризующихся по
геофизическим данным как монолитные, принципиальная возможность ограничения
притока воды при отключении обводненных интервалов обосновывается возможным наличием
в разрезе непроницаемых прослоев. Эти прослои не выделяются геофизическими
методами исследования, хотя могут создавать условия для надежной изоляции
обводненных пропластков.
Естественно, в условиях такой
неопределенности должны применяться методы селективной изоляции. На практике
нашли применение селективные и неселективные методы. Причем последние нередко
осуществляют по схеме селективной изоляции, предусматривающей закачку
изоляционного реагента по всей толщине продуктивного пласта и в случае необходимости
(например, при образовании стакана из смолы ТСД-9) последующее вскрытие его в
прежних интервалах (разбуривание стакана и перфорация).
При полном закупоривании
каналов нефтерастворимым селективным материалом проницаемость не
восстанавливается. Методы селективной изоляции, основанные на смешении двух,
или нескольких реагентов, или реагента с пластовой водой, как показал В. А.
Блажевич, только частично ограничивают приток воды, так как получаемый объем
закупоривающего осадка недостаточен или мгновенное образование осадка на
контакте растворов затрудняет их перемешивание.
В случае неоднородного,
слоистого строения пластов в первую очередь вырабатываются, а следовательно, и
обводняются наиболее проницаемые пропластки. Они же прежде всего должны поглощать
закачиваемую жидкость, в том числе и изоляционную. Распределение потоков в
нефте- и водонасыщенные интервалы определяется соотношениями проницаемостей
пропластков и вязкостей нефти и воды, а также вязкостью изоляционного реагента.
Поэтому различные реагенты с учетом этих и других условий показали себя
по-разному на конкретных месторождениях. Наиболее предпочтительны гидрогели
(типа ВУС на основе ПАА и гипана, силиката натрия), твердеющие во всем объеме
составы типа ГТМ-3 или АКОР (смолка-этилсиликат), нефтесернокислотная смесь,
кислый гудрон и др.
Ограничение притока воды в
трещиноватых и трещиновато-пористых пластах.
Преждевременное обводнение
скважин, эксплуатирующих такие пласты, связано с прорывами воды по
высокопроницаемым трещинам. Малоэффективными оказались работы с использованием
материалов, которые не образуют объемно-связанный тампон и обладают низкими
градиентами сдвига, что сопровождается их выносом из трещин при эксплуатации
скважин. Более эффективно использование цементных и пеноцементных суспензий,
вязкоупругих составов на основе ПАА.
Наиболее эффективно применение
суспензий гранулированных тампонирующих материалов. В Ивано-Франковском
институте нефти и газа разработаны технологии ограничения притока воды с
использованием гранулированного магния (размером 0,5-1,6 мм), основанные на
взаимодействии магния и его оксида с пластовой водой и хлористым магнием и, как
результат, образовании осадка гидроксида магния и магнезиального цемента .
Целесообразно, чтобы массовое содержание магния в смеси его с песком составляло
20 %. По схеме ГРП расширяют имеющиеся в пласте трещины, заполняют их
магний-песчаной смесью, закрывают скважину на 48-60 ч для образования
изоляционной структуры. Для интенсификации притока и растворения гранул,
попавших в нефтенасыщенные интервалы, проводится обработка соляной кислотой .
Возможно создание также забойных пробок (мостов).
Высокой эффективностью
характеризуется также использование суспензий полиолефинов (ППП и ПБП),
рубракса и высокоокисленных битумов (ВОБ) в виде частиц, широкой фракции от 0,5
до 20 мм. По предложению сотрудников СевКав-НИПИнефти в суспензию дополнительно
вводят частицы полу-водного гипса, реагирующие с пластовой водой и повышающие
прочность водоизолирующего барьера. Для каждого пласта, характеризующегося
определенным раскрытием трещин и поперечными размерами пор матриц, должны быть
подобраны дисперсные системы с соответствующей гранулометрической
характеристикой.
Регулирование профиля
приемистости воды в нагнетательных скважинах.
В призабойной зоне нагнетательных
скважин всегда существует система трещин, раскрытость и протяженность которых
определяется репрессией и прочностными характеристиками породы. Причем
проницаемости трещин существенно разнятся между собой. Тампонирование
высокопроницаемых трещин вызывает движение воды в обход по менее проницаемым и
новым трещинам. Аналогичное происходит и в призабойной зоне добывающих скважин.
Работы считаются эффективными, если удалось уменьшить поступление воды в один
узкий интервал пласта и обеспечить или увеличить поступление ее в другие
интервалы. Это можно достичь закачкой суспензии водонерастворимых
гранулированных материалов, например, рубракса, высокоокисленного битума,
частично гранулированного магния, гранулометрический состав которых
соответствует раскрытости трещин.
Менее эффективны суспензии
тонкодисперсных материалов, гелеобразующие, коллоидные и другие жидкие составы,
так как они поступают во все трещины соответственно их проницаемостям и создают
там тампон, а также заиливают поры пористых блоков.
Если высокопроницаемая трещина
связывает нагнетательную и добывающую скважины, то вода быстро прорывается по
ней. Естественно, при наличии такой протяженной одной или системы
высокопроницаемых трещин между зонами нагнетания и отбора преждевременный
прорыв можно предотвратить или ликвидировать только тампонированием трещин в
глубине пласта между данными зонами. Локальное тампонирование в призабойной
зоне как нагнетательной, так и добывающей скважины может обеспечить только
кратковременный эффект. Такие трещины выявлены путем закачки в нагнетательные
скважины индикаторов (водных растворов красящих веществ) на Тишковском и других
нефтяных месторождениях. В настоящее время ведутся исследования по разработке
способов создания потокоотклоняющих барьеров в глубине пласта.
3.3 Выбор метода водоизоляции
Общее представление
В настоящее время при
ремонтно-водоизоляционных работах в нефтяных и газовых скважинах используются
различные тампонажные материалы:
1 - смеси на базе минеральных вяжущих веществ
(тампонажный цемент, шлак, гипс и их модификации);
- тампонирующие смеси на базе органических
вяжущих материалов, известные как полимерные тампонажные материалы (ПТМ);
- тампонажные растворы, приготовленные на базе
минеральных вяжущих тампонажных материалов с различными облагораживающими
добавками (СПВС-ТР, ТЭГ, ТС-10, аэросил и др.), названные цементно-полимерными
растворами (ЦПР);
- многокомпонентные тампонажные смеси,
приготавливаемые с помощью дезинтегратора (МТСД);
- сжимающиеся тампонажные материалы (СТМ).
В скважинах с низкой приемистостью эффективно
применение ПТМ и ЦПР. Применение ПТМ наиболее эффективно (по сравнению с
цементным тампонажным раствором) при:
- герметизации соединительных узлов обсадных
колонн;
- ремонте обсадных колонн в условиях низкой
приемистости изолируемой зоны.
Использование цементных растворов оказывается
более эффективным (по сравнению с ПТМ) при:
- ликвидации прорыва верхних и нижних пластовых
вод в условиях высокой приемистости;
- ликвидации прорыва пластовых вод в случае
недифференцированного анализа результатов работ.
Применение ЦПР более эффективно (по сравнению с
ПТМ) при ликвидации прорыва верхних пластовых вод в условиях высокой
приемистости.
В последние годы для вторичного цементирования
все чаще используются полимерные тампонажные материалы, приготавливаемые как в
виде истинных растворов, так и растворов, содержащих твердую фазу. Они могут
иметь регулируемую в широком диапазоне вязкость.
При ремонтно-изоляционных работах применяются
ПТМ на основе фенолформальдегидных смол (ТС-10, ТСО-91), вязкоупругие составы
(ВУС), ПТМ - Ремонт-1, фенолоспирты (ФС), селективные тампонажные материалы -
силаны, гидрофобный тампонажный материал (ГТМ), гидролизованный
полиакрилонитрил (гипан), водорастворимый тампонажный состав (ВТС),
кремнийорганическая сшитая система (КРОСС), состав на основе стиромаля и др.
В качестве отвердителей для смол используются
формальдегид, параформ или уротропин. Находят применение отверждаемые глинистые
растворы (ОГР), где в смеси на основе фенолформальдегидной смолы вместо воды используется
глинистый раствор.
Недостатками растворов на основе смол является
их дороговизна, а на основе силанов - токсичность, взрыво- и пожароопасность.
Известно применение ВУС - вязкоупругий состав из смеси 2%-ного водного раствора
гексорезорциновой смолы (ГРС), 1% водного раствора полиакриламида (ПАА) и
формалина 38 - 40% концентрации в соотношении объемов 1,0 : 0,1 : 0,02.
Применим до температуры + 900С. Находит применение ГТМ - гидрофобный
тампонажный материал. Отверждается в пресной и пластовой воде, нефтях, имеет
хорошие адгезионные свойства.
Из высокотемпературных полимерных тампонажных
материалов находят применение фенолоспирты, фенолшлаки и др. Фенолоспирт (ФС)
готовят из фенола, формальдегида, 40% раствора едкого натрия (или 10% раствора
кальцинированной соды). Характеризуется высокой проникающей способностью и
фильтруемостью в пористой среде, совместим с наполнителями: глинопорошком,
молотым мелом, шлаковым цементом и др. Фенолошлаковая композиция (ФШК) - смесь
фенолоспирта, тампонажного шламового цемента и наполнителя (барит, гематит,
руда). ФШК, вследствие поликонденсации фенолоспирта и гидратации шлака,
превращается в высокопрочную органоминеральную композицию.
Для изоляции притока пластовых вод в последнее
время находит применение водоизолирующий реагент, имеющий наименование АКОР. Он
создан на основе малотоксичных, не содержащих хлора отходов производства
алкоксисиланов и алкоксисилоксанов, состоящих из алкосодержащего
кремнийорганического соединения и кристаллогидратов солей металлов IV-VIII групп.
В качестве кремнийорганических соединений применяется смесь этил-бутилэфиров
ортокремниевой кислоты, а также смолка этилсиликата. Кристаллогидраты выполняют
функцию поставщика воды, необходимой для образования связей Si - OR, и
катализируют поликонденсационные процессы образования «сшитого» неплавкого и
нерастворимого тела, а также расширяют температурный интервал применяемого
состава и обеспечивают его отверждение в полном объеме. Время отверждения можно
регулировать в широком интервале температур в зависимости от концентрации
исходных компонентов и химической природы кристаллогидратов. Например, АКОР-1
состоит из 75-85% смолки этилсиликата (ТУ 6-02-59-81) и 15 - 25%, 67% раствора
FeCl3 в ацетоне. Плотность при + 250С составляет 1070 - 1080 кг/м3, условная
вязкость - 20 - 21 по СПВ-5. [2]
Ограничение притока вод составами АКОР
Анализ свойств большого числа
водоизолирующих материалов и результатов их применения в различных
геолого-технических и климатических условиях позволяет сделать вывод о том, что
многие составы имеют определенный набор необходимых и важных свойств, однако
составы, обладающие комплексом всех необходимых свойств, практически
отсутствуют. В наибольшей степени всем требованиям, предъявляемым к
водоизолирующим составам, отвечают составы на основе кремнийорганических
соединений - АКОР. Эти составы широко применяются последние 5-6 лет и
претерпели изменения от моментально отверждающихся хлорсиланов с уменьшенным
содержанием активного хлора на основе кремнийорганических эфиров до водонаполненных
композиций. В нефтяной промышленности для ограничения водопритоков в скважины
были использованы двух и трехкомпонентные составы АКОР (АКОР-2, АКОР-4,
АКОР-5), которые готовили из отдельных компонентов непосредственно перед их
применением.
Первым из водонаполненных
кремнийорганических составов является АКОР-4, в результате применения которого
в 500 скважинах месторождений Западной Сибири получен экономический эффект
более 4 млн. руб. Однако приготовление составов на промыслах вызывает
определенные трудности, поэтому был разработан аналогичный, но с улучшенными
характеристиками одноупаковочный состав АКОР-Б и налажен его промышленный
выпуск. АКОР-Б можно использовать как в товарном виде, так и готовить на его
основе водонаправленные составы..разбавляя людом з 3-8 раз и более. Две
модификации состава АКОР-Б: АКОР-Б100 и АКОР-Б300 предназначены для ограничения
водопритоков в скважинах с пластовыми или забойными температурами
соответственно до 120 и 300 °С (при высоких температурах для изменения
фильтрационных потоков в паронагнетательных скважинах).
Использование одноупаковочного
состава значительно упростило технологическую схему и устранило проблемы,
связанные с приобретением и хранением отдельных компонентов. В 1988 г. объем
опытной партии АКОР-Б100, поставленной на промыслы, составил 480, в 1989 г -
055. в 1990 г - 1810 т.
Составы АКОР -
легкофильтрующиеся жидкости вязкостью 1,2-100мПас (АКОР-Б имеет вязкость 1-8
мПас) и плотностью 970-1200 кг/м3. Селективность воздействия их на
водонасыщенные участки пласта, регулируемые время отверждения и вязкость
позволяют с большей эффективностью проводить водоизоляционные работы. Полное
отверждение составов по объему обеспечивает продолжительный эффект
тампонирования при больших депрессиях. Они могут быть использованы в широком
интервале пластовых или забойных температур: от -15 до 300 °С, способны
отверждаться под действием воды любого типа и любой минерализации. Температура
замерзания ниже-50 °С делает составы незаменимыми в районах с низкими зимними
температурами, использование водонаполненных композиций позволяет закачивать
большие объемы состава и значительно снижать стоимость ремонтных работ. Кроме
того, составы АКОР обладают высокой адгезией к породе пласта, достаточной
прочностью и др.
К технологическим схемам ведения
водоизоляционных работ, как и конкретно к составу предъявляются определенные
требования. Так, принципиальная технологическая схема не должна меняться при
выполнении работ в различных геолого-технических условиях. Последовательность
этапов операции должна обеспечивать стабилизацию качества ремонта при
отсутствии достаточно достоверной информации об объекте. Предпочтительно, чтобы
технологическая схема была индустриальной, т. е. не требовала особых
технических средств, специального инженерного обеспечения работ. или совмещения
действий различных служб существующих структур. Технология должна быть
достаточно гибкой при использовании различных технических средств и любой
обвязки наземного оборудования. Методы приготовления и подачи составов в пласт
должны быть не трудоемкими, обеспечивать непрерывность поступления жидкостей,
требовать минимального количества технических средств, а также выполнения
других требований.
Всем приведенным условиям
отвечает технология водоизоляционных работ с использованием составов АКОР. Она
отработана более чем в 1200 скважинах при разнообразных ремонтных работах и на
различных объектах. Технология включает предварительную подготовку скважины и
обработку призабойной зоны, непрерывное приготовление и нагнетание в пласт
водоизолирующего состава, проведение заключительных работ по вводу в разработку
прослоев с целью интенсификации притока неффти, освоению скважины и оптимизации
режима ее эксплуатации.
Существующая технология с
применением составов АКОР направлена на снижение добычи воды и повышение
текущих дебитов нефти, увеличение межремонтно го периода и повышение успешности
работ. Технология предназначена для ограничения притока вод при прослойном,
подошвенном обводнениях и ликвидации водоперетоков по негерметичному цементному
кольцу, а так же для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных
скважинах. Работы могут проводиться при механическом и фонтанном способах
эксплуатации, с подъемом и без подъема подземного оборудования. Отсутствие
операций по разбуриванию и повторной перфорации ствол скважины значительно
снижает трудоемкость и стоимость ремонтно-изоляционних работ.
Данная технология нашла широкое
промышленное . применение на месторождениях Западной Сибири. С. 1986 по 1990 г.
здесь проведены операции в более чем 1000 скважинах, в том числе в ПО
"Юганскнефтегаз" -730, в ПО "Нижневартовскнефтегаз" - более
160, в ПО "Лангепаснефтегаз" - 100. Водоизоляционные работы
с-использованием составов АКОР выполнены также в ПО "Сургутнефтегаз",
"Когалымнефтегаз" и др. Начаты работы в НГДУ
"Комитермнефть", а также в газовых и газоконденсатных скважинах ПО
"Надымгазпром" и с "Уренгойгазпром".
Технология ограничения
водопритоков составами А КОР успешно применялась и в низкодебитных
высоко-обводненных скважинах Краснодарского края. С 1984 по 1990 г. было
проведено около 90 скважино-операций и получен экономический эффект 400 тыс.
руб. Данная технология направлена также на увеличение дебитов нефти. Результаты
ее применения в 1989-1990 гг. приведены в табл. I на примере Нефтеюганском УПНП
и КРС
Дебиты нефти возросли в
результате увеличения ее притока из эксплуатируемого нефтяного интервала не
только за счет перераспределения потоков жидкости и изменения депрессии на
пласт, но и за счет подключения в работу нефтяных прослоев или участков пласта,
ранее не работавших или работавших слабо. Механизм изоляции водяных и
вовлечения нефтяных прослоев представлен на рис. 1, 2, где приведены результаты
геофизических исследований до и после применения технологии ограничения
водопритоков с использованием состава АКОР-Б100.
По данным термо- и дебитометрии
до осуществления водоизоляционных работ устанавливался интервал притока
жидкости. Так, в скв. 5393 Южно-Сургутского . месторождения (см. рис. 1)
жидкость поступала в среднюю и нижнюю части перфорированного участка пласта,
обводненность составляла 98-99 %. Поскольку отверждсние составов А КОР
сопровождается выделением тепла, можно применять методы термометрии для
идентификации участков пласта, в которые поступил состав. На термограмме,
полученной через 8 ч после закачки АКОР-Б100, четко видно, что состав зашел
именно в те зоны, откуда был приток жидкости (в данном случае воды).
Последующие термодебитометрия позволили установить интервалы поступления
жидкости после ремонтно-изоляционных работ. Как видно из рис. 1, жидкость стала
поступать через верхнюю часть зоны перфорации, т. е. в работу подключился ранее
неработающий прослой, который начал давать продукцию обводненностью 68 %.
Аналогичные результаты получены
в скв. 1473 Мамонтовского месторождения (см. рис. 2). До проведения
водоизоляционных работ жидкость обводненностью около .90 % поступала по всему
перфорированному интервалу. После закачки АКОР-Б100 произошло отключение ее
притока в нижней части и снижение обводненности до 75 % в оставшемся интервале.
Термометрия проведена через 4 ч после закачки АКОР.
Рис. 3.3.1 - Интервалы
поступления воды (1) в скв. 5393 Южно-Сургутского месторождения и состава
АКОР-Б100 (2) в пласт
Технология ограничения
водопритоков составами АКОР может быть применена в скважинах с любой степенью
обводненности. Однако, как показала практика, для проведения водоизоляционных
работ обычно брали скважины, обводненность которых достигла предельную для
рентабельной эксплуатации величину (более 90 %). Технология предусматривает
также совместное использование состава АКОР и цемента. Подобные работы проводят
в скважинах, где одной из причин обводнения являются заколонные перетоки из
выше- и нижележащих интервалов пласта, а также приток подошвенных вод. Докрепление
цементом выполняли в тех случаях, когда необходимо было восстановить крепь
скважины. Применение технологии по схеме AKOP- + цемент, где используются
материалы с различной способностью по закупориванию поровых каналов,
обусловливает высокую эффективность изоляционных работ. При последовательной
закачке двух тампонажных материалов происходят тампонирование мелких пор и
микротрещин фильтрующимся составом АКОР, обладающим высокой проникающей
способностью, и заполнение крупных трещин - цементным раствором. В результате
достигается наибольшая эффективность работ. Высокая технологическая успешность
при использовании указанной схемы может быть достигнута и в нагнетательных
скважинах.
Успех водоизоляционных работ в
скважинах в значительной степени определяется правильным выбором объекта
воздействия и режимом проведения работ. Для этого с использованием
математических” методов обработки данных были проведены работы по оптимизации
технологической схемы и прогнозированию результатов водоизоляционных работ
составами АКОР. Для оптимизации процесса взяты 173 скважины Южно-Сургутского
месторождения с наиболее полной информацией по 24 информативным и достоверным
факторам. В результате проведенных исследований определены оптимальные
технологические схемы и режимы водоизоляционных работ составами АКОР.
Информацию, обрабатывали с помощью программы, позволившей классифицировать
объекты, определить информативность признаков и интервалы, оптимальные для
применения. Установлено, что результаты водоизоляционных работ в значительной
степени зависят от геологических характеристик объекта.
Для однозначного выбора скважин
при проведении водоизоляционных работ необходимо знать основные показатели их
эксплуатации, которые ожидаются после ремонта, и на основе их принять решение о
целесообразности выполнения ремонтно-изоляционных работ. При этом доверительный
интервал прогнозных значений должен обеспечивать необходимую для применения в
нефтяной промышленности точность.
Рис. 3.3.2 - Интервалы
поступления воды в скв. I473 Мамонтовского месторождения и состава АКОР-Б100 в
пласт (1 и 2 то же, что на рис. 1)
Для решения задачи
прогнозирования водоизоляционных работ составами АКОР использована информация,
имеющаяся на магнитных носителях и хранящаяся в банках данных. С целью описания
геологического строения призабойной зоны в интервале перфорации использовано 18
параметров. Информацию об эксплуатации скважин брали в ретроспективе в
совокупности с информацией об эксплуатации окружающих скважин в заданном радиусе
их взаимного влияния. При построении модели использованы скважины, в которых
эффект от воздействия закончился и известны четыре показателя их эксплуатации:
степень снижения обводненности, начальный прирост дебита нефти,
продолжительность эффекта снижения обводненности и накопленный прирост добычи
нефти. После отбора и сортировки для построения модели была взята 71 скважина и
вся необходимая информация, связанная с их эксплуатацией. Построение модели
осуществлялось методом группового учета аргументов. Все рассмотренные скважины
были разбиты на'обучающую и проверочную группы, сделаны расчеты по выбранной
модели. Мера идентичности для обучающей группы составила 0,86, для проверочной
- 0,97, т. е. данной моделью с достаточной точностью можно пользоваться для прогнозирования
водоизоляционных работ в скважинах с использованием состава АКОР.
На основании проведенных работ
осуществлен прогноз результатов применения технологии водоизоляционных работ
составом АКОР-Б100 на месторождении Южный Сургут. Для анализа были взяты
действующие, скважины обводненностью более 90 %. Результаты прогноза по первым
20 скважинам представлены в табл. 2. Из нее видно, что не во всех обводнившихся
скважинах можно ожидать технологического и экономического эффектов. Так, из
анализируемых скважин данного месторождения таких около 80 %. В большинстве
скважин (около 70 % общего числа) ожидается снижение обводненности на 5-15 %, в
незначительном их числе - на 20 % и более, лишь в единичных скважинах - более
чем на. 40 %.
Данный метод прогноза был
применен при внедрении технологии ограничения водопритоков составами АКОР,
однако он может быть использован для любых видов воздействия на призабойную
зону, для чего необходимо иметь соответствующую информацию. Применение этого
метода позволит получить долго- и краткосрочные прогнозы о целесообразности и
эффективности работ для пласта и месторождения в целом, а также обосновать
технико-экономические показатели к сдаче объекта после ремонтных работ. Имея
такие прогнозы, специалисты могут значительно увереннее ориентироваться при
выборе объекта, планировать виды и число ремонтно-изоляционных работ, их
очередность, решая тем самым и экономические вопросы. Проведение работ в
скважинах, где получение эффекта наиболее вероятно позволит также повысить их
успешность и избежать неоправданные затраты на ремонт скважин, в которых
использование данной технологии не может дать положительный результат.
Таким образом, составы АКОР и
технология их применения полностью отвечают предъявляемым к ним требованиям.
Предложенный и реализованный подход к выбору объекта и технологической схемы
дает возможность эффективно проводить работы в самых разнообразных условиях.
Разработанные и примененные на практике составы, технология и программное
обеспечение выполнения работ позволяют решить проблемы ограничения водопритоков
и особенно в скважинах с высокой обводненностью.[3]
3.4 Технология проведения
водоизоляционных работ с применением составов АКОР
Расчет цементирования скважины
№101 под давлением при следующих данных:
глубина скважины 2450 м;
диаметр эксплуатационной
колонны 168 мм;
приемистость скважины 0,3
м3/мин;
В скважину спущена
комбинированная колонна заливочных труб диаметром 73*89 мм на глубину 2400 м
(73-мм трубы на глубине 1600 м и 89-мм трубы на глубине 800 м);
среднегодовая температура
воздуха 10 0С.
Решение:
) Определим температуру на
забое скважины по формуле:заб= tср + (0,01/0,025) Н. [11, стр. 60] (1)
Принимая второе слагаемое за
0,025 Н и подставив численное значение, получим:заб = 10 + 0,025 х 2450 = 71,3
0С.
) Выбираем тампонажный цемент
для «горячих» скважин (ГЦ), время начала схватывания с момента затворения у
которого равно 105 мин. Тогда допустимое время цементирования:
Тдоп = 0,75 Тзат = 0,75 * 105 =
79 мин. (2)
) Определим объем колонны
заливочных труб:
(3)
где dв1 и dв2 - соответственно
внутренние диаметры НКТ диаметром
73 и 89 мм, м; h1, h2 - соответственно длина секций колонны заливочных труб, м;
D -
коэффициент сжимаемости продавочной жидкости, равный 1,01-1,10 (принимая
1,02).= 1,02 * 0,785 (0,0622 * 1600 + 0,0762 * 800) = 4,9 + 3,7 = 8,6 м3.
) Определим время, необходимое для
полного заполнения колонны заливочных труб при работе одним агрегатом ЦА-320 М
на скорости при диаметре втулок 115 мм:
, мин (4)
мин
Время вымыва излишка тампонажного раствора при
обратной промывке при работе одним агрегатом ЦА-320 М на IV скорости:
Тв = 1000 * 8,6/60 * 10,7 = 14 мин.
Время на затворение и продавку тампонажного раствора
в пласт:
Т = Тдоп - (Т3 + Тв + Т0), мин (5)
Т = 79 - (9 + 14 + 7) = 49
где Т0 - время на подготовительные и
заключительные работы при затворении цемента (5-10 мин).
) Определим объем тампонажного раствора, который
можно закачать в пласт за 49 мин:тр = 0,3 * 49 = 14,7 м3.
Однако раствор, исходя из приемистости пласта,
закачивают в несколько приемов. Поэтому принимаем Vтр = 7 м3.
Определим плотность тампонажного раствора по
формуле:
(6)
где m - жидкостно-цементное
отношение (m=0,4/0,5);
рц и рж - плотность соответственно
тампонажного цемента и жидкости затворения, т/м3.
Тогда:
т/м3 (7)
Количество сухого цемента,
необходимое для приготовления 7 м3 раствора, определяем по формуле:
(8)
Подставив численные значения,
получим:
т.
Количество тампонажного материала,
которое необходимо заготовить с учетом потерь при его затворении, составит:
= К1*G, (9)
где К1 - коэффициент, учитывающий
потери затворении тампонажного материала (при использовании цементосмесительных
машин К1 = 1,01,
при затворении вручную К1 = 1,05 - 1,15)
Тогда:= 1,01 * 8,6 = 8,7 т.
Количество жидкости, необходимой для
затворения тампонажного материала, определяем по формуле:
(10)
где К2 - коэффициент, учитывающий
потери жидкости при затворении
(К2 = 1,05 - 1,10).
м3
Необходимое оборудование
При осуществлении технологического
процесса по закачке составов АКОР применяется следующее оборудование:
Агрегат Азинмаш-ЗОА; СИН-32.03,
Агрегат ЦА-320М, Бойлер АЦ-10 (для подвоза воды в отсутствие водовода; для
промывки скважины) Комплект оборудования для обвязки буфера арматуры скважины и
водовода системы поддержания пластового давления.
Агрегат Азинмаш-30 А; СИН - 32
Азербайджанским институтом нефтяного
машиностроения был сконструирован и изготовлен специальный агрегат Азинмаш-30 и
установка СИН-32 - АО "Синергия" г. Пермь - для нагнетания различных
жидких средств в скважины в процессе их текущего и капитального ремонта, а
также при проведении других нефтепромысловых промывочно-продавочных работ.
Агрегат Азинмаш-30 смонтирован на
шасси автомашины КрАЗ-219 с двигателем ЯАЗ-М206В. Агрегат имеет гуммированную
резиной цистерну емкостью 8 м, состоящую из двух отсеков - один емкостью 2,7 м,
другой емкостью 5,3 м. Кроме того, для транспортировки дополнительного объема
агрегат снабжен емкостью на прицепе объемом 6 м, состоящую из двух отсеков по 3
м каждый, Азинмаш-30 оснащен трехплунжерным горизонтальным насосом 2НК-500
одинарного действия.
СИН-32.03
Предназначен для транспортировки и
нагнетания в скважину различных растворов.
В состав установки входят:
трехплунжерный насос, навесной редуктор, коробка отбора мощности, емкость для
растворов, трубопроводы, шарнирные коленья.
Характерные особенности СИН-32.03
Повышена стойкость емкости к
воздействию кислот и нефтепродуктов за счет применения стеклоуглепластикового
покрытия.
Для улучшения контроля при работе
оборудования показания с электронных датчиков уровня и давления выведены в
кабину водителя
Компактно расположены узлы навесного
оборудования, за счет крепления редуктора на корпус насоса, что позволило
оптимально расположить центр тяжести цистерны в центре тележки.
Значительно снижены вес и шумность
установки с применением планетарного редуктора.
Снижен вес и повышена
ремонтопригодность манифольда и шарнирного колена.
Техническая характеристика СИН-32.03
Номинальная мощность. кВт (л. с) 176
(240)
Диаметр плунжера, мм 100; 125
Подача максимальное. МПа 50
Подача максимальная, л/с (м7 час) 18
Емкость цистерны, м 5
Масса, кг 12000
Габаритные размеры, мм
8000*2500*3200
Монтажная база "Урал
55571-30"
Агрегат ЦА-320М
Агрегат монтируется на шасси
грузового автомобиля ЯАЗ-219 или КрАЗ-219, имеющего в качестве тягового
двигателя двухтактный дизель ЯАЗ-М206А. На шасси автомобиля на двух
дополнительных рамах смонтированы поршневой насос 9Т, плунжерный вертикальный
насос 1В, двигатель Г АЗ-51 с коробкой передач для привода насоса 1В, мерный
бак и обвязка насосов. Поршневой насос 9Т приводится от тягового двигателя
автомобиля. Подача насоса 9Т регулируется изменением скорости вращения
коленчатого вала при помощи коробки скоростей автомобиля. Мерный бак общей
емкостью 6,4 м, разделенный вертикальной перегородкой пополам, установлен на
задней части рамы автомобиля. В каждом отсеке бака установлены замерные рейки с
делениями, соответствующими 0,1 м. Всасывающая линия поршневого насоса
позволяет забирать жидкость из любого отсека мерного бака или емкости,
установленной на земле. Максимальная производительность насоса 9Т 22,8 л/сек
при давлении 40 кг/см * Максимальное давление 400. Агрегаты ЦА-300 установлены
на шасси автомобиля ЯАЗ-210 или МАЗ-200 и снабжены тем же насосом 9Т, что и
агрегат ЦА-320М.
Автоцистерна АЦ-10
Автоцистерна АЦ-10 имеет несущую
цистерну и снабжена оборудованием для налива и слива нефтепродуктов. По уровню,
группе, виду, температурному классу взрывозащиты АЦ-10 относится к изделиям
общего назначения. Цистерна выполнена и оборудована баками для теплового
расширения нефтепродуктов, лестницей и поручнями, обслуживается одним
оператором-водителем. Отсек имеет горловину, трубу верхнего налива, индикатор
уровня. Ограничение наполнения отсеков цистерны ручное, со звуковой
сигнализацией при верхнем свободном наливе и автоматическое со звуковой
сигнализацией при нижнем наливе сторонним насосом. АЦ-10 может комплектоваться
тягачом оборудованным насосной установкой производительностью 750л/мин. Конструктивное
исполнение автоцистерны позволяет эксплуатировать его в условиях умеренного
климата. В состав автоцистерны входит тягач КрАЗ-260, и полуприцеп-цистерна, на
которой установлено специальное оборудование: гидросистема, пневмосистема,
шкафы управлений, ящики для укладки индивидуального ЗИП, электрооборудование.
Конструкция автоцистерна позволяет производить указанные выше операции как с
левого, так и с правого борта. Благодаря конструкции автонефтевоза, примененным
материалам и комплектующим изделиям, достигается высокая надежность и
долговечность при его эксплуатации. Повышенное избыточное и вакууметрическое
давление в цистерне (+0,32... - 0,16кГс/см2). Значительно снижает потери
нефтепродуктов при малых дыханиях. Выполняемые операции по каждому отсеку:
откачивание насосом автоцистерны
топлива из прицеп-цистерны;
откачивание топлива из выдающих
рукавов;
По заказу потребителя для заправки
наземной техники фильтрованным топливом в гидросистеме автоцистерны может
устанавливаться фильтр и счетчик жидкости.
Таблица 3.4.1 Технические
характеристики АЦ-10
|
Вместимость:
общая, м
|
10/9
|
|
Производительность
насосной установки, л/мин. Расход раздаточной системы: через один выдающий
рукав с раздаточным краном, л/мин
|
1000/750
270
|
|
через
два выдающих рукава с раздаточным краном (одновременно), л/мин.
|
480/400
|
|
Наибольшая
скорость движения, км/ч Габаритные размеры,!", не более:
|
80/85
|
|
длина
ширина
|
9,30/7,12
2,80/2,50
|
|
высота
|
3,26/3,10
|
Таблица 3.4.2 Комплект оборудования для обвязки
буфера арматуры скважины и водовода системы поддержания пластового давления
|
№
п/п
|
Наименование
|
Предназначение
|
|
1
|
Фланец
с БРС
|
Обвязка
буфера арматуры скважины с нагнетательной линией
|
|
2
|
Трубы
(Д=2) с БРС
|
Компоновка
нагнетательной линии и линии отбора воды
|
|
3
|
Шарнирное
колено
|
Соединение
труб нагнетательной линии с арматурой воды, насосных агрегатов или комплексов
по закачке
|
|
4
|
Обратный
клапан
|
Предотвращение
обратного движения закачиваемого состава при остановках в закачке
|
|
5
|
Кран
высокого давления (КВД)
|
Регулирование
подачи воды виз системы ППД
|
|
6
|
Задвижка
шиберная типаЗМС1-65х210
|
Включение,
отключение подачи воды из системы ППД
|
Анализ эффективности мероприятия
На рассматриваемой выше скважине №101 в 2011
году проводились РИР, в том числе - закачка компонентов АКОР в пласт для
водоизоляции притока воды.
Данные по скважине были следующие: Дебит по
нефти был 5 м3/сут., дебит по жидкости 120 м3/сут., обводненность 96 %.
После проведения РИР в скважине дебит по нефти
вырос до 8 м3/сут., дебит по жидкости упал до 25 м3/сут., обводненность
установилась на уровне 76 %.
Эффект от закачки длился ровно год, причем таким
образом, что обводненность достигла уровня 96 % только в последний месяц года
(12 месяц после проведения РИР), и дебит нефти вернулся к своему значению
в 5 м3/сут.
Данная операция позволила добыть дополнительно
1040,25 тонн нефти.
В связи с большой обводненностью Локосовского
месторождения в целом, большого количества неизлеченной нефти, рекомендую
проводить РИР с закачкой компонентов АКОР для ограничения водопритока и
увеличения дебита нефти.
4. ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ
ПРОЕКТНОГО РЕШЕНИЯ
4.1 Характеристика
проектного решения по закачке АКОР в пласт
Уменьшение обводненности скважинной продукции и
увеличение объема добываемой нефти путем проведения РИР с использованием
составов АКОР является эффективной технологией, которая позволяет:
·
значительно
сократить объемы добываемой воды;
·
увеличить
дебит нефти;
·
отсечь
от разработки наиболее дренируемые по воде участки призабойной зоны пласта.
4.2 Методика
расчета потока денежной наличности и чистой текущей стоимости
В данном разделе рассмотрены
технико-экономические показатели применения закачки компонентов АКОР на
Локосовском месторождении. Экономическими критериями эффективности проекта
являются:
прирост потока денежной наличности;
прирост чистой текущей стоимости;
срок окупаемости проекта;
коэффициент отдачи капитала;
внутренняя норма рентабельности проекта.
Прирост потока денежной наличности (ΔПДН)
рассчитывается по следующей формуле:
, (4.1)
где Δ В - прирост
выручки от проведения мероприятия, руб.;
Δ И - прирост текущих затрат,
руб.;- капитальные затраты, связанные с проведением мероприятия, руб.;
Δ H - прирост
величины налоговых выплат, руб.
Дополнительная добыча, связанная с
повышением дебита рассчитывается по формуле:
ΔQ(Δq) = Δq· nд •Tp, (4.2)
где ΔQ(Δq) -
дополнительная добыча в связи с повышением дебита скважин, тыс.т (млн.м3);д -
фонд действующих скважин, охваченных мероприятием, скв.;- среднее время работы
скважины, сут.
Прирост выручки за счёт
дополнительного объёма реализации нефти и газа (ΔB(Q)i) можно
определить по формуле:
ΔB(Q)= ΔQ · Ц, (4.3)
где Цi - цена предприятия на
нефть без налога на добавленную стоимость.
Прирост накопленного потока денежной
наличности (ΔНПДН)
определяется за все годы расчётного периода и является суммой ПДН за каждый
период, рассчитывается по формуле:
, (4.4)
где t - текущий год;
Т - расчётный период по проекту,
лет;
ΔПДНt - прирост потока
денежной наличности в t-м году, тыс.руб.
Поскольку результаты и затраты
осуществляются в один период времени, то процедура дисконтирования потоков с
целью приведения их по фактору времени не применяется.
Чистая текущая стоимость проекта
(ЧТС) от применения технологии определяется по формуле:
, (4.5)
4.3 Характеристика
проектного решения
Затраты на проведение мероприятия
В данном проекте в качестве мероприятия
рассматривается закачка компонентов АКОР в скважину №101. Исходные данные
представлены в таблице 4.1. Расчёт производится по показателям за первый
квартал расчетного периода (год).
Таблица 4.3 Исходные данные для
расчёта экономических показателей
|
Показатели
|
Единицы
измерения
|
Стоимость
|
|
Проведение
РИР с закачкой компонентов АКОР
|
руб./скв.
|
1
000 000
|
|
Оборудование
не входящее в сметы на действующую добывающую скважину
|
руб./скв.
|
500
000
|
|
Прочие
затраты
|
%
|
10,0
|
|
Итого
затрат
|
руб.
|
1
650 000
|
Таблица 4.4 Затраты на проведение
мероприятия
|
Показатели
|
Стоимость,
руб.
|
|
Количество
скважин
|
1
|
|
Затраты
на РИР
|
1
650 000
|
|
Затраты
на оборудование
|
300
000
|
|
Прочие
затраты
|
200
000
|
|
Всего
вложений
|
2
150 000
|
Таблица 4.5 Показатели скважины до и
после проведения мероприятия
|
Метод
РИР
|
Дебит
нефти т./сут.
|
Дополнительный
дебит, qн, т./сут.
|
Дополнительная
добыча, (Qн=qн*365*0.95/4), т./год
|
|
До
обработки
|
После
обработки
|
|
|
|
АКОР
|
5
|
10
|
5
|
433
|
Расчёт выручки от реализации нефти
рассчитывается по формуле:
, (4.6)
где Qр - объем реализации тыс.т;
Цi - цена, руб./т.
Принимаем цену реализации нефти
равной 9000 руб./т.
Таблица 4.6 Объём реализованной
нефти и выручка от реализации по годам
|
Год
|
Объём
реализации, т.
|
Выручка
руб.
|
|
1
квартал
|
433
|
3
897 000
|
Продолжительность эффекта от мероприятия
составляет 12 месяцев.
Расчет текущих затрат
Текущие затраты (И) представляют собой затраты
по себестоимости продукции без амортизационных отчислений основных средств.
Исходные данные для расчета текущих затрат представлены в таблице 4.5.
Таблица 4.7 Исходные данные для
расчета затрат при дополнительной добыче
|
Показатели
|
Единицы
измерения
|
Значение
|
|
Электроэнергия
на извлечение нефти
|
руб./тонну
жидкости
|
23,7
|
|
Заработная
плата
|
тыс.руб./чел.
в год
|
600
|
|
Количество
работников
|
чел./скв.
|
1
|
|
Содержание
и эксплуатация оборудования
|
тыс.руб./скв.
доб. в год
|
870,5
|
|
Капитальный
ремонт добывающих скважин
|
тыс.руб./скв.
доб. в год
|
87
|
|
Общепроизводственные
расходы
|
тыс.руб./скв.
доб. в год
|
303
|
|
Транспортные
расходы
|
тыс.руб./скв.
доб. в год
|
137,2
|
Текущие затраты за 1 квартал:
Тз = (600 000 + 870 500 + 87 000 + 303 000 + 137
200) /4 + 23,7 * 433 = 1 529 700 / 4 + 10 262 = 392 687 руб.
Расчет налогов
Налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ)
рассчитывается из расчета:
Нефть - 446 руб. за каждую тонну добытой нефти.
Базовая ставка умножается на коэффициент,
характеризующий динамику мировых цен на нефть (Кц), и на коэффициент,
характеризующий степень выработанности запасов участка недр (Кв). Данные
коэффициенты определяются налогоплательщиком самостоятельно.
Коэффициент, характеризующий динамику мировых
цен на нефть (Кц), рассчитывается по формуле:
, (4.7)
где Ц - средний за налоговый
период уровень цен сорта нефти «Urals» в долларах США за баррель;
Р - среднее значение за налоговый
период курса доллара США к рублю Российской Федерации, устанавливаемого
Центральным банком РФ.
Коэффициент, характеризующий степень
выработанности запасов участка недр (Кв), определяется в следующем порядке:
степень выработанности больше или
равна 0.8 и меньше или равна 1.
Нефть НДПИ = 446 * Кв * Кц руб. за
каждую тонну добытой нефти;
Кв = 1; Кц = (90-15) * 29/261=8.3;
НДПИ = 446 * 8,3 = 3701,8
руб./тонну.
НДС принимаем равным 18%.
Налог на прибыль рассчитывается по
формуле:
, (4.8)
где Пр. обл. нал. - прибыль,
облагаемая налогом, тыс. руб;- ставка налога на прибыль, %. (равная 20 %);
Прибыль, облагаемая налогом -
прибыль от реализации.
Прибыль от реализации продукции
рассчитывается по формуле:
, (4.9)
где В - выручка от реализации
продукции, тыс. руб.;
С - себестоимость;
Расчёт показателей на 1 квартал
В = 433 * 9000 = 3 897 000 руб.
Налог на добычу полезных ископаемых в 2012 году
на 1 квартал равен:
НДПИ=446 * 8,3 * 433 = 1 602 879 руб.
НДС = 9000 * 0,18 * 433 = 701 460 руб.
Прибыль от реализации нефти составила:
П= 3 897 000 - 392 687- 1 602 879 - 701 460 - 2
150 000 = - 950 026 руб.
То есть, в первом квартале получен чистый
убыток. Налог на прибыль не взымается.
ПДН = - 950 026руб.
ПДН = ЧТС = 1 111 273 руб.
Таблица 4.8 Финансовые показатели
мероприятия по закачке компонентов АКОР
|
Показатели
|
Ед.
изм.
|
Кварталы
|
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
|
Объем
товарной добычи нефти
|
т.
|
433
|
347
|
347
|
260
|
|
Выручка
от реализации
|
руб.
|
3
897 000
|
3
123 000
|
3
123 000
|
2
340 000
|
|
Затраты
на мероприятие
|
руб.
|
2
150 000
|
0
|
0
|
0
|
|
Затраты
на доп. Добычу
|
руб.
|
392
687
|
390
649
|
390
649
|
388
587
|
|
НДПИ
|
руб.
|
1
602 879
|
1
284 525
|
1
284 525
|
962
468
|
|
НДС
|
руб.
|
701
460
|
562
140
|
562
140
|
421
200
|
|
Прибыль
|
руб.
|
-950026
|
885
686
|
885
686
|
567
745
|
|
Налог
на прибыль
|
руб.
|
0
|
177
137
|
177
137
|
113
549
|
|
Поток
денежной наличности
|
руб.
|
-950026
|
708
549
|
708
549
|
454
196
|
|
НПДН
|
руб.
|
-950026
|
-241477
|
467072
|
921
268
|
|
Коэффициент
дисконтирования
|
д.
ед.
|
1,00
|
0,95
|
0,91
|
0,87
|
|
Дисконтированный
поток денежной наличности
|
руб.
|
-950026
|
673
122
|
644
780
|
395
151
|
|
ЧТС
|
руб.
|
-950026
|
-276
904
|
367
876
|
763
027
|
Рис. 4.1 Профили НПДН и ЧТС проекта
.4 Анализ чувствительности проекта к риску
Необходимость проведения анализа
чувствительности проекта к риску обусловлена вероятностным характером
параметров, на основе которых производится расчет чистой текущей стоимости.
При разработке месторождений наиболее вероятные
риски - это риски, связанны с извлечением запасов и динамикой цен на
углеводородное сырье и материально - технические ресурсы. Предлагается
произвести расчет ЧТС при следующих интервалах изменений наиболее вероятных
параметров:
Изменение объемов добычи нефти [-20%: + 15%]
(ЧТС (Qдн));
Изменение текущих затрат [-30%: + 20%]
(ЧТС(Тз));
Изменение ставок налогов [-15%: + 10%]
(ЧTC((H));
Изменение цен на нефть [-20%: + 20%] (ЧТС((Цн)).
Таблица 4.9 Зависимость чистой
текущей стоимости от вариации исходных параметров
Диаграмма чувствительности проекта к
риску (рис. 4.2.) расположена в положительной области оси ординат. Это говорит
о том, что проект устойчив к риску и рекомендуется к внедрению.
Рисунок 4.2 Диаграмма
чувствительности проекта к риску
Выводы по
разделу
В результате мероприятия получены
следующие показатели:
1. Выручка от реализации составляет 12 483
000 рублей;
2. Объем вложений 2 150 000 руб;
3. Накопленный поток денежной наличности
составил 921 268 руб.;
4. При ставке дисконта 19% чистая текущая
стоимость равняется 763 027 руб;
Диаграмма полностью расположена в положительной
области оси ординат. Это говорит о том, что проект по любому из вариантов не
склонен к риску и рекомендуется к внедрению. На ЧТС большее влияние оказывает
изменение объемов добычи нефти.
5.. ПРОМЫШЛЕННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ
Обеспечение безопасности работающих
При выполнении каждого вида работ на
объектах нефтегазодобывающих предприятий существуют потенциально опасные и
вредные производственные факторы, которые можно подразделить на физические.,
химические, биологические и психофизиологические (ГОСТ 12.1.007-76, РД 2.2.755-99).
К группе физически опасных факторов следует
отнести попадания конечностей во вращающиеся и движущиеся части машин и
механизмов; опасность падения с высоты при обслуживании агрегатов, поднятых над
уровнем земли; загазованность воздуха рабочей зоны выхлопными газами, вибрация,
шум, опасное напряжение в электрической цепи, повышение или понижение уровня
давления в сосудах или трубопроводах, падающие или опускающие с высоты предметы
и инструменты, повышенное скольжение опорной поверхности. При работе со скважиной
вредное влияние также оказывает производственный шум - всякий нежелательный
звук. Сильный шум действует на орган слуха, что может привести к полной глухоте
или к профессиональной тугоухости. Верхний предел шума, при котором человек
может продолжать работу, составляет 100 дБ. Если подавить шум до предельно
допустимых условий не возможно, то применяются устройства, снижающие шум, т.е.
звукоизолирующие перегородки, наушники, как средство индивидуальной защиты. На
производстве существует такой источник опасности как вибрация.
К группе химически опасных и вредных
производственных факторов относят такие как: раздражающее действие на слизистые
оболочки глаз и верхних дыхательных путей парами кислоты; попадание
химреагентов на тело, что может вызвать раздражение, тяжёлые химические ожоги
тела, отравление. Психофизиологические опасные и вредные факторы - это
физические и нервно-психологические перегрузки. Обслуживание и ремонт
оборудования на газовых промыслах ведётся вручную, что приводит к физическим
перегрузкам. Закачка и продавка рабочих жидкостей в скважину ведётся при
высоких давлениях, с большим расходом, что вызывает необходимость особого
внимания и повышенного напряжения.
Метеорологические факторы связаны с воздействием
на работающих различных метеорологических условий, т.к. работы на
газодобывающих предприятиях часто проводятся на открытом воздухе.
Неблагоприятные метрологические условия могут явиться причиной несчастных
случаев. При высокой температуре понижается внимание, появляется торопливость и
неосмотрительность; при низкой - уменьшается подвижность конечностей вследствие
интенсивной теплоотдачи организма. Оптимальные и допустимые пределы температуры
устанавливаются СН-245-71 «Санитарные нормы проектирования в промышленных
предприятиях». Нормы проектирования» и ГОСТ 12.1.005-88 «Воздух рабочей зоны.
Общие санитарно-технические требования».Влияет на теплоотдачу организма и
влажность воздуха: обычно при температуре 18˚С влажность должна находится
в пределах от 35% до 70%. При меньшей относительной влажности воздух считается
сухим, при большей - с повышенной влажностью. На Южно-Русском нефтегазовом
месторождении рабочий персонал сталкивается с вредными веществами, которые
могут нанести отрицательное воздействие. Предприятие имеет степень риска,
которая рассчитывается по формуле:
=Cn/Nr,
где: R - степень риска; - число несчастных
случаев за год; - число работающих в ГПУ.
В 2011 году по оперативным данным, на
месторождениях ТПП «Лангепаснефтегаз» зафиксировано два несчастных случая.
Число работающих составляет 3000 человека. Отсюда можно определить степень
риска:= 3/3000=0,0001, то есть ТПП «Лангепаснефтегаз» можно считать
предприятием с малой степенью риска.
На месторождении рабочий персонал сталкивается с
вредными веществами, которые могут нанести отрицательное воздействие. В
таблицах 7.1.1 и 7.1.2 приведены токсичные и пожароопасные свойства применяемых
веществ и санитарно-гигиенические условия труда, соответственно.
Таблица 5.1.1 Токсичные и пожароопасные свойства
применяемых веществ
|
Показатели
|
Наименование
веществ
|
|
метан
|
нефть
|
|
Плотность
по воздуху
|
0.5543
|
3.5
|
|
Температура
самовоспламенения, °С
|
450
|
270-320
|
|
Температура
вспышки, °С
|
-
|
40-17
|
|
Предельно-допустимая
концентрация, мг/м3 в рабочей зоне
|
300
|
300
|
|
Класс
опасности
|
4
|
3
|
|
Концентрационные
пределы воспламенения
|
5-15
|
1.26-6.5
|
|
Действие
на организм
|
В
больших концентрациях обладает наркотическим действием
|
Обладает
наркотическим действием
|
Таблица 5.1.2. Санитарно-гигиенические условия
труда
|
Показатели
условий труда
|
Производственные
помещения
|
|
Виды
рабочего искусственного освещения: источники света
|
лампа
накаливания
|
|
освещенность,
лк, норма/факт
|
20/20
|
|
Аварийная
освещенность: на рабочих местах, лк на путях эвакуации, лк
|
20
20
|
|
Источники
питания аварийного освещения
|
аккумуляторная
батарея
|
|
Исполнение
светильников
|
Газо-защищенное
и взрывогазозащитное
|
|
Мощность
светильников, Вт
|
200,
250, 400
|
|
Количество
светильников
|
3
|
|
Источники
шума
|
Газопровод,
ГПУ-16
|
|
Нормируемые
параметры, дБ, норма/ факт
|
80/76
|
|
Источники
вибрации
|
ГПУ-16
|
|
Нормируемые
параметры, дБ, норма/факт
|
81/80
|
Технические требования к оборудованию и рабочему
инструменту, гарантирующему безопасность
Оборудование, инструмент и
контрольно-измерительные приборы должны разрабатываться в соответствии с
техническим заданием, согласованным с заказчиком и органами Ростехнадзора.
Уровень механизации и автоматизации
разрабатываемого оборудования и сооружаемого объекта определяется степенью их
взрывопожароопасности с учётом обеспечения безопасных условий труда.
Эксплуатация действующего оборудования,
инструментов, контрольно-измерительных приборов осуществляется в соответствии с
руководством по эксплуатации, составленного на основе действующих нормативных
документов по безопасности. Эксплуатация вновь создаваемого оборудования,
инструментов приборов должна осуществляться в соответствии с руководством по
эксплуатации, в котором на ряду с техническими требованиями должны быть
отражены и вопросы его безопасного обслуживания. Эксплуатация импортного
оборудования и инструмента должна осуществляться в соответствии с технической
документацией фирм-поставщиков. Узлы, детали, приспособления и элементы
оборудования, которые могут служить источником опасности для работающих, а
также поверхности ограждающих и защитных устройств должны быть окрашены в
сигнальные цвета. Применение оборудования, не соответствующего по классу
климатическим условиям, не допускается.
На металлических частях оборудования, которые
могут оказаться под напряжением, должны быть конструктивно предусмотрены
видимые элементы для соединения защитного заземления или зануления. Рядом с
этих элементом изображается символ «Заземление».
В соответствии с требованиями "Правил
безопасности в нефтяной и газовой промышленности", утвержденных
Гостехнадзором России в 2003 г., ограждаются или экранизируются оборудование,
машины и установки могущие служить причиной травмирования обслуживающего
персонала или вредного воздействия на него. Ограждения и экраны блокируются с
пусковым устройством оборудования - технологические системы их отдельные
элементы, оборудование должны быть оснащены необходимыми средствами
регулирования и блокировки, обеспечивающими безопасную эксплуатацию.
На грузоподъемных машинах и механизмах, сосудах,
работающих под давлением, должны быть обозначены их предельная
грузоподъемность, давление, температура и сроки следующего технического
освидетельствования.
Лебедки, краны и другие грузоподъёмные механизмы
должны иметь ограничители допускаемой грузоподъемности, а также надежные
тормозные устройства и фиксаторы, не допускающие самопроизвольного движения
груза и самого механизма.
Для применяемого в технологическом процессе
основного оборудования проектной организацией должен устанавливаться допустимый
срок службы. Ремонт оборудования должен проводиться только после его
отключения, сброса давления, остановки движущихся частей и принятия мер,
предотвращающих случайное приведение их в движение под действием силы тяжести
или других факторов. На пусковом устройстве обязательно вывешивается плакат:
"Не включать, работают люди". Критерии вывода из эксплуатации
оборудования, инструмента определяются разработчиком или предприятием
изготовителем совместно с заказчиком.
Требования к рабочему инструменту:
запрещается производить работы сломанными
ключами.
рабочий инструмент должен содержаться в чистоте
и в исправном состоянии.
при износе движущихся частей инструмента должен
производится их ремонт или выбраковка.
на каждый грузозахватный инструмент существует
срок годности, по истечению которого он должен изыматься.
по окончанию работ бригада проводит
периодическое техническое обслуживание
в процессе работы бригада проводит ежедневное
техническое обслуживание.
храниться инструмент должен под навесом или в
помещениях без искусственного регулирования температуры.
в помещении с искусственным регулированием
температуры оборудование располагают не ближе одного метра от источника тепла.
при работе на устье скважины соблюдают
требования «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности»
утвержденных Гостехнадзором России 05.06.2003 г.
к работе с инструментом допускают персонал, прошедший
подготовку и проверку знаний.
правильное и своевременное техническое
обслуживание обеспечивает длительную и безотказную работу, повышает срок
эксплуатации и исключает преждевременный выход из строя.
Санитарные требования
Средства индивидуальной защиты
У каждого рабочего имеются свои средства
индивидуальной защиты, (спецодежда по сезонам, каска, респиратор, наушники,
защитные очки, спецобувь и т.д.)
. При работе в местах, где концентрация газа и
вредных паров превышает допустимые санитарные нормы, рабочие должны
обеспечиваться противогазами.
. При работе в условиях пылеобразования рабочие
должны работать в противопылевых респираторах, защитных очках и комбинезонах.
. Фильтрующие противогазы применяются в тех
случаях, когда их фильтры гарантируют поглощение паров и газов, концентрация
которых в воздухе не превышает 0,5% об., а содержание кислорода в воздухе не
ниже 16% об. Для противогазов марок «СО» и «М» содержание свободного кислорода
в воздухе должно быть не менее 18% об.
. Продолжительность непрерывной работы в
шланговом противогазе не должна превышать 15 мин. С последующим отдыхов на
чистом воздухе должно быть не менее 18% об.
. Противогазы, закрепленные за рабочими, должны
храниться в цехе в особых шкафах, по возможности ближе к месту работы.
. Противогазы и другие газозащитные средства
следует проверять не реже одного раза в месяц.
Спецодежда и спецобувь
. Спецодежда и спецобувь должны соответствовать
действующему ГОСТ и выдаваться для каждой профессии работников в пределах
установленных норм.
. Выдаваемая спецодежда и спецобувь должны
соответствовать размеру и росту работающего. Спецодежда не должна стеснять
движения работника во время работы.
. При опасности попадания в глаза инородных тел
работающие должны пользоваться защитными очками.
Основные требования к санитарно- бытовым
помещениям (СНиП 2.09.04-87*):
Помещение для отдыха в рабочее время - площадь
из расчета 0,2 м2 на одного работающего в наиболее многочисленной смене, но не
менее 18 м2. Оборудованных вешалками для одежды, умывальниками, устройствами
питьевого водоснабжения, электрическими кипятильниками, уровень звукового
давления не более 65 дБ.
Уборные - должны быть оборудованы напольными
чашами, размещённых в отдельных кабинах с дверями открывающимися наружу. Вход
должен быть через тамбур с самозакрывающейся дверью. В тамбуре
предусматриваются умывальники.
Устройства питьевого водоснабжения - фонтанчики,
закрытые бочки с фонтанирующей насадкой размещаются в основных проходах
производственных помещений, в помещениях для отдыха, при необходимости на
производственных площадках.
Умывальные - размещаются смежно с гардеробными
или на их площади. Должны быть оборудованы смесителями горячей и холодной воды,
крючками для полотенец и одежды, мылом. Количество кранов из расчета 1 кран на
7-20 человек.
Курительные - предусматриваются в случае, когда
по условиям производства или пожарной безопасности курение в производственных
помещениях или на территории запрещается, а также при объеме производственного
помещения на 1 работающего не менее 50м3.
Гардеробные - предназначаются для хранения
уличной домашней и специальной одежды. В зависимости от группы
производственного процесса гардеробные могут быть общими для всех видов одежды
и отдельными для спецодежды.
Устройство для обогрева - при размещении в
отдельном помещении его площадь из расчета 0,1 м2 на 1 работающего
пользующегося данным устройством в наиболее многочисленно смене, но не менее 12
м2.
На предприятиях существуют нормы искусственного
и естественного освещения. Освещение производится в соответствии с СНиП
23.05-95 «Естественное и искусственное освещение». Освещение производственных
помещений, площадок и кустов скважин нефтегазодобывающих предприятии
считается рациональным при соблюдении следующих
требований:
световой поток должен достаточно ярко и равномерно
освещать рабочее место, чтобы глаз без напряжения различал нужные ему предметы
и не испытывал слепящего действия от чрезмерной яркости как источника света,
так и отражающих поверхностей;
в помещениях и наружных установках, где возможно
образование опасных взрыву и пожару смесей, оборудование освещение должно быть
выполнено во взрывопожаробезопасном исполнении.
Пожарная безопасность, электробезопасность и
молниезащита.
Противопожарные требования и средства
пожаротушения
Большинство объектов газовой отрасли
характеризуются высокой пожароопасностью. Так как добытый на дневную
поверхность газ взрывоопасен, то и требования к объектам технологии повышенные.
Опасная зона на площадке куста - это устье скважины, которой присваивается
категория В-1г. Расстояние между устьями скважин должно составлять не менее 5
м.
Порядок перемещения всех видов транспортных
средств на площадке куста устанавливается руководителем работ.
В виду сложности и специфичности тушения газовых
пожаров, а так же из-за сильной удалённости объектов газодобычи от населённых
пунктов, в ТПП «Лангепаснефтегаз» создана военизированная пожарная часть.
Классификация помещений, территории по пожаро- и
взрывоопасности УКПГ приведена в Таблице 5.1.3.
Таблица 5.1.3 Классификация помещений и территории
УКПГ по пожаро- и взрывоопасности
|
Наименование
производственных помещений и нар. установок
|
Наименование
продукта
|
Кат.
пр. по взрыво и пож. опасности
|
Класс
взр. и пожарных зон
|
Распределение
взрывоопасных смесей по категориям и группам
|
|
|
|
|
катег.
|
груп.
|
|
Пункт
переключающей арматуры
|
Природный
газ, метанол
|
А
|
В-1а
|
ΙΙ-А
|
Т2
|
|
Цех
осушки газа
|
Природный
газ, конденсат
|
А
|
В-1а
|
ΙΙ-А
|
Т2
|
|
Площадка
апп.возд.охлаждения
|
Природный
газ
|
Ан
|
В-1г
|
ΙΙ-А
|
Т2
|
|
Склад
метанола на откр. площадке
|
Метанол
|
Ан
|
В-1г
|
ΙΙ-А
|
Т2
|
|
Склад
ТЭГа на откр.площ.
|
ТЭГ
|
В
|
-
|
-
|
-
|
|
Блок-бокс
насосной метанола
|
Метанол
|
А
|
В-1а
|
ΙΙ-А
|
Т2
|
Одной из причин возникновения пожаров является
несоблюдение ТБ при ремонте скважин. Пожар может возникнуть и при возгорании
газа, при его утечке через негерметичные фланцевые соединения.
При несоблюдении правил противопожарной
безопасности на территории газового промысла возможны пожары или взрывы. Пожары
или взрывы на промыслах влекут за собой не только материальные убытки, но и
человеческие жертвы. Поэтому необходимо строго соблюдать следующие основные
правила противопожарной безопасности:
. Курить на промыслах можно лишь в местах,
специально отведенных для этих целей.
. Разводить огонь для производственных целей
можно только в местах, которые признаны безопасными. Разводить огонь в этих
случаях можно только с разрешения пожарной охраны.
. Нельзя разбрасывать паклю и тряпки, смоченные
в масле, а нужно складывать их в специальные ящики с крышками.
. При выполнении работ в газовой среде должны
применятся инструменты, исключающие искрообразование.
. Необходимо строго следить за состоянием
электропроводки, электродвигателей и газопроводов.
Тушение возможного пожара и проведение
спасательных работ обеспечиваются конструктивными, объемно планировочными,
инженерно- техническими и организационными мероприятиями.
К ним относятся:
устройство пожарных проездов и подъездных путей
для пожарной техники;
устройство наружных пожарных лестниц и
обеспечение других способов подъема пожарного персонала и пожарной техники;
устройство пожарного водопровода;
оборудование зданий в необходимых случаях
индивидуальными и коллективными средствами спасения людей.
Проезды для основных и специальных пожарных
машин следует предусматривать в соответствии с требованиями СНиП 2.07.01, СНиП ΙΙ-89,
СНиП
П-97.
Необходимость устройства пожарного водовода и
других стационарных средств пожаротушения должно предусматриваться в
зависимости от степени огнестойкости, конструктивной и функциональной пожарной
опасности здания. К системам противопожарного водоснабжения зданий должен быть
обеспечен постоянный доступ для пожарных подразделений и их оборудование.
Общие требования к электробезопасности
Для защиты людей от поражения электрическим
током при повреждении изоляции должна быть применена, по крайней мере, одна из
следующих защитных мер: заземление, зануление, защитное отключение,
разделительный трансформатор, двойная изоляция. Заземление или зануление
электроустановок следует выполнять:
. При напряжении 380B и выше переменного тока и
440В и выше постоянного тока - во всех электроустановках.
. При номинальных напряжениях выше 42В, но ниже
380B переменного тока и выше 110В, но ниже 440В постоянного тока - только в
помещениях с повышенной опасностью, особо опасных и в наружных установках.
Молниезащита и борьба с проявлением статического
электричества
. Для обеспечения безопасности людей и
сохранности зданий и других сооружений, а также оборудования и материалов,
находящихся в них, от разрушения, загорания и взрывов при прямых ударах молнии
должна устраиваться молниезащита в соответствии с «Указаниями по проектированию
и устройству молниезащиты зданий и промышленных сооружений».
. Запрещается во время грозы находиться на
расстоянии ближе 10м от заземляющих устройств.
. Для борьбы с проявлениями вторичных
воздействий молнии, а также статического электричества, технологическая
аппаратура и трубопроводы, должны заземляться.
. Сопротивление заземляющего устройства,
предназначенного для защиты от статического электричества, допускается до 100
Ом.
Мероприятия по безопасности при разработке нефтегазовых
месторождений
. Между производственными объектами должны
соблюдаться разрывы в соответствии с действующими санитарными и
противопожарными нормами.
. Оборудование на объектах должно располагаться
так, чтобы была возможность удобного и безопасного его обслуживания и ремонта.
. На каждом объекте в соответствии с проектом
должен быть организован сбор и отвод производственных, ливневых и талых вод со
всей территории.
. Электрическое освещение объектов газодобычи,
транспорта природного газа и конденсата должно отвечать требованиям ПУЭ.
. Устья действующих и. бездействующих скважин
должны быть герметичны и иметь опознавательные знаки.
. Производственная территория и рабочее место
должны содержаться в чистоте. Разлитые химреагенты необходимо убрать.
. Курить на территории производственных объектов
разрешается только в специально отведенных местах.
. Дороги к скважинам и другим объектам, мосты,
переезды и переходы должны содержаться в исправности.
. Производственные объекты должны быть
обеспечены водой для бытовых, производственных целей согласно санитарным и
противопожарным нормам.
Экологичность проекта
Влияние проектируемых работ на окружающую среду
В этом разделе дана характеристика источников
выделения и выбросов вредных веществ в атмосферу по УКПГ Локосовского
месторождения, которые представлены в таблице 5.4.
Таблица 5.4 Характеристика источников выделения
вредных веществ в атмосферу на УКПГ
|
Наимен.
произв-ва и источника выд. ВВ (агр-т, уст-ка и т.д.)
|
Источник
выбросов (хар-ка)
|
Наимен.
вредн. в-ва
|
Код
вредн. в-ва
|
Кол-во
отх.ВВ т/год
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
|
Газо-факельная
установка
|
Д=0,57
м Н=1,2 м
|
СО
NОх СхНх
|
320
200 360
|
110,9
16,64 2,77
|
|
Печи
подогрева теплоносителя
|
Д=1,2
м Н=28 м
|
СО
NОх
|
322
200
|
35,23
11,38
|
|
Подогрев
в пункте редуир-я газа соб. нужд
|
Д=0,45
м Н=10,2 м
|
СО
NОх
|
322
200
|
14,5
6,09
|
|
Технол.корпус
регенерации ТЭГа, печь П-1
|
Д=0,82
м Н=21,5 м
|
СО
NОх
|
322
200
|
34,5
14,49
|
|
Свеча
на Р-1
|
Д=0,2
м Н=16 м
|
СхНх
|
360
|
420
|
|
Технологический
корпус, вентвыбросы
|
Д=0,1
м Н=13 м
|
СхНх
|
16,5
|
|
Свеча
(факел)
|
Д=0,4
м Н=40 м
|
СО
NОх СхНх
|
322
200 360
|
32,19
4,83 0,8
|
|
Резервуары
запасов воды
|
Д=0,1
|
СО
NОх
|
322
200
|
62,98
20,34
|
|
Склад:
метанол V=50 м3х6 бензин V=50 м3х1
|
Дых.
клап. Д=0,1 м Н=4,0 м
|
Метанол
Бензин
|
0,05
0,05
|
0,188
0,031
|
Источниками загрязнения на Локосовском месторождении
являются выбросы с факела, ДНС, газопроводы и т. д.
Опасные моменты при эксплуатации скважин,
производственных объектов на месторождении связаны с разливами метанола, ТЭГа,
порывами трубопроводов, возможностью воспламенения газа, их токсичностью, наличием
аппаратов и трубопроводов, работающих под давлением. Для устранения их и
обеспечения безопасного ведения работ на производственной территории необходимо
соблюдать противопожарные мероприятия и строго выполнять правила техники
безопасности
Мероприятия по защите окружающей среды
В процессе добычи скважинной продукции неизбежны
загрязнения, отрицательно влияющие на окружающую среду. В целях уменьшения
коррозийного износа газопроводов применяется подземная укладка труб с
использованием изоляционных материалов. Выделяются специальные площадки для
сбора мусора и металлолома, который затем сдается в утиль. Особое внимание
уделяется мероприятиям по недопущению розливов технологических жидкостей при
производстве текущих и капитальных ремонтов скважин.
Чрезвычайные ситуации
В условиях работы ТПП «Лангепаснефтегаз»
возможно возникновение следующих видов ЧС:
техногенного характера;
природного характера;
Чрезвычайные ситуации техногенного характера.
Могут возникнуть по причине возгорания пролитой горючей жидкости (метанола,
триэтиленгликоля и других химреагентов), применяемых в процессе добычи и
подготовки газа. Возгорание горючих жидкостей в резервуарах товарных парков,
емкостях и технологических аппаратах. Пожары на скважинах в результате
неконтролируемого фонтанирования. Пожары в результате разгерметизации
газопроводов.
Сильные взрывы скопившегося газа и легких
фракций конденсата, при утечках на скважинах, на пункте подготовки газа из
технологических резервуаров. Также возможны взрывы на складах веществ
применяемых при перфорации и в других процессах.
Возможно загрязнение окружающей среды разливами
большого количества сточных вод. Эти воды отличаются высокой минерализацией и
коррозирующей способностью, а также часто содержанием различных реагентов - все
это способствует возникновению масштабного разлива этих, вод. Также большую
опасность представляют аварии на скважинах с неконтролируемым фонтанированием.
В результате фонтанирования возможны масштабные выбросы газа, наносящие
огромный ущерб сельскохозяйственным землям, лесам и животному миру.
ЧС природного характера. Находится в районе
Ямало-Ненецкого автономного округа. Зима в этом районе суровая, температура
воздуха часто опускается ниже минус 400С. Лето не очень жаркое и не холодное,
температура не превышает 250С. Редко отмечаются случаи нанесения ущерба от
воздействия сильных ветров или ураганов.
В условиях засушливого лета возможно
возникновение лесных и торфянниковых пожаров, но такие случаи не влияют на
работу предприятия и происходят крайне редко. В период весеннего таяния снегов
и половодья рек возможно подтопление части технологических площадок газовых
промыслов.
Оценка взрывобезопасности
Произведём расчёт вероятных параметров ударной
волны при взрыве газовоздушной смеси в абсорбере, масса паров 0,312 т.
Рис. 5.1. Взрыв газовоздушной смеси в абсорбере
. Зона детонационной волны; 2. Зона ударной
волны; RСПЛ - радиус зоны смертельного поражения людей; RБУ - радиус
безопасного удаления, ∆PФ = 5(кПа); RПДВК - радиус предельно допустимой
взыровобезопасной концентрации; R1 - радиус зоны детонационной волны (м); r2 и
r3 - расстояния от центра взрыва до элемента предприятия в зоне ударной волны.
Давление ударной волны в первой зоне: ∆Рф1
= 900 кПа.
Определим радиус зоны детонационной волны:
(7.1.)
(7.2.)
где Q - количество взрывчатого
вещества, т.
(7.3.)
где r2 = 50 (м.) - расстояние от
центра взрыва до операторной, находящейся во 2-ой зоне.
По значению Ψ определяется
избыточное давление во фронте ударной волны во второй зоне:
(7. 4.)
где r3 = 100(м.) - расстояние от
центра взрыва до административного здания, находящегося в 3-ей зоне.
Избыточное давление во фронте
ударной волны в третьей зоне:
Найдем радиус безопасного удаления
RБУ
Рассчитаем радиус смертельного
поражения людей по формуле:
(7.5.)
В случае взрыва газовоздушной
смеси в абсорбере на предприятии прогнозируются разрушения, при этом радиус
смертельного поражения людей составит 20,3(м.), радиус безопасного удаления
составит 144 (м.), радиус зоны детонационной волны равен 12 (м.).
6. ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Проведенный мною анализ разработки Локосовского
месторождения, а конкретно, данные по дебитам нефти, жидкости, обводненности,
выработке запасов выявил для меня актуальность проблемы увеличения нефтеотдачи.
На данном месторождении Я предлогаю проводить РИР с закачкой компонентов АКОР в
пласты.
Довольно простое и не дорогое мероприятие
позволяет сразу увеличить дебит по нефти, существенно снизить обводненность
продукции, как и дебит по жидкости. Эффект от мероприятия не столь
продолжителен, как после ГРП, но, во-первых, у ГРП и РИР вообще разные задачи
по итогу, а во-вторых, ГРП применим как на поздних стадиях разработки, так и на
ранних, что нельзя сказать о закачке АКОР. Данный метод РИР применим только на
последней стадии разработки месторождения при обводненности больше 90 %.
Также, учитывая особенности существующей
ситуации в Западной Сибири (большая обводненность месторождений), этот метод
выглядит предпочтителен перед остальными, позволяя увеличивать нефтеотдачу и
снижать дебит по воде, что ведет, также, к уменьшению издержек на сбор и
подготовку скважинной продукции.
То есть, поле деятельности для данного метода
очень обширно, что может привести в дальнейшем и к некоторому изменению данной
РИР - улучшению. Это может быть как увеличение площади цементирования ПЗП,
ускорение застывания, сокращение сроков проведения РИР, увеличение дальности
проникновения в пласт.
7. СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ
.
В. С. Бойко, «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений», 1990 г.
.
А. П. Телков, С. И. Грачёв, «Гидромеханика пласта применительно к прикладным
задачам разработки нефтяных и газовых месторождений», 2009 г.