Выбор и обоснование технологии поддержания пластового давления при эксплуатации скважин на месторождении Восточный Молдабек

Выбор и обоснование технологии поддержания пластового давления при эксплуатации скважин на месторождении Восточный Молдабек

Введение

Месторождение Восточный Молдабек выявлено сейсмоработами «Эмбанефтегеофизика» в 1986г. Бурение глубоких поисково-разведочных скважин на поднятии Молдабек начато в 1988г. Первооткрывательницей залежей нефти и газа в отложениях юры и мела на данном месторождении является скважина 27.

Нефть месторождения Восточный Молдабек высоковязкая, с высоким содержанием песка почти во всех продуктивных пластах, основной способ подъема таких нефтей на поверхность - с помощью скважинных электровинтовых насосов. Но также небольшая часть скважин эксплуатируется ШСНУ. Это объясняется малодебитностью скважин и экономической неэффективностью других способов. Особенностью разработки месторождения является использование системы ППД с закачкой воды, практически с начала эксплуатации месторождения.

Необходимость площадного заводнения обосновывается прежде всего невысокой гидропроводностью продуктивных пластов и необходимостью ввода в пласт специальных реагентов для увеличения нефтеотдачи пластов.

При любой системе площадного заводнения интенсивность и охват пласта процессом заводнения в каждом из элементов определяется работой единственной нагнетательной скважины и здесь велика роль случайности.

В условиях продуктивных пластов, содержащих газовые шапки различных размеров, площадная система заводнения будет также обеспечивать поддержание давления на всей территории залежи на уровне начального пластового давления, что предотвратит расширение газовых шапок, а, следовательно, перемещение ГНК.

Исходя из важности системы ППД на данном месторождении и поддержании проектных показателей разработки месторождения, большое внимание уделяется определению оптимальных технологических показателей работы нагнетательных скважин.

1. Геологическая часть

.1 Общие сведения о месторождении

Месторождение Молдабек Восточный расположено в юго-восточной части Прикаспийской впадины в междуречье Сагиз-Эмба.

В административном отношении месторождение находится в Кызылкогинском районе Атырауской области (рисунок 1.1).

Ближайшими населенными пунктами являются железнодорожные станции Жамансор и Мукур, расположенные к северо-западу на расстоянии соответственно 17 и 50 км. Расстояние до областного центра г. Атырау составляет 240м.

Старые нефтепромыслы Южной Эмбы - Макат, Сагиз, Доссор расположены юго-западнее на расстоянии соответственно 60, 70 и 85 км. В 30 км северо-западнее находится 3-я нефтеперекачивающая станция с выходом нефтепровода на нефтеперерабатывающий завод г. Атырау.

В орографическом отношении район представляет собой полупустынную равнину с широко распространенной сетью соров, с абсолютными отметками рельефа, колеблющимися в пределах от +50 до +100м.

Гидрографическая сеть развита слабо, представлена небольшой рекой Кайнар, пересыхающей в летнее время. К северу от района работ протекает река Сагиз, вода которой не пригодна для питья. Пресноводных колодцев в районе мало, дебиты воды в них незначительные.

Климат района резко континентальный с большими колебаниями суточных и сезонных температур. Зима холодная, малоснежная, температура достигает в январе-феврале до -35 -40 ^оС мороза, лето жаркое и сухое с максимальной температурой до +30 +40 ^оС. В летнее время преобладают ветры северо-западного направления, а зимой северо-восточного от 5 до 15 м/сек.

Среднегодовое количество атмосферных осадков колеблется от 170 до 200 мм в год.

Животный мир и растительность представлены видами, типичными для полупустынь. Растительный покров представлен, в основном, полынью, верблюжьей колючкой. Животный мир не богат, из крупных животных встречаются сайгаки, волки, лисицы, корсаки. Очень много грызунов. Из птиц встречаются степные орлы, дрофы, куропатки.

Перевозка буровых бригад, технического персонала и грузов осуществляется по асфальтированным и грунтовым дорогам.

В районе работ помимо наличия углеводородного сырья имеются строительные материалы.

Газонефтяное месторождение Восточный Молдабек относится к группе разрабатываемых, находится в ведении АО РД «Казмунайгаз».

Рисунок 1.1 Обзорная карта

1.2 Стратиграфия

На месторождении пробуренными скважинами вскрыты солевой и надсолевой комплексы пород. Солевой комплекс представлен сульфатно-галогенными осадками раннепермского возраста и представлен в виде соляного купола. На размытую поверхность мезозойских отложений, представленных породами триаса, юры и мела, с несогласием ложатся неогеновые и четвертичные отложения кайнозойской группы. Расчленение разреза основано на корреляции каротажа по скважинам с обоснованием возраста по литологическим и палеонтологическим исследованиям.

Пермская система - Р

Нижний отдел - Р₁

Кунгурский ярус - Р₁k

Отложения кунгурского яруса сложены двумя толщами: нижней - галогенной и верхней - сульфатной (кепрок).

Галогенная толща сложена каменной солью белой, грязно-белой, крупнокристаллической с редкими маломощными терригенными прослойками и пластами ангидрита.

Верхняя пачка (кепрок) представлена ангидритами с пропластками глин. Толщина пачки 5-10м. Кровля отложений кунгурского яруса является сейсмическим репером ОГ-VI. Максимально вскрытая толщина галогенной толщи 1606м (скв.28).

Триасовая система - Т

В разрезе пробуренных скважин отложений нижнего отдела (Т₁) не встречено.

Средний отдел - Т₂

Отложения среднего триаса имеют небольшую толщину.

Литологически отложения среднего триаса представлены переслаиванием коричневых, зеленовато-серых и темно-серых глин, алевролитов, песчаников и песков толщиной 1-17м.

Песчаники зеленовато-серые, светло-коричневые, мелкозернистые, слюдистые, крепкие. Алевролиты серые, зеленовато-серые, некарбонатные, глинистые. Пески серые, темно-серые, мелкозернистые, глинистые. Отложения датированы по обнаруженным остракодам. Максимальная глубина залегания кровли на Восточном Молдабеке отмечена на отметке -911,8м (скв.4), минимальная -701,7м (скв.16).

Толщина среднетриасовых отложений варьирует в пределах 15-47м.

Верхний отдел - Т₃

Отложения верхнего триаса представлены песчано-галечной свитой, сложенной слабо сцементированными песчаниками, песками, алевролитами с прослоями глин. По всему разрезу отмечается наличие линз и прослоев галечника.

Песчаники серые, светло-серые, некарбонатные. Алевролиты серые, светло-серые, средней крепости, некарбонатные, глинистые. Глины серые, темно-серые с буроватым оттенком, алевритистые, неизвестковистые, неслоистые.

Максимальная отметка залегания кровли отмечена на отметке -778,8м (скв.4), минимальная -564,7м (скв.16).

К кровле верхнетриасовых отложений приурочен отражающий горизонт V.

Толщина отложений колеблется от 111 до 152м.

Юрская система - J

Нижний отдел-J₁

Нижнеюрские отложения с размывом залегают на триасовых и сложены преимущественно слабосцементированными песчаниками, песками, реже алевролитами с тонкими слоями глин, крепких песчаников и алевролитов.

Песок серый, рыхлый, мелкозернистый. Песчаники серые, мелкозернистые, полимиктовые, слюдистые на глинисто-известковистом цементе, с многочисленными включениями обуглившихся растительных остатков. Алевролиты серые, светло-серые, средней крепости, тонкослоистые. Глины серые, плотные, сильно песчанистые, некарбонатные. Максимальная глубина залегания -726,3м (скв.42), минимальная -544,4м (скв.1).

Толщина отложений колеблется в пределах от 17м до 39м.

Средний отдел - J₂

Отложения среднего отдела представлены довольно однообразным составом сероцветных лагунно-континентальных песчано-глинистых отложений ааленского и бат-байосского ярусов. Отложения ааленского яруса залегают трансгрессивно на отложениях нижней юры. Бат-байосские отложения с эрозионным несогласием перекрывают породы ааленского яруса. Литологически среднеюрские отложения представлены глинами, песчаниками и песками. В отложениях бат-байосса встречаются прослои бурого угля.

Глины серые, местами с буроватым оттенком, плотные, алевритистые, не известковистые, слюдистые.

Песчаники серые, вверх по разрезу встречаются светло-серые, мелкозернистые, крепкие, ааленские песчаники на карбонатном цементе, бат-байосские - на глинисто-карбонатном.

Пески серые, мелкозернистые, полимиктовые, слюдистые, уплотненные, в бат-байосском разрезе встречаются прослои глинистых песков.

По всему разрезу отмечаются многочисленные включения обуглившихся растительных остатков. К отложениям средней юры приурочены продуктивные горизонты Ю-I-VII.

Максимальная глубина залегания отмечена на отметке -349,3м (скв.42) минимальная 230,5м (скв.609).

Толщина среднеюрских отложений колеблется в пределах 285-400м.

Отложения верхнего отдела на месторождении Молдабек Восточный полностью размыты.

Меловая система - К

Отложения меловой системы несогласно залегают на юрских отложениях. По литологическим признакам расчленяются на два комплекса: нижний - терригенный, слагающий нижнемеловой отдел и сеноманский ярус верхнего отдела, верхний - карбонатный, отвечающий сенонскому надъярусу верхнего мела. В нижнем отделе выделяются продуктивные горизонты М-I, М-II и М-III (рисунок 1.2). К подошве нижнемеловых отложений приурочен ОГ-III.

Нижний отдел - К₁

Готеривский ярус - K₁g

Готеривские отложения трансгрессивно залегают на размытой поверхности юрских образований и литологически представлены серовато-зелеными, алевритистыми, известковистыми глинами, серовато-зелеными, известковистыми, мелко- и среднезернистыми песками и песчаниками и редко мергелями.

Максимальная глубина залегания отложений готерива на отметке -292,8м (скв.4), минимальная -159,7м (скв.16).

Толщина готеривских отложений варьирует в пределах 67-94м.

Максимальная глубина залегания барремских отложений отмечена на отметке -163,3м (скв.42), минимальная -85,9м (скв.27).

Толщина отложений изменяется по скважинам от 47м до 95м

Рисунок 1.2 Структурная карта по месторождению Восточный Молдабек

1 - поисково-разведочные скважины; 2- изогипсы поверхности соли; 3 - крутой склон соли; 4 - контур залежи первого мелового (М-1) горизонта; 5 - контур нефтеносности третьего триасового (Т-III) горизонта

1.3 Тектоника

В тектоническом отношении месторождение Восточный Молдабек расположено в осадочной толще чехла между Биикжальским поднятием и Коскульским выступом фундамента и связано со структурами Котыртас Северный, который входит в состав мезо-кайнозойского комплекса Эмбинско-Сагизского прогиба Прикаспийской впадины.

В осадочном чехле по литологическим характеристикам и структурно-тектоническим условиям залегания выделяются два структурных этажа: соленосный и надсолевой. Характер залегания выделенных толщ представлен на сейсмических временных разрезах 3Д, а также структурных картах по отражающим горизонтам и геолого-сейсмических профилях

Соленосный структурный этаж слагают галогенные осадки, образующие соляные купола прорванного, скрыто прорванного типов и межкупольные поднятия с мозаичным расположением.

Структурные формы надсолевого комплекса осадков представлены мульдами и поднятиями, соответствующими межкупольным прогибам и соляным куполам.

По данным сейсмики 3Д на ОГ-VI свод соляного купола округлой формы вырисовывается замкнутой изогипсой -690м. Соляной “карниз” распространен на обширной территории, максимальная глубина погружения кровли соли отмечается в южной части на отметке -1590м. В восточной части кровли карниза отмечается структурный залив с абсолютными отметками -1250-1300м. По подошве карниза (ОГ-VI′) вырисовывается брахиантиклинальное поднятие северо-западного простирания с размерами 2,7х3,2км по замкнутой изогипсе - 2100м и амплитудой 350м.

К своду соляного купола приурочен участок Молдабек Восточный месторождения Кенбай, участок Котыртас Северный связан с погребенной антиклинальной структурой, выраженной по триасовым отложениям, и приуроченной к поверхности соляного “карниза”

По отражающим горизонтам III и V в результате интерпретации сейсмических данных 3Д в некоторой степени изменились структурные планы и положение структурообразующих разломов.

Взбросы F₃ и F₄, протрассированные по сейсмическим данным в центральной части структуры, имеют более существенные амплитуды по юрскому комплексу пород.

Сброс F₁ с амплитудой 5-10м в пределах месторождения Молдабек Восточный имеет падение в сторону центральных блоков I, III и IV, которые являются опущенными по отношению к блоку II. В южном направлении (к соляной мульде) амплитуда сброса (F₁) увеличивается от 40м до 225м. Взброс F₂ имеет падение в сторону центральных блоков, восточное крыло является опущенным в отношении блоков, ограниченных тектоническими нарушениями F₁ и F₂. Амплитуда взброса 2-30м. Амплитуда субширотных взбросов изменяется на разных участках от 5 до 40м.

За основу при создании геологической модели месторождения участка Восточный Молдабек принята сейсмическая карта по III отражающему горизонту.

Положение тектонических нарушений уточнено по структурным картам по поверхности продуктивных горизонтов, выполненных по результатам интерпретации сейсмических материалов 3Д.

По горизонту М-I по результатам пробуренных эксплуатационных скважин и гидродинамическим характеристикам залежей нефти и газа фиксируется только разлом F₁, по горизонтам М-II, М- III и Ю-I - разломы F₁, F₄, по горизонтам Ю-II, Ю-III, Ю-IV - разломы F₁, F₃, F₄, по горизонтам Ю-V, Ю-VI, Ю-VII - разломы F₁, F₂, F₃, F₄.

При этом надо отметить, что по мере бурения скважин геологическое строение месторождения будет детализироваться, так как оно очень сложное и некоторые вопросы остались пока не до конца решенными, а именно периферийные участки структур не охвачены бурением, местоположение сбросов требует дальнейшего изучения.

1.4 Нефтегазоносность

Месторождение Восточный Молдабек по сложности своего строения относится к объектам второй группы, для которых характерно наличие дизъюнктивных нарушений, высокая неоднородность коллекторов по площади и по разрезу.

Месторождение многопластовое. Геологоразведочными работами установлены промышленные запасы нефти и газа в нижнемеловых и среднеюрских отложениях.

В результате детальной пластовой корреляции с привлечением результатов опробования и разработки месторождения в разрезе меловых отложений установлено 3 продуктивных горизонта (М-I, M-II, M-III), юрских отложений - 7 продуктивных горизонтов (Ю-I, Ю-ІІ, Ю-III, Ю-IV, Ю-V, Ю-VI, Ю-VII). Коллекторы продуктивных горизонтов представлены песчано-алевролитовыми породами различной степени сцементированности.

1.4.1 Характеристика продуктивных горизонтов участка

В структурном отношении Восточный Молдабек представлен унаследованной брахиантиклинальной складкой, осложненной по меловым и юрским отложениям разрывными нарушениями.

Меловые горизонты приурочены к неокомским терригенным отложениям нижнего мела, юрские - к терригенным отложениям средней юры.

С меловыми горизонтами М-I, M-II и юрскими Ю-I, Ю-II связаны нефтегазовые залежи, с остальными горизонтами - нефтяные залежи. Нефтяные залежи всех горизонтов находятся в разработке. Разработка ведется механизированным способом.

Меловой продуктивный комплекс

Меловые горизонты характеризуются высокой степенью расчлененности продуктивных толщ и неоднородностью коллекторов, в связи, с чем по горизонтам наблюдается широкий диапазон колебаний отметок ВНК, переходная зона нефть-вода варьирует в пределах 1-5м(Приложение А).

Горизонт М-I в стратиграфическом отношении залегает в кровле барремского яруса нижнего мела и прослеживается по всей площади. К горизонту приурочена газонефтяная залежь.

Горизонт выражен в виде трех песчаных пластов (А, Б, В), разделенных глинистыми разделами от 0,4 до 27,5 м

Наиболее выдержанной по площади и разрезу является пласт Б, верхний пласт А характеризуется высокой степенью расчлененности коллекторов, нижний пласт В на большей части площади замещен глинистыми и плотными породами.

Горизонт M-II

К горизонту приурочена нефтяная залежь пластово-сводового типа, получившая развитие в блоках I, II, III, IV и V.

Горизонт характеризуется хорошей выдержанностью по площади. Толщина горизонта меняется в пределах 12,8 м (скв.1100) - 31,2 м (скв.1006).

Нефтегазоносность горизонта установлена опробованием 6 поисково-разведочных скважин и подтверждена эксплуатацией 78скважин.

При опробовании горизонта во всех скважинах получены нефонтанные притоки нефти, исследование проводилось методом прослеживания уровня. Полученные дебиты варьируют в пределах от 0,9м³/сут (скв.1004) до 13,2м³/сут при Нср.дин. 210 м (скв.5).

Площадь нефтеносности равна 5303 тыс.м².

Горизонт M-III

К горизонту приурочена нефтяная залежь пластово-сводового типа, тектонически экранированная, получившая развитие в блоках I, II, III, IV, V.

Нефтеносность пласта доказана опробованием 7 поисково-разведочных скважин и эксплуатацией 32 скважин.

Горизонт введен в разработку в 2003 году. Среднесуточные дебиты по скважинам меняются от 0,32 т/сут (скв.2034) до 4,46 т/сут (скв.2049).

Юрский продуктивный комплекс

В нерасчлененной терригенной толще бат-байосского возраста выделяются 7 продуктивных горизонтов (Ю-I-VII).

По сейсмическим данным в пределах развития нефтегазовых залежей структура осложнена двумя субмеридиональными и двумя субширотными тектоническими нарушениями, делящими ее на 5 блоков. В результате анализа геологического материала по пробуренным поисково-разведочным и эксплуатационным скважинам наличие тектонического нарушения (F₂) подтверждается только по горизонту Ю-VII.

Горизонт Ю-I

Горизонт выдержан по площади, литологические замещения в пределах контура нефтеносности выявлены в 6 скважинах: 3, 7, 221, 439, 634, 1286, 2061.Толщина горизонта изменяется в пределах от 14 м (скв.2016) до 42,1 м (скв.10). К горизонту приурочена нефтегазовая залежь пластово-сводового типа, тектонически экранированная. Газовая шапка получила развитие только в пределах I блока и представлена в виде отдельных локальных участков.

Газонефтяной контакт принят условно на отметке -247,6 м по подошве опробованного пласта в скважине 16, где получен фонтан чистого газа дебитом 12,8 м³/сут через 9 мм штуцер при депрессии на пласт, равной 0,95 МПа.

Площадь газоносности равна 380 тыс.м², нефтеносности - 5676 тыс.м².

Пласт Ю-II

К пласту приурочена нефтегазовая залежь пластово-сводового типа, тектонически и литологически экранированная, связанная с блоками I, II, III, IV, V. Газовая шапка получила развитие в пределах I блока. Коллекторы на восточном крыле залежи на большей части площади замещены плотными породами и глинами.

Толщина пласта меняется в пределах 3-21,6 м, соответственно в скважинах 247 и 42. Общая толщина коллекторов варьирует в пределах 0,8 м (скв.404) - 16,6 м (скв.454), общая эффективная толщина 0,8 м (скв.404) - 10 м (скв.2069), эффективная газонасыщенная толщина - от 0,9 м (скв.429) до 8,0 м (скв.409), нефтенасыщенная толщина - от 0,8 м (скв.404) до 8,9 м (скв.211). Количество эффективных пропластков 1-7, коэффициент расчлененности в среднем 1,53, коэффициент песчанистости меняется от 0,3 до 1, в среднем равен 0,92.

Площадь газоносности равна 440 тыс.м², нефтеносности - 2131 тыс.м².

Пласт Ю-III

К пласту приурочена нефтяная залежь пластово-сводового типа, тектонически экранированная, получившая развитие в блоках I и III, в пределах других блоков коллекторы водонасыщенные.

Толщина пласта меняется в пределах 5-24,7 м соответственно в скважинах 651 и 10. Общая толщина коллектора меняется от 0,8 м (скв.606) до 24,7 м (скв.10), общая эффективная толщина - от 0,8 м (скв.606) до 16,8 м (скв.637), нефтенасыщенная толщина - от 0,8 м (скв.606) до 8 м (скв.430). Число эффективных пропластков изменяется от 1 до 6, коэффициент расчлененности в среднем равен 2, коэффициент песчанистости варьирует в пределах 0,3-1, в среднем 0,82 (Приложение Б).

Горизонт Ю-IV

К горизонту приурочена нефтяная залежь пластово-сводового типа, тектонически и литологически экранированная, получившая развитие в блоках I, II, III и IV.

На большей части залежи юго-западного крыла во всех блоках коллекторы замещены плотными и глинистыми породами.

Общая толщина коллектора меняется в пределах от 0,8 м (скв.609) до 30,6 м (скв.622). Общая толщина горизонта варьирует в пределах 8-30,6 м соответственно в скважинах 428 и 622. Общая эффективная толщина - от 0,8 м (скв.609) до 26 м (скв.426), в том числе нефтенасыщенная толщина - от 0,8 м (скв.609) до 22 м (скв.426). Число эффективных пропластков 1-16, коэффициент расчлененности в среднем равен 3,52. Коэффициент песчанистости изменяется от 0,1 до 1, в среднем 0,45.

Нефтеносность горизонта доказана опробованием 6 скважин (1, 2, 5, 6, 16, 27) и эксплуатацией 39 скважин.

Горизонт Ю-V

К горизонту приурочена нефтяная залежь пластово-сводового типа, тектонически и литологически экранированная, получившая развитие в блоках I, II, III, IV.

Общая толщина горизонта варьирует в пределах от 5 м (скв.610) до 31 м (скв.13). Общая толщина коллектора изменяется от 1 м (скв.420) до 31 м (скв.13), общая эффективная толщина - от 1 м (скв.420) до 28 м (скв.13), нефтенасыщенная толщина - от 1 м (скв.420) до 10,8 м (скв.410).

Нефтеносность горизонта доказана опробованием 2 поисково-разведочных скважин (1, 16) и разработкой 29 эксплуатационных скважин.

В скважине 16 получен фонтанный приток нефти дебитом 3 м³/сут при депрессии 0,932 МПа. Скважина находилась в пробной эксплуатации, добыча нефти велась механизированным способом с дебитом 9,5 м³/сут. В скважине 1 получен нефонтанный приток нефти дебитом 18,6 м³/сут при Н ср.дин. 415м.

Полномасштабная разработка залежи ведется с 2000 года механизированным способом, среднесуточные дебиты изменяются в пределах от 1,3 т/сут (скв625) до 12,1 т/сут (скв.654)

2. Технологическая часть

.1 Система разработки месторождения

.1.1 Анализ текущего состояния разработки

Участок Молдабек Восточный месторождения Кенбай вступил в эксплуатацию в июне 1999 г. В разработке участвуют 10 продуктивных пластов, три из которых приурочены к меловым отложениям, а семь - к юрским.

Разработка участка Молдабек Восточный ведется на основании "Технологической схемы разработки участка Молдабек Восточный месторождения Кенбай Республики Казахстан", составленной в 1998г. АО "НИПИмунайгаз" (г. Актау) и утвержденной на НТС недропользователя. К реализации был утвержден вариант с ППД по всем объектам путем закачки холодной воды через скважины, расположенные в центре 9-ти точечного элемента, согласно которой выделяется 9 продуктивных пластов и 1 возвратный:объект - меловой горизонт М-I;объект - меловой горизонт М-II;объект - меловой и юрский горизонты М-III+Ю-I;

IV объект - юрский горизонт Ю-II;

V объект - юрский горизонт Ю-IV+ Ю-V;

VI объект - юрский горизонт Ю-VI+ Ю-VII;

Возвратный объект - юрский горизонт Ю-III;

В 2000г. институтом ОАО "Гипровостокнефть" была составлена "Технологическая схема разработки участка Восточный Молдабек месторождения Кенбай" по данным 2-х лет эксплуатации участка. Предложенный к реализации вариант предусматривал то же выделение объектов, ту же сетку и 9-ти точечное расположение скважин, что и предыдущая технологическая схема, с небольшими изменениями, учитывающими полученные данные по эксплуатации.

На 01.01.2009г. начальные запасы нефти по месторождению составляют: балансовые 81274 тыс.т., извлекаемые 27507 тыс.т. С начала разработки по месторождению добыто 1511,2 тыс.т нефти. Остаточные извлекаемые запасы по месторождению составляет 25995,8 тыс.т. Из них на долю объектов приходится: I объект-15414,3 тыс.т., II объект-3306,5 тыс.т., III объект-3026,3 тыс.т, IV обьект-1801,5 тыс.т., V обьект-46,5 тыс.т., VIобьект-2044,8 тыс.т., VII обьект-448,9 тыс.т.

По состоянию на 01.01.2012г. под закачкой находится 111 нагнетательных скважин.

На балансе НГДУ «Кайнармунайгаз» имеется 111 нагнетательных скважин. На сегодня техническая вода используется для системы ППД, проведения ПРС, КРС, а также для бурения эксплуатационных скважин месторождения В. Молдабек.

По НГДУ «Кайнармунайгаз» наблюдательный фонд скважин составляет 3 скважины-2 скважины (1187,1167) на месторождении Восточный Молдабек.

По состоянию на 2011 г. в эксплуатации находились 384 добывающих скважин, в том числе:

На I-й объект (М-I) - 90 скв.

На II-й объект (М-II) - 79скв.

На III-й объект (Ю-I+М-III) - 64скв.

На IV-й объект (Ю-II) - 75 скв.

На V-й объект (Ю-IV+V) - 46скв.

На VI-й объект (Ю-VI+VII) -26скв.

На возвратный объект(Ю-III)-4

По состоянию на 01.01.2012 г. под закачкой находится 111 нагнетательных скважин, в том числе:

На I объекте (М-I) - 25 скв.

На II объекте (М-II) -22 скв.

На III объекте (М-III+Ю-I) -17скв.

На IV объекте (Ю-II) - 21 скв.

На V объекте (Ю-IV+V) - 15 скв.

На VI объекте (Ю-VI+VII) -9 скв.

Продуктивный пласт Ю-III пока эксплуатируется без поддержания пластового давления.

Все добывающие скважины эксплуатируется насосным способом.

Основные положения рекомендуемого в технологической схеме V варианта разработки:

Проектный уровень добычи нефти - 672 тыс.т;

Проектный уровень добычи жидкости - 1725 тыс.т;

Проектный объем закачки воды - 1444 тыс.т;

Проектный фонд добывающих и нагнетательных скважин - 413 и 133 ед. соответственно (2008г);

КИН - 0,282 доли ед.;

Срок разработки - 40 лет.

Проектные решения этих документов соответствовали условиям разработки и выбирались на основании максимального использования уже пробуренного фонда скважин и минимального экономического риска. При проектировании применялись следующие основные положения:

все выделенные объекты разработки охвачены сетками скважин одинаковой плотности, которые так смещены относительно друг друга, что результирующая сетка скважин всех объектов также равномерная;

в зонах совмещения соседних объектов скважины бурятся до нижнего нефтенасыщенного пласта;

разбуривания месторождения осуществляется от центра к периферии;

по каждому объекту запроектирована равномерная рассредоточенная закачка воды;

в зонах рискованного бурения за предельной минимальной нефтенасыщенной толщиной (2 м) скважины не размещаются.

К реализации был утвержден вариант с ППД путем закачки холодной воды по всем объектам, способ эксплуатации механизированный с применением винтовых насосов.

Эффективность разработки пластов представлена на рисунке 2.1

Рисунок 2.1 Эффективность разработки пластов

Месторождение вступило в эксплуатацию в июне 1999 г. пуском в эксплуатацию скв. 27 и 2092 на пласт Ю-I и скв. 2080 на ЮII. Таким образом, разработка месторождения Восточный Молдабек началась с вводом в эксплуатацию юрских горизонтов.

Вступление объектов в эксплуатацию:

III объект - 1998 г.

IV объект - 1998 г.объект - 2000 г.объект - 2000 г.объект - 2000 г.

Возвратный объект - 2001 г.объект - 2003 г.

Нефтеносность установлена в 10 пластах: меловые отложения (пласты М-I, М-II, М-III) и юрские (пласты Ю-I - Ю-VII). В промышленной разработке находятся все пласты, объединенные в 6 объектов разработки и один возвратный объект. Все разрабатываемые пласты сложены терригенными коллекторами.

Основные пласты по геологическим запасам категории В+С₁: М-I, М-II, Ю-II, Ю-IV, Ю-VI. В этих пластах содержится 85,6% от всех геологических запасов по месторождению.

Основными пластами по количеству скважин эксплуатационного фонда являются пласты М-I, М-II, Ю-II, Ю-IV+Ю-V.

Месторождение интенсивно разбуривается: каждый год вводится свыше 50 новых скважин. В начальный период разработки наибольшее количество скважин было введено на пласты юрских отложений, фонд новых пробуренных скважин на 2011-2012гг в основном пришелся на меловые отложения, а в последние 2 года, все новые скважины вводились на пласты юрских отложений.

Разработка месторождения осуществляется с применением ППД. Большинство нагнетательных скважин находились в отработке на нефть. Внедрение заводнения по пластам осуществлялось на второй или третий год разработки. Эффективность системы заводнения достаточно высокая. В целом по месторождению система заводнения совершенствуется с начала ввода ППД.

Всего на месторождении по состоянию на 01.01.2009 г. пробурено 509 скважин.

2.1.2 Анализ структуры фонда скважин и их текущих дебитов, технологических показателей

1 Анализ структуры фонда скважин и их текущих дебитов

По состоянию на 01.01.2009 г. на месторождении пробурено 509 скважин. Из них эксплуатационный фонд 374 скважин, нагнетательный фонд составляет 112 скважин. Кроме того, 6 скважин ликвидировано по геологическим причинам и 17 специальных скважин (водозаборные и наблюдательные). На рисунке 2.2 представлена диаграмма фонда скважин.

Скважины эксплуатируются механизированным способом установками УШГН и УЭВН. Обводненность продукции скважин, эксплуатируемых винтовыми насосами выше, чем по скважинам, оборудованным штанговыми насосами, это связано с производительностью винтовых насосов. По добывающим скважинам коэффициент использования фонда составляет 0,95, коэффициент эксплуатации - 0,83. По нагнетательным скважинам коэффициент использования фонда составляет 0,97, коэффициент эксплуатации - 0,84.

Добывающий фонд

В целом по месторождению быстрый рост бурения и уплотнение сетки скважин согласно реализуемому проекту обуславливается небольшой глубиной залегания залежей. Благоприятно сказывается на процесс разработки залежи относительно высокая плотность сетки скважин - 3,3-5,8 га/скв по пластам МII, ЮI, ЮII, ЮIV, ЮV.

Дальнейшая разработка залежей будет происходить при еще более высокой плотности сетки скважин за счет бурения и возврата скважин с нижележащих пластов. Разукрупнение эксплуатационных объектов так же положительно сказалось на технологических показателях разработки и облегчает контроль над выработкой запасов и регулирование процесса разработки залежей.

Рисунок 2.2 Диаграмма фонда скважин

Пласт М-I

На 01.01.2009 г. добывающий фонд составляют 93 скважин, из них действующие 85 ед. 8 скважин в простое (в ремонте и в ожидании ремонта). Фонд нагнетательных скважин составляют 25 скважин.

Дебиты по нефти меняются от 0,3 т/сут до 5,0 т/сут, составляя в среднем 1,2 т/сут. Скважины работают при депрессиях от 0,1 до 6 МПа и коэффициентах продуктивности по жидкости от 0,8 до 19,0 м³/сут×МПа.

При штанговой эксплуатации используются штанговые насосы условным диаметром 57 мм. Глубины спуска насосов составляют 186 - 223 м, динамические уровни опускаются до отметок 104-185 м, длина хода составляет 1,0-1,2м,число качаний 4,0 - 4,5 мин^-1.

При винтовой эксплуатации насосы спускаются на глубину 171 - 256 м, динамические уровни опускаются до отметок 39-195 м, диаметр шкива составляет 90 - 160 мм.

На 01.01.2009 г. все 24 нагнетательных скважин находятся под закачкой. 1 в бездействии. Приемистость скважин меняется от 3 м³/сут до 22 м³/сут, составляя в среднем на 1 скважину 9,8 м³/сут.

По добывающим скважинам коэффициент использования фонда составляет 0,96, коэффициент эксплуатации - 0,60. По нагнетательным скважинам коэффициент использования фонда составляет 1, коэффициент эксплуатации - 0,64.

Пласт М-II

На 01.01.2009 г. добывающий фонд составляет 67 скважин, из них действующий фонд 65 скважин. В ожидании ремонта находится 1 скважина и 1 скважина в бездействующем фонде. Дебиты по нефти меняются от 0,3 т/сут до 4,1 т/сут, составляя в среднем 2,2 т/сут. Скважины работают при депрессиях от 0,1 до 7 МПа и коэффициентах продуктивности по жидкости от 0,5 до 30,0 м³/сут×МПа.

При штанговой эксплуатации используются штанговые насосы условным диаметром 57мм. Глубины спуска насосов составляют 230-239м, динамические уровни опускаются до отметок 122-200 м, длина хода составляет 0,9-1,2м, число качаний 4,4 - 5,2 мин^-1.

При винтовой эксплуатации насосы спускаются на глубину 207-330 м, динамические уровни опускаются до отметок 38-246м, диаметр шкива составляет 90 - 190 мм.

На 01.01.2009 г. фонд нагнетательных скважин составляет 20 скважин, все скважины под закачкой. Приемистость скважин меняется от 5 м³/сут до 13 м³/сут. Средняя приемистость на 1 скважину 8,15 м³/сут.

По добывающим скважинам коэффициент использования фонда составляет 0,99, коэффициент эксплуатации - 0,95. По нагнетательным скважинам коэффициент использования фонда составляет 1,00, коэффициент эксплуатации - 0,92.

Пласты М-III+Ю-I

На 01.01.2009 г. добывающий фонд составил 53 скважин, 52 скважин действуют. 1 скважина в ожидании ремонта. Дебиты по нефти меняются от 0,5 т/сут до 13,9 т/сут, составляя в среднем 2,8 т/сут. Скважины работают при депрессиях от 0,2 до 8 МПа и коэффициентах продуктивности по жидкости от 0,4 до 76,9 м³/сут×МПа.

Средний дебит по нефти новых скважин, введенных в 2008 г., изменялся от 4,0 до 5,2 т/сут и составил в среднем 4,7 т/сут.

При штанговой эксплуатации используются штанговые насосы условными диаметрами 44, 57, 58 мм. Глубины спуска насосов составляют 283-363 м, динамические уровни опускаются до отметок 59-315 м, длина хода составляет 1,0-1,2 м, число качаний 4,0 - 5,2 мин^-1.

При винтовой эксплуатации насосы спускаются на глубину 248-363 м, динамические уровни опускаются до отметок 21-302 м, диаметр шкива составляет 90-180 мм.

На 01.01.2009 г. фонд нагнетательных скважин составляет 17 скважин, 16 под закачкой и 1 в бездействии. Приемистость скважин колеблется от 5 до 65 м³/сут, составляя в среднем на 1 скважину 21 м³/сут.

По добывающим скважинам коэффициент использования фонда составляет 1, коэффициент эксплуатации - 0,96. По нагнетательным скважинам коэффициент использования фонда составляет 1, коэффициент эксплуатации 0,93.

Из 53 скважин действующего добывающего фонда 2 скважины эксплуатируют пласт М-III и 11 скважин пласты М-III и Ю-I совместно. Все остальные скважины перфорированы на пласт Ю-I. Все 17 скважин нагнетательного фонда перфорированы только на пласт ЮI.

Таким образом, фактически этот объект разработки разукрупнен и ведется самостоятельная разработка продуктивных пластов М-III и Ю-I.

Пласт Ю-II

На 01.01.2009 г. добывающий фонд составляет 77 скважин, из них 74 действующие и 3 скважины находятся в бездействии.

Дебиты по нефти меняются от 1,0 т/сут до 19,3 т/сут, составляя в среднем 4,5 т/сут. Скважины работают при депрессиях от 0,1 до 9 МПа и коэффициентах продуктивности по жидкости от 0,6 до 120,0 м³/сут×МПа.

При штанговой эксплуатации используются штанговые насосы условными диаметрами 32, 44, 57 мм. Глубины спуска насосов составляют 299-393м, динамические уровни опускаются до отметок 74-325 м, длина хода составляет 0,8-1,5м, число качаний 4,0 - 7,0 мин^-1.

При винтовой эксплуатации насосы спускаются на глубину 303 - 415 м, динамические уровни опускаются до отметок 42 - 345м, диаметр шкива составляет 90 - 170 мм.

На 01.01.2009 г. фонд нагнетательных скважин составляет 24 скважины, все скважины находятся под закачкой. Приемистость скважин колеблется от 5 до 98 м³/сут, составляя в среднем на 1 скважину 37,2 м³/сут.

По добывающим скважинам коэффициент использования фонда составляет 1, коэффициент эксплуатации - 0,95. По нагнетательным скважинам коэффициент использования фонда составляет 1, коэффициент эксплуатации - 0,86.

Пласт Ю-III

Нефтяная залежь этого пласта эксплуатируется 2-мя скважинами ЭВН с дебитом по нефти 7,1 т/сут без поддержания пластового давления. Коэффициенты использования фонда и эксплуатации составляют - 1.

Пласты Ю-IV+Ю-V

На 01.01.2009 г. добывающий фонд составляет 56 скважин, из них 54 действующие, 1 скв. в ожидании ремонта и 1 скв. в ремонте.

Дебиты по нефти меняются от 0,3 до 16,0 т/сут, составляя в среднем 5,9 т/сутки. Скважины работают при депрессиях от 0,1 до 4,3 МПа и коэффициентах продуктивности по жидкости от 0,3 до 210,0 м³/сут×МПа.

Средний дебит по нефти новых скважин, введенных в 2006 г, изменялся от 4,8 до 5,2 т/сут и составил в среднем 5,0 т/сут, в 2007г изменялся от 4,1 до 4,9 т/сут и составил в среднем 4,5 т/сут.

При штанговой эксплуатации используются штанговые насосы условными диаметрами 44, 56, 57 мм. Глубины спуска насосов составляют 482 - 520 м, динамические уровни опускаются до отметок 119 - 486 м, длина хода составляет 0,8-1,2м, число качаний 4,7 - 7,0 мин^-1. При винтовой эксплуатации насосы спускаются на глубину 429 - 548 м, динамические уровни опускаются до отметок 20-438м, диаметр шкива составляет 90-165мм.

На 01.01.2009 г. фонд нагнетательных скважин составляет 17 скважин, все скважины в работе. Приемистость скважин колеблется от 5 до 200 м³/сут, составляя в среднем на 1 скважину 56,6 м³/сут.

По добывающим скважинам коэффициент использования фонда составляет 1, коэффициент эксплуатации - 0,94. По нагнетательным скважинам коэффициент использования фонда составляет 1, коэффициент эксплуатации - 0,90.

Из 53 скважин действующего добывающего фонда 27 скважин эксплуатируют пласт Ю-IV, 24 скважины пласт Ю-V и только 2 скважины - пласты Ю-IV и Ю-V совместно. Из 17 нагнетательных скважин объекта 10 скважин ведут закачку в пласт Ю-IV, 5 скважин в Ю-V и 2 скважины в оба пласта совместно.

Таким образом, фактически этот объект разработки разукрупнен и ведется самостоятельная эксплуатация пластов Ю-IV и Ю-V.

Пласты Ю-VI+Ю-VII

На 01.01.2009 г. добывающий фонд составляет 25 скважины, действующий фонд 24 ед. 1 в ожидании ремонта.

Дебиты по нефти меняются от 0,7 до 11,7 т/сут, составляя в среднем 5,2 т/сут. Скважины работают при депрессиях от 0,2 до 2,4 МПа и коэффициентах продуктивности по жидкости от 1,7 до 90,0 м³/сут×МПа.

При штанговой эксплуатации используются штанговые насосы условными диаметрами 44, 57мм. Глубины спуска насосов составляют 510-548 м, динамические уровни опускаются до отметок 36-451 м, длина хода составляет 0,7-1,2 м, число качаний 4,0-7,0 мин^-1.

При винтовой эксплуатации насосы спускаются на глубину 520-601 м, динамические уровни опускаются до отметок 15-445 м, диаметр шкива составляет 90 - 160 мм.

На 01.01.2009г фонд нагнетательных скважин составляет 9 единиц, все скважины под закачкой. Приемистость скважин колеблется от 6 до 60 м³/сут, составляя в среднем на 1 скважину 35,8 м³/сут.

Из 24 скважин действующего добывающего фонда 11 скважин эксплуатируют пласт Ю-VI и 13 скважин - пласт Ю-VII, Скважины, в которых эксплуатировались пласты совместно, в настоящее время отсутствуют. 7 нагнетательных скважин объекта ведут закачку только в пласт Ю-VI, нефтяная залежь пласта Ю-VII разрабатывается при закачке воды через одну совместную скважину и 1 нагнетательной скважиной, работающей только на Ю-VII.

Таким образом, этот объект разработки разукрупнен и ведется самостоятельная эксплуатация пластов ЮVI и ЮVII.

В целом по месторождению коэффициенты использования фонда добывающих и нагнетательных скважин составляют соответственно, 0,95 и 0,97, коэффициенты эксплуатации по добывающим и нагнетательным скважинам составляют 0,83 и 0,84 соответственно. Это связано с частым межремонтным периодом, обусловленным особенностями геолого-физических условий залегания пластов, в частности выносом песка по меловым отложениям.

На рисунке 2.3 представлен действующий фонд объектов разработки по годам.

Рисунок 2.3 Действующий фонд объектов разработки по годам

В таблице 2.1 - представлено распределение действующего фонда скважин по дебитам нефти на 01.01.2009г, в таблице 2.2 - распределение количества скважин действующего фонда по дебитам нефти на 01.01.2009г, в таблице 2.3 - распределение действующего фонда скважин по дебитам жидкости на 01.01.2009г, в таблице 2.5 - распределение действующего фонда скважин по обводненности на 01.01.2009г.

Таблица 2.1 - Распределение действующего фонда скважин по дебитам нефти на 01.01.2009г

Из таблиц 2.2 и рисунка 2.3 видно, что дебиты скважин меловых отложений значительно меньше, чем по юрским пластам. Значительная часть скважин объектов I и II имеют дебиты по нефти менее 2,0 т/сут, когда как доля низкодебитных скважин юрских пластов невелика. По пластам ЮI-ЮVII по некоторым скважинам дебиты по нефти доходят до 10 т/сут, что на порядок выше, чем по пластам МI и МII.

Таблица 2.2 - Распределение количества скважин действующего фонда по дебитам нефти на 01.01.2009г

Таблица 2.3 - Распределение действующего фонда скважин по дебитам жидкости на 01.01.2009г

Таблица 2.4 - Распределение действующего фонда скважин по обводненности на 01.01.2009г

На рисунке 2.4 отображается среднесуточный дебит нефти объектов по годам.

Рисунок 2.4. Среднесуточный дебит нефти объектов по годам

Аналогичная ситуация наблюдается и при распределении скважин по дебитам жидкости.

Распределение скважин по обводненности показало, что скважины обводнены, в основном, в интервале от 25 до 50%, Количество скважин с обводненностью свыше 75% составляет 3 скважины по II объекту, 4 скважины по IV объекту, по 1 скважине в III, V, возвратных объектах.

Таким образом, фонд скважин меловых отложений характеризуется как низкодебитный со средней обводненностью, а по юрским отложениям относительно меловых отложений как высокодебитный со средней обводненностью.

Нагнетательный фонд

Фонд нагнетательных скважин составляет 112 ед., из них действующие 110 ед., бездействующие 2 ед.

Разработка месторождения Восточный Молдабек осуществляется системой ППД путем закачки холодной воды через сеть нагнетательных скважин 9-ти точечной системы заводнения. Ввод системы ППД началось в августе 2000 г. с нагнетанием воды в скважины 2091 на III объект и 2113 на IV объект. Начальная приемистость нагнетательных скважин составила 21 м³/сут. К концу 2009 г. приемистость составила по скважине 2091 111 м³/сут и2113 339 м³/сут. Основное количество нагнетательных скважин - переведенные из добывающего фонда. Перевод добывающих скважин под нагнетание обуславливается сохранением проектной сетки рекомендуемой проектом разработки 2000 г. Небольшая глубина залегания позволяет бурить скважины с высокой плотностью сетки и в дальнейшем по мере внедрения 9-ти точечной системы заводнения переводить добывающие скважины под нагнетание. На дату составления отчета средняя приемистость нагнетательных скважин составляет 28 м³/сут.

На рисунке 2.5 показан фонд нагнетательных скважин объектов по годам.

Рисунок 2.5 Фонд нагнетательных скважин объектов по годам

На рисунке 2.6 представлена среднегодовая приемистость по объектам.

Рисунок 2.6 Среднегодовая приемистость по объектам

Фонд ликвидированных скважин

Все 6 скважины ликвидированы по геологическим причинам.

Обводнение добывающих скважин

В связи с высокими значениями вязкости нефти в пластовых условиях по всем продуктивным пластам участка Восточный Молдабек наблюдается высокий темп обводнения добываемой продукции. Однако наблюдаемый темп обводнения значительно осложняется поступлением в скважины посторонней воды. Большое количество добывающих скважин по всем продуктивным пластам расположено либо в чисто нефтяной зоне, либо вдали от нагнетательных скважин и в эти нагнетательные скважины закачано небольшое количество воды, но, тем не менее, эти добывающие скважины в значительной степени обводнены. Одним из возможных источников добываемой по этим скважинам воды могут быть водонасыщенные пласты, вода из которых поступает в скважину по заколонному пространству. В условиях геологического разреза, представленного рыхлыми песчаниками и слабо сцементированными из-за малой глубины залеганий, глинами трудно обеспечить хорошую изоляцию заколонного пространства. Поэтому обводненность некоторых добывающих скважин, вероятно, не связана с поступлением воды от нагнетательных скважин.

По характеру обводнения скважин можно сделать следующие общие выводы по обводнению залежи в целом. Нефти месторождения Восточный Молдабек имеют повышенное содержание смол и асфальтенов и обусловленную этим высокую вязкость нефти. Данное обстоятельство становится причиной специфичности разработки месторождения. Большое различие в вязкостях нефти и воды существенно влияет на характер продвижения контура нефтеносности.

На рисунке 2.7 изображены кривые, отображающие среднегодовую обводненность продукции по объектам.

Рисунок 2.7 Среднегодовая обводненность продукции по объектам

Явно выраженные скачки по проницаемости, обусловленные слоистым строением пласта, пропластки которого имеют разную проницаемость, и неоднородность фильтрационно-емкостных свойств по площади заметно влияют на приток пластовой жидкости к скважинам и на нагнетание жидкости в пласт. В случае, когда вытесняющая жидкость более подвижна, чем вытесняемая, а на некотором участке однородность пористой среды нарушается и проницаемость больше, чем у окружающей среды, то при подходе к аномальному участку скорость фронта вытеснения ускоряется и на прежде плоском фронте возникает «язык». С целью определения источников обводнения добывающих скважин и контроля за выработкой запасов нефти необходимо осуществлять контроль и анализ состава попутно добываемой и закачиваемой воды, в необходимых случаях целесообразно добавлять в закачиваемую воду отдельных скважин различные индикаторы, например флюоресценты. Это позволит установить причину обводнения скважин и целенаправленно проводить ремонтно-изоляционные работы.

2. Технологические показатели разработки

Технологические показатели разработки были определены по характерным 9-ти точечным элементам нефтяных залежей. В целом по эксплуатационным объектам данные по отдельным элементам суммировались в соответствии с планами разбуривания залежей нефти и вводом в эксплуатацию отдельных элементов.

После получения динамики технологических показателей по базовым вариантам с осуществлением традиционного заводнения определялись технологические показатели по другим вариантам разработки.

По вариантам с чередующейся закачкой воды и разгазированной нефти технологические показатели вариантов определялись непосредственно при компьютерном моделировании характерных элементов нефтяных залежей.

При варианте разработки нефтяных залежей при чередующейся закачке воды и 5 процентов добываемой разгазированной нефти динамика обводнения добываемой продукции значительно улучшается и по залежам достигается более высокая нефтеотдача.

Принято, что на 1.01.2009 г. на участке пробурено 46 добывающих и 14 нагнетательных, и введены в эксплуатацию 41 добывающая и 16 нагнетательных скважин. Накопленная добыча нефти составит 56,544 тыс. т, жидкости 62,152 тыс. т. Ввод скважин в эксплуатацию соответствует плану бурения.

Динамика технологических показателей при разработке нефтяных залежей с высокой вязкостью нефти, как на месторождении Восточный Молдабек, в пластовых условиях обладает одной особенностью. В процессе вытеснения нефти водой в пористой среде на гидропроводность промытой (обводненной) зоны пласта влияют два фактора. За счет эффекта фазовых проницаемостей, из-за наличия за фронтом вытеснения остаточной нефти, проницаемость обводненной зоны снижается. С другой стороны, замещение в пласте более вязкой нефти менее вязкой водой увеличивает гидропроводность обводненной зоны пласта.

.1.3 Анализ выработки запасов нефти и газа

По мере извлечения углеводородов из залежи естественная энергия, под действием которого флюид течет в добывающие скважины, уменьшается. При этом уменьшается и дебиты добывающих скважин. Темп снижения энергии зависит не только от режима дренирования, но и от извлекаемых запасов нефти и темпов их отбора. В свою очередь, количество добываемой нефти зависит от физических свойств пород и флюидов, от энергетического состояния залежи, от количества скважин и их расположения и т.д.

Если использовать только естественные энергетические источники, то возможно, во-первых, получить невысокие коэффициенты нефтеотдачи и во-вторых, в значительной степени растянуть сроки разработки месторождения.

Именно поэтому в настоящее время широко применяется методы искусственного воздействия на залежь углеводородов(т.е. методы управления процессом выработки запасов). Принципиально этот метод приводит к искусственному воздействию на залежь в целом (интегральное воздействие) и на методы, реализация которых приводит к воздействию только на призабойную зону каждой конкретной скважины (локальное воздействие). Управление процессом выработки запасов при заводнении осуществляется через систему нагнетательных скважин, пробуренных в виде ряда, расположенного на определенном расстоянии от внешнего контура нефтеносности

В проекте эксплуатации месторождения Восточный Молдабек запланировано проводить закачку вод в продуктивные пласты с целью повышения эффективности разработки данного месторождения. Анализ закачки и давления воды для ППД по месторождению Восточный Молдабек показывает, что при уменьшении объема суточной закачки ниже 1650 м³/сут. происходит резкое падение добычи жидкости. Увеличение объема закачки воды повышает с длительностью в 3-8 дней общую добычу жидкости, что обусловлено сложностью геологического строения, литологической изменчивостью продуктивных горизонтов по площади и по разрезу, сложным физико-химическими свойства добываемой нефти с высокой кинематической вязкостью (до 1876 мм2/с). Неравномерная общая закачка воды сказывается на объеме добычи жидкости и соответственно нефти, а также падении динамического уровня в скважинах, обусловленного снижением дебитов в точности повторяющего объемы закачки. Для стабилизации добычи нефти и закачки воды для ППД проведено обоснование объема и давление закачки воды для ППД по месторождению Восточный Молдабек.

Таблица 2.5 - Состояние запасов нефти и газа по горизонтам

На 01.01.2012г. эксплуатационный фонд составил 383 скважин, действующий -379 скважин, дающие продукцию - 371, во временном простое 8 скважин (206,406,415,257,404,1023,637,1274), в бездействии - 1 скважина (1013).

Средний дебит одной скважины, по состоянию на 01.01.2012г. составил 2,8 тн. нефти.

С начала разработки по состоянию на 01.01.2012 год по месторождению добыто 3 993,598 тыс. тн. нефти и 3 733,339 тыс. тн. воды.

За 2011 год по месторождению добыто 380,434 тыс. тн. нефти и 590,457 тыс. м3. воды. В данное время в разработке находятся 7 объектов.

Характеристика толщин по объектам:

I - объект разработкинефтеносный объект - нижнемеловой горизонт М-I по «Технологической схеме разработки» ввели в эксплуатацию в 2005 году.

Начальные извлекаемые запасы объекта составляют 15441,0 тыс. тн. Разработка этого объекта начата в 2003 году 8 оценочными скважинами - 1011, 1052, 1097, 1101, 1130, 1163, 1183, 1186.объект разрабатывается 90 скважинами, из них 90 ЭВН.

По I объекту в отчетном 2011 году добыто 27,63 тыс. тн нефти и 35,83 тыс. тн воды. Среднесуточная добыча составила 0,9 т/сут нефти и 1,1 т/сут воды. Обводненность продукции - 56,5%.

II - объект разработки

II объект разработки (М- II) с начальными извлекаемыми запасами 3379 тыс. тн нефти вступил в разработку в 2000 году декабре месяце с 3 скважинами (1246, 1261, 1262.).

По этому объекту в отчетном году добыто 47,67 тыс. тн. нефти и 78,985 тыс. тн воды.

Нефтенасыщенная мощность колеблется в пределах от 6 до 18,4м.

Среднесуточная добыча II - объекта за отчетный 2011 год составила 1,7т/сут нефти и 2,8 тн/сут воды.

Обводненность продукции - 62%.

Горизонт М- II разрабатывается 79 скважинами, в том числе ЭВН - 78 скважин, ШГН-1 скважина.

Глубина залегания нефтеносных горизонтов колеблется в пределах от 248 до 303 метров.

С начала разработки по II - объекту добыча нефти составила 317,3 тыс. тн или 9,4% от начальных извлекаемых запасов.

-III - объект разработки

III объект (М- III+Ю-I) с начальными извлекаемыми запасами 3198 тыс.тн нефти вступил в разработку в 1999 году с 6 скважинами (27, 2092, 2082, 2081, 2091, 9099).

К 2011 году фонд составил 64 скважин.

За отчетный год по данному объекту добыто 53,85тыс. тн. нефти и 82,129 тыс. тн. воды.

Добывающий фонд III объекта составляет 64 скважин: ЭВН-62 скважин и ШГН - 2 скважины.

Нефтенасыщенная мощность меняется в пределах от 1,8 до15 м.

Глубина залегания нефтегазоносных залежей колеблется в пределах от 312 до 378 м.

Данный объект характеризуется большим выносом песка, в связи с чем часто выходят из строя глубинные насосы и проводятся промывки скважин силами цеха ПРС.

Среднесуточная добыча III - объекта к концу 2011 года составил 2,3 тн. нефти и 3,6 тн. воды, обводненность - 60%.

Накопленная добыча нефти по III - объекту на 01.01.2012 год составила 474,8 тыс. тн. или 14,8% от начальных извлекаемых запасов.

IV - объект разработки

IV - объект (Ю-II) разработки с начальными извлекаемыми запасами 2374тыс.тн. вступил в эксплуатацию в 1999 году ноябре месяце с одной скважиной 2080.

К 2011 году разрабатывалось 75 скважин (ЭВН - 67 скв., ШГН - 8 скв.).

В 2011 году по IV - объекту добыто 93,2 тыс.тн. тн нефти и 166,27 тыс. тн воды.

Нефтенасыщенная мощность меняется в интервале 3,2-17,6 м.

Глубина залегания нефтегазоносных залежей колеблется в пределах от 372 до 447 м.

Для IV - объекта характерен большой вынос песка, из-за которых часто промываются скважины и выходят из строя глубинные насосы.

Среднесуточная добыча данного объекта за отчетный год составил 3,4 тн/сут нефти и 6,1 тн/сут воды, при этом обводненность составила - 64%.

Накопленная добыча нефти по IV - объекту с начала разработки составила 1266,0 тыс. тн или 53,3% от начальных извлекаемых запасов.

Возвратный объект разработки

Возвратный объект разработки с начальными извлекаемыми запасами 10 тыс.тн нефти пущен в разработку в 2000 году декабре месяце одной скважиной 254.

В 2011 году объект разрабатывался 4 скважинами 244,269, 605, 653 (ЭВН).

По данному объекту за 2011 год добыто 8,852 тыс.тн. нефти и 13,907 тыс. тн. воды.

Глубина залегания нефтегазоносных горизонтов находится в пределах глубин от 432м до 442м.

Нефтенасыщенная мощность достигает 1,4 м.

Среднесуточная добыча возвратного объекта за 2011 год составила 6,1 тн. нефти и 6,2 тн. воды.

Накопленная добыча нефти по данному объекту на 01.01.2012 год составила 93,4 тыс. тн.

-V - объект разработки- объект (Ю- IV+ V горизонты) разработки введен в разработку в 2000 году с 5 скважинами (439, 622, 607, 628, 431) с начальными извлекаемыми запасами 2492 тыс.тн нефти.

В 2011 году разрабатывались 46 скважин.

По V - объекту разрабатывается 41 ЭВН и 5 ШГН.

В отчетном году по V - объекту добыто 99,6 тыс. тн. нефти и 137,715 тыс. тн. воды.

Нефтенасыщенная мощность находится в пределах от 2,8 до 19,2 м.

Глубина залегания нефтеносных пластов колеблется в пределах от 484 м до 568 м.

В продукции скважин V - объекта разработки присутствует парафин (до 2,4%), что осложняет эксплуатацию данного объекта из-за отложений парафина на НКТ и стенках скважины.

Среднесуточная добыча V - объекта к концу 2011 года составила 5,9 тн. нефти и 14,1 тн. воды, обводненность - 58%.

По данному объекту с начала разработки добыто 1182,7 тн. нефти или 47,5% от начальных извлекаемых запасов.

VI - объект разработки- объект (Ю- VI + VII горизонты) разработки с начальными извлекаемыми запасами 613 тыс.тн нефти вступил в разработку в 2000 году с 3 скважинами (614, 422, 417).

В 2011 году объект разрабатывался 26 скважинами (ЭВН- 25, ШГН- 1).

По данному объекту в 2011 году добыто 49,68 тыс. тн. нефти и 75,621 тыс. тн. воды.

Нефтенасыщенная мощность колеблется в пределах от 7,5 до 13,8м.

Глубина залегания нефтеносных горизонтов находится в пределах от 543 до 618 м.

Среднесуточная добыча VI - объекта за 2011 год составила 5,2 тн. нефти и 8,0 тн. воды, обводненность продукции - 60%.

С начала разработки по VI - объекту добыча нефти составила 455,0 тыс. тн. или 74,2% от начальных извлекаемых запасов.

В продукции скважин VI - объекта разработки присутствует парафин (до 2,2%), что осложняет разработку данного объекта из-за отложений парафина на НКТ и стенках скважины. VI - объект представлен с двумя (Ю- VI,Ю- VII) водоплавающими горизонтами с активными приконтурными зонами, которые создают осложнения при цементировании эксплуатационных колонн, а также дополнительные изоляционные и прострелочные работы во время освоения скважины.

В связи со сложностью эксплуатации участка Восточный Молдабек при наличии высоковязких нефтей и возможными песковыделениями при разработке технологической схемы рассматривались пять вариантов разработки месторождения. Центральная комиссия по разработке нефтяных и газовых месторождений Министерства энергетики и минеральных ресурсов Республики Казахстан протоколом №17 от 16 апреля 2001 года утвердила пятый вариант разработки месторождения со следующими исходными характеристиками:

Год выхода на максимальный проектный уровень по нефти - 2008 год;

Проектный уровень добычи нефти - 672,0 тыс.т./год;

Проектный уровень добычи жидкости - 1725,0 тыс.т./год;

Проектный уровень добычи попутного газа - 5,043 млн.м;

Проектный уровень закачки воды - 1444 тыс.нм/год;

Фонд скважин, всего - 509 шт.

в том числе: добывающих - 389 шт.

нагнетательных - 120 шт.

.1.4 Характеристика энергетического состояния залежи, режимы разработки

Анализ энергетического состояния продуктивных горизонтов месторождения Восточный Молдабек проводится на базе данных представленных НГДУ «Кайнармунайгаз». В целях более детального отображения и анализа характеристики энергетического состояния были обобщены всё данные по гидродинамическим исследованиям, а также замеры пластового давления. Однако ввиду недостаточного количества данных по пластовому давлению, построение карты изобар не представляется возможным, а вместо этого в графических рисунках отображается динамика пластового давления по годам. Ниже приводится анализ энергетического состояния по объектам разработки:объект

Данный объект разработки представляет горизонт M-I, на долю которого приходится основная доля запасов и фонда скважин. Но, тем не менее, основной фактор, влияющий на энергетическое состояние залежи, суммарные отборы жидкости на низком уровне.

Как видно из рисунка 2.8, основная доля исследований проведена в период 2001-2006 г.г., в целом можно заметить, что основная часть значений пластового давления находятся либо выше 2 МПа, или же ниже чем давление насыщение (1,44 МПа).

Некоторые значения пластового давления имеют очень низкое значение (1 МПа), в этой связи следует отметить, что при построении данной графики была использована практически вся информация по замерам пластового давления, корректность значительной части которых вызывает сомнение. Потому как, значимых причин для значительного снижения пластового давления нет.

Абстрагируясь от предположения значительного снижения пластового давления (ниже давления насыщения) можно заметить большинство точек находятся в интервале 2-2,5 МПа, т.е. ниже от начального пластового давления на 0,1-0,5 МПа. Однако охарактеризовать текущее энергетическое состояние затруднительно, ибо количество исследований недостаточно.

Рисунок 2.8 Динамика пластового давления I объекта

объект

По данному объекту основная часть исследований проведена в период с 2003г по 2007г., при этом как по первому объекту достоверность некоторой части из них вызывает сомнение, в частности результаты замеры по которым получены пластовые давления ниже 1 МПа.

Динамика пластового давления II объекта представлена на рисунке 2.9.

Рисунок 2.9 Динамика пластового давления II объекта

По остальным замерам можно заметить, что полученные значения пластового давления находятся в около начальном состоянии. Но, тем не менее, однозначную оценку текущему состоянию пластового давления по данному объекту нельзя дать, ибо малое количество исследований не позволяют сделать это.объект

Как выше отмечалось, данный объект состоит из двух горизонтов (M-III+Ю-I). Из 53 скважин действующего добывающего фонда 2 скважин эксплуатируют пласт М-III и 11 скважины пласты М-III и Ю-I совместно. Все остальные скважины перфорированы на пласт Ю-I. Из 17 скважин нагнетательного фонда 17 скважин перфорированы только на пласт ЮI. Фактически вся система ППД направлена на горизонт Ю-I.

На рисунке 2.10 изображена динамика пластового давления III объекта.

Рисунок 2.10 Динамика пластового давления III объекта

Результаты замеров свидетельствуют о вариации значении пластового давления от 2 до начального значения пластового давления, однако основная часть замеров проведены в период с 2003 по 2006г.г., из-за чего охарактеризовать текущее энергетическое состояние затруднительно. При исследовании скважины 2535 в конце 2009 г получено пластовое давление равное 3,4 МПа, что ниже от начального пластового на 0,2 МПа.объект

В фонде скважин данного объекта числятся 77 добывающих и 24 нагнетательных скважин. Накопленная компенсация отборов составляет 100%, но тем не менее наблюдается снижение пластового давления.

Как видно из рисунка 2.11, приведенного ниже, в основном давление по скважинам варьирует от 3 до 4 МПа. Однако из-за отсутствия достаточного количества исследовании, невозможно охарактеризовать текущее энергетическое состояние.

Рисунок 2.11 Динамика пластового давления IV объекта

объект

Данный объект введен в разработку в 2000г., разрабатываться 56 скважинами, компенсация отборов осуществляется 17 скважинами.

Рисунок 2.12 Динамика пластового давления V объекта

Как видно из рисунка 2.12 в 2005г., в ряде скважин отмечается снижение пластового давления ниже давления насыщения, однако в дальнейшем по скважинам пластовое давление находится выше 4МПа., но из-за малого количества исследовании, невозможно оценить энергетическое состояние по всему объекту.

Накопленная компенсация составляет 72,5%.объект

К начавшейся в 2000г разработке объекта через год т.е. в 2001г., была подключена система ППД. В фонде добывающих скважин числятся 26 скважин, в нагнетательном - 9 скважин.

Как видно из рисунка 2.13, приведенного ниже, в целом пластовое давление снизилось от начального, но при этом находится выше давления насыщения. Следует отметить, что накопленная компенсация составляет 92%. Из имеющегося на сегодня данных можно сделать вывод, что система ППД отвечает темпу разработки.

Рисунок 2.13. Динамика пластового давления VI объекта

В целом по месторождению в ряде объектов по результатам замеров получены значения пластового давления ниже давления насыщения. При этом корректность данных замеров вызывает сомнение по ряду основательных причин. Основные из которых, малый объем отборов, к тому же при достаточно высокой накопленной компенсации. Также следует отметить, что основная часть замеров проведена в 2008-2009г.г., из-за чего охарактеризовать текущее энергетическое состояние затруднительно. Если же в качестве вспомогательного фактора рассматривать величину газового фактора, то какого либо роста ГФ не отмечается. А как известно, при снижении пластового давления, данное обстоятельно отражается на значении газового фактора скважин.

В дальнейшем для точной оценки величины пластового давления необходимо увеличить объемы работ по ГДИС исследованиям скважин.

.1.5 Гидродинамическое исследование скважин и пластов

Проведение гидродинамических исследований скважин диктуется необходимостью мониторинга разработки месторождения.

Анализ результатов гидродинамических исследований проведен на базе данных, представленных НГДУ «Кайнармунайгаз». С начала разработки месторождения были проведены комплекс гидродинамических исследований, включающий:

исследования глубинным манометром-термометром (измерения забойного и пластового давлений);

исследования на установившихся режимах фильтрации - снятие индикаторной кривой (ИД) - для определения фильтрационных характеристик пластов и определение оптимального режима работы скважин;

исследования методом записи КВУ для определения фильтрационных характеристик пластов и пластового давления;

исследования методом записи КПД для определения фильтрационных характеристик пластов и пластового давления

Количество вышеперечисленных гидродинамических исследований приведено в таблице 2.6.

Таблица 2.6 - Количество исследований методом установившихся отборов и неустановившихся режимов по объектам

Глубинные замеры выполнялись с использованием электронных глубинных манометров типа САТМ-01. Измерение динамического и статического уровня жидкости в межтрубном пространстве проводилось по действующим скважинам механизированного фонда, где прямые измерения глубинными манометрами невозможны. Замеры проводились аппаратным комплексом «Судос-мини-2» и «Судос-автомат». По результатам выполненных замеров динамических и статических уровней расчетным путем определялись забойные и пластовые давления. Диагностические исследования (динамометрирование) действующего фонда скважин, оборудованных ШСНУ, были выполнены аппаратным комплексом «Сиддос-автомат».

Обработка данных режимных исследований проводилась при помощи специализированных программных продуктов «ГДИ-эффект», «PаnSystem».

Для анализа характеристики результатов ГДИС использованы результаты исследований за последние пять лет.

Ниже приводится анализ результатов гидродинамических исследований по объектам.объект (пласт М I)

Площадь первого объекта можно разделить на два гидродинамически обособленных блока I (западный) и II (центрально-восточный), разделенные между собой разломом, приходящим с севера на юг в западной части залежи.

На объекте было проведено 45 исследований (42% от общих исследований по месторождению) в 33 скважинах: 8 исследований в скважинах методом установившихся отборов, 34 исследований в скважинах методом неустановившихся режимов, 3 исследований в нагнетательных скважинах методом падение давления.

Рисунок 2.14 Зависимость коэффициента продуктивности от проводимости с учетом скин-фактора первого объекта

По результатам исследований коэффициенты продуктивности изменяются от 0,72 (м3/сут)/МПа (скв1102) до 11,94 (м3/сут)/МПа (скв1024), среднее значение составляет 2,87(м3/сут)/МПа. Высокие значения продуктивности наблюдаются в западной части залежи (в районах скважин 1162 и 1148), что связано с высокими проницаемостями скважин данной зоны. Также, в северо-западной части залежи располагается относительно высокопроницаемая зона, которая была выделена по проведенным исследованиям на скважинах 1022, 1023 и 1024. По этим скважинам получены сравнительно высокие значения коэффициента продуктивности, со значениями 7,58(м3/сут)/МПа, 4,5(м3/сут)/МПа и 11,94 (м3/сут)/МПа соответственно.

На рисунке 2.14 приведена зависимость коэффициента продуктивности от коэффициента проводимости I объекта. Как видно из рисунка, результаты полученных данных свидетельствует о значительном влиянии загрязнения призабойной зоны на продуктивность скважин. Так как при одинаковой проводимости наиболее влиятельным фактором на продуктивность является скин-фактор, с тем, чтобы определить это сравниваются зависимости продуктивности от проводимости с положительными и отрицательными значениями скин-фактора. То, что коэффициент угла тренда зависимости скважин с отрицательными значениями скин-фактора превышает почти в три раза угол с положительными значениями означает, что потенциальный коэффициент продуктивности при данной проводимости так же в три раза превышает фактический. Это говорит о том, что при успешном проведении соответствующих мероприятий по стимуляции притока в скважину, можно добиться продуктивности примерно во столько же раз больше.объект (пласт М II)

По второму объекту проведено 26 исследований (16 МУО, 8 КВУ, 2 КПД) в 26 скважинах. По результатам исследований коэффициенты продуктивности изменяются в довольно широких пределах.

Рисунок 2.15 Зависимость коэффициента продуктивности от проводимости с учетом скин-фактора по II объекту

Среднее значение коэффициента продуктивности составляет 5,3 (м³/сут)/МПа. По сравнению с первым объектам удельный коэффициент продуктивности почти в 2 раза больше и составляет 0,7(м³/сут)/МПа. Центральный район является хорошо проницаемой зоной по залежи. Коэффициент проницаемости в среднем по объекту составляет 0,6 мкм². Минимальное значение по объекту зафиксировано по скважине 1222 (0,14 мкм²). Максимум по скважине 1226 (3,9 мкм²).

Как и в первом объекте из графика (рисунок 2.15) видно, что полученные результаты свидетельствует о значительном влиянии загрязнения призабойной зоны на продуктивность скважин. При сравнении отрицательных и положительных значений скин-фактора по зависимости продуктивности от проводимости, угол тренда с отрицательным значениями скин-фактора 2 раз больше чем с положительным значениями. Это говорит о том, что при успешном проведении соответствующих мероприятий по воздействию ПЗС, можно добиться продуктивности примерно во столько же раз больше.объект (пласт М III + Ю I)

На третьем объекте проведено 7 исследований в 7 скважинах: 5 исследований в скважинах 2009, 2027, 2044, 2058, 2535 методом неустановившихся режимов, 2 исследований в скважинах 1276, 2008 методом установившихся отборов. Коэффициенты продуктивности изменяются от 0,1(м3/сут)/МПа (скв 2535) до 13,8 (м3/сут)/МПа (скв1276), в среднем составляя 4,7(м3/сут)/МПа. Относительно высокие коэффициент продуктивности наблюдается в скважинах 1276 (13,8(м3/сут)/МПа) и 2008 (12,6(м3/сут)/МПа), которые совместно разрабатывают пласты М-III и Ю-I.

Остальные исследованные скважины разрабатывают только пласт Ю-I. Коэффициенты проницаемости объекта изменяются от 0,01 до 2,49 мкм², в среднем составляя 0,9 мкм². Высокое загрязнение ПЗС встречается в районах скважин 2044, 2058 и 2027, скин-фактор соответственно 3, 5 и 15.

Рисунок 2.16 Зависимость коэффициента продуктивности от проводимости с учетом скин-фактора по III объекту

Анализ результатов ГДИС третьего объекта показывает, что полученные фильтрационные параметры в нефтяных скважинах характеризуются большим разбросом значений.

В рисунке 2.16, как и в предыдущих графиках, можно увидеть снижение коэффициентов продуктивности скважин за счет загрязнений ПЗС. При проведении соответствующих мероприятий по интенсификацию в скважинах с положительными значениями скин-фактора, можно увеличить продуктивность примерно в два раз.объект (пласт Ю II)

В IV объекте проведено 16 исследований в 15 скважинах: 9 исследований методом установившихся отборов, 6 исследований методом неустановившихся режимов и в одной нагнетательной скважине снята кривая падение давления.

По результатам исследований коэффициент продуктивности изменяются в больших приделах от 0,5 (м3/сут)/МПа (скв 217) до 47,1 (м3/сут)/МПа (скв253), среднее значение составляет 15,1 (м3/сут)/МПа. Минимальное значение коэффициента продуктивности получено в скважине 217, скин-фактор которого составил 35,5. Несмотря на значения положительного скин-фактора, в скважине 253 получен сравнительно большой удельный коэффициент продуктивности (3,62 (м3/сут)/МПа). Средняя значения коэффициент проницаемости определенным в 11 скважинах, составляет 0,55 мкм².

Рисунок 2.17 Зависимость коэффициента продуктивности от проводимости с учетом скин-фактора по IV объекту

В рисунке 2.17 представлена график зависимости коэффициента продуктивности от Kh (проводимости) с учетом скин-фактора.

Исходя из графика, можно сделать вывод о значительном влиянии загрязнения призабойной зоны на продуктивность скважин. При сравнении отрицательных и положительных значений скин-фактора по зависимости продуктивности от проводимости, угол тренда с отрицательным значениями скин-фактора втрое больше чем с положительным значениями. При успешном проведении соответствующих мероприятий по воздействию ПЗС, можно добиться продуктивности во столько же раз больше.объект (пласт Ю IV + Ю V)

В пятом объекте исследованиям были охвачены 8 скважин. В скважинах 420, 425 были сняты кривое падение давления, скважины 434, 2520 были исследованы методом установившихся отборов, скважины 440, 453, 623, 2532 методом восстановления давления.

По результатам исследований среднее значение коэффициента продуктивности составляет 8,2 (м3/сут)/МПа, изменяются в пределах от 1,3 (м3/сут)/МПа (скв2532) до 23,4 (м3/сут)/МПа (скв434). Проницаемость по объекту изменяется в больших пределах от 0,06 до 2,53 мкм². Высокое значение проницаемости, проводимости, пьезопроводности получено по скважине 623 - 0,791 мкм², 2,37 мкм²×м, 79700×10-5 м2/сек, соответственно, что связано с хорошими дебитами скважины и высокой удельной продуктивностью - 4,3 (м3/сут)/МПа.

В скважине 420 были проведены две исследований методом КПД 2004 и 2008 годах, по ним наблюдается ухудшение ПЗС, о чем свидетельствует значений скин-факторов (-2,9 и 4,7 соответственно).

По построенному графику так же можно заметить о влияний скин-фактора на продуктивность.

Рисунок 2.18 Зависимость коэффициента продуктивности от проводимости с учетом скин-фактора по V объектуобъект (пласт Ю VI+Ю VII)

Объект исследован в четырех скважинах.

По результатам исследований среднее значение коэффициента продуктивности скважин объекта, является наиболее высоким на месторождении - 29,3 (м3/сут)/МПа, варьируя в пределах 5,3 (м3/сут)/МПа (скв634) - 50 (м3/сут)/МПа (скв. 2524). Средний удельный коэффициент объекта также значительно больше по сравнению с предыдущими объектами. Состояние призабойной зоны исследованных скважин хорошее, чем свидетельствует отрицательные значений скин-фактора. В скважине 2524 получен самый высокий коэффициент продуктивности по месторождению, к чему свидетельствует также высокая проницаемость (5,3 мкм²).

.1.6 Система ППД и применяемые методы повышения нефтеотдачи пластов

По состоянию на 2011год фактический закачено 1110,0тыс.м³, нарастающая закачка составляет 8081,537тыс.м³. Добыто 983,878 тыс.м³ жидкости за год. Накопленная жидкость 8042,999тыс.м³. Текущая компенсация 114,3%

По состоянию на 01.01.2009 г. в продуктивные пласты закачано 4791,5 тыс. м³ воды. Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой составляет 95,3%. За 2009г в продуктивные пласты закачано 1058 тыс.м³ воды Текущая компенсация отбора закачкой равна 116,5%. Средняя приемистость нагнетательной скважины 26 м³/сут.

Пласт МI

Заводнение пласта началось в 2004 г. По состоянию на 01.01.2009 г. в пласт закачано 218,6 тыс.м³ воды. Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой составляет 123,4%. За 2008г в пласт закачано 74 тыс.м³ воды. Текущая компенсация отбора закачкой равна 150,5%. Средняя приемистость нагнетательной скважины 8,4 м³/сут.

Пласт МII

Заводнение пласта началось в 2002 г. По состоянию на 01.01.2009 г. в пласт закачано 327,1 тыс.м³ воды. Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой равна 107,3%. За 2008г в пласт закачано 81 тыс.м³ воды. Текущая компенсация отбора закачкой равна 93,5%. Средняя приемистость нагнетательной скважины равна 11,1 м³/сут.

Пласты МIII+ЮI

Заводнение эксплуатационного объекта началось в 2000 г. По состоянию на 01.01.2009 г. в объект закачано 770,7 тыс. м³ воды. Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой равна 145,2%. За 2008 г в объект закачано 131,5 тыс.м³ воды. Текущая компенсация отбора закачкой равна 135%. Средняя приемистость нагнетательной скважины равна 22,5 м³/сут.(Приложение Г).

Пласт ЮII

Заводнение пласта началось в 2000 году. По состоянию на 01.01.2009г в пласт закачано 1661,0 тыс. м³ воды. Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой равна 98,3%. За 2008г в пласт закачано 331,5 тыс.м³ воды. Текущая компенсация отбора закачкой равна 133,9%. Средняя приемистость нагнетательной скважины равна 37,7 м³/сут.

Пласт ЮIII

Нефтяная залежь разрабатывается без поддержания пластового давления и организация заводнения по нему не требуется.

Пласты ЮIV+ЮV

Заводнение эксплуатационного объекта началось в 2002 г. На 01.01.2009 г. в объект закачано 1279,5 тыс. м³ воды. Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой равна 78,4%. За 2008г в объект закачано 328,6 тыс.м³ воды. Текущая компенсация отбора закачкой 110,6%. Средняя приемистость нагнетательной скважины равна 53,1 м³/сут.

Пласты ЮVI+ЮVII

Заводнение эксплуатационного объекта началось в 2001 г. По состоянию на01.01.2009 г. в объект закачано 531,5 тыс.м³ воды. Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой равна 87,2%. За 2008г в объект закачано 116,1 тыс.м³ воды. Текущая компенсация отбора закачкой равна 102,1%. Средняя приемистость нагнетательной скважины равна 35,3 м³/сут.

Таким образом, по всем эксплуатационным объектам, кроме пластов МI и МII, система заводнения, в основном, освоена. По мере разбуривания пластов МI и МII система заводнения будет расширяться и постепенно охватит всю территорию этих залежей.

Следует заметить, что почти по всем нагнетательным скважинам объемы закачки ограничиваются. Фактическая приемистость нагнетательных скважин при давлении закачки 48-49 атм. значительно выше, и по отдельным скважинам может превышать200 м³/сут.

На сегодня техническая вода используется для системы ППД, проведения ПРС, КРС, а также для бурения эксплуатационных скважин месторождения В. Молдабек.

По НГДУ «Кайнармунайгаз» наблюдательный фонд скважин составляет 3 скважины - 2 скважины (1187,1167) на месторождении Восточный Молдабек.

В таблице 2.7 имеется информация по закачки воды для ППД по месторождению Восточный Молдабек за 2009 год.

На 01.01.2009г. начальные запасы нефти по месторождению составляют: балансовые 81274 тыс.т., извлекаемые 27507 тыс.т. С начала разработки по месторождению добыто 1511,2 тыс.т нефти. Остаточные извлекаемые запасы по месторождению составляет 25995,8 тыс.т. Из них на долю объектов приходится: I объект-15414,3 тыс.т., II объект-3306,5 тыс.т., III объект-3026,3 тыс.т, IV обьект-1801,5 тыс.т., V обьект-46,5 тыс.т., VIобьект-2044,8 тыс.т., VII обьект-448,9 тыс.т..

На 01.01.2009г. суммарная добыча нефти по месторождению составляет 1511,2 тыс.т., жидкости 2226,5 тыс. т., закачка воды 1980,72 тыс.м3

За 2008 год по месторождению добыто 403,4 тыс.т. нефти, 798,2 тыс.т. жидкости при среднем газовом факторе 10,7 м3/т. Закачка воды 700,0 тыс.м3. Текущая обводненность составляет 40%.

Таблица 2.7 - Закачка воды для ППД по месторождении Восточный Молдабек за 2010-2012 годы

.2 Техника и технология добычи нефти и газа

Разработка продуктивных пластов нефтяного месторождения осуществляется механизированным способом. Для подъема жидкости на поверхность используются штанговые насосы фирмы Шелер-Блекман (Австрия). Давление на устьях составляет не более 2,0 МПа. А также на практике нефтедобычи получили распространение штанговые глубинные насосы и электровинтовые насосы.

Переводу скважин на электровинтовой способ добычи нефти способствовало литологическое строение продуктивных горизонтов по площади и по разрезу, сложные физико-химические свойства добываемой нефти с высоким содержанием песка (17%) что затрудняют работе глубинных насосов ШГН.

Согласно мероприятий ПФ «Эмбамунайгаз» и НГДУ "Кайнармунайгаз" дополнительно были проведены работы по установке электровинтовых насосов (перевод) на 58 скважинах участка Восточный Молдабек, а также по замене винтовых пар на 47 скважинах участка Восточный Молдабек. Выполнение мероприятий позволило восстановить и стабилизировать добычу нефти и выполнить плановое задание.

В настоящее время большинство скважин оборудовано посредством штанговых глубинных насосов, так как возникла необходимость в анализе и обработке информации по эксплуатации насосных скважин. Осложнения в эксплуатации скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосными, обусловлены большим газосодержанием на приеме насоса, повышенным содержанием песка в продукции (пескопроявлением), наличием высоковязких нефтей и водонефтяных эмульсии, существенным искривлением ствола скважины, отложениями парафина и минеральных солей, высокой температурой и др., что характерно для месторождении Восточный Молдабек, имеющий такие особенности, не свойственные другим месторождениям.

В настоящее время месторождение разрабатывается с поддержанием пластового давления по временной схеме. По состоянию на 01.01.2009 года количество закаченной воды для ППД составляет в объеме 4249,99 м³, при этом накопленная компенсация отбора составляет 77,9%, переведены под нагнетание нагнетательные скважины, находящиеся в отработке на нефть. За 2009г год по НГДУ "Кайнармунайгаз" закачено 875 тыс. м³ воды для ППД при среднесуточной приемистости на 1 скважину 8,4 м³, годовая компенсация отбора составляет 86,1%. Закачка проводилась в 25 нагнетательных скважинах.

Динамика технологических показателей при разработке нефтяных залежей с высокой вязкостью нефти, как на месторождении Восточный Молдабек, в пластовых условиях обладает одной особенностью. В процессе вытеснения нефти водой в пористой среде на гидропроводность промытой (обводненной) зоны пласта влияют два фактора. Замещение в пласте более вязкой нефти менее вязкой водой увеличивает гидропроводность обводненной зоны пласта. В случае сравнительно маловязких нефтей обычно оба фактора взаимно компенсируют друг друга и гидропроводность пласта в процессе разработки меняется мало. Но в случае высоковязких нефтей фактор замещения вязкой нефти маловязкой водой становится определяющим, гидропроводность пласта в процессе эксплуатации залежи возрастает и, как следствие этого, постепенно возрастают и дебиты скважин по жидкости и общий отбор жидкости из пласта при постоянном перепаде давления между нагнетательными и добывающими скважинами.

Учитывая особенности геолого-физических условий продуктивных пластов меловых и юрских отложений (повышенную вязкость пластовой нефти, наличие значительного количества пропластков проницаемостью свыше 2 мкм²), а также опыт применения полимерных технологий повышения нефтеотдачи на подобных залежах Казахстана, предлагается использовать здесь комбинированную технологию полимерного воздействия: в начальной стадии разработки (в течение первых 5 лет) каждого объекта в целях выравнивания проницаемостной неоднородности и профилей приемистости проводятся периодические обработки нагнетательных скважин гелеобразующими композициями на основе полимера и сшивающих агентов. По необходимости указанная операция может производиться и в последующие периоды разработки.

2.2.1 Характеристика показателей способов эксплуатации скважин

Эксплуатация на месторождении осуществляется механизированным способом. Для подъема жидкости на поверхность используются винтовые насосы и глубинные штанговые насосы.

Эксплуатационный фонд добывающих скважин, пробуренных на продуктивный пласт Ю-I на дату составления технологической схемы разработки составил 8 единиц. В начальный период эксплуатации все добывающие скважины были оборудованы штанговыми насосами условным размером 56 мм. Насосы спускаются на трубах диаметром 73 мм, на устье скважин установлены станки-качалки грузоподъемностью 3 тонны. Темп помпирования жидкости невысокий: длина хода станков-качалок - 0,9-1,2 мм, число качаний 5,5 - 8,0 1/мин. При таких параметрах из скважин отбирается 1-15 м³/сут. жидкости, обводненность продукции 1-40 процентов. Глубина спуска штанговых установок составляет 310-345 м, динамические уровни опускаются до отметок 128-243 м. При таком погружении газосодержание на приеме насосов составляет от 7 до 50 процентов. Как известно, плунжерные насосы работают неустойчиво при газосодержании на приеме более 10 процентов. По этой причине производительность скв.2081 составляет 2 т/сут, а коэффициент подачи 0,1. На скважине необходимо снизить число качаний и длину хода станка-качалки до минимума. С целью снижения влияния вязкости жидкости на работоспособность глубинного оборудования в марте 2000 г. на скв.2082 и 2092 штанговые насосы были заменены на винтовые установки. До спуска винтового насоса дебит по жидкости скв.2082 составлял 8,8 т/сут, динамический уровень находился на отметке 83 м, дебит по жидкости скв.2092 составлял 9,4 т/сут, динамический уровень на глубине 132 м. По промысловым данным отборы жидкости при работе винтовых насосов практически не изменились и составили - 7,2 - 10,8 т/сут по скв.2082 и 7,8 - 9,9 т/сут по скв.2092. После перевода скважин на работу винтовыми насосами провели исследования по определению количества выносимого песка на поверхность. При отборе жидкости 7,2 м³/сут. количество песка, поступившего из скв.2082 составило 36 кг/сут. (0,013м³), по скв.2092 при дебите 8,53 м³/сут - 38 кг/сут.(0,014м³). Глубина зумпфа в скв.2092 составляет 7 м., в скв.2082 - 22 м. В случае полного оседания песка на забое зумпф на скв.2092 забьется за 10 суток, на скв.2082 за 30 суток. Из полученных данных следует, что большая часть песка выносится на поверхность. В настоящее время скважины работают стабильно, межремонтный период возрос с 30-40 суток до 4 месяцев и более. На наш взгляд это объясняется плавностью работы винтового насоса в отличие от плунжерного, где при ходе вверх идет всасывание, а при ходе вниз нагнетание, т.е. отбор ведется циклически в результате чего создаются благоприятные условия для выноса песка из пласта и оседание его на забое.

На дату составления технологической схемы разработки эксплуатационный фонд скважин пробуренных на пласт Ю-II составил 12 единиц. Для подъема продукции на поверхность применяются глубинные штанговые насосы и установки винтовых насосов. В начальный период эксплуатации все добывающие скважины были оборудованы штанговыми насосами, спущенными на глубины 386-396 м. В марте 2000г. на скв.2080, 2100, 2108 штанговые насосы заменили на винтовые. После смены насосов отбор жидкости из скв.2080 не изменился, дебиты жидкости по скв.2100 и 2108 возросли на 2-3 м³/сут. На скважинах, оборудованных винтовыми насосами, проведены исследования по определению количества выносимого песка в систему сбора продукции. Как видно из полученных данных, количество поступившего песка на поверхность составило 1,5-11,0 кг/сут, что меньше по сравнению с выносимым песком из скважин, пробуренных на пласт Ю-I, когда как отборы жидкости по большинству скважин пласта Ю-II значительно выше, чем по скважинам пласта Ю-l. Наименьшее количество песка 1,5 кг/сут поступило из скв.2108 при дебите жидкости 16,85 м³/сут, динамический уровень на скв.2108 у устья, динамические уровни на скв.2080 и 2100 опускаются до отметок 132-101 м, дебиты, соответственно,13,2 и 20,78 м³/сут. Расположение динамических уровней и дебиты по жидкости указывают на лучшую продуктивность нефтяного коллектора в пласте Ю-II по сравнению с пластом Ю-l. При таких динамических уровнях попутный газ не влияет на работу насоса.

Эксплуатационный фонд добывающих скважин, пробуренных на продуктивный пласт Ю-V, составляет одну единицу. Для подъема продукции на поверхность используется глубинный штанговый насос условным размером 56 мм. Из скважины отбирается 16 м^З/сут безводной нефти, глубинное оборудование работает удовлетворительно. Текущие ремонты на месторождении преимущественно связаны с удалением песка из ствола добывающих скважин. Для этой цели поднимают насосы, спускают НКТ и производят промывку. По технологическим расчетам начальные дебиты жидкости скважин по объектам будут находиться в пределах 5-13 т/сут, обводненность продукции 0-8,3 процента. Поскольку нефти продуктивных объектов обладают повышенной вязкостью и из всех пластов в добывающие скважины вместе с жидкостью поступает песок, то для подъема продукции на поверхность в начальный период эксплуатации необходимо использовать винтовые насосы. Как отмечалось выше, на месторождении имеется опыт эксплуатации скважин винтовыми насосами, которые показали хорошую работоспособность. Винтовые насосы необходимо спускать до кровли нефтяного пласта, ниже насосов, вместо газового сепаратора необходимо устанавливать хвостовики до середины интервала перфорации из труб диаметром 48 или 60 мм. Если закупить винтовые насосы на все добывающие скважины не представится возможным, то часть скважин необходимо оборудовать менее дорогими штанговыми насосами. Штанговые насосы могут быть использованы для отбора продукции из скважин, пробуренных на пласты Ю-ll, KO-IV-V, Ю-VI-VII, где вязкость нефти ниже по сравнению с другими объектами. На работоспособность штанговой установки влияет вязкость добываемой продукции, количество песка в жидкости и газосодержание на приеме насоса. При вязкости жидкости 0,2-0,3 Па^.с значительно снижается коэффициент подачи насосной установки, а при увеличении вязкости до 0,5 Па^.с необходимо применять специальные технические средства. Основными мероприятиями по уменьшению влияния вязкости на работу штанговой установки является увеличение диаметра насоса и соответственно труб, станки-качалки должны работать в тихоходном режиме, а штанговую колонну необходимо спускать с тяжелым низом. При движении жидкости с песком по насосным трубам образуется осадок песка и насос заклинивает, но не в процессе его работы, а при остановке станка-качалки по той или иной причине. Поэтому планируемый дебит жидкости из скважины должен обеспечивать круглосуточную работу насоса. Для повышения износостойкости рабочих пар насоса необходимы следующие мероприятия: использовать насосы первой группы посадки, применение плунжеров насосов с круговыми канавками. Насосы необходимо спускать до кровли продуктивного горизонта, ниже насоса устанавливать хвостовик до средины интервала перфорации нефтяного пласта из труб диаметром 48 мм.

При увеличении обводненности продукции до 80 процентов вязкость водонефтяной эмульсии понизится. Продуктивность скважин в этот период за счет притока воды возрастет, отборы по жидкости увеличатся до 16-28 т/сут, а при достижении обводненности 95 процентов и более дебиты скважин составят 34-197 т/сут. В этот период для эксплуатации скважин наряду с винтовыми насосами необходимо использовать центробежные установки. Основным недостатком насосов ЭЦН является невозможность установки хвостовиков и невысокое содержание песка на приеме насоса (0,5г/л- насосы повышенной износостойкости). Поэтому на скважинах, где содержание песка не превышает 0,5 г/л, отбор продукции необходимо вести установками ЭЦН.

Поскольку установки ЭЦН предполагается спускать до кровли пласта, то скорости жидкости по эксплуатационной колонне в зоне продуктивного горизонта необходимо поддерживать выше скорости оседания песка. Так при диаметре зерен песка 0,5 мм, вязкости откачиваемой жидкости равной вязкости воды, дебит жидкости из скважины должен быть не менее 85 м³/сут. В этом случае весь песок будет выноситься на поверхность. При неполном выносе и оседании части песка в зумпфе при подземных ремонтах необходимо осуществлять промывку скважин.

2.2.2 Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин

Осложнения в эксплуатации скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосными, обусловлены большим газосодержанием на приеме насоса, повышенным содержанием песка в продукции (пескопроявлением), наличием высоковязких нефтей и водонефтяных эмульсии, существенным искривлением ствола скважины, отложениями парафина и минеральных солей, высокой температурой и др., что характерно для месторождения Восточный Молдабек, имеющий такие особенности, не свойственные другим месторождениям. Наибольшее число осложнений и неполадок возникает при эксплуатации скважин, в продукции которых содержится газ или песок.

1. Мероприятия по предотвращению появления песка в скважине

Наибольшее число осложнений и неполадок возникает при эксплуатации скважин, в продукции которых содержится газ или песок.

Технологические приемы предотвращения вредного влияния газа на работу глубиннонасосной установки включают:

использование штанговых насосов с уменьшенным вредным пространством;

увеличение длины ходу плунжера;

увеличение глубины погружения насоса под уровень жидкости в скважине;

отсасывание газа из затрубного пространства.

Песок, поступающий из пласта вместе с нефтью, может образовывать на забое песчаную пробку, в результате чего уменьшается или полностью прекращается приток нефти в скважину. При работе насоса песок, попадая вместе с жидкостью в насос, преждевременно истирает его детали, часто заклинивает плунжер в цилиндре.

Основные мероприятия по предохранению насоса от вредного влияния песка следующие:

регулирование или предотвращение поступления песка напласта в скважину посредством применения специальных фильтров на забое или обработки призабойной зоны смолами. Это способствует исключению не только вредного влияния песка на оборудование и образование пробок, но и предупреждению разрушения призабойной зоны и нарушения целости обсадной колонны. Однако, коэффициент успешности обработок призабойной зоны смолами на практике оказывается обычно 0,7 - 0,8, а продолжительность действия крепления часто ограничена во времени. Применение различного рода забойных фильтров эффективно лишь при полном отсутствии в пласте глинистых частиц;

регулирование (уменьшение) отбора жидкости из скважин с целью предупреждения выноса песка из пласта.

Это не всегда эффективно и часто приводит к существенному снижению добычи из скважин;

обеспечение бесперебойного выноса всего песка, поступающего в скважину, на поверхность. Сепарация песка у приема насоса путем применения различных фильтров и песочных якорей, устанавливаемых под приемом насоса, работа которых основана на гравитационном и инерционном принципах. Эти способы не предотвращают образования забойных пробок, и поэтому применять их следует только в скважинах, в которых наблюдается периодическое (при изменении отбора жидкости) поступление небольших объемов песка;

защитные приспособления на приеме насоса.

Все мероприятия режимного и технологического характера по снижению вредного влияния газа и песка на работу штангового насоса обычно дополняются применением защитных приспособлений у приема насоса - газовых, песочных, или комбинированных песочных якорей.

В скважинах, в которых выделяется много газа и песка, применяют газопесочные якоря.

В последнее время в разработку вовлекаются месторождения с высоковязкими нефтями. С целью уменьшения влияния вязкости применяют различные технические приемы и технологические схемы добычи. При откачке высоковязких нефтей используют специальные двухплунжерные насосы, увеличивают диаметр НКТ, насоса и проходные сечения в клапанах насоса, устанавливают тихоходный режим откачки (уменьшают число качаний до 3-4 мин и длину хода плунжера до 0,6-0,9 м) Снижения вязкости откачиваемой нефти можно достичь подливом растворителя в затрубное пространство (10-15% расхода добываемой нефти) или закачкой горячего теплоносителя в затрубное пространство.

При добыче парафинистой нефти происходит отложение парафина на стенках труб НКТ. В результате этого сужается поперечное сечение труб, увеличивается нагрузка на головку балансира, нарушается его уравновешенность, уменьшается его коэффициент подачи. При подъеме штанг во время ремонта плунжер или вставной насос срезает парафин со стенок труб и образует над собой сплошную парафиновую пробку, которая выталкивает нефть из труб и загрязняют территорию возле скважины.

Если интенсивность отложения парафина невелика, то при каждом ремонте поднимают трубы на поверхность и удаляют парафин пропариванием с помощью паропередвижной установки.

Широко применят метод депарафинизации с помощью пластинчатых скребков. Колонна насосных штанг с укрепленными на них скребками поворачивается при каждом ходе вниз, при этом боковые грани скребков срезают парафин со стенок труб.

При эксплуатации искривленных скважин между штангами и трубами возникают значительные силы трения, приводящие к быстрому износу штанговых муфт и внутренней поверхности труб, что может привести к обрывам штанг, порче НКТ и снижению межремонтных периодов.

Для борьбы с этими неполадками применяют различные профилактические средства, наиболее простым из них является применение сточенных бочкообразных муфт. Эти муфты закаливают для придания им твердости. При спуске и подъеме штанг сточенные муфты не задевают за стыки муфт и этим исключается возможность аварий со штангами.

Эффективным средством борьбы с износом штанговых муфт и истиранием штанг внутренних поверхностей труб являются различные протекторные устройства - направляющие металлические и гуммировованные муфты. Такие муфты укрепляют на штангах в местах искривления скважин.

2. Методы борьбы с коррозией трубопроводов

Срок службы и надежность промысловых трубопроводов во многом определяется степенью их защиты от их постепенного самопроизвольного разрушения вследствие их взаимодействия с внешней и внутренней средой, называемой коррозией.

Трубопроводы на месторождении Восточный Молдабек подвергаются трем видам коррозии: атмосферной, почвенной и внутренней.

Пассивная защита трубопровода на месторождении Восточный Молдабек сводится к изоляции поверхности трубопровода - используют битумное покрытие, которое наносятся на очищенную поверхность. Со временем битумные покрытия теряют свои защитные свойства.

Для дальнейшей защиты трубопровода от внешней коррозии используют катодную защиту.

Защита трубопровода от внутренней коррозии проводится путем ввода ингибиторов, которые способны создавать барьер между коррозионной средой и металлом. Применение их технически и экономически оправдано.

2.2.3 Требования и рекомендации к системе сбора и промысловой подготовки продукции скважин

Месторождение Восточный Молдабек относится к большому по площади, близко по форме к эллипсу. Продукцию скважин целесообразно подготавливать на ЦПС, но в связи со значительной удаленностью групповых установок приходится использовать дожимные насосные станции (ДНС), расположенные на территории групповых установках.

Получение товарной продукции называют подготовкой нефти, которая включает технологические процессы сепарации, стабилизации, обезвоживания (деэмульсация) и обессоливание нефти, очистку сточной воды от эмульгированной воды и механических примесей (шлама). Первичная подготовка нефти на промысле рассчитана для уменьшения транспортных расходов, т.е. о ненадобности перекачивать воду на НПЗ и обратно для возврата в пласт; для предотвращения образования стойких эмульсий (старение эмульсии); не допустить гидратообразование в газопроводах; для уменьшения коррозионного разрушения внутрипромыслового, магистрального трубопровода. Также система сбора зависит от рельефа местности - на данном месторождении имеются холмы, возвышенности и впадины. С учетом наибольшей рациональности можно вместо одного коллектора большого диаметра укладывать параллельно два трубопровода, равновеликих большому трубопроводу по площади и пропускной способности. В трубопроводах большого диаметра скорости потока невелики (0,2-0,3 м/с), поэтому в них происходит сепарация газа с образование газовых мешков в повышенных участках, которые приводят к значительной пульсации в системе сбора и подготовки нефти. В коллекторе малого диаметра вследствие большой скорости потока (1,5-2,5м/с), выделение газа из жидкости не происходит, поэтому движение потока в коллекторах будет происходить равномерно, без пульсации.

Скважинная продукция месторождения Восточный Молдабек относятся к тяжелым и, кроме этого, характеризуется повышенным содержанием механических примесей в виде песка. Поэтому для выбора рациональной схемы сбора и транспорта нефти и газа на месторождении были предусмотрены несколько вариантов. В результате сравнения рассматриваемых вариантов, к реализации была принята система сбора нефти и газа, состоящая из четырех нефтегазосборных трубопроводов с размещением на одном из трубопроводов многофазной насосной станции для снижения давления на устьях добывающих скважин. В основу этой схемы положено совмещение процессов сбора и подготовки при максимальном концентрированном размещении основного технологического оборудования на ЦПС.

На месторождении Восточный Молдабек применяется напорная однотрубная система сбора нефти, газа и воды, разработанная институтом Гипровостокнефть.

Высокопарафинистая и высокосмолистая нефть месторождения Восточный Молдабек при снижении температуры ее вязкость существенно возрастает и затрудняет пуск нефтепровода после его остановки, что требует применения насосов, рассчитанных на высокие давления. Для облегчения транспортирования таких высоковязких и застывающих нефтей их подогревают, понижая вязкость пристенных слоев нефти.

Сбор продукции производят от группы скважин на групповые замерные установки (ГЗУ). Частично обезвоженная и частично дегазированная нефть поступает по сборному коллектору на центральный пункт сбора (ЦПС). Обычно на одном нефтяном месторождении устраивают один ЦПС. Но в ряде случаев один ЦПС устраивают на несколько месторождений с размещением его на более крупном месторождении. В этом случае на отдельных месторождениях могут сооружаться комплексные сборные пункты, где частично производится обработка нефти.

Выбор пунктов размещения комплексного объекта подготовки нефти основывался на том, что ЦПС месторождения Восточный Молдабек является крупным нефтепромыслом, узлом больших концентрации нефти и подходящим местом расположения головных сооружении магистральных нефтепроводов. Поскольку темпы разработки месторождения резко увеличиваются, сокращается период эксплуатации его. Поэтому может оказаться уже невыгодным строительство промышленных узлов, которым предстоит работать небольшие сроки.

При такой схеме сбора и подготовки потери углеводородов сведены до минимума(0,2%).

Рассмотрено два варианта сбора и транспорта продукции скважин до центрального пункта сбора (ЦПС). По первому варианту продукция с нескольких десятков скважин собирается на площадку замерной установки. Вся поступающая продукция подогревается и поступает в пустотелую емкость, установленную наклонно. В емкости происходит разделение продукции скважин на газ, нефть и воду с песком. Из емкости газ поступает а подогреватель, вода с песком - в трубопровод для транспорта водо-песчаной пульпы, нефть с оставшимся газом подается в трубопровод для транспорта газонефтяной смеси.

В емкости, разделяющую многофазную смесь, не требуется четкого разделения продукции по трубопроводам. При разделении свободная вода не должна попадать в трубопровод, транспортирующий совместно газ и водонефтяную эмульсию, а небольшое количество водонефтяной эмульсии может попадать в трубопровод, транспортирующий водо-песчаную пульпу (при этом несущей средой всегда должна оставаться вода).

Входы, выходы и конструктивные особенности емкости требуют специальной разработки.

На площадке замерной установки кроме подогревателя продукции, поступающей со скважин, и разделительной емкости располагаются аппараты самой замерной установки. Они должны представлять собой вертикальные емкости с вводом продукции в средней части, выводом газа сверху, а жидкость и песка снизу. Поскольку на измерение поступает продукция скважин до подогрева, замерные емкости должны быть теплоизолированы (и возможно с электроподогревом в зимнее время).

Замерные установки предполагают специальную конструктивную разработку. Опорожнение аппарата замерной установки предполагается проводить в разделительную емкость.

Продукция из разделительной емкости транспортируется по двум системам трубопроводов до ЦПС самым коротким направлением, с целью максимальной экономии механической и тепловой энергии. Окончательное разделение продукции скважин на фазы и компоненты происходит на ЦПС.

Во втором варианте сбор продукции скважин до расположения замерных установок осуществляется как и в первом. Далее вся подогретая продукция скважин по трубопроводам собирается с нескольких замерных установок на одну из установок предварительного сброса воды, где разделяется на газ, водонефтяную эмульсию и воду. С установок предварительного сброса воды газ, неизрасходованный на подогрев, транспортируется по газопроводу на ЦПС. Вода после отделения механических примесей закачивается в продуктивные пласты.

При соотношении парафинов и смол в нефти отложения парафина не ожидается, что также следует из промысловых наблюдений за отложениями в промысловых трубопроводах. Это также следует из рассмотрения данных исследований реологических свойств нефти и водонефтяных эмульсии. Несмотря на огромную разницу в вязкостях нефти и водонефтяных эмульсии при разных температурах, движущаяся система остается ньютоновской.

Главным и плохо изученным вопросом для месторождения Восточный Молдабек является выпадение песка в сборных трубопроводах. Поэтому чрезвычайно важны промысловые наблюдения за количеством выносимого песка из скважин, его гранулометрическим составом и влиянием на гидравлические сопротивления сборных трубопроводов.

Система сбора должна быть герметизирована, т.е вся продукция скважин доведена до центрального пункта сбора и там разделена на газ, нефть, воду и механические примеси.

Основными особенностями продукции скважин являются высокие вязкости нефти и особенно водонефтяной эмульсии, а также наличие песка, выносимого из пластов.

Проектом разработки не предусмотрено тепловое воздействие на пласты. Нарастание обводненности до точки обращения фаз, согласно проекту разработки будет происходить около 6-7 лет. Температура продукции в пластовых условиях около 20 ⁰С. Температура продукции при проектных дебитах жидкости в выкидных трубопроводах будет приближаться к температуре грунта на глубине заложения трубопроводов на нулевой изотерме (заглубление около 1 метра). Это создает большие гидравлические сопротивления по длине трубопровода, что приведет к возрастанию давления на устье скважин до нескольких МПа.

Количество песка в продукции скважин по промысловым данным приведено в таблице 2.8. Из таблицы следует, что количество выносимого песка колеблется в пределах 10-560 г/т. Такой процент песка в водонефтяной эмульсии не может существенно повлиять на ее вязкость. Количество песка, выносимого из скважин месторождения Восточный Молдабек представлено в таблице 2.8.

Таблица 2.8 - Количество песка, выносимого из скважин месторождения Восточный Молдабек

Для уменьшения гидравлических сопротивлений на участке скважина - замерная установка возможно использование теплоизоляцией выкидных трубопроводов, а также монтирования печей, предназначенных для нагрева скважиной продукции.

2.3 Специальная часть по выбору и обоснованию технологии ППД при эксплуатации скважин на месторождении Восточный Молдабек

.3.1 Общая характеристика системы поддержания пластового давления

Поддержание пластового давления - процесс естественного или искусственного сохранения давления в продуктивных пластах нефтяных залежей на начальной или запроектированной величине с целью достижения высоких темпов добычи нефти и увеличения степени её извлечения. Поддержание пластового давления при разработке нефтяной залежи могут осуществлять за счёт естественного активного водонапорного или упруговодонапорного режима, искусственного водонапорного режима, создаваемого в результате нагнетания воды в пласты-коллекторы при законтурном или приконтурном, а также при внутриконтурном заводнении. В зависимости от геологических условий и экономических показателей разработки выбирают тот или иной способ поддержания пластового давления или их комбинацию.

Поддержание пластового давления способом внутриконтурного заводнения является наиболее эффективным и экономичным, особенно для больших по площади нефтяных залежей. Его создают путём блокового, ступенчатого осевого, барьерного (для нефтегазовых залежей) площадного, очагового или избирательного способов заводнения. При поддержании пластового давления в нефтяной части залежи через нагнетательные скважины закачивают воду или водогазовую смесь без добавок или с различными добавками, способствующими улучшению её вытесняющих свойств. Если нефтяная залежь имеет ярко выраженный свод, то в него для поддержания пластового давления нагнетают газ или воздух, вследствие чего создаётся напор искусственной газовой шапки. При расчёте процессов нагнетания определяют схему размещения нагнетательных скважин, суммарный объём закачки, приёмистость нагнетательных скважин, их число и давление нагнетания. Подбирается такая схема расположения нагнетательных скважин, которая обеспечивает наиболее эффективную связь между зонами нагнетания и отбора и равномерное вытеснение нефти водой.

При площадном заводнении в зависимости от геологического строения нефтяной залежи и стадии её разработки для поддержания пластового давления применяют рядное, 7-точечное, 9-точечное и другое расположение нагнетательных и добывающих скважин. В размещении скважин по правильной геометрической сетке могут допускаться отклонения, если площадное заводнение проводят дополнительно к ранее внедрённой системе заводнения с учётом её эффективности, геологического строения и состояния разработки пластов-коллекторов. Суммарный объём закачиваемого агента зависит от запроектированного отбора жидкости из залежи, от давления на линии нагнетания и большей частью от коллекторских и упругих свойств пластов. Число нагнетательных скважин при известном объёме закачки зависит от поглотительной способности каждой скважины при данной величине давления нагнетания. Поглотительная способность нагнетательных скважин определяется коэффициентом приёмистости, так же как производительность нефтяной скважины - коэффициентом продуктивности. Максимальное давление нагнетания зависит от типа имеющегося насосного оборудования. Число нагнетательных скважин для каждой залежи нефти определяется отношением заданного объёма закачки воды в сутки к поглотительной способности одной скважины. Об эффективности процесса заводнения судят по увеличению текущей добычи нефти из действующих скважин. Применение поддержания пластового давления резко увеличило темпы отбора нефти, сократило сроки разработки нефтяных залежей, обеспечило высокие конечные коэффициенты нефтеотдачи.

Институт НИПИ в работе рекомендовал осуществить по всем пластам месторождения Восточный Молдабек площадную 9 - точечную систему заводнения с соотношением числа добывающих и нагнетательных скважин равным 3(рисунок 2.19).

Необходимость площадного заводнения обосновывается прежде всего невысокой гидропроводностью продуктивных пластов и необходимостью ввода в пласт специальных реагентов для увеличения нефтеотдачи пластов. Для маловязких нефтей при квадратной сетке скважин наиболее эффективна пяти - точечная система, для вязких нефтей, которые имеются в нашем случае - 9 точечная система, где на каждую нагнетательную скважину приходится 3 добывающих. Имеются и свои недостатки.

При любой системе площадного заводнения интенсивность и охват пласта процессом заводнения в каждом из элементов определяется работой единственной нагнетательной скважины и здесь велика роль случайности.

При 9 - точечной системе площадного заводнения добывающие скважины одновременно дренируют 4 элемента системы.

Так как в реальных условиях каждый из элементов, дренируемых скважиной, разрабатывается с различной скоростью асинхронно, то приток жидкости в скважину будет различным. Прорыв нагнетаемой воды из элемента будет наиболее быстрым, и наоборот, из элемента, скорость разработки которого мала, может длительное время осуществляться приток безводной нефти, но доля этого элемента в общей добыче пограничной скважины будет очень мала.

Описанная асинхронность, неравномерность выработки отдельных элементов системы площадного заводнения обуславливает ухудшения динамики обводнения добывающих скважин.

Указанные недостатки можно избежать, осуществляя необходимое регулирование.

Для этого нужно стремиться к равноскоростной или синхронной разработке каждого из элементов площадного заводнения.

В проекте эксплуатации месторождения Кенбай участка Восточный Молдабек запланировано проводить закачку вод в продуктивные пласты с целью повышения эффективности разработки данного месторождения.

В условиях продуктивных пластов, содержащих газовые шапки различных размеров, площадная система заводнения будет также обеспечивать поддержание давления на всей территории залежи на уровне начального пластового давления, что предотвратит расширение газовых шапок, а, следовательно, перемещение ГНК.

Месторождение нуждается в постоянном поддержании пластового давления путем заводнения горизонтов.

Для закачки используются подтоварная вода месторождения Кенбай, вода водозаборных скважин 6, 7 нижней юры и скважин 3-Г, 4-Г, 1-ВД, 2-В, 3-В, 4-В, 10-ЭЦН, 11-н-РЭ, 12-н-РЭ, 9-РЭ, 18-в-РЭ, 7-РЭ, 8-РЭ верхнеальбского яруса нижнего мела участка Северный Котыртас.

Для нагнетания в 2001 году переведены из эксплуатационного фонда под закачку скважины: 1209 - на нижнемеловой горизонт М-II., 2094,2091 на среднеюрский горизонт Ю-II., 2113,284,264,267 на среднеюрский горизонт Ю-II., 624 - на среднеюрский горизонт Ю-VI.

Для системы ППД участка Восточный Молдабек в 2002 году переведены под нагнетание 24 скважины: 2063, 299- Ю-I., 2093, 2072, 2109, 2080, 243, 249, 263, 233н, 2043н- Ю-II., 425, 460н, 411н, 421н, 423н, 604н, 447, 449н, 433н, 435н - Ю-IV+V., 613н, 602н, 626н - Ю-VI+VII. Из бурения введены 4 скважины: 2047н, 2069н, 2067н - Ю-I., 617 - Ю-VI.

В 2003 году переведены под нагнетание 12 скважин: 2084 - на нижнемеловой горизонт М-II., 2016н, 2001н, 2014н -на среднеюрский горизонт Ю- I., 204н, 218н, 220н, 213н, 208н, - на среднеюрский горизонт Ю-II., 409н, 402н - на среднеюрский горизонт Ю-IV+V. Из бурения введена скважина 635н - на среднеюрский горизонт Ю-VI+VII.

В 2004 году введены из бурения и переведены под нагнетание 14 скважин: 1173н, 1177н - М-I., 1225н, 1250н, 1223н, 1227н - М-II.,2041н-М-III., 420н, 2020, 2033, 2007, 239н- Ю- I., 206н,2003н- Ю-II.

В 2005 году по месторождению В.Молдабек введены из бурения 14 скважин 1264, 1115, 1275, 1038, 1136, 1012, 1281, 1260, 1277, 1266, 9а, 1113, 1103, 1048.

В 2006 году из бурения введены 12 нагнетательных скважин 1010н,1020н,1036н, 1066н,1099н,1144н, 1169н,1184н,1188н,1197н,1199н, 2066н.

Переведены под нагнетание 2 нагнетательные скважины находящиеся в отработке на нефть 1260н, 1272н.

В 2007 году введены из бурения 4 скважины: 2508н, 2516н, 2529н, 2522н. Переведены под нагнетание из нефтяного фонда 8 скважин: 1278, 407, 1248н, 1015, 400, 457н, 1101, 1081.

Накопленная жидкость 5007,05тыс.м³. Текущая компенсация 92%, с начала разработки 95,7%.

Рисунок 2.19 Карта размещения опытных участков с различной плотностью сетки скважин

За отчетный 2009 год фактический закачено 1100,0тыс.м³, нарастающая закачка составляет 5891,6тыс.м³. Добыто 1006,91 тыс.м³ жидкости за год.

Накопленная жидкость 5882,8889тыс.м³.Текущая компенсация 109,2%, с начала разработки 98%.

По состоянию на 01.01.2012 г. под закачкой находится 111 нагнетательных скважин, в том числе:

На I объекте (М-I) - 25 скв.

На II объекте (М-II) -22 скв.

На III объекте (М-III+Ю-I) -17скв.

На IV объекте (Ю-II) - 21 скв.

На V объекте (Ю-IV+V) - 15 скв.

На VI объекте (Ю-VI+VII) -9 скв.

Рисунок 2.20 Динамика показателей разработки участка Восточный Молдабек месторождения Кенбай

Продуктивный пласт Ю-III пока эксплуатируется без поддержания пластового давления.

За отчетный 2011 год фактический закачено 1110,0тыс.м³, нарастающая закачка составляет 8081,537тыс.м³. Добыто 983,878 тыс.м³ жидкости за год. Накопленная жидкость 8042,999тыс.м³. Текущая компенсация 114,3%, с начала разработки 104,6% (рисунок 2.20).

2.3.2 Расчет технологических параметров закачки воды в системе ППД

Поддержание пластового давления - эффективное средство разработки нефтяного месторождения. Процесс проектирования закачки воды с целью поддержания пластового давления представляет сложную технико-экономическую задачу, решаемую на этапе составления технологической схемы или проекта разработки месторождения.

Проектирование процесса закачки воды сводится к определению для конкретных условий оптимального давления на устье нагнетательной скважины, давления на забое и необходимого количества воды.

Кроме того, рассчитывается число нагнетательных скважин и их приемистость.

Оптимальное давление на устье нагнетательной скважины вычисляют по формуле академика А.П. Крылова [4,12]:

, (2.1)

где  - стоимость нагнетательной скважины, тг.;

-η - КПД насосного агрегата;

 - коэффициент приемистости нагнетательной скважины, м³/(сут×МПа);

 - время работы нагнетательной скважины, год;

 - энергетические затраты на нагнетание 1 м³ воды при повышении давления на 1 МПа, кВт×ч/(м³×МПа) (=0,19);

 - стоимость 1кВт×ч электроэнергии, тг/(кВт×ч) ( 0,04);

 - гидростатическое давление воды в скважине глубиной , Мпа

, (2.2)

где  - среднее пластовое давление в зоне нагнетания воды, МПа;  - потери давления при движении воды от насоса до забоя, МПа.

Давление на забое нагнетательной скважины

 (2.3)

Величину  можно принять равной 1,5 МПа.

Рассчитываем необходимое количество закачиваемой воды  (в м³/сут)

, (2.4)

где  - объем добываемой из залежи нефти, приведенной к пластовым условиям, м³/сут;

 - объем свободного газа в пласте при  и , который добывается вместе с нефтью за сутки, м³/сут;

 - объем добываемой из залежи воды, м³/сут.

Объем нефти в пластовых условиях

, (2.5)

Объем свободного газа

, (2.6)

Объем воды

V_ВПЛ = 10³ х b_ВПЛ x p_В (2.7)

где , - соответственно количество дегазированной нефти и воды, добываемое из залежи за сутки, т/сут;

, - соответственно объемные коэффициенты нефти и воды при пластовых условиях;

 - газовый фактор, м³/м³;

 - средний коэффициент растворимости газа в нефти, м³/(м³×МПа).

Рассчитать основные показатели процесса закачки воды, если из залежи извлекается нефти = 3,4 т/сут; воды  = 6,1 т/сут газовый фактор = 11,01 м³/м³; среднее пластовое давление меньше давления насыщения = 2,575 МПа; пластовая температура Т_пл=297 К; объемный коэффициент нефти = 1,09; плотность дегазированной нефти = 881,7 кг/м³; объемный коэффициент пластовой воды = 1,01. Стоимость нагнетательной скважины Сс= 200000 долл.; коэффициент приемистости нагнетательной скважины = 33,6 м³/(сут×МПа); время работы нагнетательной скважины t = 12 лет; КПД насосного агрегата  = 0,6. Глубина скважины  = 390 м; плотность нагнетаемой воды  = 1118кг/м³. Коэффициент сверхсжимаемости газа принять:  = 0,87 (Приложение В).

Решение. По формуле (2.1) вычисляем оптимальное давление на устье нагнетательной скважины:

= 10,3580,205= =10,1523МПа.

При этом гидростатическое давление воды в скважине

=4,28 МПа.

Давление на забое нагнетательной скважины

= =12,9323 МПа.

Рассчитываем , и :

 = 4,2 ×10³м³/сут;

 = 996,61 м³/сут;

м³/сут;

По формуле (2.4) найдем суточный объем закачки воды

= 6242,544 м³/сут.

Таким образом, для заданных условий суточный объем закачки составляет 6242,544 м³ при давлении на устье нагнетательной скважины =10,1523 МПа.

Расчет числа нагнетательных скважин

Объем закачки воды в одну нагнетательную скважину

_вн = (). (2.8)

Тогда число нагнетательных скважин=  / q_вн. (2.9)

Для условий предыдущей задачи рассчитать число нагнетательных скважин, если коэффициент приемистости их одинаков.

Решение. Рассчитываем приемистость одной скважины:_вн = ×() = 348 м³/сут.

Число нагнетательных скважин n = 6242,544/348 = 18

2.3.3 Расчет с помощью компьютерных программ

Таблица 2.9 Исходные данные для расчета

Рисунок 2.21 Расчёт с помощью компьютерной программы Microsoft Excel.

3. Экономическая часть

.1 Технико-экономические показатели разработки месторождения Восточный Молдабек

Экономические показатели разработки нефтяного месторождения определяются в строгом соответствии с проектируемыми по вариантам уровнями технологических показателей.

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

Результатом экономической оценки является выявление наиболее рационального варианта разработки месторождения, отвечающего критерию достижения максимального экономического эффекта от возможного полного извлечения из пластов запасов нефти при соблюдении требований экологии, охраны недр и окружающей среды.

Эксплуатационные затраты

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

обслуживание добывающих и нагнетательных скважин;

энергетические затраты для механизированной добычи жидкости;

поддержание пластового давления;

сбор и транспорт нефти и газа;

технологическая подготовка нефти;

капитальный ремонт скважин;

амортизация скважин.

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

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

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

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

Выбор варианта, рекомендуемого к реализации

Конечной целью экономической оценки вариантов разработки является выбор наилучшего варианта, обеспечивающего целесообразность промышленного освоения проектируемого объекта и наибольшую эффективность нефтедобычи.

Алгоритм расчета экономических показателей

Эксплуатационные затраты

Текущие затраты (без амортизации на реновацию):

Обслуживание нефтяных скважин (включая общепроизводственные затраты):

Тоб_i = Тоб×Nд_i×С_i, (3.1)

где Тоб - затраты по обслуживанию действующего фонда нефтяных скважин, млн. тг/скважин год; Nд_{i -} действующий фонд нефтяных скважин в году i, скв., С_i - коэффициент инфляции.

Обслуживание нагнетательных скважин:

Тнаг_i = Тнаг ×Nнаг_i×С_i, (3.2)

где Тнаг - затраты по обслуживанию действующего фонда нагнетательных скважин млн. тг/скважин год; Nнаг_i - действующий фонд нагнетательных скважин в году i, скв., С_i - коэффициент инфляции.

Сбор и транспорт нефти и газа:

Тсбт_i = Тсбт× Qж_i× Сi,(3.3)

где Тсбт - затраты по сбору и транспорту нефти и газа, тыс. тг/т жид.; Qж_i - добыча жидкости из пласта в году i, тыс. т., С_i - коэффициент инфляции.

Технологическая подготовка нефти:

Ттп_i = Ттп× Qжп_i× С_i, (3.4)

где Ттп - затраты по технологической подготовке нефти, тыс. тг/т жидкости; Ожн_i - объем добытой жидкости, идущей на технологическую подготовку в году i, тыс. т., С_i - коэффициент инфляции.

Энергетические затраты на извлечение жидкости:

Тэни_i = Вмех× СкВт×ч× Qмех_i× С_i, (3.5)

где Вмех - удельный расход электроэнергии при добыче жидкости механическим способом, кВт × ч/т жид.; СкВт × ч - стоимость 1 кВт-часа электроэнергии, тыс. тг.; Qмех_i - добыча жидкости механическим способом в году i, тыс. т., С_i - коэффициент инфляции.

Энергетические затраты на закачку воды:

Тэнз_i = (Взак×СкВт× ч + Св)× Qзак_i× С_i,(3.6)

где Взак - удельный расход электроэнергии при закачке воды, кВт × ч/м³; Св - стоимость воды, тыс. тг/м³; Qзак_i - объем закачиваемой воды в году i, тыс. м³., С_i - коэффициент инфляции.

Всего эксплуатационных затрат на добычу нефти, млн. тг.:

Э_i = Ттек_i + Аоф_i (3.7)

Себестоимость добычи 1 т нефти, тыс. тг.:

Сн_i=Э_i/ Qн_i (3.8)

В настоящем разделе анализируются технико-экономические показатели вариантов разработки участка Молдабек Восточный и рассматривается экономическая эффективность применения метода поддержания пластового давления.

Оценка эффективности разработки определена с учетом реализации нефти на внутреннем и внешнем рынках. Выручка от реализации определялась с учетом 1процента потерь нефти.

Существует три базовых элемента или три группы исходных параметров, необходимых, как для определения экономических показателей, так и определения доходов государства Республики Казахстан и ТОО "Казахойл-Эмба".

характеристика добычи;

финансовые показатели;

эксплуатационные расходы.

Характеристика добычи

По I варианту предусмотрено бурение 17 новых и расконсервация 9 разведочных скважин. Фонд добывающих скважин - 28 ед. Максимальные среднегодовые дебиты по нефти на проектный период составляют 4,59 т/сут, по жидкости - 14,94 т/сут. Проектный уровень добычи нефти составляет 36,88 тыс. т, жидкости 119,95 тыс. т. За проектный срок разработки отбирается 77,64 тыс. т нефти и 244,72 тыс. т жидкости. В конце опытно-промышленной разработки нефтеотдача достигает 10,13%.

По II варианту предусмотрено бурение 17 новых, расконсервация 9 разведочных скважин, и перевод 3 скважин под закачку. Фонд добывающих скважин - 25, нагнетательных - 3 единицы. Максимальные среднегодовые дебиты по нефти за проектный период - 5,0 т/сут, по жидкости - 17,99 т/сут, приемистость нагнетательных скважин - 94,16 м³/сут. Проектный уровень добычи нефти составляет 37,42 тыс. т, жидкости - 137,55 тыс. т, закачка воды - 92,79 тыс. м³. За проектный срок разработки отбирается 82,4 тыс. т нефти и 306,26 тыс. т жидкости. Суммарный объем закачки воды составит 134,1 тыс. м³. Конечная нефтеотдача достигает 10,48%.

По III варианту предусмотрено бурение 14 добывающих и 3 нагнетательных, расконсервация 9 разведочных скважин, а также перевод одной скважины по закачку. Фонд добывающих скважин - 24, нагнетательных - 4 единицы. Максимальные среднегодовые дебиты по нефти за проектный период - 5,67 т/сут, по жидкости - 18,81 т/сут, приемистость нагнетательных скважин - 73,39 м³/сут. Проектный уровень добычи нефти составляет 38,26 тыс. т, жидкости - 130,94 тыс. т, закачка воды - 83,33 тыс. м³. За проектный срок разработки отбирается 84,98 тыс. т нефти и 274,19 тыс. т жидкости. Суммарный объем закачки воды составит 160,35 тыс. м³. Конечная нефтеотдача достигает 10,67%.

Финансовые показатели

Рассматриваются долговременные цены на продукты и стоимость транспортировки всех продуктов. Из остальных основных экономических показателей рассматриваются дата начала оценки, пределы экономической целесообразности, налоги, амортизация.

Общие административные расходы

В фиксированные расходы также включаются общие административные расходы, как обеспечение штата компании, договорные услуги, обучение персонала, так и расходы на содержание офиса, прочих объектов и т.п. Тем не менее, по мере падения добычи, происходит снижение затрат для поддержания финансовой эффективности. Переменные эксплуатационные расходы включают в себя расходы на химреагенты и другие расходные материалы, которые являются функцией от объема нефти, добытой на существующем оборудовании. Эксплуатационные расходы включают в себя расходы на обслуживание скважин, связанные с капитальным восстановительным ремонтом добывающих скважин.

Как и для существующего оборудования и объектов, эксплуатационные расходы на новое оборудование и объекты включают фиксированные и переменные расходы. В свою очередь фиксированные и переменные расходы подразделяются на расходы, относимые на оборудование по переработке нефти. Цель учета фиксированных и переменных расходов заключается в том, чтобы наиболее точно определить расходы, на момент, когда наступает истощение месторождения или когда оборудование начинает производить меньше, чем позволяют его производственные мощности. Переменные расходы относятся на расходы по эксплуатации, связанные непосредственно с фактической пропускной способностью. Также, хотелось бы заметить, что для случаев закачки воды, эксплуатационные расходы по составляющим, таким как приобретение воды, ее обработка, затраты на электроэнергию являются дополнительными для эксплуатационных расходов, которые приходятся на существующие расходы для оборудования. Развернутая форма технико-экономических нормативов расчета эксплуатационных затрат по месторождению Восточный Молдабек представлена в таблице 3.1.

Таблица 3.1 - Технико-экономические нормативы расчета эксплуатационных затрат

.2 Расчет экономической эффективности системы ППД

месторождение нефть пластовый давление

Эффективность применения методов поддержания пластового давления определяется за квартал, год или с начала разработки месторождения, и измеряется:

увеличением добычи нефти;

повышением производительности труда рабочих на промыслах;

снижением себестоимости добытой нефти;

экономией капитальных вложений.

Эффективность применения указанных методов оценивается путем сравнения показателей разработки нефтяного месторождения с поддержанием и без поддержания пластового давления.

При расчете эффективности используются следующие исходные данные.

фактическая добыча нефти при поддержании пластового давления;

возможная добыча нефти без поддержания пластового давления;

численность рабочих на промыслах;

добыча нефти на одного рабочего при поддержании пластового давления;

удельная численность промысловых рабочих на одну скважину;

фактические эксплуатационные затраты на добычу нефти;

фактическая себестоимость 1 т нефти;

капитальные вложения в промысловое хозяйство;

стоимость строительства одной скважины;

стоимость промыслового обустройства одной скважины;

стоимость капитальных вложений для поддержания пластового давления;

число отработанных скважино-месяцев;

средний коэффициент эксплуатации скважин;

стоимость разведки на одну эксплуатационную скважину.

Среднесуточная добыча нефти без поддержания пластового давления и темп ее снижения определяются при помощи гидродинамических методов расчета или по кривым падения добычи нефти.

Прежде чем определить уровень производительности труда рабочих на промысле, необходимо из общей численности рабочих исключить то число их, которое занято в конторе (цехе) поддержания пластового давления, а также на транспорте, хранении и деэмульсации нефти, добытой за счет поддержания давления.

Производительность труда без поддержания пластового давления определится делением годовой добычи нефти без поддержания давления на соответствующую этой добыче численность рабочих.

Путем сопоставления найденной производительности одного рабочего в год без поддержания давления с фактической производительностью его при поддержании давления находят процент повышения производительности труда.

Кроме того, в результате поддержании пластового давления сократится потребность в рабочей силе, так как при этом уменьшится необходимый фонд эксплуатационных скважин. Число рабочих, на которое уменьшится потребность в рабочей силе, определяется путем умножения удельной численности промысловых рабочих на одну скважину без поддержания давления на число дополнительных скважин, необходимых для получения прироста добычи нефти, равного количеству ее, полученному за счет поддержания пластового давления.

Для определения себестоимости добычи нефти без поддержания пластового давления надо предварительно определить эксплуатационные затраты без поддержания давления, которые вычисляются как разность между общими эксплуатационными затратами и затратами, связанными с поддержанием пластового давления. Путем деления эксплуатационных затрат без поддержания пластового давления на рассчитанную годовую добычу находят себестоимость 1т нефти без поддержания давления.

Фактическая себестоимость 1т нефти с поддержанием давления известна. По разности находят экономию от снижения себестоимости 1т нефти, а путем умножения полученной разницы на общую годовую добычу определяют общую экономию эксплуатационных затрат.

Для расчета экономии капитальных вложений находят средний дебит на скважино-месяц путем деления годовой добычи нефти без поддержания пластового давления на количество отработанных скважино-месяцев. Делением дополнительно полученной за год нефти за счет поддержания давления на средний дебит за скважино-месяц и на средний коэффициент эксплуатации определяют число скважин, которое необходимо было бы пробурить для получения дополнительной добычи нефти без поддержания пластового давления.

Далее находят дополнительные капитальные вложения в разведку, бурение и обустройство этих скважин путем умножения стоимости этих вложений на одну скважину на найденное по расчету число скважин.

Сумма капитальных вложений в промысловое хозяйство и указанных дополнительных капитальных вложений определит общий объем капитальных вложений без поддержания давления.

По разности между этим общим объемом капитальных вложений и капитальными вложениями в промысловое хозяйство при поддержании давления находят экономию средств, полученную за счет поддержания пластового давления.

.        Увеличение добычи нефти. Фактическая добыча нефти при поддержании пластового давления составляет 380434 т в год.

Возможную добычу нефти без поддержания пластового давления находят по графику (рисунок3.10). Кривая 1 характеризует изменение добычи нефти с поддержанием пластового давления, а кривая 2- темп падения добычи нефти без поддержания пластового давления (строится по фактической добыче за время, предшествующее поддержанию давления, или при помощи корреляционной таблицы по среднему коэффициенту падения добычи).

Заштрихованная площадь выражает прирост добычи нефти за все время эффективности процесса поддержания давления.

Рисунок 3.1 График для определения эффективности методов поддержания пластового давления.

Добыча нефти: 1- с поддержанием пластового давления, 2- теоретическая кривая без поддержания пластового давления.

Для определения общего прироста добычи нефти пользуются планиметром. Замеренная заштрихованная область АВС равна 1500 мм², что в принятых масштабах Q и t соответствует 1500 тыс. т за весь период или 1500×10³×12/50=360×10³ т/год, где 50 мес. - общая продолжительность эффекта. Следовательно, годовой эффект составит 360×10³×100/ 380434=94,63% фактической добычи нефти.

.        Повышение производительности труда рабочих. Допустим, численность рабочих на промыслах составляет 320 человек, в том числе занято на транспорте, хранении и деэмульсации нефти 50 чел.

Добыча нефти, приходящаяся на одного рабочего при разработке с поддержанием пластового давления: 380434/320=1189 т.

Удельная численность промысловых рабочих на одну скважину без цеха поддержания пластового давления (ППД) 3 чел.

Для определения производительности труда необходимо найти численность рабочих при работе без поддержания пластового давления. Для этого следует из общей численности рабочих исключить то число их, которое занято транспортом, хранением и деэмульсацией нефти, дополнительно полученной за счет поддержания давления. В данном случае следует исключить 50 чел×0,95=48 чел.

Следовательно, численность рабочих при разработке месторождения без поддержания пластового давления составит: 320-48=272 чел., а производительность труда=75,125 т на 1 чел. в год.

Таким образом, производительность труда при поддержании пластового давления будет выше на=94,3%.

Кроме того, в результате поддержания пластового давления будет сокращена численность рабочих в размере, необходимом для обслуживания дополнительно пробуренных скважин, которые потребовались бы для получения такого же прироста добычи нефти без поддержания пластового давления: 3 чел×111=333 чел.

3.      Снижение себестоимости добычи нефти. Фактические эксплуатационные затраты на добычу нефти составляют 26835980тг. в год, в том числе:

а) на закачку воды в пласт402543,4 тг.

б) на транспорт, хранение и деэмульсацию всей нефти 1423475тг.

Зададимся продолжительностью эффекта Т_э=1 год, в течение которого скважина работает со стабильным повышенным дебитом q₂=2,8 тонн/сутки. Дебит скважины до внедрения составляет q₁=1,1 тонн/сутки. Коэффициент эксплуатации скважины составляет К_э=0,95.

Количество нефти, полученной за один год, после использования системы ППД для одной скважины определим по формуле:

₂ = q₂×Т_э×К_э (3.9)₂ = 2,8×365×0,95 =970,9 тонн/год

Дебит за то же время без использования системы ППД составил бы:₁ = 1,1×365×0,95 = 381,425 тонн/год

Определим общий прирост добычи нефти, полученной в результате обработки по формуле:

ΔQ = Q₂ - Q₁(3.10)

ΔQ= 970,9 - 381,425 = 589,475тонн/год.

Фактическая себестоимость 1т нефти с поддержанием пластового давления:

С₁ = З_г / Q₁ (3.11)

С₁=26835980/970,9 =27640,313тг.

Для определения эксплуатационных затрат на добычу нефти без поддержания пластового давления надо исключить из фактических эксплуатационных затрат те затраты, которые связаны с закачкой воды, а также затраты по транспортировке, хранению и деэмульсации нефти в той доле, которая связана с поддержанием пластового давления, т.е.:

×0,9463=1347034 тг.

Таким образом, на добычу без поддержания пластового давления относятся затраты:

-(402543,4+1347034)=25086403 тг.

Поэтому себестоимость добычи 1т нефти без поддержания пластового давления будет:

/381,425 =65770 тг.

Экономия от снижения себестоимости 1т нефти составит:

- 27640,313=38129,687тг.

Общая экономия эксплуатационных затрат на всю добычу будет:

,687×970,9= 37020113,1 тг.

Таблица 3.2 - Годовые эксплуатационные затраты после использования системы ППД

Таблица 3.3 - Годовые эксплуатационные затраты до использования системы ППД

Результаты по расчетам экономической эффективности системы ППД для месторождения Восточный Молдабек представлены в таблице 3.4

Таблица 3.4 - Показатели экономической эффективности от внедрения системы ППД

Ожидаемый экономический эффект от использования системы ППД можно вычислить по следующей формуле:

Э=Е_н×(С₁-С₂) ×Q (3.12)

Э=0,15×(65770-27640,313) ×1,7=1845022,787 тг,

где Е_н- нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений (Е_н=0,15), Q- количество дополнительно добываемой нефти в год.

Из расчетов видно, что годовой экономический при проведении мероприятия на одну скважину составляет 1845022,787тг.

. Безопасность и охрана труда

.1 Опасные и вредные факторы

Факторы производственной опасности и профессиональной вредности на нефтегазодобывающих промышленных объектах это: неблагоприятное метеорологическое условие (ветер, пыль, туман), вредные вещества, шум, вибрации, взрывоопасные вещества и так далее.

Климат района на месторождения Восточный Молдабек, резко континентальный, где лето жаркое и сухое с песчаными бурями, температура воздуха достигает плюс 45°-50° С, а зима снежная с сильными ветрами, нередко буранами, температура воздуха зимой понижается до минус 30°-35° С. Атмосферных осадков выпадает мало.

Углерод и водород являются основными элементами нефти. Опасность и вредность нефти зависит от количества тяжёлых и лёгких углеводородных фракций. Попутный газ содержит 82,6% метана; 2,04% этана; 1,96% пропана; 0,4% бутана; 0,1% углекислоты, азота и другие инертные газы. Метан, этан, пропан, бутан относятся к числу неядовитых. Вдыхание их в небольшом количестве не оказывает заметного действия на организм человека. При содержании их в воздухе около 10%, человек испытывает недостаток кислорода, а при большом содержании может наступить удушение.

Анализ возможных аварийных ситуаций

Добыча нефти и газа относятся к экологически опасным видам хозяйственной деятельности, сопряжена с высоким риском для населения и персонала в результате возникновения аварийных ситуаций.

С учетом вероятности возникновения аварийных ситуаций одним из эффективных методов минимизации ущерба от потенциальных аварий является готовность к ним. Наиболее вероятными аварийными ситуациями, могущими возникнуть при разработке месторождения Восточный Молдабек и существенным образом повлиять на сложившуюся экологическую ситуацию, являются:

неуправляемые нефтегазопроявления;

аварии технологического оборудования.

Физические воздействия

Вибрация

Вибрация это колебания твердых тел или образующих их частиц. Вибрация, также как, и шум приводит к снижению работоспособности, нарушает деятельность центральной и вегетативной нервной системы, приводит к заболеваниям нервной и сердечно-сосудистой системы. Вибрация отличается от звука тем, что воспринимаются различными органами и частями тела. При низкочастотных колебаниях, вибрации воспринимаются отолитовым и вестибулярным аппаратами человека, нервными окончаниями кожного покрова, а вибрации высоких частот воспринимаются подобно ультразвуковым колебаниям, вызывая тепловое ощущение.

Вибрации возникают, главным образом, вследствие вращательного или поступательного движения неуравновешенных масс двигателя и механических систем машин.

Акустическое воздействие

Технологические процессы являются источником сильного шумового воздействия на здоровье людей, непосредственно участвующих в технологических процессах. Интенсивность внешнего шума зависит от типа оборудования, его рабочего органа, вида привода, режима работы и расстояния от места работы. Сильный внешний шум создается при работе компрессоров, насосов, транспорта и другой техники.

Электромагнитное воздействие

Нерегулируемый постоянное увеличение числа источников электромагнитных излучений (ЭМИ), увеличение их мощности приводят к тому, что возникает электромагнитное загрязнение окружающей среды. Высоковольтные линии электропередач, трансформаторные станции, электрические двигатели, персональные компьютеры (ПК), широко используемые в производстве - все это источники электромагнитных излучений. Беспокойство за здоровье, предупреждение жалоб должно стимулировать проведение мероприятий по электромагнитной безопасности. В этой связи определяются наиболее важные задачи по профилактике:

заболеваний глаз, в том числе хронических;

изменения в опорно-двигательном аппарате;

кожно-резорбтивных проявлений;

стрессовых состояний;

изменений мотивации поведения;

неблагополучных исходов беременности;

эндокринных нарушений и т.д.

Электромагнитное излучение при эксплуатации может быть связано с воздействием воздушных линий электропередач, работой систем связи и функционированием трансформаторных подстанций и генераторов.

Санитарными нормами проектирования промышленных предприятий регламентируется норма температуры, влажности, скорости движения воздуха в производственных помещениях, плюс 16°¸22° С. в холодный и переходной период года плюс 18°¸25° С. в тёплый период года. Влажность воздуха при этом составляет 30¸60%, скорость его движения 0,2¸0,7 м/с.

Предельно взрывоопасные допустимые концентрации углеводородов занесены в таблицы 4.1, 4.2. В отношении пожарной безопасности цех ППД относится к категориям производства «Б» III степени (огнеопасности) огнестойкости.

Причинами возникновения пожара могут быть открытый огонь, сильный нагрев, искры от электрооборудования, ударов, трения, разрядов статического и атмосферного электричества.

Таблица 4.1 - Предельно взрывоопасные допустимые концентрации веществ в воздухе рабочей зоны

Таблица 4.2 - Пределы взрываемости некоторых газо-воздушных смесей

В целях пожарной профилактики между отдельными объектами предусмотрены противопожарные размеры. Например: от устья скважины до ГУ, котельных, нефтесборных резервуаров, насосных станций расстояние 40 м., до компрессорных 60 м., до товарных резервуаров свечей для сжигания газа 120 м., до жилых и общественных зданий 500 м.

Высокий уровень электрификаций нефтяных промыслов и тяжёлые условия эксплуатации электрооборудования (сырость, переменные температуры наличие взрывоопасных и агрессивных веществ), требует основного внимания к обеспечению электробезопасности обслуживающего персонала. Особенностями действия электрического тока на человека являются отсутствие явных признаков опасности, неожиданность, внезапность поражения, большая вероятность смертельного исхода.

С развитием техники увеличивается уровень шума и вибрации. В производственных условиях шум колебанием твёрдых, жидких и газообразных тел. Вибрация возникает от неравномерности движущихся частей оборудования, от пульсирующих потоков жидкостей и газов в трубопроводах.

Санитарно-гигиенические мероприятия

Неблагоприятные воздействия метеорологических факторов устраняется или уменьшается осуществлением различных технических и гигиенических мероприятий.

Для рабочих в НГДУ предусмотрены санитарно-бытовые помещения: гардеробные, душевные, столовые, медицинские пункты, помещения для обогрева и отдыха рабочих. При работе ночной смены предусматриваются проекторные освещения.

Все работы выполняются в специальной хлопчатобумажной одежде и обуви (брезентовые сапоги или ботинки), также предусматривается надевать защитные очки и противопылевые респираторы.

.2 Мероприятия по обеспечению безопасности и охране труда

При разработке и выборе технологической схемы разработки месторождения Восточный Молдабек учитывались международные нормы безопасности и нормы безопасности Республики Казахстан, в том числе: «Единые правила разработки нефтяных и газовых месторождений», Алматы. 1996 г.; «Инструкция по безопасности работ при разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений, содержащий сероводород»; «Правила промышленной безопасности при закачке углеводородных газов, в т.ч. содержащих сероводород, в продуктивные пласты нефтегазоконденсатных месторождений Республики Казахстан. Астана, 2002 г.», одобренные и согласованные с Агентством по чрезвычайным ситуациям Республики Казахстан.

План безопасного ведения работ

Основой безопасного ведения работ на объектах месторождения Прорвы является: выявление возможных вариантов аварийных ситуаций; разработка мероприятий по обеспечению безопасности и предотвращению возможных аварийных ситуаций; разработка мероприятий по устранению аварийных ситуаций.

Чрезвычайная ситуация

Техногенная чрезвычайная ситуация - состояние, при котором в результате возникновения источника техногенной чрезвычайной ситуации на объекте определенной территории нарушаются нормальные условия жизни и деятельности людей, возникает угроза их жизни и здоровью, наносится ущерб имуществу населения, хозяйствующему субъекту и окружающей среде. Обеспечение безопасности при разработке месторождения, эксплуатации объектов бурения, обустройство сбора и транспорта сырья и продукции является задачей не только предотвращения отравления выбросами вредных веществ населения близлежащих населенных пунктов и персонала, снижения до минимума вредного воздействия выбросов на окружающую природную среду региона в целом, но и минимизации экономических потерь, связанных с ликвидацией последствий чрезвычайной ситуации.

Мероприятия по снижению рисков возникновения возможных чрезвычайных ситуаций

Ввиду того, что основные технологические процессы по добыче, сбору, транспорту, подготовке нефти и газа, обратной закачке газа на месторождении Прорва герметизированы и в рабочем режиме не представляют угрозы для загрязнения среды, основными мероприятиями по снижению рисков и предотвращению возможных чрезвычайных ситуаций являются: сохранение герметичности этих систем; соблюдение правил техники безопасности и охраны труда; автоматизация технологических процессов; обеспечение системы аварийного останова; автоматизация системы пожаротушения; наличие автоматической пожарной сигнализации и системы сигнализации об опасных концентрациях газов и т.д.

Электрические риски

Для снижения риска возгорания и взрыва опасных смесей газов, будет осуществляться техническое обслуживание электрооборудовании, в соответствии с ППР (планово предупредительные работы).

Электрооборудование, расположенное на участках сооружения, определяемых как опасные зоны, предусматривается во взрывозащищенном исполнении.

Эксплуатация электрических систем будет производиться квалифицированным персоналом, имеющим допуск к работе с высоким напряжением. Технический персонал, ведущий обслуживание электроустановок, будет обеспечен соответствующим диэлектрическим инструментом и средствами индивидуальной защиты в диэлектрическом исполнении с двойной изоляцией и кабелями с размыкателями цепи на землю.

Решения по технике безопасности и охраны труда

Основными мероприятиями, направленными на предотвращение выделений вредных, взрывопожароопасных веществ и обеспечение безопасных условий труда являются обеспечение прочности и герметичности технологических аппаратов и трубопроводов, высокий уровень автоматизации производственных процессов и дистанционный контроль, наличие и постоянное функционирование систем оперативного обнаружения газовыделений, размещение вредных и взрывопожарных производств в отдельных помещениях и на открытых площадках, вентиляция производственных помещений, применение оборудования, трубопроводов и приборов в коррозионно-стойком исполнении. Факельная система и факел находятся в постоянной готовности для сжигания аварийных выбросов.

Аппараты и оборудование, работающее под давлением, будут обеспечены предохранительными клапанами, запорной арматурой, средствами автоматического контроля, измерения и регулирования технологических параметров.

Для снижения шума и вибрации от технологического оборудования предусмотрены следующие мероприятия: шумящие и вибрирующие механизмы заключены в кожухи, установлены гибкие связи, упругие прокладки и пружины. Тяжелое вибрирующее оборудование будет установлено на самостоятельные фундаменты. В производстве применены вибробезопасные и малошумящие машины, дистанционное управление, сокращено время пребывания в условиях вибрации и шума. На рабочих местах в компрессорных с целью осмотра отдельных узлов используются средства индивидуальной защиты.

5. Охрана окружающей среды

.1 Охрана атмосферного воздуха

.1.1 Химическое загрязнение атмосферы

Источниками воздействия месторождения на атмосферный воздух является технологическое оборудование, установки, системы и сооружения основного и вспомогательных производств, необходимые для добычи, сбора, переработки и транспорта продукции и углеводородного сырья.

Организованными источниками выбросов являются дымовые трубы установок и печей, факельные системы групповых замерных установок, вентиляционные трубы промышленных помещений.

К неорганизованным относятся источники, выброс загрязняющих веществ от которых происходит через неплотности сальников, фланцевых соединений, контрольной и запорно-регулирующей арматуры, неплотности арматуры, неплотности в оборудовании и установках, открытые поверхности твердых, жидких и газообразных сред.

Основными загрязняющими веществами являются: оксиды углерода и углеводороды, доля которых составляет 91% от общего количества валовых выбросов.

Обоснование данных о выбросах загрязняющих веществ в атмосферу от источников выделения выполнено с учетом действующих методик и паспортов действующего оборудования, расходов сырья и материалов.

По степени воздействия на организм человека, выбрасываемые вещества подразделяются, в соответствии с санитарными нормами, на 4 класса опасности. От объектов месторождения выбросы веществ 1 класса опасности отсутствуют, из веществ 2 класса опасности в атмосферу выбрасываются: диоксиды азота- 0,150т., акролеин -0,006т. Всего веществ 2 класса опасности выбрасывается 0,156 тонны. Из веществ 3 класса опасности выбрасываются оксиды азота в количестве 0,546 т., сернистый ангидрид 0,05 т. Всего веществ 3 класса опасности выбрасывается 0,596 тонны.

На газообразные примеси приходится 99% выбросов, на твердые-1%.

В газообразных - основная доля - 78% приходится на выбросы углеводородов,13% - на выбросы оксида углерода.

Объем наиболее токсичных примесей: диоксида азота и акролеина (2 класс опасности) составит 1,7%.

Полный перечень загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу объектами месторождения, приводится в таблице 5.1. В таблице приводятся предельно-допустимые концентрации (ПДК), количество выбрасываемых веществ (М) т/г; категории опасности веществ (КОВ).

Таблица 5.1 - Перечень загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу

По характеру воздействия на атмосферу источники характеризуются прямым воздействием. Поступление загрязняющих веществ в основном происходит непрерывно, в течение года.

5.1.2 Мероприятия по защите атмосферы от загрязнения

Добыча углеводородного сырья обуславливает постоянное пополнение воздушной среды новыми объемами загрязняющих веществ.

Для сведения к минимуму отрицательного действия, сопровождающее промышленное производство энергетического и химического сырья, необходимы способы борьбы для уменьшения его потерь.

В технологии добычи ими будут:

герметизация напорной системы сбора нефти;

контроль швов сварных соединений трубопроводов в соответствии со СНИП Ш-42-80. Испытание аппаратуры и коммуникаций на герметичность и прочность перед пуском;

подавление наружной (изоляционное покрытие) и внутренней коррозии;

применение в технологической схеме серийно выпускаемого автоматизированного блочного оборудования (ГЗУ "Спутник", БР-5), соответствующего современным показателям технического уровня.

К мероприятиям, непосредственно направленным на сокращение выбросов загрязняющих веществ, относятся:

"буферный" режим эксплуатации приема жидкости, отстоя нефти, отстоя воды за счет применения систем автоматического регулирования уровня жидкости в резервуарах и разделе фаз (нефть-вода), который позволяет снизить валовые выбросы паров углеводородов из резервуаров в 5 раз;

снижение концентрации пароуглеводородов за счет применения на резервуарах непромерзающих дыхательных клапанов, позволяющих удерживать избыточное давление в пределах колебания давления газовой подушки 0-19,6 ГПА.

Указанные выше меры по снижению вредного воздействия нефтедобывающего объекта оказываются достаточными, по расчетным показателям загрязнения воздушного бассейна при нормальном режиме работ, так как обеспечивают санитарные требования к качеству воздуха.

5.2 Охрана водных ресурсов

При разработке нефтяного месторождения вместе с нефтью извлекается пластовая вода. Характеристика пластовых вод альб-сеноманских, апт-неокомских, неокомских, среднеюрских, нижнеюрских отложений месторождения. Рассматриваемые воды однотипны по своему составу. Все они соленые, жесткие, III класса по классификации Пальмера. По классификации Сулина хлоркальциевого типа, хлоридной группы, натриевой подгруппы.

На месторождении Молдабек Восточный залежи нефти и газа связаны с юрскими и меловыми водоносными горизонтами, создающими гидродинамический подпор залежам нефти и газа.

Подземные воды триаса, юры и мела по гидрогеохимическим показателям имеют благоприятную обстановку для сохранения углеводородных скоплений. Условия сохранения значительно улучшаются вниз по разрезу и наиболее благоприятны в триасовом комплексе.

Подземные воды юрского и мелового комплексов, связанные с залежами нефти и газа, находятся в зоне относительно затрудненного естественного водообмена и хорошо экранированы.

В пределах рассматриваемой территории подземные воды юрских отложений имеют широкое распространение. Наиболее полные гидрогеологические работы были проведены на участке месторождения Молдабек Восточный.

Водоносный комплекс юрских отложений сложен переслаиванием глинистых средне- и мелкозернистых песчаников и песков, глин, алевролитов, иногда встречаются пропластки мергелей. В гидрогеологическом разрезе среднеюрской толщи выделяется семь водоносных горизонтов, имеющих гидродинамическую взаимосвязь с залежами нефти.

Подземные воды комплексов повсеместно хлоркальциевого типа, хлоридно-натриевого состава. Минерализация вод в целом увеличивается вниз по разрезу, изменяясь от 158,0 до 222,4 г/дм³.

Содержание микроэлементов: йода, брома, бора, лития, рубидия, цезия в водах триасовых горизонтов месторождения ниже кондиционных. Водоносные горизонты на всей остальной части площади месторождения характеризуются низким содержанием стронция. В этом плане локализованная зона повышенной концентрации стронция не представляет промышленного интереса.

Воды от умеренно жесткого до жесткого, общая жесткость - 3,79-180,91 мг-экв/л. Реакция среды от слабокислой до слабощелочной, рН составляет от 4,80 до 7,25.

Юрско-меловые водоносные горизонты содержат микрокомпоненты в непромышленных концентрациях. Содержание йода выше кондиционного от 13,3 мг/дм³ до 24,5 мг/дм³ отмечено на месторождении в районе скважин 5, 6, 7 и 18. В целом по месторождению среднее значение микрокомпонентов ниже кондиционных значений, что исключает их из состава промышленных.

Месторождение Молдабек Восточный располагается в пределах так называемой Южно-Эмбинской провинции минеральных бальнеологически активных вод. Воды по бальнеологически активным компонентам относятся к бромным (брома более 25мг/дм³) и йода - бромным (йода более 3 мг/дм³, брома более 25 мг/дм³), но их резко восстановительные условия делают воды агрессивными по отношению к кислороду и непригодными в бальнеологическом отношении.

С технической стороны подземные воды продуктивных отложений являются агрессивными по отношению к металлам (Си, Zn, F и др.). Норма качества воды (по нормам и техусловиям HI 14-54) по отношению к бетону, агрессивности воды-среды (выщелачивание, общекислотной, углекислой, сульфатной) для некоторых сооружений указывает на необходимость применения сульфатостойких пуццолановых портландцементов.

Полученные попутные воды мела, юры и триаса рекомендуется закачивать обратно в пласт.

Учитывая водонапорный режим залежи, предложенная система разработки предполагает использование естественного напора краевых вод, то есть воздействие напора подошвенной воды.

Сточные воды от охлаждения резервуаров в случае возникновения пожара, а также дождевые и талые воды самотеком отводятся в емкость или (колодец), из которой подвижными средствами подаются в резервуары-отстойники.

Для сбора загрязненных стоков при ремонте скважин используются инвентарные поддоны и предусматривается система производственной канализации.

Для снижения степени загрязнения сточных вод предлагаем предусмотреть строительство локальных очистных сооружений по очистке нефтесодержащих промышленных стоков.

Водопотребление

В инфраструктуру месторождения входят административный блок и блок пожарной безопасности, расположенные на площадке центральной установки подготовки нефти. Водоснабжение центральной установки подготовки нефти обеспечивается подземной водой из водозаборных скважин.

На ЦУПн предусмотрено получение воды питьевого качества посредством электродиализной опреснительной установки и ультрафиолетового обеззараживания подземной воды из водозаборных скважин. Для хозяйственно-бытовых нужд вахтового поселка используется привозная вода, соответствующая ГОСТ 2874-82 «вода питьевая». Система водоснабжения состоит из резервуара питьевой воды, водопроводной насосной станции и сети трубопроводов.

Водоотведение

В результате хозяйственной деятельности на месторождении Молдабек Восточный формируются следующие виды сточных вод:

• хозяйственно-бытовые стоки вахтового поселка и из операторной от санитарных приборов ЦУПн;

• технические воды, формирующиеся в процессе подготовки нефти;

• технические воды при использовании систем ППД.

На площадке вахтового поселка запроектирована система хозбытовой канализации и производственная канализация.

Объекты водоотведения вахтового поселка: жилые помещения; общежития; столовая; хозблок с прачечной; офис; производственно-технический участок.

Вахтовый поселок

На площадке вахтового поселка предусмотрена система хозбытовой канализации. Наружная самотечная канализационная система осуществляет сбор стоков из зданий и сооружений с отводом в приемный колодец КНС. Из насосной станции по напорной линии диаметром 80 мм сточные воды поступают в напорные песколовки и далее - в блок установки очистки сточных вод. Конечным приемником очищенных хозбытовых стоков является блок установки очистки сточных вод.

Так как на месторождении требуется в большом количестве вода для поддержания пластового давления, все технические, хозяйственно - бытовые и другие воды очищают и используют повторно.

На месторождении хозяйственно-бытовые стоки отводятся на местные локальные очистные сооружения - септики. Вывоз стоков из септиков на очистные сооружения, расположенные в вахтовом поселке, осуществляется спецтранспортом. Конечным приемником хозяйственно-бытовых сточных вод является пруд - испаритель, расположенный в вахтовом поселке

Технические воды на месторождении представлены пластовыми водами и рассолом со станции водоподготовки, который используется для ППД.

Рекомендации по охране подземных вод при разработке месторождения.

Под охраной подземных вод понимается система мер, направленных на предотвращение и устранение последствий загрязнения, засорения и истощения вод, а также на сохранение и улучшение их качественного и количественного состояния.

Основными требованиями к обеспечению защиты подземных вод от загрязнения при опытно-промышленной эксплуатации газового месторождения является разработка и выполнение мероприятий, направленных на их защиту:

изоляция верхних водоносных горизонтов скважин;

устранение межпластовых перетоков глубинных флюидов вдоль ствола скважины;

устройство защитной гидроизоляции и притесненных или пластовых дренажей;

тщательное выполнение работ по строительству водонесущих инженерных сетей;

создание противофильтрационных экранов и завес;

организация регулярных режимных наблюдений за уровнями и качеством подземных вод на участках существующего и потенциального загрязнения подземных вод (поля фильтрации, накопители, складирование отходов и т.п.).

проведение мониторинга и контроля за качеством и использованием водных ресурсов;

контроль и своевременное проведение профилактических работ на очистных сооружениях;

контроль использования воды на объектах.

Мероприятия по охране и рациональному использованию водных ресурсов

Для охраны водных ресурсов и прилегающих территорий от негативного воздействия объектов производства необходимо выполнение следующих мероприятий:

обеспечение учета воды и контроль за ее использованием с применением водоизмерительной аппаратуры;

создание герметизированной системы сбора, очистки и утилизации всех промышленных стоков, включая пластовую воду, добытую попутно с нефтью;

на технологической площадке предусмотреть бордюры и дождеприемники;

повторное использование буровых сточных вод после осветления.

Применение перечисленных мероприятий неизбежно и вызывается необходимостью сохранения чистоты природной среды и водных ресурсов.

5.3 Охрана земельных ресурсов

Процесс эксплуатации месторождения связан с образованием следующих отходов: отходов бурения, нефтешлама, строительных отходов.

Сбор технологически отработанного нефтешлама на месторождении производится в специальные контейнеры и по мере заполнения вывозится в шламонакопитель. Отработанные буровые растворы используются повторно на следующих буровых.

По требованию областного управления экологии с 1997 года во всех НГДУ ОАО «Казахойл-Эмба» при бурении скважин буровые растворы готовятся на основе смазочной добавки СМАД (вместо нефти), которая является продуктом переработки нефти, нетоксична и пожаровзрывобезопасна.

Для обработки буровых растворов при проходке верхних водоносных горизонтов применяются нетоксичные реагенты КССБ, графит, гипс, Т-80, КМЦ, МК-1Т-66 (пеногаситель), Форалис на основе крахмала.

Разливы нефти при эксплуатации месторождения и авариях являются вторичными источниками загрязнения водного и воздушного бассейнов. Основным методом ликвидации разливов нефти является снятие загрязненного верхнего слоя почвы и отправка его в шламонакопитель.

Во избежание захламления территории строительными отходами рекомендуется организованное складирование с целью дальнейшей утилизации.

Мероприятия по охране земельных ресурсов

Мероприятия по предотвращению загрязнения окружающей природной среды промышленными отходами:

внедрение в технологическую схему специальной установки переработки нефтешлама, внедрить способы максимального извлечения нефти из нефтешлама, использования его в строительстве дорог.

организация складирования и утилизации строительных отходов.

Природоохранные мероприятия при строительстве и бурении скважин:

технологические площадки под буровым оборудованием цементируются, площадки под агрегатным блоком, приемной емкостью, насосным блоком, под блоком ГСМ покрываются цементно-глинистым составом, технологические площадки сооружаются с уклоном к периферии;

применение замкнутых систем циркуляции бурового раствора с его многократным использованием;

для сбора, осветления, регенерации бурового раствора предусмотреть специальные емкости;

в соответствии с РД 39-3-819-82 в технологическом процессе предусмотреть обязательную очистку бурового раствора на вибросите, пескоотделителе и илоотделителе;

сыпучие химреагенты затариваются в крафтмешки и хранятся под навесом для химреагентов;

жидкие химреагенты хранятся в цистернах на площадке ГСМ;

буровая установка монтируется с учетом розы ветров, рельефа местности для обеспечения течения жидкостей самотеком в технологические емкости;

в качестве противовыбросового оборудования при испытании продуктивного пласта будет смонтирован универсальный превентор ПУГ-230х350;

отработанные масла собираются в металлические емкости и вывозятся на промбазу для дальнейшей регенерации;

- принятая конструкция скважины должна позволять качественное разобщение пластов и не допускать гидроразрыва пород при бурении и ликвидации нефтегазопроявлений, то есть для изоляции верхних и нижних горизонтов должно быть предусмотрено направление. Эксплуатационная колонна цементируется цементом, дающим качественный камень типа ПТЦ-до-50;

- для доставки цементных растворов без загрязнения в зону установки должны применяться буферные емкости для смыва глинистой корки перед цементажом, разделительные пробки, не допускающие смешивания тампонажной и продавочной жидкостей;

- за эксплуатационной колонной в продуктивной зоне устанавливается центрирующие фонари, которые способствуют формированию равновесного цементного кольца, служат арматурой и не позволяют развитию трещин в цементном камне при перфорации колонны;

Для дальнейшей разработки месторождения должны быть предусмотрены следующие мероприятия;

·   при ремонтах скважин, аварийных ситуациях обеспечить локализацию и сбор разлитой нефти,

·   при проведении мероприятий по повышению производительности скважин путем обработки призабойной зоны должна быть обеспечена целостность колонны выше продуктивного горизонта,

·   в целях предотвращения разлива нефти в случае аварии, необходимо осуществить обвалование скважин, групповых и замерных установок, резервуаров,

Мероприятия по восстановлению почвенного покрова:

проведение технической рекультивации, заключающейся в снятии, в перемещении в места временного складирования, буртовании, консервации и сохранении плодородного слоя почвы с целью его возврата на прежнее место;

проведение биологической рекультивации нарушенных земель, предусматривающей возделывание трав.

Заключение

Перспективы нефтедобычи в мире в первой половине XXI века выглядят как обнадеживающие. Будет происходить увеличение потребления нефти в виду роста потребностей высокоразвитых стран в данном виде топлива и высокой энергоемкости развивающихся экономик мира; произойдет изменение транспортной инфраструктуры, по которой транспортируется нефть. Для обеспечения растущих потребностей экономики в нефти будет осуществляться разведка новых месторождений в труднодоступных районах, разработка и внедрение инновационных технологий добычи нефти не из месторождений, а из иных источников сырья.

Месторождение Восточный Молдабек введено в эксплуатацию в 1999 году, продукция которого характеризуется высоковязкой нефтью, основной способ подъема таких нефтей на поверхность - с помощью скважинных электровинтовых насосов. Следует отметить, что дебит относится к категории средних, поэтому использование других методов просто экономически невыгодно.

Особенностью разработки месторождения является использование системы ППД с закачкой воды, практически с начала эксплуатации месторождения.

Для оценки эффективности системы ППД был проведен анализ технико-экономических показателей разработки месторождения, выполнен расчет технологических показателей системы ППД для объекта Ю-IIи определена экономическая эффективность поддержания пластового давления в условиях месторождения Восточный Молдабек.

Выполненные расчеты показали, что применение системы ППД снижает себестоимость добываемой продукции на 38129,687тг., за счет дополнительного количества извлекаемой нефти, что позволяет получить годовой экономический эффект 1845022,787 тг.

Подводя общий итог работы, можно сделать вывод: истощение разведанных нефтяных месторождений в первой половине XXI века приведет к изменению географии нефтедобычи за счет геологоразведки и разработки месторождений в труднодоступных районах, с добычей нефти повышенной вязкости, что предопределяет изучение и совершенствования систем разработки таких месторождений и поиск более эффективных жидкостей заводнения.

Список использованной литературы

1    ТОО «Кайнармунайгаз», «Отчет по авторскому надзору за реализацией проекта пробной эксплуатацией месторождения Восточный Молдабек в Атырауской области», Алматы, 2011 г.

2       Геологический отчет по месторождению Восточный Молдабек, «Кайнармунайгаз» служба геологии и разработки нефтяных месторождений, Атырау, 2011 г.

         Проект разработки месторождения Восточный Молдабек, «Кайнармунайгаз» служба геологии и разработки нефтяных месторождений, Атырау, 2011 г.

         Пересчет запасов нефти и газа месторождения Восточный Молдабек Атырауской области РК, книга 2, ТЭО КИН, 2011 г.

5       Единые правила разработки нефтяных и газовых месторождений Республики Казахстан-Постановление Правительства Республики Казахстан от 18.06.1996г. приказ №745.

         Мищенко И.Т., «Скважинная добыча нефти». Москва, «Нефть и газ» 1979 г.

         Мищенко И.Т., «Расчеты в добыче нефти», Москва, Недра 1989 г.

         Юрчук А.М., «Расчёты в технологии и технике добыче нефти», М.: Недра, 1979 г.

         Желтов Ю.П., «Разработка нефтяных месторождений», М.: Недра, 1986 г.

         Лысенко В. Д., «Проектирование разработки нефтяных месторождений», М.: Недра, 1987 г.

         А.М Юрчук, А.З Истомин., «Расчеты в добыче нефти», Москва, Недра 1986

         Гиматудинов Ш.К., «Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений», М.: Альянс, 2005

         «Единые правила разработки нефтяных и газовых месторождений», Алматы. 1996 г.; «Инструкция по безопасности работ при разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений, содержащий сероводород»; «Правила промышленной безопасности при закачке углеводородных газов, в т.ч. содержащих сероводород, в продуктивные пласты нефтегазоконденсатных месторождений Республики Казахстан. Астана, 2002 г.»

         Статистический сборник «Охрана окружающей среды и устойчивое развитие Казахстана». Алматы 2005г.

Приложение А

Рисунок А.1 Геолого-литологический профиль меловых отложений

Приложение Б

Рисунок Б.1 Геолого-литологический профиль юрских отложений

Приложение В

Рисунок В.1 Геолого-физические характеристики продуктивных пластов

Приложение Г

Рисунок Г.1 Карта текущих отборов жидкости и закачка воды МIII горизонта