Анализ эффективности применения мун пластов на Мыхпайском месторождении
СОДЕРЖАНИЕ
ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ, УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ,
СИМВОЛОВ, ТЕРМИНОВ
РЕФЕРАТ
ВВЕДЕНИЕ
. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЫХПАЙСКОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ
.1 Геологическая изученность месторождения
.2 Геологическое строение месторождения
.3 Нефтегазоносность
.4 Гидрогеологическая характеристика
.5 Фильтрационно-емкостные свойства коллекторов
.6 Физико-химические свойства флюидов
.7 Состояние баланса запасов нефти
. АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ МЫХПАЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
.1 Анализ фонда скважин и его структура
.2 Анализ технологических показателей разработки
.3 Оценка эффективности выработки запасов
3. ПРИМЕНЕНИЕ МЕТОДОВ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ НА
МЫХПАЙСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ
.1 Краткая характеристика способов увеличения
нефтеотдачи
пластов на Мыхпайском месторождении
3.2 Сущность метода и механизм вытеснения ПГС
«Ритин»
.3 Технология проведения закачки реагента ПГС
«Ритин» на
Мыхпайском месторождении
. ПРОВЕДЕНИЕ ПРОМЫШЛЕННЫХ ИСПЫТАНИЙ И ОЦЕНКА
ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПГС «РИТИН» НА
ОЧАГЕ №303
.1 Выбор и обоснование опытного участка
.2 Порядок проведения закачки реагента в пласт
.3 Оборудование, применяемое для закачки реагента
в пласт
.4 Методика расчета объема водного раствора
«Ритин» для нагнетательной скважины на очаге №303
.5 Расчет объема водного раствора «Ритин» для закачки
в пласт
.6 Оценка технологической эффективности
.7 Расчет эффективности закачки ПГС «Ритин» по
аналитической методике В.Д. Лысенко
. ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ
ПОЛИМЕРНО-ГЕЛЕВОЙ СИСТЕМЫ «РИТИН»
.1 Технико-экономические показатели НГДУ«Нижневартовскнефтегаз»73
.2 Расчет экономического эффекта от проведения
закачки ПГС
«Ритин» на очаге №303 Мыхпайского месторождения
. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА
.1 Характеристика производственной среды
.2 Анализ опасных и вредных производственных
факторов
.3 Разработка мероприятий по обеспечению
безопасных и здоровых условий труда
.4 Охрана окружающей среды
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ, УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ, СИМВОЛОВ, ТЕРМИНОВ
) ВДС --- волокнисто-дисперсная система
) ВНК --- водонефтяной контакт
) ВНФ --- водонефтяной фактор
) ГДИ --- гидродинамические исследования скважин
5) ГКЗ --- государственный комитет по запасам
) КИН --- коэффициент конечного извлечения нефти
7) КНС --- кустовая насосная станция
8) НГДУ --- нефтегазодобывающее управление
) НИЗ --- начальные извлекаемые запасы
) ОАО --- открытое акционерное общество
) ПАА --- полиакриламид
) ПГС --- полимерно-гелевая система
) ПДС --- полимерно-дисперсная система
) ППД --- поддержание пластового давления
) ЭЦН --- электроцентробежный насос
) ШСНУ --- штанговая скважинная насосная установка
РЕФЕРАТ
АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ МУН ПЛАСТОВ НА МЫХПАЙСКОМ
МЕСТОРОЖДЕНИИ
Дипломный проект ___ стр., 17 рисунков, 28 формул, 19 таблиц,
23 источника.
Объектом исследования является Мыхпайское месторождение.
Предметом изучения и анализа является мероприятие по
внедрению новой технологии ПГС «Ритин».
Целью дипломного проекта является расчет, оценка
технологической и экономической эффективности от внедрения данной технологии.
Выбор и обоснование объектов для промышленных испытаний.
ВВЕДЕНИЕ
Мыхпайское месторождение нефти в административном отношении
расположено в пределах Нижневартовского района Ханты-Мансийского округа
Тюменской области, в 25 километрах от г. Нижневартовска, размещено между
длительно разрабатываемыми Мегионским (запад и юго-запад) и Самотлорским (север
и северо-восток) месторождениями. Карта расположения месторождения представлена
на рисунке 1.
Площадь месторождения представляет собой слабопересеченную
равнину, приуроченную к пойме и надпойменным террасам р. Оби. Абсолютные
отметки рельефа изменяются от +50 м до + 75 м. Пойменная часть занята
многочисленными неглубокими озерами, соединяющимися между собой небольшими
протоками. В период весенних паводков р. Обь и ее притоки выходят из берегов,
покрывая водой огромную территорию, куда входит изучаемая площадь. Территория
заселена и заболочена. Лес смешанный с преобладанием хвойных пород.
Климат района резко континентальный. Лето непродолжительное,
но теплое. Максимальная температура в июле месяце достигает +300С.
Зима суровая, с метелями и снегопадами, среднесуточная температура в январе -250С,
минимальная температура в декабре-январе - до -500С.
Продолжительность зимнего периода с ноября по апрель месяц. Среднегодовое
количество осадков достигает 400 мм.
В непосредственной близости расположены г.Мегион и
Нижневартовск, в последнем проживает 250 тыс. человек. Коренное население
района - русские, ханты, манси.
Основными отраслями хозяйства района являются нефтедобывающая
промышленность, геологоразведочные работы на нефть и газ, строительство
объектов нефтяной промышленности, лесозаготовки, рыболовство, охота.
В пределах месторождения имеются грунтовые дороги для
гусеничного транспорта, по которым в отдельные месяцы летнего и осеннего
периодов возможно движение автомобилей с повышенной проходимостью. Основным
видом транспорта в летнее время является - водный, зимой - колесно-гусеничный.
Асфальтовая дорога соединяет гг. Нижневартовск и Мегион.
В Нижневартовском районе открыты месторождения керамзитовых
глин, строительных и стекольных песков, песчано-гравийной смеси и глин. Изучена
и произведена оценка запасов пресных вод. Для хозяйственно-питьевого
водоснабжения нефтепромысловых объектов бурятся водозаборные скважины глубиной
270-300 м.
В мезозойских отложениях центральных районов
Западно-Сибирской низменности выделяются четыре водоносных комплекса:
в отложениях юрского возраста и трещиноватых пород
фундамента;
в отложениях неокомского возраста;
В опытной эксплуатации месторождение находится с 1973 г. В
1975 г. была составлена технологическая схема эксплуатации опытно-промышленного
участка Мыхпайского месторождения [4].
Промышленное освоение начато в 1977 г. на основании
технологической схемы разработки, составленной СибНИИНП для объектов АВ1-2, БВ8
и утвержденной 20.02.76 г. (Протокол ЦКР МНП № 422) [5].
В процессе разбуривания уточнялись геолого-физические
характеристики объектов, принимались проектные решения [6] - Протокол ЦКР МНП №
619 от 18.05.78 г. Проводился авторский надзор за выполнением проектных
решений. Для изучения нефтегазоносности нижележащих горизонтов БВ10 и
ЮВ1 в пределах Восточного поднятия месторождения было предложено бурить
скважины объектов АВ1-2 и БВ8 до вскрытия юрских отложений. Результаты бурения
показали наличие нефтяных залежей в горизонтах БВ10 и ЮВ1.
Рисунок 1- Обзорная карта
После 15 лет эксплуатации в 1988 г. был составлен проект
разработки [9] -Протокол ЦКР МНП № 1313 от 16.11.88 г. на основании
пересчитанных запасов нефти и газа [2,3].Согласно решению проекта
предусмотрено:
выделение 4-х эксплуатационных объектов (АВ1(3)+АВ2(1), БВ8,
БВ10, ЮВ1) с самостоятельными сетками добывающих и нагнетательных скважин;
обеспечение проектного фонда - 1254 скважины, в т.ч.
добывающих - 712, нагнетательных - 236, резервных - 306 с плотностью сетки
скважин - 16-31,2 га/скв;
применение системы заводнения площадной с переходом на
однорядную - для объектов АВ1(3)+АВ2(2) и БВ10; приконтурная и избирательная -
для объекта БВ8, избирательная - для объекта ЮВ1;
обеспечение максимального уровня добычи нефти - 4501 тыс.т
(темп отбора - 5%) в 1982 г., жидкости - 27241 тыс.т в 2002 г., закачки воды -
30000 тыс.м3 в 2001 г.;
достижение уровня добычи нефти в 1988 г. - 2030,9 тыс.т, 1990
г.-1692,9 тыс.т, в 1995 г.- 1522,9 тыс.т., 2000 г. - 1259,6 тыс.т;
вовлечение в разработку пласта АВ1(2)-«рябчик» как
возвратного объекта и опытно-промышленная эксплуатация залежей пласта БВ15-22.
В 1991 г. составлена дополнительная записка к проекту
разработки [10] в связи с выделением на площади месторождения участков
приоритетного природопользования (охранные зоны аэропорта и земли городской
черты г.Нижневартовска), в границах которых были рассчитаны технологические
показатели разработки Мыхпайского месторождения на период 1992-1995 гг. В
авторском надзоре за разработкой Мыхпайского месторождения [11,12] проведен
анализ выполнения проектных решений, на основании которых составлена программа
геолого-технических мероприятий по выполнению проекта разработки Мыхпайского
месторождения. В программе предусмотрен комплекс мероприятий по оптимизации
отборов жидкости, проведению интенсификации притоков, повышению нефтеотдачи,
развитию системы ППД.
1.
ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЫХПАЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
скважина нефтеотдача
пласт месторождение
1.1
Геологическая изученность месторождения
Геологоразведочные работы на месторождении проводились в три
этапа:
1) Поисковой разведки (1959-1968 гг.) до открытия залежи
нефти промышленного значения в горизонте БВ8;
2) Промышленной разведки (1968-1974 гг.) залежей в
пластах БВ10, БВ8, АВ1-2;
) Доразведки месторождения в процессе эксплуатации,
начавшейся с 1975 г.
Основные задачи этого периода были следующие: оконтуривание
выявленных залежей, уточнение геолого-промысловых данных, изучение
нефтеносности более глубоких горизонтов разреза - юрских и ачимовских
отложений; изучение глинистых коллекторов «рябчикового» типа горизонта АВ1. За
все периоды разведки по месторождению в целом пробурено 53 разведочных и 415
добывающих, нагнетательных и других скважин. С отбором керна пробурено 47
разведочных, 20 добывающих и 7 нагнетательных скважин.
Подсчёт запасов с утверждением их ГКЗ СССР производился по
месторождению трижды:
в 1965 г. утверждены балансовые запасы по категории С2 по
залежам пластов группы АВ в количестве 21720 тыс.т, БВ8 -19960 тыс.т
и ЮВ1-3960 тыс.т, суммарно- 45640 тыс.т (Протокол ГКЗ № 4739 от 01.12.65 г.);
в 1974 г. - по категориям С1 и С2 по
материалам 18 скважин по пластам АВ1(2), АВ1(3), АВ2(1), БВ8(1-2), БВ10(1),
БВ10(2), суммарно С1+С2 в количестве 287007 тыс.т. -
балансовые и 125288 тыс.т - извлекаемые (Протокол ГКЗ № 7249 от 30.10.74 г.)
[1];
- в 1986 г. балансовые запасы по сравнению с ранее
утверждёнными увеличились по категориям В+С1 на 138960 тыс.т
(122,6%), также подсчитаны забалансовые запасы по пластам АВ1(2), АВ1(3)+АВ2,
БВ8(0) и БВ10 на площади, расположенной в пределах аэропорта г. Нижневартовска
и его охранной зоны, в количестве 3938 тыс.т. по категории С1 и 168
тыс.т. по категории С2 (Протокол ГКЗ № 10185 от 20.05.87 г.) [2,3].
Разработка Мыхпайского месторождения осуществлялась тремя
НГДУ: НГДУ “Нижневартовснефтегаз”, НГДУ “Самотлорнефть”, НГДУ “Мегионнефть”.
Впоследствии НГДУ “Мегионнефть” вошло в состав ОАО
“Славнефть-Мегионнефтегаз” и Мегионская часть Мыхпайского месторождения
разрабатывалась самостоятельно.
.2 Геологическое строение месторождения
Геологическое строение Мыхпайского месторождения представляет
собой залегающую на древней коре выветривания палеозойского складчатого
фундамента мощную толщу осадочных пород (до 3000 м) мезокайнозойских отложений
платформенного чехла, стратиграфия которых описывается юрскими, меловыми,
палеогеновыми, четвертичными отложениями.
Продуктивные залежи относятся к горизонтам юрской ЮВ1 и
объединены в 3 основных эксплуатационных объекта: ЮВ1, БВ8, АВ1-2, основным из
которых является АВ1-2. Как показал анализ исходной геолого-геофизической
информации, эксплуатационные объекты имеют достаточно сложное геологическое
строение. На площади установлено две
пластовых сводовых залежи горизонта ЮВ1 - Центральная и
Западная. Центральная залежь горизонта ЮВ1 является основной в выработке
запасов, ее размеры 8,2 х 2,4 км. В среднем для Центральной залежи ВНК
проводится на отметках 2405-2410 м, а на северо-западе понижается до
2418-2424,3 м. Продуктивный пласт представлен переслаиванием песчаников
средне-мелкозернистых, алевролитов и глин, приуроченных, в основном, к верхней
и средней частям разреза, (Кпесч=0,77). Средняя эффективная толщина составляет
11,6 м, нефтенасыщенная -7,8 м. Горизонт ЮВ1 отличается разнообразием
литологических свойств, характерным для прибрежно-морских осадков, в
продуктивной толще которых, преимущественно, встречаются коллекторы I\/-\/ классов со средней
проницаемостью 41*10-3 мкм2.. Средневзвешенный по
мощности коэффициент нефтенасыщенности составляет 0,51. Средняя пористость по
лабораторным исследованиям керна составляет 14,9 %, по геофизическим -17,7%.
Горизонт БВ10 на Мыхпайской площади представлен чередованием
песчаников, алевролитов и глинистых разностей. Залежь по типу
пластово-сводовая. В структурном плане залежь горизонта представляет собой
сложную контрастную брахиантиклинальную складку, ориентированную в
северо-западном направлении и осложненную многочисленными куполами (вершинами)
с размерами 5,4 х 2,3 км в западной, и 2 х 1,8 км в центральной частях залежи с
амплитудой, соответственно, 46 и 17 м. Эффективная толщина пласта изменяется от
0 до 17 м. Средняя нефтенасыщенная толщина пласта составляет 7,8 м. В
северо-восточном направлении поднятия пласт полностью глинизируется. Высота
залежи около 30 м, водонефтяной контакт проводится на отметке 2206 м. Для
горизонта БВ10 характерно преобладание коллекторов IV-V классов с средней
проницаемостью 329*10-3мкм2. Средневзвешенное значение
коэффициента нефтенасыщенности составляет 0,54, пористости -20,4 % .
Горизонт БВ8 является одним из основных объектов разработки
на Мыхпайской площади и отмечается высокой потенциальной продуктивностью
пластов. В структурном плане его залегание конформно поведению баженовского
репера и характеризуется несколько меньшей амплитудной выразительностью, что
естественно для отложений осадочного чехла более позднего геологического
возраста. Залежи горизонта выявлены на Западном и Центральном куполовидных
поднятиях. Западная залежь - пластово-сводового типа, глубина залегания 2090 м.
В плане залежь представляет собой антиклинальную складку субмеридионального
простирания с размерами 6 х 1,7 км при амплитуде до 24 м. Эффективные толщины
изменяются от 8 до 15 м, нефтенасыщенные - от 1 до 12 м. ВНК принят на отметке
-2103-2105 м. Центральная залежь, также пластово-сводового типа, является
наибольшей по размерам и запасам, глубина залегания составляет 2070 м, высота
34 м. В структурном плане она представляет собой сильно изрезанную складку с
весьма контрастным рельефом, ориентированную в северо-западном направлении, с
размерами 9 х 5 км. Эффективные толщины изменяются от 11,8 до 27 м,
нефтенасыщенные толщины изменяются от 1 до 23,6 м; на 76 % залежь подстилается водой.
ВНК зафиксирован на отметке -2104 м. Средняя нефтенасыщенная толщина по
геолого-геофизическим разрезам скважин, вскрывшим горизонт БВ8, составляет 11,6
м. Коэффициент песчанистости в среднем по горизонту составляет 0,87,
коэффициент пористости по геолого-геофизическим данным - 22%, коэффициент
проницаемости -224*10-3 мкм2. Породы, слагающие горизонт,
представлены преимущественно массивным песчаником, мелкозернистым, плотным,
сцементированным карбонатным и глинистым цементом, с частичным переслаиванием
алевролитов и аргиллитов.
Горизонт АВ1-2 на Мыхпайской площади Самотлорского
месторождения представлен чередованием песчаников, алевролитов и глин. Породы
взаимно замещают друг друга на коротких расстояниях. На Мыхпайской площади по
литолого-коллекторской характеристике в горизонте АВ1-2 выделены продуктивные
пласты АВ1(1), АВ1(2), АВ1(3) и АВ2(1) .
Пласты АВ1(1) и АВ1(2) представлены сильно глинистыми
песчаниками и алевролитами "рябчиковой структуры". Пласт АВ1(1)
распространен не повсеместно и на большой площади замещен глинами. Пласт
АВ1(2), за исключением пяти небольших участков в западной части площади,
представлен коллекторами.
Залежь продуктивных пластов АВ1(3) и АВ2(1) -
пластово-сводовая. В структурном плане она представляет собой (по изогипсе
-1680 м) изометричную брахиантиклинальную складку северо-западного простирания
с размерами 22 х 10 км и амплитудой 34 м. Пласты АВ1(3) и АВ2(1) в большинстве
скважин можно дифференцировать глинистый прослой между АВ2(1) и АВ2(2) может
достигать 8 м, но есть участки, где пласты сливаются в единый песчаный объект.
Пласт АВ2(2) практически по всей площади является водоносным, только
в пределах Центрального поднятия по данным ГИС имеются локализованные участки,
интерпретирующиеся как нефтенасыщенные. Эффективные толщины горизонта АВ1(3)+
АВ2(1) варьируют в пределах 2,9 - 23 м и в среднем составляют 12,4 м.
Максимальные нефтенасыщенные толщины пачки приурочены к центральной части
залежи и изменяются в тех же пределах, что и эффективные. Эффективные толщины
пластов горизонта АВ1-2 по скважинам изменяются от 3,4 до 36,8 м,
нефтенасыщенные - 1,2 - 27,9 м. Таким образом, следует отметить, что отложения
продуктивных горизонтов, как правило, представляют собой сложно построенные в
геологическом отношении тела.
.3
Нефтегазоносность
Промышленная нефтеносность на месторождении установлена в
отложениях юрской - горизонт ЮВ1 (средняя глубина 2450 м) и меловой системы
БВ10 (2250 м), БВ8 (2125 м), АВ1-2 (1730 м) отложений. В среднем для
Центральной залежи ВНК проводится на отметках -2405-2410 м, а на северо-западе
понижается до -2418-2424,3 м. Запасы нефти оценены
по категории В+С1 в количестве 10055 тыс.т - балансовые, 3069
тыс.т - извлекаемые.
Горизонт БВ10 на Мыхпайской площади представлен чередованием
песчаников, алевролитов и глинистых разностей. При опробовании получены притоки
нефти, ВНК принят на отметке -2206 м. Запасы нефти западной части залежи
оценены по категории С2 в количестве 790 тыс.т - балансовые, 197 тыс.т -
извлекаемые, центральной части залежи по категории В+С1 в количестве 23740
тыс.т - балансовые, 9456 тыс.т - извлекаемые.
Горизонт БВ8 является одним из основных объектов разработки
на Мыхпайской площади и отмечается высокой потенциальной продуктивностью
пластов. Западная залежь - пластово-сводового типа, глубина залегания 2090 м. В
плане залежь представляет собой антиклинальную складку субмеридионального
простирания с размерами 6 х 1,7 км при амплитуде до 24 м. ВНК принят на отметке
-2103-2105 м. Центральная залежь, также пластово-сводового типа, является наибольшей
по размерам и запасам, глубина залегания составляет 2070 м, высота 34 м.
Средняя нефтенасыщенная толщина по геолого-геофизическим разрезам скважин,
вскрывшим горизонт БВ8, составляет 11,6 м. Запасы нефти горизонта оценены по
категории А+В+С1 в количестве 48718 тыс.т - балансовые, 26690 тыс.т -
извлекаемые, по категории С2 в количестве 5746 тыс.т - балансовые, 1142 тыс.т -
извлекаемые.
Горизонт АВ1-2 на Мыхпайской площади представлен чередованием
песчаников, алевролитов и глин. Породы взаимно замещают друг друга на коротких
расстояниях. Пласты группы АВ1-2 рассматриваются как единый объект разработки.
Среднестатистический ВНК в целом по горизонту принят на отметке -1672 м.
Эффективные толщины пластов горизонта АВ1-2 по скважинам изменяются от 3,4 до
36,8 м, нефтенасыщенные - 1,2 - 27,9 м. Запасы нефти пласта АВ1(2) оценены по
категории С1 в количестве 43370тыс.т - балансовые, 10938 тыс.т - извлекаемые,
пласта АВ1(3)+АВ2(1) по категории В+С1 в количестве 86780 тыс.т - балансовые,
30560 тыс.т - извлекаемые.
1.4 Гидрогеологическая характеристика
В разрезе месторождения выделяется пять регионально
выдержанных водонефтегазоносных комплексов [12]. Все комплексы насыщены
однообразными по составу водами хлоридно-кальциевого типа, минерализация
которых уменьшается вверх по разрезу от 35 г/л в юрских породах до 17-18 г/л в
отложениях сеномана. Юрский комплекс включает кору выветривания и
песчано-глинистые породы тюменской свиты толщиной 200-250 м. Коллекторские
параметры пород невысокие, многие скважины оказались «сухими» или в них
получены слабые притоки (не более 1 м3/сут при низких динамических
уровнях). Общая минерализация вод по данным, полученным на соседних площадях,
составляет 30,9-33,2 г/л, тип воды хлоридно-кальциевый, сульфаты отсутствуют.
Водорастворенные газы метанового состава, содержат тяжелые углеводороды до 8%,
азота 2-4%, газонасыщенность 1500-1800 см3/л.
Берриас-валанжинский комплекс (ачимовская пачка) не
испытывался. По аналогии с соседними площадями воды комплекса имеют
минерализацию 28-30 г/л, хлоридно-кальциевого типа, водорастворенные
газы метанового состава, газонасыщенность 1100-1500 см3/л.
Характерная особенность температурного поля Самотлорского
месторождения и прилегающих к нему площадей, в т.ч. Мыхпайской - отсутствие
широко распространенной на других месторождениях связи температурных аномалий
со структурными формами пород осадочного чехла. Через центральную сводовую
часть структуры в направлении с юго-востока на северо-запад проходит полоса
температурного минимума. Для водообеспечения используются водозаборные
скважины, пробуренные в непосредственной близости от нагнетательной на пласты
апт-альб-сеноманских отложений, извлекаемая вода из которых не требует
дорогостоящей подготовки и используется в Западно-Сибирском регионе повсеместно.
Закачка подземных вод предпочтительнее поверхностных, так как исключается
отложение солей в скважинах и системах сбора и подготовки нефти,
осадкообразование, снижение приемистости, негативное воздействие на
коллекторские свойства пласта, не наблюдается коррозионное разрушение
водоводов. Стабильная температура воды водозаборных скважин +25-400С
предотвращает замерзание водоводов в зимний период при вынужденной остановке
скважин. Количество сульфат-восстанавливающих бактерий (СВБ) в пресной воде на
порядок выше, чем в подземных водах.
.5 Фильтрационно-емкостные свойства коллекторов
Пористость (открытая) коллекторов Мыхпайского месторождения
определялась лабораторными методами по керну и по промыслово-геофизическим
данным (ГИС). В качестве геофизического показателя для определения Кп
использовались замеры потенциалов собственной поляризации. Построены
зависимости Кn=f(
). Для построения зависимости по юрскому
пласту использовались материалы других месторождений. Средневзвешенные значения
Кп, рассчитанные двумя методами (по керну и ГИС) не всегда совпадают
при хорошей сходимости этих значений по одним и тем же интервалам. Для расчета
использовались значения пористости, полученные по ГИС.
Проницаемость коллекторов определялась по данным ГИС, ГДИ
(гидродинамические методы исследования) и по керновым анализам в лабораторных
условиях.
По объектам АВ1-2, БВ8 преобладают коллекторы с проницаемостью
более 100*10-3 мкм2 (частость 64% случаев по АВ1-2, 62% -
по БВ8).
По объекту ЮВ1 характерно преобладание коллекторов с
проницаемостью 0,23-0,3 мкм2. Коллекторы с проницаемостью свыше
100*10-3мкм2 встречаются редко (частость 1,4%).
Большинство образцов для пласта ЮВ1 изучены по водоносной части Мыхпайского
месторождения (290 из 375 образцов). Средние значения коллекторских свойств по
нефтяной и более изученной водоносной части пласта близки между собой
(проницаемости соответственно равны 7,7 и 8,1*10-3мкм2 )
и это дает право использовать данные водоносной части для нефтяной.
Нефтенасыщенность коллекторов определялась несколькими методами:
по определению остаточной воды в кернах (остаточная вода определялась
центрифугированием); по данным ГИС; по методике слоистого коллектора (для
пласта АВ1(2)-«рябчик»).
Результаты, полученные разными методами, имеют хорошую сходимость.
Толщины пластов принимались по данным подсчета запасов нефти [2]. По пласту ЮВ1
эффективные толщины изменяются от 6,2 до 10,4 м, эффективные нефтенасыщенные -
6,0-6,7 м. По пласту БВ10 эффективные толщины изменяются от 0 до 4,8 м,
эффективные нефтенасыщенные - 0-4,8 м. По пласту БВ8 эффективные толщины
изменяются от 6,2 до 19,6 м, эффективные нефтенасыщенные - 0,6-14,3 м. Залежь в
западной части примыкает к Мегионскому месторождению и отделяется от него узким
прогибом шириной около 1 км.
.6 Физико-химические свойства флюидов
Физико-химические характеристики нефти, газа и воды изучались по
поверхностным и глубинным пробам, отобранным из скважин в процессе их
опробования и эксплуатации. Результаты исследования показали, что нефти
продуктивных пластов легкие, маловязкие, малосмолистые, парафиновые, сернистые.
Давление насыщения 8-10 МПа, газосодержание 57-104 м3/т в пластовых
условиях при однократном разгазировании, 40-94 м3/т при условии
промысловой сепарации. Разгазированные нефти по молярной массе изменяются в
сторону ее уменьшения. Состав нефтяного газа для пластов различен (таблица 1.1
- 1.4).
Таблица 1.1
Свойства и химический состав воды Мыхпайского месторождения
|
Параметры
|
Един. измер.
|
Объекты
|
Значения
|
|
Минерализация
пластовой воды
|
г/л
|
АВ1-2
|
15,6-19,2
|
|
|
БВ8
|
17,8-21,6
|
|
|
БВ10
|
23,9-27,1
|
|
|
ЮВ1
|
30,9-33.2
|
|
Вязкость воды
|
мПа*с
|
АВ1-2
|
0,7
|
|
|
БВ8
|
0,6
|
|
|
БВ10
|
0,5
|
|
|
ЮВ1
|
0,5
|
|
Плотность воды
|
т/м3
|
АВ1-2
|
1,012
|
|
|
БВ8
|
1,013
|
|
|
БВ10
|
1,017
|
|
|
ЮВ1
|
1,022
|
.7 Состояние баланса запасов нефти и газа
Подсчёт запасов нефти и растворенного газа, выполненный
институтом СибНИИНП, с утверждением их ГКЗ СССР производился по месторождению
трижды:
в 1965 г. утверждены балансовые запасы по категории С2 по
залежам пластов группы АВ в количестве 21720 тыс.т, БВ8 -19960 тыс.т
и ЮВ1-3960 тыс.т, суммарно- 45640 тыс.т .);
в 1974 г. - по категориям С1 и С2 по материалам 18 скважин по
пластам АВ1(2), АВ1(3), АВ2(1), БВ8(1-2), БВ10(1), БВ10(2), суммарно С1+С2
в количестве 287007 тыс.т. - балансовые и 125288 тыс.т - извлекаемые
(Протокол ГКЗ № 7249 от 30.10.74 г.) [1];
в 1986 г. балансовые запасы по сравнению с ранее утверждёнными
увеличились по категориям В+С1 на 138960 тыс.т (122,6%) (Протокол
ГКЗ № 10185 от 20.05.87 г.) [2,3]
Таблица 1.2
Состав пластовой нефти
|
Наименование
|
Пласт АВ1-2
|
Пласт БВ8
|
Пласт БВ10
|
Пласт ЮВ1
|
|
кол-во исслед.
скв.
|
диапазон
изменения
|
среднее
значение
|
кол-во исслед.
скв.
|
диапазон
изменения
|
среднее
значение
|
кол-во исслед.
скв.
|
диапазон
изменения
|
среднее
значение
|
кол-во исслед.
скв.
|
диапазон
изменения
|
среднее
значение
|
|
Пластовое
давление, МПа
|
12
|
15-20
|
16,9
|
12
|
18-23
|
20,6
|
7
|
19-22
|
21,1
|
7
|
19-23
|
21,2
|
|
Пластовая температура,
0С
|
12
|
60-73
|
66
|
12
|
70-89
|
80
|
7
|
-
|
90
|
7
|
70-90
|
85
|
|
Давление
насыщения, МПа
|
12
|
7-11
|
8,6
|
12
|
7-10
|
8,7
|
7
|
8-11
|
10,2
|
6
|
8-11
|
9,6
|
|
Газосодержание,
м3/т
|
12
|
47-68
|
56,8
|
12
|
59-99
|
74,9
|
7
|
72-105
|
90,6
|
7
|
81-110
|
104
|
|
Газовый фактор
при усл. сепарации, м3/т
|
3
|
-
|
40.4
|
4
|
-
|
54,8
|
2
|
-
|
64
|
7
|
-
|
93,6
|
|
Объемный
коэффициент
|
12
|
1,1-1,2
|
1,149
|
12
|
1,17-1,29
|
1,215
|
7
|
1,18-1,28
|
1,243
|
7
|
1,21-1,28
|
1,256
|
|
Объемный
коэффициент при усл. сепарации
|
3
|
-
|
1,109
|
4
|
-
|
1,148
|
2
|
-
|
1,186
|
7
|
-
|
1,23
|
|
Плотность
нефти, кг/м3
|
12
|
719-835
|
797
|
16
|
741-818
|
774
|
8
|
744-783
|
754
|
6
|
720-754
|
737
|
|
Плотность нефти
при усл. сепарации, кг/м3
|
12
|
856-874
|
862
|
16
|
839-862
|
852
|
9
|
841-857
|
848
|
7
|
820-854
|
836
|
|
Вязкость нефти,
мПа*сек
|
11
|
1-2
|
1,66
|
11
|
0,8-1,2
|
1,18
|
4
|
0,9-1
|
0,96
|
4
|
0,8-1,4
|
1,05
|
|
Коэффициент
объемной упругости, 1/МПа*10-4
|
7
|
7-17
|
14,49
|
12
|
9-13
|
12,34
|
7
|
10-17
|
11,22
|
5
|
11-19
|
13,51
|
|
Плотность газа,
кг/м3
|
12
|
0,964-1,203
|
1,108
|
16
|
1,182-1,453
|
1,274
|
9
|
1,165-1,464
|
1,257
|
7
|
1,035-1,415
|
1,239
|
Таблица
1.3
Компонентный состав нефтяного газа, %
|
Наименование
|
Пласт АВ1-2
|
Пласт БВ8
|
|
состав газа при
однокр. разгаз. в ст. усл.
|
состав нефти
при однокр. разгаз. в ст. усл.
|
состав нефти
при многоступ. разгаз. при усл. сепар.
|
состав пластов.
нефти
|
состав газа при
однокр. разгаз. в ст. усл.
|
состав газа многоступ.
разгаз. при усл. сепар.
|
состав нефти
при однокр. разгаз. в ст. усл.
|
состав нефти
при многоступ. разгаз. при усл. сепар.
|
состав пластов.
нефти
|
|
Двуокись
углерода
|
0,33
|
0,19
|
-
|
-
|
0,05
|
0,34
|
0,17
|
-
|
-
|
0,05
|
|
Азот
|
1,49
|
2,77
|
-
|
-
|
0,68
|
1,82
|
2,98
|
-
|
-
|
0,88
|
|
Метан
|
70,15
|
85,63
|
0,18
|
0,11
|
21,07
|
59,63
|
72,92
|
0,06
|
0,02
|
21,55
|
|
Этан
|
3,76
|
2,88
|
0,07
|
0,26
|
0,90
|
6,03
|
6,33
|
0,09
|
0,28
|
2,07
|
|
Пропан
|
7,48
|
4,31
|
0,76
|
2,27
|
2,77
|
14,01
|
10,81
|
1,15
|
3,73
|
5,82
|
|
Изобутан
|
3,52
|
1,09
|
0,84
|
1,74
|
1,58
|
3,44
|
1,66
|
0,84
|
1,82
|
1,77
|
|
Н-бутан
|
6,77
|
1,90
|
2,72
|
4,46
|
3,83
|
8,28
|
3,32
|
3,14
|
5,38
|
4,77
|
|
Изопентан
|
2,0
|
0,39
|
1,99
|
2,47
|
1,96
|
2,06
|
0,59
|
2,12
|
2,58
|
1,99
|
|
Н-пентан
|
2,33
|
0,44
|
3,22
|
3,68
|
2,89
|
2,46
|
0,68
|
3,65
|
3,94
|
2,98
|
|
Изогексан
|
0,77
|
0,40
|
2,49
|
85,01
|
64,27
|
0,75
|
0,54
|
2,81
|
82,25
|
58,12
|
|
Н-гексан
|
0,47
|
|
2,15
|
|
|
0,5
|
|
3,07
|
|
|
|
Остаток (С7+высш.)
|
0,83
|
|
85,58
|
|
|
0,68
|
|
83,07
|
|
|
|
Молекулярн.
масса
|
27,03
|
20,05
|
204
|
193
|
151
|
29,84
|
23,56
|
198
|
184
|
137
|
|
Плотн. при
ст.усл., кг/м3
|
1,124
|
0,834
|
862
|
855
|
797
|
1,241
|
0,,979
|
852
|
843
|
774
|
|
Объемный коэф.
нефти
|
|
|
|
1,109
|
|
|
|
|
1,148
|
|
|
Газовый фактор,
м3/т
|
|
|
|
40
|
|
|
|
|
55
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 1.4
Геолого-физические
характеристики продуктивных пластов
|
Параметры
|
Объекты
|
|
1)
|
АВ1(2-3)+АВ2(1)
|
БВ8
|
БВ10
|
ЮВ1
|
|
Средняя глубина
залегания, м
|
1800
|
2300
|
2400
|
2600
|
|
Тип залежи
|
п л а с т о в а
я с в о д о в а я
|
структурно-литолог.,
пластовая сводовая
|
пластовая
сводовая
|
|
Тип коллектора
|
т е р р и г е н
н ы й
|
|
Площадь
нефтеносности,тыс.м2
|
156116
|
57736
|
45014
|
47580
|
|
Средняя
нефтенасыщенная толщина, м
|
12,6
|
9,7
|
6,9
|
5,1
|
|
Средняя
водонасыщенная толщина, м
|
5,4
|
5,3
|
2,1
|
2,9
|
|
Пористость,
доли ед.
|
0,22
|
0,22
|
0,20
|
0,17
|
|
Начальная
нефтенасыщенность, доли ед.
|
0,45
|
0,58
|
0,54
|
0,50
|
|
Остаточная
нефтенасыщенность, доли ед.
|
0,23
|
0,23
|
0,24
|
0,24
|
|
Коэффициент
вытеснения, доли ед.
|
0,49
|
0,60
|
0,56
|
0,52
|
|
Проницаемость,
мкм2
|
0,106
|
0,173
|
0,008
|
0,011
|
|
Коээффициент
песчанистости, доли ед.
|
0,56
|
0,7
|
0,38
|
0,77
|
|
Коэффициент
расчлененности, доли ед.
|
11
|
13
|
11
|
10
|
|
Начальная
пластовая температура, 0С
|
66
|
80
|
90
|
85
|
|
Начальное
пластовое давление, Мпа
|
17,6
|
20,8
|
22,3
|
23,2
|
|
Вязкость нефти
в пластовых условиях мПа*с
|
1,66
|
1,18
|
0,96
|
1,05
|
|
Плотность нефти
в поверхностных условиях, кг/м3
|
855
|
843
|
838
|
825
|
Выводы к главе 1
) Мыхпайское месторождение можно охарактеризовать как
месторождение со сложными геолого-физическими свойствами коллекторов и флюидов.
) Продуктивные залежи относятся к горизонтам юрской ЮВ1 и
объединены в 4 основных эксплуатационных объекта: ЮВ1, БВ8, БВ10, АВ1-2, и
представляют собой сложно построенные в геологическом отношении тела, которые и
определили сложность его разработки.
) Коллекторы продуктивной толщи неоднородны: их толщина,
проницаемость, температура варьируют в широких пределах
(h =9,4-15,8 м; k=41*10-3 - 1226*10-3 мкм2; m=0,149 - 0,22)
) Нефти продуктивных пластов можно охарактеризовать как
легкие, маловязкие, малосмолистые, парафиновые, сернистые (µ=1,66мПа*с; ρ=737-797 кг/м3).
) В разрезе месторождения выделяется пять регионально
выдержанных водонефтегазоносных комплексов. Все комплексы насыщены
однообразными по составу водами хлоридно-кальциевого типа, минерализация
которых уменьшается вверх по разрезу от 35 г/л в юрских породах до 17-18 г/л в
отложениях сеномана.
2.
АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ МЫХПАЙСКОГО месторождения
.1 Анализ фонда скважин и его структура
В пределах Мыхпайской площади пробурено 566 скважин. Основной
фонд, предусмотренный "Проектом разработки Мыхпайского месторождения"
и составленный в 1988 г., реализован на 50 %. Отставание ввода новых скважин
произошло по причине отсутствия технических и экономических условий для
производства запроектированных буровых работ.
По состоянию на 01.01.2000 г. действующий фонд насчитывает
278 скважин, в т.ч. по АВ1(3)+2(1) - 157, БВ8 - 68 скважин, БВ10 - 37, ЮВ1 - 20
скважин, что составляет 53% от всего количества скважин, то есть почти половина
фонда в настоящее время находится в бездействии. Действующий добывающий фонд -
222 скважины, действующий нагнетательный фонд - 56 скважин. Основными причинами
бездействия скважин являются:
различные неисправности подземного насосного оборудования -
46%;
отсутствие подачи или слабый приток - 30%;
высокая обводнённость - 12%;
подозрение на негерметичность и порыв эксплуатационной
колонны - 8%;
подготовка к ликвидации - 4%.
Рассматривая коэффициент эксплуатации нефтяных скважин за
последние 10 лет, можно отметить, что, начиная с 1992 г. он был ниже проектного
(от 0,89 до 0,77), что обусловлено значительным количеством простаивающего и
бездействующего фонда по причине ожидания ремонта, отсутствия насосного
оборудования и т.д.
Основной способ эксплуатации - механизированный, более 63%
скважин эксплуатируются с помощью ЭЦН, фонтанируют единичные скважины.
Штанговыми и струйными насосами в основном эксплуатируется малодебитный фонд.
По состоянию на 01.01.2000 г. из 222 действующих добывающих
скважин, 101 скважина (45,5%) - высокообводненные (более 90%). Из скважин с
обводненностью менее 50% - 45 скважин (20%), 18 скважин имеют диапазон
изменения дебитов - от 10 до 60 т/сут. (таблица 2.1)
Таблица 2.1
Состояние фонда скважин пластов АВ1, БВ8, БВ10, ЮВ1на
01.01.2000
|
Всего по мест-ю
|
Пласты
|
|
|
АВ1(3)+2(1)
|
БВ8
|
БВ10
|
ЮВ1
|
|
Всего скважин
|
566
|
324
|
161
|
80
|
69
|
|
Добывающий фонд
|
|
Всего скважин
|
554
|
310
|
156
|
76
|
69
|
|
пробурено и
приобщено
|
|
283
|
137
|
75
|
69
|
|
Переведены с
других пластов (доб.+ наг.)
|
|
22+5
|
17+2
|
1+0
|
0+0
|
|
Переведены под
закачку
|
89
|
51
|
22
|
5
|
11
|
|
Возвращены из
закачки
|
2
|
1
|
1
|
0
|
0
|
|
Переведены на
другие пласты (доб.+ наг.)
|
|
1+1
|
17+6
|
6+0
|
20+2
|
|
Всего на
01.01.2000
|
430
|
239
|
108
|
60
|
30
|
|
Действующий
фонд
|
222
|
126
|
53
|
31
|
16
|
|
фонтан
|
2
|
2
|
0
|
0
|
0
|
|
ЭЦН
|
140
|
72
|
51
|
16
|
5
|
|
ШГН
|
57
|
40
|
0
|
6
|
11
|
|
ODI
|
8
|
5
|
2
|
1
|
0
|
|
СТР
|
15
|
0
|
8
|
0
|
|
Бездействующий
фонд
|
85
|
46
|
14
|
21
|
6
|
|
В освоении
|
0
|
|
|
|
|
|
В консервации
|
78
|
40
|
22
|
8
|
8
|
|
Контрольные
|
|
|
|
|
|
|
Пьезометрические
|
44
|
25
|
19
|
|
1
|
|
Ликвидированы
|
21
|
11
|
2
|
4
|
4
|
|
Ож. ликв.
|
14
|
10
|
2
|
1
|
1
|
|
Нагнетательный
фонд
|
|
Всего скважин
|
|
14
|
5
|
4
|
0
|
|
пробурено и
приобщено
|
12
|
6
|
4
|
2
|
0
|
|
Переведены с
других пластов (доб.+ наг.)
|
|
8+0
|
1+0
|
1+1
|
0
|
|
Переведены из
доб.фонда
|
89
|
51
|
22
|
5
|
11
|
|
Возвращены в
добычу
|
2
|
1
|
1
|
0
|
0
|
|
Переведены на
другие пласты (доб.+ наг.)
|
|
|
5+0
|
0+0
|
2+1
|
|
Всего на
01.01.2000
|
99
|
61
|
21
|
9
|
8
|
|
Действующий
фонд
|
56
|
31
|
15
|
6
|
4
|
|
Бездействующий
фонд
|
24
|
14
|
3
|
3
|
4
|
|
В освоении
|
|
|
|
|
|
|
В консервации
|
1
|
1
|
|
|
|
|
Пьезометрические
|
18
|
15
|
3
|
|
|
|
Ликвидированы
|
3
|
3
|
|
|
|
.2 Анализ технологических показателей разработки
Накопленная добыча нефти по состоянию на 01.01.2000 г.
составляет 46568,1 тыс.т или 57,7% от начальных извлекаемых запасов. Добыча нефти
в 2000 г. составила 1011,3 тыс.т, жидкости - 8243,6 тыс.т, среднегодовая
обводненность - 91,7%. Остаточные извлекаемые запасы нефти по состоянию на
01.01.2000 г. составляют 34145 тыс.т.
Максимальный уровень добычи нефти на Мыхпайской площади был
достигнут в 1981 году и составил 4253,2 тыс.т. В дальнейшем отмечается
неуклонное падение добычи нефти на фоне стремительного роста обводненности
продукции (рисунок 2.1). Так, в 1996 году превышение проектной добычи нефти над
фактической составляло 16%, а в 2000 году его величина достигла 43%. Обращает
на себя внимание весьма низкий темп отбора от НИЗ: в 2000 году он сократился
вдвое относительно проектного и составил всего лишь 0,7%.
Сложившаяся на площади ситуация обусловлена рядом причин.
Результаты бурения новых скважин показали более низкую (чем предполагалось при
проектировании) эффективность вовлечения в разработку слабодренируемых запасов
залежи. Дебиты нефти вновь пробуренных скважин оказались в 2,5 - 3 раза ниже
предполагаемых. При этом обводненность вновь вводимых скважин существенно
превышала проектную. Данное обстоятельство послужило одной из причин сокращения
объемов буровых работ. Произошло разбалансирование системы разработки и, как
следствие, ухудшение структуры остаточных запасов нефти, прежде всего, по
основному объекту разработки АВ1(3)+2(1). Низкая степень регулируемости
процесса заводнения в площадной системе и допускаемая перекомпенсация отборов
закачкой приводят к оттеснению нефти в промытые зоны пласта, что в конечном
итоге, ведет к уменьшению объемов безводной добычи нефти, росту водонефтяного
фактора и снижению коэффициента нефтеизвлечения. Кроме того, следует отметить,
что за рассматриваемый период ухудшилось состояние использования пробуренного
фонда. Так, если в 1993 г. действующий на конец года фонд добывающих скважин
насчитывал 337 единиц, то на 1.01.2000г. он составил лишь 222 скважины
(сократился на 34%). Ниже приводится анализ фактических и проектных показателей
разработки по эксплуатационным объектам.
АВ1(3)+АВ2(1) - один из основных объектов разработки. Пласты
горизонта АВ1(3)+АВ2(1) разрабатываются как единый объект с 1977 года. Объект
находится на стадии снижения добычи нефти. Максимальный уровень был достигнут в
1983 г. и составлял 2400,3 тыс.т нефти, при действующем добывающем фонде 187
скважин. Начиная с 1988 года, отмечается неуклонное снижение дебитов нефти и
увеличение обводненности продукции. Добыча нефти за период с 1992 по 1999 гг.
снизилась в 3,3 раза - с 1100,8 тыс.т до 335,4 тыс.т, а обводненность - на 20%
(рисунок 2.2). C начала разработки отобрано 23233,1 тыс.т нефти или 56% от НИЗ, по
проекту - 24478,9 тыс.т. Накопленная добыча жидкости 71937 тыс.т (по проекту
134415 тыс.т), обводненность 91,7% при проектном значении 95,6%.
Рисунок 2.1 Динамика основных показателей разработки
Мыхпайского месторождения
Рисунок 2.2 Динамика основных показателей разработки объекта
АВ1-2 Мыхпайского месторождения
Рисунок 2.3 Динамика основных показателей разработки объекта
БВ8 Мыхпайского месторождения
Рисунок 2.4 Динамика основных показателей разработки объекта
БВ10 Мыхпайского месторождения
Рисунок 2.5 Динамика основных показателей разработки объекта
ЮВ1 Мыхпайского месторождения
Текущий коэффициент нефтеотдачи - 17,9%, при проектном 18,8%.
Остаточные извлекаемые запасы оцениваются в объеме 18294,9 тыс.т., на одну
действующую добывающую скважину приходится 122 тыс.т остаточных извлекаемых
запасов.
Распределение действующего фонда добывающих скважин на
1.01.2000 года по дебитам нефти и обводненности показывает, что более половины
скважин (50,8%) действующего фонда эксплуатируется с дебитом нефти менее 5
т/сут. Существенная доля (41,3%) скважин эксплуатируется с обводненностью свыше
90%. Проектная система разработки данного объекта представляет собой
треугольную семиточечную сетку 600 х 600 м с уплотнением по периметру
семиточечного элемента до 21,6 га/скв, проектное соотношение добывающего и
нагнетательного фонда 1:3. Высокие удельные запасы на скважину, низкие темпы
отбора свидетельствуют о недостаточной эффективности реализуемой на
месторождении системы разработки.
Нагнетание воды в пласт производится по площадной
семиточечной системе разработки. С начала разработки закачано 95900 тыс.м3
воды (по проекту - 134415 тыс.м3). Средняя приемистость скважин -
417 м3/сут, что выше проектного значения - 397 м3/сут. Текущая
компенсация отбора жидкости закачкой составила 113,5%, с начала разработки -
122,5%. Средневзвешенное пластовое давление в целом по залежи - 178 атм., что
несколько выше начального - 176 атм.
Объект БВ8 Мыхпайской залежи разрабатывается с 1977 года.
На 01.01.2000 фонд добывающих скважин - 108, нагнетательных -
21, действующий фонд соответственно: 53 и 15 скважин. Текущее соотношение
нагнетательных и добывающих скважин оценивается как 1:4.
В целом по объекту отмечается ухудшение состояния фонда добывающих
скважин: почти все скважины обводнены. С обводненностью свыше 90% работают 48
скважин (91%) действующего фонда. Из них 33 скважины на данный момент работают
с дебитами нефти более 5 т/сут.
Объект БВ8 находится на стадии падения добычи нефти. Максимальная
добыча нефти была достигнута в 1981 г. и составляла 2658,8 тыс.т. За 1999 г.
было добыто 176,8 тыс.т нефти, что на 41% меньше проектного значения.
Обводненность продукции возросла до 95,5% при проектной 97,3%. С начала
эксплуатации отобрано 20431,3 тыс.т нефти или 76,6% от НИЗ (по проекту -
76,9%). Темп отбора от НИЗ составляет 0,7%. Текущий коэффициент нефтеотдачи -
41,9%, при проектном 42,1%. (рисунок 2.3)
Поддержание пластового давления осуществляется 17
действующими нагнетательными скважинами со средней приемистостью 545 м3/сут.
С начала разработки закачано в пласт 61326 тыс. м3 воды
(по проекту - 78150 тыс.м3). Текущая компенсация отбора жидкости
закачкой составила 62,3%, с начала разработки - 66,9%. Текущее пластовое
давление - 220 атм., что выше начального (208 атм.). Это свидетельствует об
эффективности приконтурного заводнения и высокой активности законтурной
области. Выработка запасов идет по всей толщине пласта, что подтверждается
данными ГИС. В целом разработка объекта осуществляется удовлетворительно.
Обьект БВ10 находится в эксплуатации с 1982 года.
Максимальный уровень добычи нефти и жидкости достигнут в 2001 году,
соответственно 182,5 тыс.т и 336,8 тыс.т (рисунок 2.4).
Накопленная добыча нефти на 01.01.2000 г. - 1921 тыс.т.,
жидкости - 3367,2 тыс.т. Текущий коэффициент нефтеотдачи - 8,1%. Отбор от НИЗ
-20,3%, темп отбора от начальных извлекаемых запасов составляет 1,6%.
Остаточные извлекаемые запасы оцениваются в объеме 6258,7 тыс.т., на одну
действующую добывающую скважину приходится 116 тыс.т остаточных извлекаемых
запасов.
Разбуривание объекта проводилось по равномерной треугольной
сетке с плотностью 16 га/скв., система заводнения в южной части однорядная, в
северной - менее продуктивной части - площадная.
Разработка данного объекта характеризуется несоответствием
фактических уровней добычи нефти и жидкости с проектными. Это в свою очередь,
связано, прежде всего, с меньшим вводом добывающих скважин из бурения, чем по
проекту, во многом по причине расположения ряда проектных скважин в охранной
зоне города и аэропорта. В 1997 и 1998 годах уровень добычи нефти, за счёт
ввода 14 новых добывающих скважин, был повышен до 160-180 тыс.т. Следует
отметить, что темп роста обводненности довольно невысок и практически
соответствует проектному значению - в 1996 г. обводненность составила 51,9%,
при 50% по проекту, а в последующий период снизилась до 42.4% в 2000г.
На 1.01.2000 г. пластовое давление в зоне отбора составляет
210 атм., при первоначальном 223 атм. Эксплуатационный фонд добывающих скважин
составляет 60 единиц, из них в действующем фонде находится 31 скважина. Фонд
нагнетательных скважин - 9, действующих - 6.
Распределение действующего фонда добывающих скважин на
1.01.2000 года по дебитам и обводненности показывает, что с высокой
обводненностью (выше 90%) эксплуатируется только одна скважина. С дебитами
нефти выше 5 т/сут на данный момент работает более 77 % действующего фонда
скважин (24 скважины), причём по 21 скважине из этого количества обводнённость
продукции составляет до 50%. В ряде случаев высокая обводнённость обусловлена
образованием трещин вследствие превышения давления нагнетания над критическим
при эксплуатации нагнетательных скважин. Основным методом снижения
обводненности в этом случае может являться закачка в нагнетательные скважины
осадкообразующих реагентов, создающих сопротивление на пути фильтрации
закачиваемой воды в системе трещин. Значительная часть скважин пласта
эксплуатируется со среднесуточными дебитами нефти от 10 до 40 т/сут.
Залежь пласта ЮВ1
Объект ЮВ1 разрабатывается с 1977 года, балансовые
запасы нефти составляют 10055 тыс.т, извлекаемые - 3069 тыс.т. утвержденный
КИН=0,30.
Накопленная добыча нефти на 1.01.2000 г. - 982,7 тыс.т.,
жидкости 1898,5 тыс.т. Текущий коэффициент нефтеотдачи - 9,8%. Отбор от НИЗ
-32%. Остаточные запасы оцениваются в объеме 2086,3 тыс.т или 110 тыс.т в
пересчете на 1 скважину добывающего действующего фонда (рисунок 2.5).
Добыча нефти по объекту в 1999 году составила 23,3 тыс.т
нефти. Средняя обводненность продукции за последний год возросла с 46,5% до
59,9%. На 1.01.2000 года на объекте пробурено 69 скважин. Действующий на конец
2000 года фонд составил 4 нагнетательных и 16 добывающих скважин. Таким
образом, текущее соотношение действующих и нагнетательных и добывающих скважин
1:4. Анализ распределения скважин действующего фонда по дебитам нефти и
обводненности продукции на 1.01.2000 г. показал, что значительная часть фонда
(75 %) скважин объекта являются малодебитными (qн< 5 т/сут). Следует
отметить, что к 1998 году на объекте сложилась существенная перекомпенсация
закачкой отборов, достигнутая по причине существенного превышения проектного
значения приемистости. Текущая компенсация в 1997 году превысила проектную в 2
раза, а в 1998г. - уже в 4 раза. Причиной послужило освоение скважин при повышенных
давлениях нагнетания, что, как правило, приводит к образованию техногенных
трещин и резким прорывам воды. Несомненно, такое положение не способствует
рациональной выработке запасов нефти.
.3 Оценка эффективности выработки запасов
Оценка эффективности реализуемой системы разработки
необходима для контроля выработки запасов, применения различных методов
воздействия на пласты и призабойную зону скважин и обеспечения равномерности
вытеснения нефти водой, для обоснования возможности перевода вышедших из
эксплуатации скважин на вышележащие пласты.
При разработке нефтяных залежей изменение суммарного
водонефтяного фактора (ВНФ - отношение накопленной добычи воды к накопленной
добыче нефти в поверхностных условиях) зависит от динамики обводнения и темпов
отбора жидкости и влияет на величину как текущего, так и конечного коэффициента
извлечения нефти (КИН). Для пластов АВ1(3)+2(1), БВ8, БВ10, ЮВ1 построены
зависимости КИН=f(ВНФ).
Для оценки эффективности разработки пластов также строились
зависимости КИН=f(t), где t-отношение накопленной добычи жидкости к
начальным балансовым запасам. Использование параметра t позволяет
проанализировать изменение КИН в зависимости от объема прокачанной жидкости.
Как видно из этих данных, по мере увеличения обводненности кривые быстро
выполаживаются, причем темпы роста ВНФ и t опережают темпы роста
КИН. При высокой обводненности кривые должны асимптотически приближаться к
горизонтальной линии, соответствующей конечному КИН для данной залежи. Характер
расположения кривых относительно горизонтальной линии, свидетельствует о том,
что при существующей системе разработки достижение проектной нефтеотдачи не
может быть обеспечено.
По каждому пласту построены зависимости обводненности и темпа
отбора нефти от суммарного отбора нефти, которые также свидетельствуют о низкой
выработке запасов нефти. Рост обводненности значительно опережает увеличение
отбора нефти.
Для того чтобы знать, в каких условиях будет происходить
доразработка рассматриваемой залежи необходимо, кроме анализа текущего состояния,
оценить параметры, характеризующие степень выработки запасов нефти при
сложившихся условиях разработки. Такими параметрами являются:
·
подвижные
запасы нефти (Qподв.),
·
коэффициент
охвата (Кохв.),
·
коэффициент
извлечения нефти (КИН).
Оценка подвижных извлекаемых запасов нефти, которые
теоретически могут быть извлечены из объектов АВ1(3)+АВ2(1), БВ8, БВ10, ЮВ1 при
сохранении существующей системы и динамики разработки, при сложившихся темпах
отбора и росте обводненности продукции, осуществлялась путем определения
базовой характеристики вытеснения с использованием программного комплекса
«БАСПРО-ХАРАКТЕРИСТИКИ». Используемая в комплексе методика, основана на
определении характеристик вытеснения, аппроксимирующих наилучшим образом
фактические данные истории добычи нефти. Характеристики вытеснения отражают
реальный процесс выработки запасов нефти и связанную с ним динамику обводнения
продукции при разработке неоднородных пластов на режиме вытеснения нефти водой,
то есть. позволяют судить об эффективности выработки запасов нефти при
заводнении объектов разработки. Оценка подвижных запасов, которые теоретически
могут быть извлечены из объекта АВ1(3)+АВ2(1), БВ8, БВ10, ЮВ1 при сохранении
существующей системы и динамики разработки, произведена путем прогноза
характеристики вытеснения при сопоставлении накопленной добычи нефти и
жидкости, то есть сопоставляя анализ разработки каждого пласта и полученные
характеристики вытеснения, можно судить о структуре остаточных запасов нефти
(рисунок 2.6-2.9) Следующим шагом в данной работе было решение задачи
определения местоположения остаточных запасов нефти(картами остаточной и
текущей нефтенасыщенности)
Рисунок 2.6- Структура запасов пласта АВ(1)+АВ(3)
Рисунок 2.7-Структура запасов пласта ЮВ1
Рисунок 2.8 Структура запасов пласта БВ8
Рисунок 2.9 Структура запасов пласта БВ10
Задача построения карт остаточной нефтенасыщенной мощности
решалась с использованием методики описанной в работе [14]. Основную часть
технологических расчетов, предваряющих этап непосредственного построения карт,
составляют настройки характеристик базовой добычи нефти по заданной истории
большей части пробуренного фонда скважин на рассматриваемые объекты
эксплуатации. Вычисления, выполненные по разработанной в АЦ «СибИНКор»
программе «Баспро-Характеристики», позволяют определить остаточные
нефтенасыщенные толщины в каждой скважине на различные даты фактической
эксплуатации и прогнозные.
Для проведения анализа выработки запасов нефти, оценки
коэффициента нефтеизвлечения, гидродинамических расчетов была принята
схематизация залежи определенная СИБНИИНП [9]. То есть по пласту АВ1(3)+АВ2(1)
рассматривались четыре участка (1, 3, 4, 5), по пласту БВ8 - 3 участка (2, 3,
4), по пласту БВ10 - один расчетный учаcток и по пласту ЮВ1 -
первый расчетный участок. По известным коэффициентам нефтеотдачи можно оценить
эффективность реализуемой системы разработки. Так представляя коэффициент
нефтеотдачи как произведение коэффициентов вытеснения, заводнения и охвата
воздействием, по рассматриваемым пластам была произведена оценка коэффициентов
охвата воздействием характеризующих объем потерь нефти в пласте, обусловленный
его неоднородностью и прерывистостью (таблица 2.2).
Коэффициенты вытеснения для объектов Мыхпайского
месторождения рассчитывались на основании фактической насыщенности пропластков,
определяемой по ГИС и остаточной насыщенности, полученной лабораторными
методами [9]. Коэффициент вытеснения в каждом пропластке определялся по формуле
Квыт =(Кн - Кно)/Кн,
где Кн - начальная нефтенасыщенность определяемая по ГИС;
Кно - остаточная нефтенасыщенность определяемая по
лабораторным данным.
Таблица 2.2
Значения коэффициентов вытеснения, заводнения, и охвата по
пластам
|
Номера участков
|
Проектные
извлекаемые запасы, тыс.т.
|
Подвижные
запасы,тыс.т
|
Накопленная
добыча нефти,тыс.т
|
К выт.
|
К завод.
|
К охв.
|
|
Пласт
АВ1(3)+АВ2(1)
|
|
|
|
|
|
|
1 участок
|
22823
|
14420
|
14109
|
0,47
|
0,978
|
0,429
|
|
3 участок
|
7851
|
4960
|
4347
|
0,35
|
0,876
|
0,576
|
|
4 участок
|
5599
|
3538
|
2541
|
0,38
|
0,718
|
0,530
|
|
5 участок
|
5140
|
3247
|
2231
|
0,42
|
0,687
|
0,480
|
|
В целом по
пласту
|
41498
|
26165
|
23233
|
0,41
|
0,888
|
0,503
|
|
Пласт БВ8
|
|
|
|
|
|
|
|
2 участок
|
4966
|
3917
|
3529
|
0,64
|
0,901
|
0,675
|
|
3 участок
|
11732
|
9325
|
8854
|
0,64
|
0,949
|
0,680
|
|
4 участок
|
9992
|
8277
|
8048
|
0,58
|
0,972
|
0,782
|
|
В целом по
пласту
|
26690
|
21519
|
20431
|
0,62
|
0,949
|
0,713
|
|
Пласт БВ10
|
|
|
|
|
|
|
|
9456
|
3554
|
1921
|
0,52
|
0,541
|
0,288
|
|
Пласт ЮВ1
|
|
|
|
|
|
|
|
3069
|
1284,35
|
982,68
|
0,532
|
0,76
|
0,24
|
Значение коэффициента вытеснения по участкам пласта
рассчитывалось как средневзвешенное по нефтенасыщенным толщинам пропластков.
Коэффициент заводнения рассчитывался индивидуально для каждой
скважины по формуле
Кзав.= åQн/Qподв, (2.1)
где åQн - накопленная добыча
нефти по каждой скважине;
Qподв - подвижные запасы нефти, оцененные по каждой скважине
методом обобщенных характеристик вытеснения по программе
«Баспро-Характеристики».
После оценки коэффициента заводнения рассчитывались
остаточные нефтенасыщенные толщины для каждой добывающей скважины по формуле
hост. = hнач.*(1 - Кзав.*Кохв.), (2.2)
и нагнетательной скважины по формуле
hост. = hнач.*(1 - Кохв.), (2.4)
где hнач. - начальная нефтенасыщенная толщина.
Перечисленные параметры определялись на 1.01.2000 года, и по
результатам вычислений были построены карты остаточных нефтенасыщенных толщин
пласта АВ1(3)+АВ2(1), БВ8, БВ10 и ЮВ1, карты текущей нефтенасыщенности,
структура запасов, послужили основой определения местоположения зон наибольшей
концентрации остаточных запасов нефти по объектам эксплуатации Мыхпайской
месторождения. Это показывает, что извлечение остаточных запасов без проведения
геолого-технических мероприятий не представляется возможным.
Выводы к главе 2
) Состояние разработки Мыхпайского месторождения определяется
как сложное, характеризующееся высокой обводненностью продукции Существенная
доля (41,3%) скважин эксплуатируется с обводненностью свыше 90%.
) В настоящее время почти половина фонда (53%) от всего
количества скважин, находится в бездействии. Основными причинами бездействия
скважин являются: различные неисправности подземного насосного оборудования -
46%; отсутствие подачи или слабый приток - 30%; высокая обводнённость - 12%;
подозрение на негерметичность и порыв эксплуатационной колонны - 8%.
) Коэффициент эксплуатации нефтяных скважин, начиная с 1992 г
был ниже проектного (от 0,89 до 0,77), что обусловлено значительным количеством
простаивающего и бездействующего фонда по причине ожидания ремонта, отсутствия
насосного оборудования.
) В 2000 году темп отбора сократился вдвое относительно
проектного и составил всего лишь 0,7%. Низкие темпы отбора свидетельствуют о
недостаточной эффективности реализуемой на месторождении системы разработки.
Очевидно, что сложившиеся тенденции добычи нефти не позволяют
достичь проектного уровня нефтеизвлечения в пределах реально достижимого срока.
В связи с этим особую важность приобретают методы, позволяющие
интенсифицировать слабодренируемые запасы нефти. Такими методами, как
показывает опыт, могут являться физико-химическое воздействие на пласт через
систему нагнетательных скважин.
3. ПРИМЕНЕНИЕ МЕТОДОВ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ НА МЫХПАЙСКОМ
МЕСТОРОЖДЕНИИ
.1 Краткая характеристика способов увеличения нефтеотдачи
пластов на Мыхпайском месторождении
Ранее на Мыхпайском месторождении проводились испытания
нескольких технологий, направленных на уменьшение опережающего прорыва воды по
наиболее высокопроницаемым участкам нефтяного пласта. К их числу можно отнести
проведенные в 1982 закачки полимер-дисперсных систем (ПДС). К сожалению, авторы
этих технологий использовали в качестве полимерного компонента полиакриламид,
растворы которого, как известно, подвержены термической деструкции.
По-видимому, это и явилось причиной не вполне удовлетворительных результатов.
Выполненные в 1995-1996гг. обработки нагнетательных скважин
волокнисто-дисперсными системами (ВДС) подтверждают, что использование
составов, устойчивых к воздействию высоких температур, характерных для юрских
отложений Западной Сибири, более эффективно. Технология увеличения конечного
коэффициента нефтеотдачи пластов высокообводненных послойно-неоднородных
пластов с применением волокнисто-дисперсной системы заключается в
последовательно - чередующейся закачке в пласт через нагнетательные скважины
водных суспензий древесной муки и глины. Древесная мука, поступающая в
высокопроницаемые прослои неоднородного пласта, благодаря наличию на своей
поверхности тончайших волокнистых ответвлений - фибрилл, за счет сил
физического взаимодействия закрепляется на стенках пор. Более мелкие частицы
глины, при нагнетании их вслед, задерживаются фибриллами древесной муки, в
результате чего образуется стойкая к размыву структурированная
волокнисто-дисперсная система и уменьшается сечение промытых каналов породы пласта.
С течением времени древесная мука и глина предельно набухают, усиливая
закупоривающий эффект.
В 1995 г. обработали пять нагнетательных скважин,
дополнительная добыча нефти составила 8336 т. В 1996 г. от внедрения данной
технологии дополнительно добыли 9702 т. нефти, обрабатывалось восемь скважин.
Итого за два года прирост в добыче нефти составил 18038 т. (таблица 3.1).
В 1998г. было проведено испытание технологии биополимерного
воздействия на нефтяной пласт применительно к условиям Мыхпайского месторождения.
Отличительная особенность этого промыслового эксперимента заключалась в
одновременном воздействии, практически, на весь пласт. Закачка полимерной
композиции в пласт позволило за короткий срок обработать около 30
нагнетательных скважин и охватить воздействием значительную часть
месторождения. Заводнением были охвачены 36 нагнетательных скважин,
прореагировали 65. В результате обработки было получено 59,8 тыс. т нефти, в
среднем 1661 т. на одну скважино-обработку. Есть основания считать, что такая
технология воздействия на нефтяной пласт намного эффективнее, чем обработка
отдельных скважин, так как обеспечивает саморегулируемое поступление
изолирующего состава в пласт через систему ППД. Саморегулирование достигается
тем, что количество биополимерной композиции попадающей в пласт из линии ППД
через конкретную нагнетательную скважину, очевидно, пропорционально ее
приемистости. Следовательно, в наиболее, высокопроницаемые и обводнившиеся зоны
пласта поступит большее количество тампонирующего материала, чем в нефтенасыщенные
и малодренируемые зоны. Эффективность проведенных в 1998 году биополимерных
обработок оценивалась специалистами отдела ПНП ОАО «Нижневартовскнефтегаз»,
продолжительность положительного воздействия по их оценке превысила 1,5 года. В
результате применения этих двух технологий дебит нефти увеличился с 8 т/сут до
12,5 т/сут. По результатам проведенных мероприятий было решено продолжить
применение методов нефтеотдачи пластов на основе полимеров.
Таблица 3.1
Результаты проведения мероприятий по повышению нефтеотдачи
пластов на Мыхпайском месторождении
Год Вид воздействия Кол-во скв. 
Q, тоннУд.допол. добыча нефти,
|
1т/1скв.об
|
|
|
|
1995-1996
|
ВДС
|
13
|
18038
|
1380
|
|
1998-2000
|
БП
|
36
|
59800
|
1661
|
.2 Сущность метода и механизм вытеснения ПГС «Ритин»
Внедрение этих технологий дает положительные результаты. Их
недостатками является то, что практически все технологии основаны на
взаимодействии двух или более реагентов (ПАА и реагента-сшивателя). Вследствие
этого:
затрудняется управление процессом гелеобразования;
отмечается неравномерность образования геля по всему объему
(качество сшивки зависит от концентрации полимера и сшивающего агента);
использование солей тяжелых металлов (хрома) повышает
опасность загрязнения окружающей среды и возможность поражения персонала;
требуется использование дорогостоящих дозирующих устройств
(себестоимость мобильной станции составляет 300 тыс.долл.США);
применяемые технологии имеют сравнительную низкую
технологическую эффективность;
необходимы значительные производственные затраты на
реализацию технологии (скважино-операции);
требуются высокие удельные затраты на добычу 1 т нефти;
Поэтому было решено провести внедрение полимерно-гелевой
системой «Ритин», разработанный ОАО «РИТЭК». ПГС «Ритин» - однокомпонентная
гелевая система, основу которой составляет полимерный материал, это особым
образом обработанный полиакриламид, который в виде водного раствора через
нагнетательные скважины закачивают в частично заводненные нефтяные пласты.
Отличительными свойствами «Ритина» являются его высокая термоокислительная
устойчивость, устойчивость к механической деструкции, длительная стабильность в
пластовых водах с высокой минерализацией и сохранность технологических свойств
при долговременном хранении.
Цель закачки водного раствора «Ритина» - направить его в уже
обводненные слои и тем самым резко уменьшить холостую прокачку закачиваемой
воды через эти слои; при этом уменьшить долю воды и увеличить долю нефти в
дебите добывающих скважин; а при неизменной лроизводитель-ности глубинных
насосов, спущенных в эти добывающие скважины, увеличить их дебит нефти[18].
.3 Технология проведения закачки реагента «Ритин» на
Мыхпайском месторождении
Технология ПГС «Ритин» относится к «мягким» технологиям, то
есть снижение проницаемости наиболее промытых интервалов пласта носит временный
характер вследствие того, что:
. Вязкоупругие свойства ПГС обеспечивают селективную изоляцию
промытых нагнетаемой водой интервалов. Полимерно-гелевая система избирательно
движется по высокопроницаемым прослоям пласта. Это движение обусловлено
динамичностью глобул геля, которые перемещаются по поровым каналам коллектора,
преодолевают сужения каналов, вытягиваясь в нити, а в каналах с хорошей
проницаемостью снова принимают форму глобул.
. ПГС «Ритин» разлагается после 1,0...1,5 лет эффективного
действия в продуктивном пласте.
Поэтому его можно применять практически на всех этапах
разработки месторождений, на объектах с низкой выработкой запасов нефти и
высокой неоднородностью по проницаемости[23].
Технология применяется на нефтяных месторождениях для
обработки нагнетательных скважин с целью выравнивания профиля приемистости,
увеличения отборов нефти, снижения обводненности реагирующих добывающих скважин
и повышения конечного коэффициента нефтеизвлечения. ПГС «Ритин» получают путем
затворения реагента в воде. Эта система представляет собой взвесь вязкоупругих
частиц гидрогеля размером 0,5...5 мм в воде, которую закачивают в
нагнетательные скважины. При поступлении в пласт ПГС «Ритин» создает
дополнительное сопротивление. В результате нагнетаемая вода перераспределяется
в менее проницаемые интервалы, частицы устремляются в зоны минимального
гидродинамического сопротивления, заполняя наиболее крупные обводненные поры,
каверны и трещины. Это приводит к выравниванию фронта заводнения, что
способствует вовлечению в разработку ранее не дренируемых или слабодренируемых
интервалов пласта и как следствие повышает степень выработанности запасов
нефти. Способность частиц гидрогеля деформироваться из сферы в тонкие нити и
обратно при их значительной вязкости приводит к существенному замедлению
движения оторочки по пласту, а высокая термостабильность и солестойкость
обеспечивают более длительное время эффективной работы оторочки по сравнению с
ранее применяемыми технологиями[20]. Закачка раствора осуществляется циклами по
50-60 м3. Между циклами закачивается такой же объем технической или
пресной воды. Водный раствор «Ритина» соответствующей концентрации и
соответствующего объема закачивают в нагнетательную скважину, после чего ее
останавливают на некоторое время, например на 1 сут. Этот технологический
простой нагнетательной скважины имеет большой смысл. По одной версии за время
простоя нагнетательной скважины водный раствор «Ритина» приобретет состояние
геля и станет малоподвижным. По другой версии за время простоя нагнетательной
скважины из необводненных нефтяных слоев с более высоким давлением закачанный
раствор «Ритина» перетечет в обводненные нефтяные слои с более низким
давлением. Очень важно не замедлять вытеснение нефти по необводненным слоям и
замедлять движение воды по обводненным слоям[20].
На всей площади Мыхпайского месторождения были проведены ряд
мероприятий по внедрению данной технологии в период с 2000-2002 года. Главной
особенностью работ, проведенных на данном месторождении, является практически
одновременная обработка нагнетательных скважин. Следствием этого, как уже
указывалось выше, является более высокая эффективность воздействия (таблица
3.2). С другой стороны, появляется возможность проведения достаточно точной
оценки дополнительно добытой нефти Важным моментом полимерно-гелевого
воздействия, как уже указывалось выше, является возможность подключение к
заводнению неохваченных ранее участков пласта.
Таблица 3.2
Результаты проведения полимерно-гелевого воздействия на
Мыхпайском месторождении
|
Годы
|
Кол-во
обработок
|
Кол-во закачен.
реагента
|
Средний расход
РИТИНа
|
Доп. добыча
нефти
|
Удельная
Дополнительная добыча нефти
|
Время отслежив.
эффекта
|
|
скв/опер
|
тонн
|
т/скв.
|
тонн
|
т/1тПГС
|
т/скв.оп.
|
мес.
|
|
2000
|
3
|
3,700
|
1,233
|
6641
|
1795
|
2214
|
8
|
|
2001
|
10
|
15,200
|
1,520
|
26281
|
1729
|
2628
|
11
|
|
2002
|
21
|
33,220
|
1,582
|
81690
|
2459
|
3890
|
9
|
Выводы к главе 3
1) В 80-х годах на Мыхпайском месторождении была проведена
закачка полимерно-дисперсной системы. Однако технологами не была учтена термическая
деструкция полиакриламида. И ожидаемый эффект не был достигнут.
) Закачка волокнисто-дисперсной системы в 1995-1996гг. дала
положительный результат, было добыто дополнительно 18000 тонн нефти. Так как их
растворы устойчивы к воздействию температур, характерных для месторождений
Западной Сибири.
) Применение биополимерного заводнения в 1998 году позволило
добыть дополнительно 59,8 тыс.т нефти.
) В 2000 году было принято решение о внедрении
полимерно-гелевой системы «Ритин» с целью:
А) выравнивания профиля приемистости;
Б) увеличения отборов нефти:
В) снижения обводненности реагирующих добывающих скважин
Г) повышения конечного коэффициента нефтеизвлечения.
) Проводилась практически одновременная обработка
нагнетательных скважин. Следствием этого является более высокая эффективность
воздействия. Было получено 114612 тонн дополнительной нефти.
4. ПРОВЕДЕНИЕ ПРОМЫШЛЕННЫХ ИСПЫТАНИЙ И ОЦЕНКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ
ЭФФЕКТИВНОСТИ ПГС «РИТИН» НА ОЧАГЕ №303 МЫХПАЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
.1 Выбор и обоснование опытного участка
в поровых, трещинно-поровых и трещинных коллекторах с
пластовой температурой до 120оС;
в нефтенасыщенных коллекторах с изменением диапазона
проницаемости от 10 до 1500 мД;
с минерализацией пластовой воды до 230 г/л;
с обводненностью добывающих реагирующих скважин на участке
применения технологии до 98 %. Необходимо ориентироваться на объемы обводненных
нефтяных слоев. Если процесс заводнения начался недавно, обводненных слоев еще
нет, то закачивать Ритин в нагнетательную скважину не надо.
высокая приемистость нагнетательной скважины способствует
воздействию на более удаленные зоны и на большую площадь пласта.
Наземное оборудование скважины должно быть в технически
исправном состоянии, не иметь пропусков и повреждений. Обязательными условиями
при выборе скважин для проведения закачки реагентов являются: отсутствие
заколонных перетоков, исправность эксплуатационной колонны.
Технологическая эффективность обработок нагнетательных
скважин ПГС «Ритин» тесно связана с правильным выбором объектов применения
технологии и зависит от ряда факторов (например, тип залежи, температура
пласта, минерализация нагнетаемой и пластовой воды, отборы и т.д). Как видим,
число факторов, определяющих технологическую эффективность, велико. Оценить
большинство из них возможно только после соответствующих расчетов и
геолого-промыслового анализа. Для проведения метода был выбран опытный участок
пласта БВ8, находящийся на Мыхпайской площади месторождения в районе КНС. Очаг
№303 включает 3 добывающих (скв.1268,1269,516) и одну (скв.303) нагнетательную
скважину (рис.4.1).
Рисунок 4.1 - Схема размещения скважин на опытном участке
.2 Порядок проведения закачки реагента в пласт
Реагент «Ритин» представляет собой белый (допускается оттенок
желтого цвета) мелкозернистый или порошкообразный полимерный материал с
размером частиц до 4 мм. Содержание влаги не более 10%. Реагент нетоксичен,
невзрывоопасен, негорюч, при действии открытого огня обугливается.
До начала закачки:
до начала работ по закачке ПГС «Ритин» в скважины необходимо
удостовериться в качестве данной партии материала путем выборочной проверки
свойств небольшой части реагента на соответствие согласно ТУ и паспорта
завода-изготовителя;
определение приемистости агрегатом ЦА-320 каждой
обрабатываемой нагнетательной скважины по воде на 3-х режимах при давлении
равном рабочему давлению закачки и +/- 10 атм. от рабочего давления закачки;
определение суточной добычи жидкости (для фонда
оборудованного ШГН снятие динамограмм), динамических уровней и обводненности
реагирующих добывающих скважин в период не более 2-х недель до начала закачки;
предусмотреть проведение комплекса ГИС (тех. состояние
колонны, профиль приемистости) на нагнетательных скважинах.
Во время закачки:
режим работы насосного агрегата подбирается таким образом,
чтобы закачка ПГС началась при давлении, равном рабочему давлению скважины.
Режим меняется при достижении давления закачки предельной величины, равной 1,1
от рабочего давления скважины. При достижении давления закачки на 30% выше
рабочего, необходимо провести продавку водой в объеме 25 м3,
дальнейшие работы согласовать с НГДУ;
в течение всего периода обработки ведется контроль закачанной
жидкости по времени закачки и изменение давления нагнетания. Это позволит во
время проведения обработки контролировать изменение приемистости нагнетательной
скважины по раствору;
После завершения закачки оторочки:
в течение первых трех дней после обработки нагнетательной
скважины ПГС ежедневно замерять суточный объем закачки и давление нагнетания,
далее каждые три дня в течение первого месяца (в целях отслеживания динамики
восстановления приемистости скважины) по СВУ;
в течение первых двух недель после закачки предусмотреть
проведение ГИС (профиль приемистости) на нагнетательных скважинах с целью
контроля эффективности обработки. В течение года контролировать работу
реагирующих добывающих скважин участков воздействия ПГС.
4.3 Оборудование, применяемое для закачки реагента в пласт
В систему приготовления и нагнетания полимерно-гелевой
системы входит: 1 - загрузочная емкость; 2 - склад для сухого реагента; 3,4 -
емкости для объемом по 25-50 м3 для хранения реагентов; 5,6 -
циркуляционные насосы; 7,8 - фильтр грубой очистки, 9,10 - фильтр тонкой
очистки; 11,12 - дозировочные насосы; 13 - счетчик; 14 - лаборатория (рисунок
4.1). Пласт, в который нагнетают раствор реагента, отделяют серийным пакером от
других пластов, если они принимают воду. Нагнетание раствора реагента и пресной
воды проводят при меньших расходах и давлениях, чем при закачивании сточной
воды. Режим работы растворного узла круглосуточный. При этом объемы раствора и
оторочек воды в одном цикле преимущественно берут равными между собой. Узел приготовления
и нагнетания раствора реагентов монтируют вблизи КНС или очистных сооружений
нефтесборных пунктов. Производительность растворного узла по нагнетаемому
раствору или пресной воде составляет 200 м3/сут или более. Согласно
схеме (рисунок 4.1) приготовление и нагнетание раствора проводят в следующей
последовательности: в порожнюю подготовительную емкость набирают не более
половины объема мягкой пресной воды; затем отмеряют мерной емкостью требуемые
объемы реагентов и перекачивают их насосом. Заполняют емкость пресной водой до
необходимого уровня, перемешивают насосом до однородного состояния;
подготовленный в емкости рабочий раствор реагентов самотеком или насосом подают
на прием насоса, которым нагнетают его в скважину через блок-гребенку; расход воды
и раствора контролируют по уровню жидкости в емкостях и с помощью приборов
учета жидкости типа "Турбоквант"; предусмотрено автоматическое
отключение насосов 8-10 и 13 при достижении верхнего и нижнего пределов уровня
жидкости в емкостях 3-5 и резком снижении давления нагнетания.
Рисунок 4.1 - Схема приготовления и закачки полимерно-гелевой
системы
.4 Методика расчета объема водного раствора «Ритин» для
нагнетательной скважины на очаге №303
Объем необходимого раствора ПГС «Ритин» для каждой скважины
зависит от величины начальных запасов, вводимых в разработку этой скважиной
(величина запасов пропорциональна эффективной толщине продуктивного пласта,
площади зоны воздействия, пористости, начальной нефтенасыщенности и т.д.). А
также от степени промытости зоны, запасы которой введены в разработку (если
процесс заводнения начался недавно, обводненных слоев еще нет, то и закачивать
водный раствор «Ритина» в нагнетательную скважину нет необходимости).
На основе экспериментальных лабораторных данных была
установлена следующая формула целесообразной концентрации «Ритина» в
закачиваемой пресной воде
с=1-0,9*e-z в весовых %,
z=
, (4.1)
где q3 - производительность нагнетательной скважины;
- репрессии на нефтяные пласты;
h - эффективной толщине пластов.
Суточная закачка «Ритина» определяется по следующей формуле
g=c*q3, (4.2)
где с - концентрация «Ритина» в 1 м3 закачиваемой воды,
кг/м3
G - количество сухого реагента «Ритин» для закачки в нагнетательную
скважину;
Количество сухого реагента «Ритин» для однократной закачки
связано:
суд - концентрацией «Ритина» в кг в 1 м3
закачиваемого раствора;
фактической плотностью сетки скважин, то есть с SI - площадью нефтяных пластов в м2,
приходящейся на одну скважину;
hэф. -
эффективной толщиной нефтяных пластов в м;
βп, βн и kв - пористостью, нефтенасыщенностью и коэффициентом вытеснения
нефти в долях единицы;
(1-Y)- объемной долей обводненных нефтяных
слоев;
k - коэффициент определяющий долю площади прискважинной зоны, где
сосредоточены основные фильтрационные сопротивления.
Для определения доли объема обводненных нефтяных слоев используем
подробные таблицы характеристики использования подвижных запасов нефти разрабатываемых
нефтяных пластов. При этом была подобрана следующая довольно простая и вполне
логичная приближенная формула объемной доли обводненных слоев
(1-Y)={1-0,25*(V2)2}*A2, (4.3)
где V2 - квадрат коэффициента вариации,
А - текущая расчетная доля вытесняющего агента (закачиваемой воды)
в дебите жидкости окружающих добывающих скважин [21].
Квадрат коэффициента вариации - это показатель расчетной послойной
неоднородности по проницаемости разрабатываемых нефтяных пластов. Таким
образом, общая закачка «Ритина» в нагнетательную скважину определяется по
следующей формуле
G=c* SI*h* βп*βн *kв*(1-Y)*0,01 (4.4)
4.5 Расчет объема водного раствора «Ритин» для закачки в пласт на
очаге №303
Для того чтобы закачать какой-то объем раствора в нагнетательную
скважину, необходимо знать ее производительность q3=385 м3/сут,
при репрессии на пласт 100 атм. и эффективной толщине пласта 11 м.
z==
=0,183
Тогда концентрация «Ритина» будет равна
с=1-0,9*e-z=1-0.9*e-0,18=0,25
весовых % или 2,5 кг на 1 м3 воды
Суточная закачка «Ритина»
g=c*q3=962 кг/сут
Площадь, приходящаяся на скважину, равна SI=21*104 м2,
пористость βп,=0,22, начальная нефтенасыщенность
нефтяных пластов равна βн =0,54, коэффициент вытеснения нефти водой kв=
=0,55.
Соотношение подвижностей закачиваемой воды и нефти в пластовых
условиях
=
=0,93
=
=1,32 - вес воды, замещающей 1 т
поверхностной нефти в пластовых условиях. С учетом этого получается коэффициент
различия физических свойств нефти и вытесняющей воды.
=
=
=1,3Текущая обводненность добываемой жидкости по
окружающим скважинам равна А2=0,7. При этом расчетная доля
вытесняющего агента равна
А=
=0,64
Объемная доля обводненных слоев
(1-Y)={1-0,25*(V2)2}*A2=0,75*0,642=0,3
Общее количество «Ритина» для нагнетательной скважины
G=c*SI*h*βп*βн*kв*(1-Y)*0,01=0,18*21*10-4*0,22*0,54*0,55*0,3*0,01=
=905 кг
Закачка этого количества Ритина будет осуществлена за время
сут
После чего нагнетательная скважина примерно 1 сутки будет в
технологических простое, а затем будет возобновлена закачка воды.
Благодаря произведенной закачке Ритина в обводненные нефтяные слои
в области нагнетательной скважины №303 происходит увеличение фильтрационного
сопротивления в n раз.
Соответственно изменяется µ0 - коэффициент, учитывающий различие
физических свойств нефти и вытесняющего агента и становится:
µ0=
.
На основе экспериментальных данных коэффициент увеличения
фильтрационного сопротивления в области нагнетательной скважины можно принять
равным 3. С учетом этого совершается переход от µ0=1,3 к µ0=
*1,32=0,63
При этом происходит изменение весовой обводненности
от А2=
до А2=
и изменение объемной обводненности
от А1=
до А1=
При неизменных параметрах глубинных насосов окружающих добывающих
скважин дебит нефти увеличивается как по объему, так и по весу в 
раза.
При постоянном суточном объеме закачки q=385 м3/сут. Прирост суточного дебита нефти составляет
7,4 т/сут; в пересчете на год с учетом коэффициента эксплуатации 0,6 прирост
добычи нефти составит:7,4*365*0,6=1620 т/год.
Но эта оценка эффективности закачки Ритина по начальному приросту
дебита нефти является несколько завышенной, так как в течение года из-за отбора
нефти произойдет естественное снижение дебита нефти, а также уменьшится
действие Ритина - уменьшится величина n - коэффициента увеличения фильтрационного сопротивления по
обводненным нефтяным слоям. На основе имеющихся экспериментальных данных
закономерность изменения во времени t этого
коэффициента можно представить следующей формулой:
n=1+2*е-0,003
=1+2*е-0,003*(365/1,81)=2,09@2
По этой причине произойдет увеличение коэффициента µ0=0,63
до µ0=0,84 и увеличение объемной обводненности до А1=0,53.
Соответственно увеличение дебита нефти составит @1,29 раза, а прирост дебита нефти 49,6*(1,29-1)=14,3 т/сут. С
учетом естественного годового падения дебита нефти, например, 5% прирост дебита
нефти составит 14,3*0,95=13,5 т/сут. Таким образом, среднегодовой прирост
дебита равен 
@20,1 т/сут. Годовой прирост добычи
составит 20,1*365*0,6=4412,8 т при закачке 0,905 т Ритина.
.6 Расчет технологической эффективности применения ПГС «Ритин» на
очаге №303
Для определения технологической эффективности от проведения
мероприятия требуется определить базовые показатели разработки, то есть какие
были бы показатели без проведения воздействия. Для этого рассмотрим различные
методы расчета технологических показателей разработки базового варианта.
Эти методы можно подразделить на две группы.
К первой группе относятся методы, основанные на применении
физически содержательных математических моделей процесса извлечения нефти из
неоднородных пластов.
Ко второй группе относятся экстраполяционные методы, включающие
характеристики вытеснения и имитационные модели, построенные по результатам
многофакторного анализа.
Под характеристиками вытеснения понимаются различные зависимости
между величинами добываемого объема жидкости, нефти и воды. Одна группа
характеристик устанавливает зависимость между накопленными значениями указанных
параметров (интегральные характеристики). Другая группа зависимостей строится
на основе текущих отборов нефти, воды и жидкости (дифференциальные).
К настоящему времени различными авторами предложено более 70
характеристик вытеснения. К первой группе отнесены зависимости между
накопленными отборами нефти, воды и жидкости или зависимости между накопленными
отборами продукции скважин и их обводненностью.
Вторая группа характеризует изменение добычи нефти во времени, а
также устанавливает связь между текущей и накопленной добычей нефти (кривые
падения) [24]. Характеристика вытеснения отражает реальный процесс выработки
запасов нефти и связанную с ним динамику обводнения продукции при разработке
неоднородных пластов на режиме вытеснения нефти водой. Также позволяет судить
об эффективности выработки запасов нефти при заводнении объектов разработки.
Сопоставление характеристик вытеснения различных объектов в безразмерном
времени позволяет сравнивать эти объекты, выявлять причины и факторы, влияющие
на характер выработки запасов нефти.
Для расчета технологической эффективности от применения
полимерно-гелевой системы «Ритин» были использованы интегральные характеристики
вытеснения:
1. 
-метод Назарова С.Н и Сипачева Н.В
. 
- Камбарова Г.С
. 
- Пирвердяна А.М
. 
- Казакова А.А
. 
- Максимова М.И
где Qн, Qж - накопленная добыча соответственно нефти и жидкости, А, В
- коэффициенты, определяемые статистической обработкой фактических данных.
Используя фактические данные по накопленной добыче нефти и
жидкости за прогнозный период, строятся зависимости по данным формулам.
Экстраполируя получившуюся прямую на прогнозный период можно получить
показатели разработки базового варианта. Затем, сравнивая их с фактическими
определяют изменение накопленной добычи нефти и жидкости. Характеристики
вытеснения использовались для более точного определения дополнительной добычи
нефти.
Строим кривую в соответствующих координатах, в зависимости от
формулы. Например, если по Назарову С.Н и Сипачеву Н.В., то в координатах
отношение накопленной добычи жидкости к накопленной добычи нефти-накопленная
добыча воды. Постоянные А и В вычисляются автоматически в MS Exel, и выводятся с
уравнением прямой. Аналогично получим уравнения других характеристик вытеснения
(рис.4.6.1 - 4.6.5)
. Метод Назарова С.Н и Сипачева Н.В
, А=2,1594, В=0,0035, R2=0,993
2. Метод Камбарова Г.С
, А=285,1, В=-78195, R2=0,996
. Метод Пирвердяна А.М
, А=334,4 В=-3929, R2=0,986
. Метод Казакова А.А
, А=1,7024 В=0,2094, R2=0,985
. Метод Максимова М.И
, А=-67,933 В=97,461 R2=0,986
Был произведен расчет и был получен результат дополнительно
добытой нефти (таблица 4.6.1).
Таблица 4.6.1
Дополнительная добыча, полученная по характеристикам
вытеснения
|
Метод
|
Дополнительная
добыча, т
|
|
2000
|
2001
|
2002
|
|
1. Назаров С.Н
и Сипачев Н.В
|
701,1
|
1629,8
|
3637,4
|
|
2. Камбаров Г.С
|
174,3
|
1251,2
|
3582,7
|
|
3. Пирвердян
А.М
|
223,6
|
1271,1
|
3538,3
|
|
4. Казаков А.Л
|
-
|
888,5
|
3057,8
|
|
5. Максимов М.И
|
174,2
|
1237,3
|
3531,5
|
Следует особо отметить, что все характеристики вытеснения
получены эмпирическим путем на основе обобщения промысловых данных
ограниченного количества месторождений. Многолетний опыт использования
предложенных уравнений показывает, что к каждому пласту следует подбирать свою
характеристику. Кроме того, в соответствии с данной методикой предполагается,
что на всем протяжении сохраняется линейная зависимость между параметрами
рассматриваемых уравнений. А это условие не выполняется. Несмотря на
существенные недостатки данной методики прогнозирования технологических
показателей разработки, в настоящее время для оценки эффективности воздействия
на пласт она применяется чаще других методов. Но так как до сих пор не удалось
разработать объективные критерии отбора, поэтому берут 3-4 зависимости из всего
их многообразия и берут среднее значение прогноза по этим характеристикам, как
было сделано в расчете. Отсюда такие различия между прогнозируемыми и
фактическими значениями
Проведя расчет по кривым вытеснения получили дополнительно
4732 тонн нефти с очага №303 за 3 года, по методу Лысенко прирост добычи
составляет 4412 тонн в год. Мероприятия по повышению нефтеотдачи пласта
проведенные на Мыхпайском месторождении на протяжении этого времени,
направленные на выравнивание фронта вытеснения нефти водой позволили:
снизить обводненность продукции в среднем до 95,5%;
снизить темп падения добычи нефти и стабилизировать его;
уменьшить долю воды в добываемой продукции;
увеличить дебит по нефти;
также получить дополнительно 114612 тонн нефти.
.7 Расчет эффективности закачки ПГС «Ритин» по аналитической
методике В.Д. Лысенко
Этот метод оценки фактической нефтеотдачи пластов базируется
на применяемой методике проектирования разработки нефтяных месторождений. Он
применим по большим совокупностям скважин и по отдельным скважинам. Для
применения метода требуется знать число пробуренных и введенных в действие
скважин, их дебиты нефти и жидкости. Суть метода состоит в следующем: в целом
для всей рассматриваемой совокупности скважин строят зависимости по годам
дебита нефти от общего накопленного отбора нефти, а также текущего дебита
жидкости от накопленного отбора жидкости. Затем полученные прямолинейные
участки на полученных кривых экстраполируют и интерпретируют, они представлены
на рисунках 4.7.1 - 4.7.2
Самое главное, что зависимость текущего дебита нефти от
общего накопленного отбора нефти при ее экстраполяции до оси ординат показывает
текущий амплитудный дебит нефти на пробуренную скважину, при ее экстраполяции
до оси абсцисс текущие, введенные в разработку, начальные извлекаемые запасы
нефти. Такая экстраполяция выполняется для прямолинейных отрезков установленной
общей криволинейной зависимости. Очень важно, что такая зависимость позволяет
заблаговременно увидеть текущие негативные результаты. Зависимость текущего дебита
жидкости на пробуренную скважину от накопленного отбора жидкости позволяет
увидеть динамику изменения численных значений текущего амплитудного дебита
жидкости на пробуренную скважину и введенных в разработку начальных извлекаемых
запасов жидкости. При этом амплитудный дебит жидкости может быть больше
амплитудного дебита нефти на величину амплитудного дебита воды. При большой
разнице в плотностях, в подвижности нефти и воды надо переходить от весовой
жидкости к расчетной жидкости, от весовых дебитов и отборов к расчетным, вынося
за скобки влияние различия физических свойств в виде коэффициента различия [22]
Рисунок 4.7.1 Зависимость удельного расчетного дебита нефти
от накопленного расчетного отбора нефти
Рисунок 4.7.2 Зависимость удельного расчетного дебита
жидкости от накопленного расчетного отбора жидкости
Проэкстраполировав прямолинейные участки до оси абсцисс, я
получила следующие данные, представленные в таблице 4.7.1
Таблица 4.7.1
Результаты расчета по аналитической методике Лысенко В.Д.
|
Показатель
|
До ПГВ
|
После ПГВ
|
|
Возможный
суммарный отбор нефти при технологии данного периода, тыс.т
|
710,5
|
825,8
|
|
Возможный
суммарный отбор воды при технологии данного периода, тыс.т
|
1421
|
1600
|
|
Средний ВНФ
|
2,00
|
1,77
|
Из графика видно, что после применения ПГС извлекаемые запасы
увеличились с 710,5 до 830,8 тыс., что дало прирост 115,3 тыс.т нефти, попутно
будет добыто 1461,6 тыс.тонн нефти, также уменьшился водонефтяной фактор.
Выводы к главе 4
) Внедрение полимерно-гелевого заводнения на Мыхпайском
месторождении началось в 2000 году. По результатам геолого-промыслового анализа
был выбран опытный участок №303 пласта БВ8 для закачки ПГС «Ритин», который
включает 3 добывающих (скв.1268,1269,516) и одну (скв.303) нагнетательную
скважину.
) Цель закачки водного раствора «Ритина» - направить его в
уже обводненные слои и тем самым резко уменьшить холостую прокачку закачиваемой
воды через эти слои; при этом уменьшить долю воды и увеличить долю нефти в
дебите добывающих скважин; а при неизменной лроизводитель-ности глубинных
насосов, спущенных в эти добывающие скважины, увеличить их дебит нефти.
) Технология осуществляется путем закачки водного раствора
«Ритин» в нагнетательную скважину, раствор готовится непосредственно на
месторождении, при помощи агрегатов смешивается порошок с водой и насосами
подается в скважину.
) Оценка технологической эффективности проводилась при помощи
кривых вытеснения (по методу Камбарова, Пирвердяна, Казакова, Максимова,
Назарова и Сипачева) и по методу Лысенко В.Д. Был подсчитан эффект от внедрения
технологии ПГС «Ритин», он составил 4732,4 тонн дополнительной добытой нефти.
По методу Лысенко в среднем прирост от закачки «Ритин» в одну нагнетательную
скважину составит 4412 тонн в год.
) Был проведен расчет технологической эффективности по
аналитической методике Лысенко В.Д., прирост извлекаемых запасов составил 115,3
тыс.т. Фактический прирост дополнительной нефти за счет проведения закачки ПГС
«Ритин» составил 114612 тонн.
5. ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ
ПОЛИМЕРНО-ГЕЛЕВОЙ СИСТЕМЫ «РИТИН»
.1 Технико-экономические показатели НГДУ
«Нижневартовскнефтегаз»
Основная функция НГДУ«Нижневартовскнефтегаз» заключается в
добыче, сборе и хранении нефти, а также в первичной подготовке для дальнейшей
транспортировки потребителю.
В настоящее время разрабатываемый НГДУ объект вступил в
период падающей добычи, характеризующийся постоянно увеличивающейся
обводнённостью продукции скважин, снижением темпов добычи нефти, продуктивности
скважин. Всё это определило уровень основных технико-экономических показателей
предприятия, приведённых в таблице 5.1.1
В связи с падением добычи нефти и усложняющимися условиями
разработки только рациональное и экономическое расходование материально-технических
ресурсов, повышение производительности труда, и, соответственно заработной
платы, увеличение коэффициента эксплуатации и использования фонда скважин,
увеличение срока службы основных производственных фондов, сокращение
численности персонала, внедрение мероприятий, повышающих нефтеотдачу пласта -
все это помогает сохранить рентабельнность НГДУ «Нижневартовскнефтегаз» в
условиях рыночных отношений.
В таблице 5.1.1 приведены основные технико-экономические
показатели НГДУ «Нижневартовскнефтегаз». Для достижения проектных показателей
по уровню добычи нефти и нефтеотдачи, на месторождениях постоянно проводятся
мероприятия по усовершенствованию проектных систем, регулированию разработки и
внедрению различных методов увеличения нефтеотдачи. Наиболее эффективными и
широко внедряемыми являются:
Оптимизация плотности скважин
Переход на другой горизонт после выработки базисного
Увеличение продуктивности скважин воздействием на ПЗП
Применение различных методов увеличения нефтеотдачи
Усовершенствование проектных систем заводнения избирательным
и очаговым.
Таблица 5.1.1
Основные технико - экономические показатели НГДУ
«Нижневартовскнефтегаз»
|
3. Показатель
|
2000
|
|
1. Добыча
нефти, тыс.т
|
684,8
|
|
2. Добыча
жидкости, тыс.т
|
8971,4
|
|
3. Ввод новых
нефтяных скважин, скв.
|
-
|
|
4. Фонд
добывающих скв. на конец года, скв.
|
278
|
|
5. Действующих
фонд добыв. скв. на конец года, скв.
|
222
|
|
6. Действующих
фонд нагнет. скв. на конец года, скв.
|
56
|
|
7. Коэф.
использования скв. нефтяного фонда, д.ед.
|
0,66
|
|
8. Численность
персонала, чел.
|
4244
|
|
9. Численность
работников, работающих вахтово-экспл. методом, чел.
|
814
|
|
10. Средняя
заработная плата 1 чел. в год
|
37100
|
|
113. Фонд
оплаты труда, тыс.р
|
460814,1
|
|
12. Фонд
социального обеспечения, тыс.р
|
92843
|
|
13. Совокупные
затраты на одну среднедействующую скважину, чел/скв
|
2,313
|
|
14. Удельные
трудовые затраты, чел/скв
|
1,538
|
Осуществление этих мероприятий позволило, при меньшем
количестве пробуренных проектных скважин и, соответственно, меньшем действующем
фонде, на протяжении многих лет и в истекшем году перекрывать годовые проектные
уровни добычи нефти, достичь и поддерживать относительно высокие темпы отбора
нефти от текущих извлекаемых запасов, достичь высокой текущей нефтеотдачи.
5.2 Расчет экономического эффекта от проведения закачки ПГС
«Ритин» на очаге №303 Мыхпайского месторождения.
В 2000 году на очаге №303 начали закачку водного раствора ПГС
«Ритин». Дополнительная добыча нефти представлена в таблице 5.2.1
Таблица 5.2.1
Дополнительная добыча нефти за счет проведения закачки ПГС «Ритин»
|
Годы
|
2000
|
2001
|
2002
|
|
Допол.добыча
нефти, тонн
|
254,6
|
1008,3
|
3469,5
|
Всего было добыто 4732,4 тонн нефти за счет проведения МУН.
Добыча нефти по всему месторождению составила 115 тыс.тонн нефти. Калькуляция
себестоимости добычи нефти в 2000 году представлена в таблице 5.2.2
Таблица 5.2.2
Калькуляция себестоимости добычи нефти в 2000 году
|
Статья затрат
|
руб/т
|
в т.ч. % перем.
в статье
|
|
1. Расходы на
энергию по увеличению нефти
|
106,61
|
35,0
|
|
2. Расходы по
ППД
|
141,97
|
30,0
|
|
3. ЗП с
отчислениями
|
20,84
|
-
|
|
4. Амортизация
скважины
|
41,97
|
-
|
|
5. Расходы по
сбору и транспорту нефти
|
80,70
|
30,0
|
|
6. Расходы по
технологической подготовке нефти
|
51,33
|
60,5
|
|
7. Расходы на
содержанию и эксплуатацию оборудования
|
283,52
|
-
|
|
8.
Общепроизводственные расходы
|
107,10
|
-
|
|
9. Прочие
производственные расходы
|
6,19
|
-
|
Таблица 5.2.3
Статья затрат на обработку одной скважины раствором ПГС
«Ритин»
|
Статьи затрат
|
Кол-во
|
Цена
|
|
Бурильщик 5
разряда, руб/час
|
1
|
26,85
|
|
Помощник 3
разряда, руб/час
|
1
|
20,85
|
|
Подготовитель
раствора, руб/час
|
1
|
12,5
|
|
Премия, %
|
|
70
|
|
Территориальный
коэффициент,%
|
|
75
|
|
Отчисления на
соц.нужды,%
|
|
36,5
|
|
Цементировочный
агрегат ЦА-320, руб/час
|
1
|
196,1
|
|
Автоцистерна
ЦР-4, руб/час
|
1
|
135,8
|
|
Агрегат
СМ-4,руб/час
|
1
|
116,2
|
|
Пресная вода, м3
|
362
|
3,05
|
|
Композиция, кг
|
905
|
50
|
|
Цеховые
расходы,%
|
105,9
|
|
При оценке эффективности мероприятий продолжительностью более
одного года разновременные стоимостные показатели необходимо привести в
сопоставимый вид. При сравнении проектов, начинающих в различные моменты
времени, возможно, приведение к любому фиксированному году расчетного периода.
Для приведения разновременных затрат и результатов к единому времени
используется норма дисконта - Е, равная приемлемой для инвестора норме дохода
на вкладываемые в мероприятие денежные средства.
Технически приведение к единому моменту времени затрат и
результатов, осуществляемых в году t, удобно производить путем их умножения на
коэффициент дисконтирования, определяемый для постоянной нормы дисконта Е как
1. Расчет экономического эффекта 2000 год
Стоимостная оценка результатов определяется по формуле
Рмер = ∆Q*Ц =254,6*530=134938 руб.
Стоимостная оценка затрат на проведение мероприятия
рассчитывается по формуле
Змер = Зобр*Nобр + Здоп
Затраты на проведение одной обработки скважин Зобр
определяется по формуле
Зобр = Ззп + Зсоц + Змат
+ Зтр + Зобщ + Зцех
Затраты на оплату работников, занятых в обработке,
рассчитываются по следующей формуле
Ззп=∑Сti*t*чi*Kп*Kр=(26,85*4*1*70*0,75)+(20,85*4*1*70*0,75)+
+(12,25*4*1*70*0,75)=12642 руб.
Расходы на социальные нужды работников определяются
Зсоц = n*ЗЗП /100 =36,5*12642/100 = 4500 руб.
где n - ставка (36,5 %) единого социального налога, %.
Материальные расходы рассчитываются следующим образом
Змат = Vгеаг Среаг+ Vпв.Спв =
905*50+362*3,05=46354,1 руб.
Расходы на эксплуатацию задействованного в обработке
транспорта вычисляют по формуле
Зтр = ∑Зэкспi*t*N=196,1*4*1+135,8*4*1+116,2*4*1=4671,2
руб.
Цеховые (геофизические, общехозяйственные) расходы
Зцех =m*Ззп/100 = 105,9*12642/100 = 13387,8
руб.
Зобр = 12642+4500+46354,1+4671,2+13387,8 = 68167,3
руб.
Здоп - эксплуатационные расходы на дополнительную
добычу нефти рассчитываются по формуле:
Условно-переменные затраты на 1 т. нефти определяется за 1
год равно 230,8 руб/т
Здоп = ΔQ*Зусл =
254,6*230,8 = 58623,2 руб.
Змер =68167,3+58623,2=126790,5 руб.
Экономический эффект равен
=( Рмер - Змер)α0 = (134938-126790,5)*1= 81475 руб.
. Расчет экономического эффекта в 2001 год
Коэффициент дисконтирования равен
Стоимостная оценка результатов определяется
Рмер = ∆Q*Ц =1008,3 *530 = 534399
руб.
Эксплуатационные расходы на дополнительную добычу нефти
рассчитываются по формуле
Здоп = ΔQ*Зусл =
230,8*1008,6 = 232784,8 руб.
Экономический эффект за 2001 год.
=( Рмер - Змер)*
=(534399-232784,8)*0,909=274167,3
руб.
. Расчет экономического эффекта в 2002 году
Коэффициент дисконтирования равен
Стоимостная оценка результатов определяется
Эксплуатационные расходы на дополнительную добычу нефти
рассчитываются по формуле
Здоп = ΔQ*Зусл =
3469,5*230,8 = 800760,6 руб.
Экономический эффект за 2002:
=( Рмер - Змер)*
=(1838835-800760,6)*0,826
= 857449,4 руб.
Таблица 5.2.3
Результаты расчета годового экономического эффекта от закачки
|
Показатель
|
Значение
|
|
2000
|
2001
|
2002
|
|
Стоимость одной
обработки, тыс.руб.
|
68167,3
|
-
|
-
|
|
Дополнительная
добыча нефти, тонн
|
254,6
|
1008,6
|
3469,5
|
|
Затраты на
дополнительную добычу нефти отобработок, тыс.руб.
|
58623,2
|
232784,8
|
800760,6
|
|
Экономический
эффект от обработок, руб.
|
81475
|
274167,3
|
857449,4
|
|
Выручка от
продажи доп.нефти, руб
|
134938
|
534558
|
1838835
|
|
Чистый денежный
поток
|
96301
|
132557
|
228858
|
|
Дисконтированный
денежный поток
|
83740
|
100232
|
123972
|
|
Накопленный
дисконтированный поток
|
83740
|
183972
|
307944
|
ЧДД положителен, ИД>1 - проект эффективен.
Вывод к главе 5
Основным показателем, определяющим экономическую
эффективность применения. Положительное значение накопленного дисконтированного
дохода свидетельствует об экономической целесообразности проведения данного
мероприятия. Анализ применения ПГС «Ритин» на Мыхпайском месторождении,
позволяет сделать вывод, что проведение промысловых закачек дает эффект,
позволяет окупить понесенные затраты при стоимости одной обработки 68 тыс. руб.
Из результатов расчетов видно, что доходов, полученных от реализации
дополнительной нефти достаточно для возмещения затрат на проведение МУН в
течение 1 года. Технология закачки водного раствора ПГС «Ритин» является одной
из самых лучших методов повышения нефтеотдачи на Мыхпайском месторождении.
Экономический эффект в среднем составит примерно 385 тыс.руб. на одной
обработке. Применение данного метода в условиях данного месторождения является
технологически и экономически выгодным.
6. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА
.1 Характеристика производственной среды
В нефтях и газах Мыхпайского месторождения содержится
сероводород, который относится к третьему классу опасности (ГОСТ 12.1.005-76) В
связи с этим обеспечивается:
) выполнение спасательных работ при авариях;
2) инструктаж и обучение персонала правилам ведения работ в
газоопасной среде.
Работники бригад имеют при себе во время работы противогазы и
индикаторы на сероводород. Они должны знать правила безопасности и приеме
оказания первой помощи пострадавшим. За концентрацией сероводорода в воздухе на
рабочих местах должен быть организован систематический контроль: замеры
газоанализатором, индикатором. Для определения легких паров нефти в воздухе
рабочей зон, применяют переносные электрические газоанализаторы.
При проведении работ по технологии с применением ПГС
необходимо руководствоваться требованиями "Правил безопасности в нефтяной
и газовой промышленности" утвержденными Госгортехнадзором России
14.12.1992 года (раздел 1, раздел 3 п. З.З, 3.5-3.9, З.11, раздел 4 п. 4.7,
4.8).
Полиакриламид является негорючим веществом. Оно представляет
собой едкое вещество и относится к вредным веществам 2-го класса опасности по
ГОСТ 12.1.007-76[16].
.2 Анализ опасных и вредных производственных факторов
Эффективный и безопасный труд возможен только в том случае,
если производственные условия на рабочем месте отвечают всем требованиям
международных стандартов в области охраны труда. Возникающие опасности в
процессе эксплуатации нефтяных и газовых месторождений можно разделить на три
основных вида: техногенные, экономические и чрезвычайные ситуации.
Таблица 6.2.1
Предельно допустимые концентрации вредных веществ в воздухе
(ГОСТ 12.1.005-76)
|
Наименование
вещества
|
ПДК,мг/м3
|
Класс опасности
|
Температура, оС
|
Пределы
взрываемости,%
|
|
раб.зоны
|
насел. пункт
|
|
вспышки
|
самовоспламенения
|
НПВ
|
ВПВ
|
|
Углерод окись
|
20
|
3
|
4
|
-
|
605
|
12,5
|
74
|
|
Аммиак
|
20
|
0,04
|
4
|
-
|
650
|
15
|
28
|
|
Бензин
|
100
|
1,5
|
4
|
35
|
375
|
0,76
|
8,1
|
|
Метанол (спирт
метиловый)
|
5
|
0,5
|
3
|
6
|
440
|
6,98
|
35,5
|
|
Пентан
|
200
|
25
|
4
|
44
|
286
|
1,47
|
7,7
|
|
Сероводород
|
10
|
0,008
|
3
|
43
|
246
|
4,3
|
46
|
К первой группе относятся все факторы производства,
воздействие которых на человека приводит к травме, профзаболеванию или
смертельному исходу.
1)
механические
факторы производственного процесса (движущиеся и вращающиеся элементы производственного
оборудования, отличающие и подающие предметы),
2)
физические
факторы производственного процесса (электрический ток, высокая или низкая
температура, рентгеновские или электромагнитные излучения, производственный
шум, вибрация, повышенная или пониженная влажность воздуха, изменения давления,
аэрозоли, повышенная или пониженная освещенность);
3)
химические
факторы производственного процесса (общетоксические, раздражающие,
возбуждающие, канцерогенные и мутагенные вещества);
4)
факторы,
обусловленные особенностями трудовой деятельности человека, а также нарушениями
нормальных режимов труда (монотонный труд, превышение темпа труда, прилагаемых
усилий, динамической нагрузки и негативные психофизические факторы).
Эти производственные опасности и вредности возникают
вследствие нарушения режимов технологического процесса, работы
производственного оборудования и нарушения нормальных режимов труда. Они могут
вызываться одним опасным фактором или несколькими, действующими комплексно.
.3 Разработка мероприятий по обеспечению безопасных и
здоровых условий труда
Опасными веществами, которые используются в технологических
целях, являются хлор, фенол, кислоты, поверхностно-активные вещества, смолы,
парафины. Большую опасность для человека представляют кислоты и щелочи. При
попадании на кожу они могут вызывать ожоги, обугливание кожи. При попадании на
кожу щелочи, жидкого стекла, эти реагенты должны быть немедленно смыты большим
количеством воды, а пораженное место необходимо обработать 2% раствором
питьевой соды и смазать мазью.
Полиакриламид (ПАА), который составляет основу раствора не
относится к токсичным химреагентам, работа с ним не требует особых мер
предосторожности.
Приготовление и закачивание раствора в нагнетательные
скважины должны производиться с учетом показателей качества вод для заводнения
нефтяных пластов по ОСТ 39-225-88 и общих требований к охране подземных вод
ГОСТ 17.1.3.06-82.
Нефтяная промышленность, с точки зрения пожарной опасности,
характеризуется взрыво- и огнеопасностью нефти и газа. Эти свойства сильно
проявляются при высоких давлениях и температурах, которые сопровождают
технологические процессы. Легковоспламеняющимися называют горючие вещества и
материалы, способные воспламеняться от кратковременного воздействия источника
зажигания с низкой энергией (таблица 6.3.1). Смеси некоторых газов способны
самовоспламеняться. В зависимости от температуры самовоспламенения
устанавливаются шесть групп взрывоопасных смесей (ГОСТ 12.1.011-78)
Таблица 6.3.1
Группы взрывоопасных смесей в зависимости от температуры
самовоспламенения
|
Группа
взрывоопасной смеси
|
Температура
самовоспламенения, 0С
|
|
Т1
|
Свыше 450
|
|
Т2
|
300 до 450
|
|
Т3
|
200 до 300
|
|
Т4
|
135 до200
|
|
Т5
|
100 до 135
|
|
Т6
|
85 до100
|
При приготовлении и нагнетании силикатно-щелочных растворов
должны соблюдаться следующие правила производственной санитарии и пожарной
безопасности:
приказом по предприятию назначается лицо, ответственное за
хранение, отпуск, применение и правильную организацию работ со щелочами, за
проведение инструктажа всех работников, привлекаемых к работе со щелочами. На
растворном узле должны работать одновременно не менее двух человек, достигших
18-летнего возраста и имеющих соответствующую подготовку для работы на
химическом производстве, прошедших медицинский осмотр и вводный инструктаж. По
пожарной безопасности узел по приготовлению и нагнетанию силикатно-щелочных
растворов относят к категории Д.
Запрещается в местах хранения и приготовления растворов
курить и пользоваться открытым огнем. Рабочие места снабжают средствами
пожаротушения (таблица 6.3.2).
С обслуживающим персоналом необходимо проводить периодический
инструктаж по правилам ведения работ, технике безопасности, промышленной -
санитарии и пожарной безопасности. Весь персонал снабжен средствами
индивидуальной защиты. К средствам защиты предъявляют следующие требования: они
должны обеспечить высокую степень защитной эффективности и удобство при
эксплуатации; должны создавать наиболее благоприятные для человека соотношения
с окружающей внешней средой и обеспечивать оптимальные условия для трудовой
деятельности (ГОСТ12.4.011-75 «Средства защиты работающих. Классификация»).
Средства защиты в каждом отдельном случае следует выбирать с учётом требований
безопасности для данного процесса или вида работ.
Средства индивидуальной защиты следует применять в тех
случаях, когда безопасность работ не может быть обеспечена конструкцией
оборудования, организацией производственных процессов и средствами коллективной
защиты в соответствии с требованиями ГОСТ12.2.033-74 «Оборудование
производственное. Общие требования безопасности» (таблица 6.3.3).
Таблица 6.3.2
Первичные средства пожаротушения
|
Наименование
|
ГОСТ, ТУ
|
Кол-во, шт.
|
Примечание
|
|
Огнетушители
пенные ОХП-10
|
ГОСТ 16005-71
|
6
|
Допускается
применять огнетушители порошкообразные ОП-5 по ТУ 22-3952-77 на центральном
пожарном щите
|
|
Ящики с песком:
0,5 м3 1,0 м3
|
|
4 1
|
|
|
Лопаты
|
ГОСТ 3620-76
|
4
|
|
|
Лом пожарный
легкий ЛПЛ
|
ГОСТ 16714-71
|
2
|
|
|
Топор пожарный
поясной ТПТ
|
ГОСТ 16714-71
|
2
|
|
|
Багор пожарный
БП
|
ГОСТ 16714-71
|
2
|
|
|
Ведро пожарное
ВП
|
ТУ 220 РСФСР
|
4
|
|
|
Щит пожарный
деревянный ЩПД
|
ТУ 220 РСФСР
|
2
|
|
|
Рукава пожарные
со стволами
|
|
3
|
Длина каждого
не менее 20 м
|
Таблица 6.3.3
Примерный перечень средств индивидуальной защиты
рекомендуемых для рабочих основных профессий на Мыхпайском месторождении
|
Профессия
рабочего
|
Рекомендуемые
средства индивидуальной защиты из ассортимента
|
Сроки
исполнения
|
|
Оператор по
добыче
|
Костюм
брезентовый (ГОСТ12.4.098-78) Костюм хлопчатобумажный (ГОСТ12.4.109-82)
Костюм нефтяника зимний (ТУ1708.124-80) Комплект мужской спецодежды для операторов
( ТУ 17-08-136-81 ) Сапоги резиновые (ГОСТ 17.4.137-84) Сапоги утепленные
(ГОСТ 17.4.137-84) Рукавицы брезентовые (ГОСТ 12.4.109-82)
|
24 24 24
дежурный 12 18 2
|
|
Слесарь КИПиА
|
Костюм
хлопчатобумажный (ГОСТ12.4.109-82) Костюм для работы в особых условиях с
комбинированной пропиткой (ГОСТ 12.4.084-90) Ботинки кожаные (ГОСТ 10998-74)
Очки защитные (ГОСТ 12.4.003.-74) Рукавицы комбинированные (ГОСТ 12.4.010-75)
Перчатки резиновые (ГОСТ 20010-74)
|
12 24 12 до
износа 3 дежурные
|
|
Оператор по
исследованию скважин
|
Костюм
хлопчатобумажный с водостойкой пропиткой (ГОСТ 12.4.109-82) Костюм
брезентовый (ГОСТ 12.4.038-74) Костюм для работы в особых условиях (ГОСТ
12.4.084-80) Сапоги резиновые (ГОСТ 12256-78) Сапоги кирзовые (ГОСТ 5394-74)
Рукавицы брезентовые (ГОСТ 12.4.010-75)
|
24 24 24 12
18 2
|
Задача пожарной профилактики состоит в том, чтобы на основе
комплекса мер, реализуемых на стадиях проектирования, строительства и
эксплуатации производственных объектов, установок, исключить случаи загорания
веществ и материалов вне специального очага и в масштабах, не контролируемых
человеком.
Источниками воспламенения являются: механические и
электрические искры, заряды статистического и атмосферного электричества,
нагретые поверхности, короткие замыкания, перегрузки электрооборудования.
В обеспечении пожарной безопасности объектов нефтяной
промышленности и в первую очередь обслуживающего персонала значительное место
занимает автоматизация взрыво- и пожароопасных технологических процессов, это:
1)
Автоматическое
отсечение или переключение поврежденных или находящихся в зоне пожара аппаратов
и трубопроводов;
2)
Также
для устранения причин пожаров и взрывов на производственных объектах нефтяной и
газовой промышленности реализуется большой комплекс мер:
а) правильные выбор и эксплуатация электрического
оборудования с соответствующим уровнем защиты; предотвращение накопления и
разрядов статического электричества; исключение самовозгорания веществ;
появление открытого огня, неисправностей или перегрева оборудования;
б) наличие эффективных средств пожаротушения в нужном
количестве и правильное расположение их; наличие ограждающих конструкций,
противопожарных преград, предотвращающих переход огня от одного здания к
другому.
Электробезопасность должна обеспечиваться конструкцией электроустановок,
техническими способами и средствами защиты (ГОСТ 12.2.020-76). Обслуживание
электроустановок осуществляют работники, имеющие необходимую квалификацию.
Химические анализы закачиваемых жидкостей проводят сотрудники, имеющие
квалификацию лаборанта химических производств.
На промыслах широко используются различные электроустановки,
которые эксплуатируются как на открытых площадках, так и в помещениях
(например, КНС) с высокой влажностью и высокой температурой воздуха. Наиболее
опасными элементами электроустановок являются пускатели, рубильники, автоматы,
предохранители, опасными - провода.
Поражение электрическим током происходит при неисправности
электропроводки, контакте человека с токоведущими частями оборудования.
Для предотвращения прикосновения человека к токоведущим
частям электрооборудования применяют:
1)
изоляцию;
2)
ограждения;
3)
дистанционное
управление;
4)
предостерегающие,
запрещающие знаки (плакаты).
Одно из защитных мероприятий - это преднамеренное соединение
с землей металлических частей оборудования, обычно не находящихся под
напряжением. В случае попадания этих частей оборудования под напряжение и
одновременного прикосновения к ним человека электрический ток пойдет по линии
наименьшего сопротивления (заземлению), а не через человека. Электродвигатели
на станках-качалках и на КНС должны иметь ограждения.
В местах постоянного дежурства обслуживающего персонала
должны иметься: набор (аптечка) необходимых приспособлений и средств для
оказания первой помощи, проведение искусственного дыхания, носилки для переноса
пострадавшего.
Для исключения опасных производственных ситуаций разработаны
и строго выполняются в соответствии с правилами регламентированные требования к
конструкции, изготовлению, монтажу аппаратов, установке арматуры, приборов,
вспомогательному оборудованию, помещению и уровню подготовки обслуживающего
персонала.
Все сосуды и аппараты, работающие под давлением и при высокой
температуре снабжены современными средствами контроля за технологическими
параметрами, состоянием рабочей среды, согласно «Правил устройств и безопасной
эксплуатации сосудов, работающих под давлением» (ПБ 10-115-96). В процессе
изготовления перед установкой и при эксплуатации предусмотрены гидравлические
испытания, периодическое техническое освидетельствование сосудов со 100%-ной
проверкой качества сварных швов.
Разнообразные подъемно-транспортные устройства (краны,
лебедки, погрузчики, передвижные агрегаты, автомобили, тракторы-подъемники и
д.р.) составляют большую часть современных средств механизации при разработке и
эксплуатации месторождений.
Исследования показывают, что случаи травматизма при
выполнении подъемно-транспортных работ чаще всего происходят из-за допуска к
управлению недостаточно обученных лиц, потери устойчивости крана и других
устройств, произвольного движения подъемного устройства во время работы,
разрыва канала, поломки шкива, превышение норм нагрузки, чрезмерных напряжений,
развивающихся под влиянием инерционных сил.
Все подъемные устройства и вспомогательные оборудования до
начала эксплуатации в обязательном порядке регистрируются в соответствующем
подразделении Госгортехнадзора и периодически (один раз в год) подвергаются
техническому освидетельствованию и испытанию. Особое внимание уделяется
безопасности транспортных средств, предназначенных для перевозки людей. Для
этих средств установлены нормы загрузки, сроки и виды испытаний, правила
пользования, повышенные значения коэффициентов запаса прочности и др. Все
подъемно-транспортные средства в строгом соответствии с регламентациями оборудуются
средствами блокировки, защиты, сигнализации, дистанционного управления и
автоматизации.
Свет оказывает большое влияние на организм человека, работу
основных физиологических систем, характер психических процессов. Недостаточная
и чрезмерная освещенность, например, может изменять кровяное давление,
замедлять биохимический обмен веществ, понижать активность и работоспособность.
Характерные для объектов нефтяной и газовой промышленности
высокие темпы производственных операций, работы машин, изменения среды
предъявляют повышенные требования к глазомеру, с помощью которого человек
воспринимает и предвидит направление, скорость движения, расстояние.
Производственное освещение делится на несколько видов: а)
естественное; б) искусственное; в) совмещенное - сочетание естественного и
искусственные освещения (СНиП 23-05-95. Естественное и искусственное
освещение). Широкое использование естественного света в производственных
помещениях благоприятно для человека. Световой комфорт на рабочих местах
обеспечивается при этом за счет диффузного света небосвода. В разных
географических широтах количество естественного света неодинаково. Оно зависит
также от погодных условий, времени года и суток. Уровень естественного света в
производственных помещениях можно регулировать изменением числа и размеров
световых проемов, рационального соотношения площади окон, световых фонарей с
площадью межоконных перегородок, пола, длин, ширины и высоты помещения и
др.(таблица 6.3.4)
Работы и технологические процессы на объектах нефтяной промышленности
идут круглосуточно. В производственных условиях имеется немало затемненных
рабочих мест, технических устройств и установок, где необходимо искусственное
освещение.
Выбор системы светильников и устройств освещения выполняется
с учетом следующих основных требований:
обеспечение достаточной освещенности рабочих мест,
инструментов, предметов труда;
ограничение прямой и отраженной блеклости;
научное обоснование выбора системы освещения, конструкции и
мощности светильников и др.;
постоянство освещенности и других светотехнических
показателей во времени и пространстве;
надежность работ осветительных устройств в специфических
условиях;
пожарная и электрическая безопасность светильников;
возможность управления и регулирования света;
экономичность сооружения и эксплуатации устройств.
Одним из главных психофизиологических требований и
конструкции и функциям всякой машины, технологической установки и т.д. является
соответствие их условиям нормального функционирования органов чувств человека:
зрения, слуха, осязания, обоняния, а также болевого, кожно-гальванического
воздействия и т.п. Указанные условия определяются свойствами техники,
технологии, конструкций рабочего места, реакциями производственной среды,
световым, метеорологическим, акустическим комфортом, интерьером и другими
факторами.
Таблица 6.3.4
Значение освещенности помещений на Мыхпайском месторождении
|
Место
измерения, наименование рабочей поверхности
|
Разряд
зрительных работ
|
Плоскость
измерения
|
Тип источника
света
|
Освещенность
фактическая, лк
|
Освещенность
нормируемая, лк
|
Заключение о
степени соответствия
|
|
|
|
|
комбинированное
|
Общее
|
комбинированное
|
общее
|
|
|
|
|
|
общее
|
общее + местное
|
|
общее
|
общее + местное
|
|
|
|
Компьютерная: -
рабочий стол - компьютер Кабинет мастера КИПиА: - рабочий стол ДНС-3 -
Операторная - рабочий стол БН - у манометра БКНС-3 Операторная - рабочий стол
- у приборов - у манометра 2-го насоса
|
Va Va VI VIIIб VI
|
гориз. верт.
гориз. гориз. верт. гориз. верт.
|
люмин.
люмин. люмин. л.н. л.н. л.н. + дрл
|
|
|
310 320
317 490 250 310 320
|
|
|
300 300
300 200 75 200 200
|
соответствует
соответствует соответствует соответствует соответствует соответствует
соответствует
|
6.4 Охрана окружающей среды
В современных условиях все ускоряющегося научно технического
прогресса, когда масштабы и темпы потребления природных ресурсов возрастают,
охрана окружающей среды приобрела острый, глобальный характер. Здесь на первый
план выдвигаются две основные проблемы.
Первая проблема - это охрана истощения, восстановление и
воссоздание природных ресурсов, необходимых для развития производства и
существования человеческого общества. Она связана с рациональным, экономным
природопользованием.
Вторая проблема - это охрана от загрязнения самой среды
обитания, вызванного производственными процессами, связанными с добычей,
транспортом, хранением и переработкой сырьевых ресурсов (особенно газа, нефти и
нефтепродуктов), а также с выделением вредных отходов производства (дымовые
газы, вредные продукты переработки сырья, загрязненные сточные воды).
В нефтяной промышленности множество объектов и различных
технологических процессов, служащих источниками утечек углеводородов (или
других рабочих агентов) и загрязнения окружающей среды. Наиболее губительны для
здоровья людей токсичные соединения свинца и серы.
Атмосфера в районах добычи нефти загрязняется сернистыми
соединениями в результате сжигания минерального топлива в стационарных
установках. Сера может содержаться в виде соединений в угле, нефти, природном и
нефтяном газе некоторых месторождений. При сжигании газа в факелах сернистые
соединения улетучиваются в атмосферу.
Также при эксплуатации нефтегазовых месторождений воздух
загрязняется, главным образом, при подготовке, транспорте и хранении нефти и
газа из-за неисправности элементов оборудования замерных установок, системы
сбора продукции скважин и испарений нефти из емкостей, отстойников,
резервуаров.
Общее количество вредных выбросов в районах добычи нефти и
газа можно снизить совершенствованием технологических процессов и широким
внедрением различных методов утилизации и очистки газа. К наиболее эффективным
из них можно отнести следующее:
1)
повышение
утилизации нефтяного газа;
2)
использование
естественных подземных хранилищ газа;
3)
переработка
газоконденсата с целью получения наиболее качественного безсернистого топлива;
4)
организация
более качественной очистки природного газа от конденсата на промыслах;
5)
установка
на магистральных газопроводах конденсатосборников и дренажных линий для
предотвращения загрязнения атмосферы газом, конденсатом, водой, механическими
примесями.
Наряду с загрязнениями атмосферы происходит систематическое и
опасное для человека загрязнение и отравление водоемов сточными водами
промышленности.
Промышленные предприятия сбрасывают в водоемы огромные
количества сточных вод, содержащих разнообразные токсические примеси. В
результате реки, озера, моря и океаны загрязняются нефтью, тяжелыми металлами,
хлорорганическими соединениями и множеством других ядовитых химикатов. Нефть,
попадая в воду, оказывает неблагоприятное и вредное воздействие на живые и
растительные организмы.
Промышленные выбросы ведут также к загрязнению почвы. Пыль и
сажа из отходящих газов, шламы, сбрасываемые предприятиями и получающиеся в
результате газоочистки, лишают почву растительности, ведут к появлению мертвых
участков земли.
За счет загрязнения нефтью в почве резко возрастает
соотношение между углеродом и азотом, что ухудшает режим почв и нарушает
корневое питание растений. Кроме того, нефть, попадая на поверхность земли и
впитываясь в грунт, сильно загрязняет подземные воды и почву, в результате чего
плодородный слой земли не восстанавливается в течение длительного времени.
При эксплуатации нефтегазовых месторождений предотвратить
загрязнение почвы и сохранить растительный мир можно в результате следующих
мероприятий:
1)
разработки
и внедрения эффективных методов и средств отделения выбуренной породы от
буровых сточных вод и вывода его в специально отведенные места;
2)
улучшение
техники и технологии очистки буровых сточных вод;
3)
разработка
и внедрение микробиологической очистки почв от загрязнений нефтью и
нефтепродуктами.
В процессе эксплуатации нефтяных месторождений создаются
условия для нарушения экологического равновесия недр. Существенные нарушения
экологического равновесия недр связаны с распространением
сульфатвосстанавливающих бактерий, которые попадают в продуктивные пласты при
заводнении. Закачка в пласты пресных, промысловых, сточных и морских вод и
смешение их в различных сочетаниях изменяют химический состав пластовых вод.
Для предупреждения попадания в пласт микроорганизмов для заводнения необходимо
выбирать воду высокой минерализации, не содержащую сульфат восстанавливающих
бактерий. Также экологическое равновесие недр нарушается в следующих случаях:
1)
при
разливе промысловых сточных и пластовых вод, при порывах водопроводов и
попаданием солей, остатков нефти, химреагентов, поверхностно-активных веществ в
пресноводные горизонты.
2)
при
попадании сточных вод в пресноводные горизонты при нарушении герметичности
нагнетательных и поглощающих скважин;
3)
при
перетоках высокоминерализованных вод глубокозалегающих горизонтов в
пресноводные пласты из-за негерметичности эксплуатационных колонн.
Предотвратить загрязнение недр и подземных водных источников
можно при выполнении следующих мероприятий
1)
внедрение
в районах добычи нефти замкнутых систем водоснабжения с ограниченным забором
свежей воды и максимальным использованием для заводнения пластов промысловых
сточных вод;
2)
внедрение
надежных методов защиты оборудования и коммуникаций от коррозионного
воздействия;
3)
внедрение
эффективных методов и способов подготовки нефти, газа и пластовых вод с целью
снижения потерь углеводородов;
4)
использование
эффективных диспергирующих средств для удаления нефти и нефтепродуктов с
поверхности водоемов.
Чрезвычайные ситуации как технологического, так и природного
характера за последующие годы на Мыхпайском месторождении не возникали. Это
связано с тем, что метеорологические и гидрогеологические условиях в районе
деятельности НГДУ не представляют собой опасность крупномасштабного характера,
а руководством предприятия уставлен строгий контроль за производственным
процессом и приняты все меры предосторожности во избежание ситуаций,
рассматриваемых как чрезвычайные.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Высокие темпы добычи нефти с применением заводнения, сложные
геолого-физические условия на Мыхпайском месторождении приводят к
прогрессирующему обводнению добываемой продукции. Несмотря на значительные
запасы нефти Мыхпайское нефтяное месторождение находится на поздней стадии
разработки, средняя обводненность составляет 95%, большинство остаточных
запасов являются трудноизвлекаемыми.
Потеря запасов нефти в застойных и низкопроницаемых тупиковых
зонах из-за низкого охвата заводнением обусловлена неравномерным вытеснением
нефти и циркуляцией воды от нагнетательных скважин к добывающим по главным
линиям тока без совершения полезной работы. Это обуславливается развитой
неоднородностью пластов, различием вязкостей нефти и воды, что резко повышает
объемы попутно добываемой и закачиваемой в пласт воды, увеличивает
эксплуатационные затраты и себестоимость добываемой нефти.
В дипломном проекте был проанализирован процесс проведения
полимерно-гелевого воздействия на Мыхпайском нефтяном месторождении:
1)
Внедрения
метода в очаговых нагнетательных скважинах показал, что вследствие снижения
проницаемости водопроводящих каналов пласта и увеличения темпов вытеснения
нефти увеличивается дебит нефти и уменьшается добыча воды по окружающим
скважинам. Для достижения высокой степени выработки остаточных запасов нефти
необходимо периодически повторять закачку.
2)
Расчеты
проводились для очага №303, который включает в себя три добывающие скважины
(1268,1269,516), был рассчитан необходимый объема водного раствора для
нагнетательной скважины №303.
3)
Рассчитана
дополнительная добыча нефти по методикам, предложенным, С.Н.Назаровым и
Н.В.Сипачевым, А.М.Пирвердяном, Г.С.Камбаровым, М.И.Максимовым, А.Л.Казаковым.
По результатам проделанных расчетов дополнительная накопленная добыча нефти на
2002 год составила 4732,4 тонн. По Лысенко В.Д. средний прирост нефти составит
4412 тонн при обработке одной нагнетательной скважины.
4)
По
аналитической методике Лысенко В.Д. был рассчитан прирост извлекаемых запасов
за счет проведения ПГВ, он составил 115,3 тыс.т.
5)
Анализ
экономической эффективности свидетельствует о достаточно высокой эффективности
рассмотренного метода. Прибыль за счет проведения полимерно-гелевого
воздействия в 2002 году составила 1057716 рублей.
Проанализировав все рассчитанные технологические и
экономические показатели, можно сказать о том, что данный метод обладает
высокой технологической и экономической эффективностью. Это позволяет
рекомендовать метод к дальнейшему широкому внедрению и испытанию в других
геолого-физических условиях на поздней стадии разработки.
СПИСОК
ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
1. Подсчет и пересчет запасов нефти и попутного
газа на месторождениях Западной Сибири, находящихся в разработке (Мыхпайское
месторождение): Отчет о НИР СибНИИНП; Руководители Санин В.П., Медведева Н.И.,
Ю.А. Ковальчук Ю.А. и др. - Тюмень, 1974, 240 с.
. Переоценка запасов нефти и газа по
месторождениям Главтюменнефтегаза, находящимся в разведке и разработке.
Мыхпайское месторождение (балансовые запасы): Отчет о НИР СибНИИНП; Руководитель
Санин В.П. Тема 03.80/01.55Т - Тюмень, 1986, 242 с.
. Геологическое и экономическое обоснование
кондиций к подсчету запасов нефти на месторождениях Западной Сибири (Мыхпайское
месторождение): Отчет о НИР СибНИИНП; Руководитель Ревенко В.М. Тема 14.86.Т -
Тюмень, 1986, 157 с.
. Технологическая схема эксплуатации
опытно-промышленного участка Мыхпайского месторождения: Отчет о НИР СибНИИНП;
Руководители Гарифуллин Г.Х., Пантелеева Н.Г. и др. - Тюмень, 1975, 62 с.
. Технологическая схема разработки Мыхпайского
месторождения: Отчет о НИР СибНИИНП; Руководители Батурин Ю.Е., Гарифуллин
Г.Х., Пономарева И.А. - Тюмень, 1976, 42 с.
. Уточненные проекты разработки по месторождениям
объединения Нижневартовскнефтегаз (Аганское, Северо-Покурское, Покачевское,
Мыхпайское, Варьеганское, Северо-Варьеганское, Мегионское, Ватинское).
Мыхпайское месторождение: Отчет о НИР СибНИИНП; Руководители Гарифуллин Г.Х. и
др. Тема 16.78-04.55 - Тюмень, 1978, 99 с.
. Авторский надзор за разработкой месторождений
объединения Нижневартовскнефтегаз (Мегионское, Аганское, Ватинское, Мыхпайское,
Северо-Покурское): Отчет о НИР СибНИИНП; Руководители Гарифуллин Г.Х. и др.
Тема 11.80/04.22 - Тюмень, 1981, 314 с.
. Технологическая схема разработки залежей
пластов БВ10, ЮВ1 Мыхпайского месторождения: Отчет о НИР СибНИИНП; Руководители
Гарифуллин Г.Х., Толмачев Ф.И. и др. - Тюмень, 1983, 168 с.
. Проект разработки Мыхпайского месторождения:
Отчет о НИР СибНИИНП; Руководитель Бриллиант Л.С. Договор № Н.87.89.21.01.00 -
Тюмень, 1988, 857 с.
. Дополнительная записка к проекту разработки
Мыхпайского нефтяного месторождения: Отчет о НИР СибНИИНП; Руководители
Курамшин Р.М, Шпуров И.В. и др. - Тюмень, 1991.
. Авторский надзор за разработкой Мыхпайского
месторождения: Отчет о НИР СибНИИНП; Руководитель Бриллиант Л.С. Договор
Н.90.91.39.70.00 - Тюмень, 1991, 146 с.
. Авторский надзор за разработкой Мыхпайского
месторождения: Отчет о НИР СибНИИНП; Руководитель Заболотнов А.Р. Договор № 48
от 01.12.95 - Тюмень, 1997, 87 с.
. Методическое руководство по оценке
технологической эффективности гидродинамических методов повышения нефтеотдачи
пластов. РД 39-0147035-209-87. - М., 1987.
. Авторский надзор за осуществлением работ по
закачке газа и газоводяных смесей на первоочередном участке Самотлорского
месторождения и ШФЛУ на Мыхпайском месторождении: Отчет о
научно-исследовательской работе, СИБНИИНП - Тюмень. 1985г.
. Трассерные исследования на объекте БВ8
Мыхпайского месторождения: Отчет ЗАО ЦИТН «ЭСТТ-нефть», Нижневартовск, 1997г
. Пожаровзрывоопасность веществ и материалов и
средства их тушения. Справочное издание в 2 книгах.- М. Химия, 1990.- 384с.
. Бриллиант Л.С. и др. Методическая основа
построения карт остаточных нефтенасыщенных толщин по объекту горизонта ЮВ1
Ершового месторождения // Нефтяное хозяйство, 2000, №9, с.43-46.
. Землянский В.В. О приоритетах при выборе
скважин-кандидатов для применения потокоотклоняющей технологии ПГС
«Ритин»//Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений,
7/2003.
. Карпов В. Б., Лемешко Н.Н. Результаты применения
инновационных технологий ОАО «РИТЭК» на нефтяных месторождениях Султаната
ОМАН//Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 7/2003
. Лысенко В. Д. К расчету эффективности закачки
«Ритина» в нефтяные пласты// Нефтепромысловое дело, 3/2002.
. Лысенко В.Д. Разработка нефтяных месторождений.
Проектирование и анализ. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003.-638с.
. Лысенко В.Д. Инновационная разработка нефтяных
месторождений. - М., Недра, 2000.-345с.
. Швецов И.А., Манырин В.Н. Физико-химические
методы увеличения нефтеотдачи пластов. Анализ и проектирование. - Самара,
2000.-350с.