регистрация / вход

Анализ разработки нефтегазового месторождения

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ «нефтегазовый университет»

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО

ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«нефтегазовый университет»

Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений»

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

к дипломному проекту на тему:

_____________________________________________________________

Дипломник___________ И.О.Ф

Руководитель___________ И.О.Ф

Консультанты___________ И.О.Ф

ПРОЕКТ ДОПУЩЕН К ЗАЩИТЕ В ГЭК

Зав. Кафедрой РЭНМ_____________ С.И.Грачев

Тюмень 20 г.

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ

ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«нефтегазовый университет»

УТВЕРЖДАЮ:

Зав.кафедрой РЭНМ_______

«___» ___________ 20__ г.

ЗАДАНИЕ НА ДИПЛОМНОЕ ПРОЕКТИРОВАНИЕ

Студенту

_______________________________________________________________

1. Тема проекта утверждена приказом по университету от «___»

__20_г. №

2. Срок сдачи студентом законченного проекта от «______» ___20__ г.

3. Исходные данные к проекту ______________________________

4. Содержание расчетно-пояснительной записки (перечень подлежащих разработке вопросов)

5. Перечень графического материала (с точным указанием

обязательных чертежей)

6. Консультанты по проекту (с указанием относящихся к ним разделов проекта)

Дата выдачи задания «___» ____________________ 20___ г.

Руководитель _______________________ / ________________

Задание принял к исполнению «_____» ________________20__ г.

_____________________________

(подпись студента)

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ, ИСПОЛЬЗУЕМЫХ В ПРОЕКТЕ

РАЗРАБОТКИ ХОХРЯКОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1

АКЦ

Акустический каротаж цементажа

2

БК

Башмак кондуктора

3

БР

Блок распределения

4

ВДС

Волокнисто-дисперсный состав

5

ВНЗ

Водонефтяная зона

6

ВПП

Выравнивание профиля приемистости

7

ВУС

Вязкоупругий состав

8

ГДИС

Гидродинамические исследования скважин

9

ГЗУ

Газовое замерное устройство

10

ГИС

Геофизические исследования скважин

11

ГКЗ

Государственная комиссия по запасам

12

ГКО

Глино-кислотная обработка

13

ГНО

Газонасосное оборудование

14

ГОС

Горюче-окислительный состав

15

ГРП

Гидроразрыв пласта

16

ГСР

Геолого-статистический разрез

17

ГТМ

Геолого-технические мероприятия

18

ДНС

Дожимная насосная станция

19

ИДН

Интенсификация добычи нефти

20

ИК

Индикаторная кривая

21

ИННК

Импульсный нейтронно-нейтронный каротаж

22

ИП

Интенсификация притока

23

ИПК

Интегрированный программый комплекс

24

ИЭР

Инвертно-эмульсионный раствор

25

КВД

Кривая восстановления давления

26

КВУ

Кривая восстановления уровня

27

КИН

Коэффициент извлечения нефти

28

КМЦ

Тип полимера

29

КНБК

30

КНС

Кустовая насосная станция

31

КРС

Капитальный ремонт скважин

32

КРС

Капитальный ремонт скважин

33

ЛУ

Лицензионный участок

34

МОВ

Метод отраженной волны

35

МОГТ

Метод общей глубинной точки

36

МРП

Межремонтный период

37

МУН

Методы увеличения нефтеотдачи

38

НБЗ

Начальные балансовые запасы

39

НДС

40

НИЗ

Начальные извлекаемые запасы

41

НКТ

Насосно-компрессорные трубы

42

ОЗЦ

43

ОПЗ

Обработка призабойной зоны

44

ОФП

Относительная фазовая проницаемость

45

ОЦК

46

ПАВ

Поверхностно-активные вещества

47

ПБНГП

48

ПГИ

Промыслово-геофизические исследования

49

ПДК

Предельно-допустимая концентрация

50

ПДС

Полимерно-дисперсный состав

51

ПЗП

Призабойная зона пласта

52

ПНП

Повышение нефтеотдачи пласта

53

ППД

Поддержание пластового давления

54

ППП

55

РГФ

Росгеолфонд

56

РД

57

РИГИС

58

РИР

Ремонтно-изоляционные работы

59

СГДТ

60

УШГН

Штанговая насосная установка

61

УЭЦН

Электроцентробежная насосная установка

62

ФБР

Фильтрат бурового раствора

63

ФЕС

Фильтрационно-емкостные свойства

64

ФМ

Фильтрационная модель

65

ФОТ

Фонд оплаты труда

66

ЦР

67

ЧНЗ

Чистонефтяная зона

СОДЕРЖАНИЕ

Ведение

1. Общие сведения о Хохряковском месторождении

1.1. Физико-географическая характеристика района

1.2. История освоения Хохряковского месторождения

2. Геологическая характеристика Хохряковского месторождения

2.1. Общая геологическая характеристика Хохряковского месторождения

2.2. Продуктивные пласты (эксплуатационные объекты)

2.3. Свойства пластовых жидкостей и газов

3. Техническая часть

3.1. Обоснование выбора рационального способа подъема жидкости в скважинах, устьевого и внутрискважинного оборудования

4. Технологическая часть

4.1. Основные проектные решения по разработке Хохряковского месторождения

4.2. Состояние разработки месторождения и фонда cкважин

4.3. Контроль за разработкой Хохряковского месторождения

5. Специальная часть

6. Организационно-экономическая часть

7. Безопасность и экологичность проекта

7.1. Обеспечение безопасности работающих

7.2. Экологичность проэкта

8. Заключение, выводы, рекомендации

9. Список литературы

ВВЕДЕНИЕ

Хохряковское месторождение находится в Нижневартовском районе

Ханты-Мансийского национального округа Тюменской области (табл.1.1) [1].

Месторождение открыто 1972 году Вахской нефтеразведочной

экспедицией «Главтюменьгеологии».

Нефтегазоносность была установлена в терригенных отложениях наунакской свиты (пласты ЮВ1 1 и ЮВ1 2 ).

Первооткрывательницей месторождения является поисковая скважина 2П, пробуренная в присводовой части структуры вскрытием горизонта ЮВ1 , при испытании интервала 2392-2426 м был получен приток нефти дебитом

3

11,2 м /сут при среднединамическом уровне 1150 м.

Первый подсчет запасов нефти по месторождению был выполнен в 1976 году Тюменской тематической экспедицией Главтюменьгеологии по материалам 16 разведочных скважин по продуктивным пластам ЮВ1 1 и ЮВ1 2 [2]. В целом по месторождению балансовые запасы, утвержденные ГКЗ СССР по категории С1 составили 151 782 тыс.т, по категории С2 – 5 744 тыс.т, извлекаемые, соответственно, 48 570 тыс.т и 1 838 тыс.т (протокол №7697 от 29.09.76 г.).

В 1985 году месторождение введено в промышленную разработку.

После утверждения запасов в процессе изучения и освоения месторождения был получен большой объем дополнительной геологогеофизической и промысловой информации.

В следствии появления новых данных по дополнительному поисковоразведочному и эксплуатационному бурению (37 поисково-разведочных (из них 31 на числятся на балансе) и 757 эксплуатационных скважин), результатов обобщения всего сейсмического материала возникла необходимость уточнения геологического строения, подсчетных параметров и пересчета запасов. Основной результат проведенных работ заключается в уточнении масштабов ранее открытых залежей в пластах ЮВ1 1 и ЮВ1 2 , в 3 и ЮВ2 и в уточнении отметок выявлении новых залежей в пластах ЮВ1 ВНК.

В целом уточнение всех подсчетных параметров привело к значительному увеличению запасов нефти по месторождению по сравнению с числящимися на Государственном балансе.

В марте 2003 года Государственной комиссией по запасам были вторично утверждены запасы по продуктивным пластам Хохряковского месторождения (протокол № 816-дсп от 21.03.2003 г.) [3].

Таблица 1.1

Краткие сведения о Хохряковском месторождении

№ п/п

Наименование

Характеристики

1

Название месторождения

Хохряковское

2

Место расположения

Нижневартовский р-н Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области

3

Недропользователь

ОАО "ННП", ОАО "ТНК"

4

№ лицензии недропользователя

Хохряковский ЛУ (лицензия ХМН №01133 НЭ) -

ОАО "ННП"

Восточно-Хохряковский ЛУ (лицензия ХМН

№01140 НЭ) - ОАО "ННП"

Мало-Сикторский ЛУ (лицензия ХМН №01283 НЭ)

- ОАО "ТНК"

Восточно-Коликъеганский ЛУ (лицензия ХМН

№01284 НЭ) - ОАО "ТНК"

5

Организация-Исполнитель

ЗАО "ТННЦ"

6

Програмные продукты, на которых выполнялось моделирование

RMS 7.2; Geoframe 4.0.4, MORE 5.5

7

№ лицензии Исполнителя на выполнение проектных работ

62ПР №01-5710

8

Сроки выполнения работ

30.08.2005

9

Год открытия месторождения

1972

10

Год ввода месторождения в разработку

1985

11

№№ протоколов утвержденных запасов

ГКЗ № 812-дсп от 21.03.2003

12

№№ протоколов утвержденных проектных документов

"Тех.схема разработки Хохряковского месторождения", утв. ЦКР (протокол №621 от

18.05.78) и "Дополнение к тех.схеме разработки

Хохряковского месторождения", утв. ЦКР

Минтопэнерго (протокол №1877 от 20.09.95)

13

Геологические запасы, утвержденные

ГКЗ

В+С1 – 278 847 тыс. т С2 - 10 350 тыс.т.

14

Извлекаемые запасы углеводородов, утвержденные ГКЗ

В+С1 - 92 298 тыс. т С2 - 2 070 тыс.т.

15

Накопленная добыча

(на 1.01.2005 г.)

нефти

37 264 тыс. т

жидкости

47 935 тыс. т

В целом по месторождению утвержденные первоначальные балансовые запасы по категории В+С1 составили 278 847 тыс.т и категории С210 350 тыс.т, извлекаемые В+С192 298 тыс.т и С22 070 тыс.т.

После утверждения запасов в 2003 г. на севере Хохряковского месторождения в пределах Малосикторского ЛУ были пробурены разведочные скв. № 325Р,326Р вскрывших пласт ЮВ1 2 , и пласт ЮВ1 1 (который оказался заглинизирован). Материалы, полученные в результате бурения и испытания этой скважины, дали основание для корректировки утвержденных запасов в связи с изменением положения контура нефтеносности, площади и объема залежей. Следует отметить, что подсчетные параметры остались прежними. Геологические запасы нефти в целом по Хохряковскому месторождению на 1.01.2005 г. составили 279 857 тыс.т. (категории В+С1 ) и 8 850 тыс.т (категория С2 ). Изменения запасов подтверждены протоколом ЦКЗ № 489 (м) от 19 мая 2004 года.

Основной целью работы является формирование стратегии разработки месторождения и обоснование варианта разработки, позволяющего обеспечить максимальное вовлечение в разработку запасов нефти. Кроме этого вариант должен быть экономически привлекателен для недропользователя.

В основу представляемого документа легли инженерные и экономические расчеты, выполненные при помощи созданной по Хохряковскому месторождению геологической и гидродинамической модели. В основу модели легла вся имеющаяся на сегодняшний день геолого-геофизическая и промысловая информация, результаты геологической интерпретации, результаты интерпретации ГИС в скважинах, результаты специальных исследований керна, пластовой жидкости, гидродинамических исследований в скважинах.

1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ХОХРЯКОВСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

1.1. ФИЗИКО-ГЕОГРАФИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА

РАЙОНА

В административном отношении район работ находится в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского национального округа Тюменской области, в 163 км к востоку от г.Нижневартовска, вблизи разрабатываемых Пермяковского, Северо-Вахского, Кошильского (на юге) месторождений (рис. 1.1).

Территория Хохряковского месторождения представляет собой слабопересеченную, сильно заболоченную равнину, находящуюся на водоразделе рек с запада - Колик-Еган, с востока - Сабун, впадающих в реку Вах, и с юга - реки Вах, впадающей в реку Обь. Отметки рельефа местности +62  +71 м над уровнем моря.

Рис. 1.1 Обзорная карта района работ

Площадь месторождения пересекают реки Ай-Колик-Еган (в

центральной части площади с востока на запад) и Энтел-Ол-Еган (северная часть месторождения). Долины рек имеют трапецеидальную форму по всей длине со слабопересеченными пологими склонами. Русло реки извилистое, с рукавами. Ширина рек 4 - 12 м, глубина от 0,6 до 1,6 м. Скорость течения рек составляет 0,2 - 0,3 м/сек при низких водах, достигая 0,6 - 0,8 м/сек во время весеннего половодья. Изменение уровня воды во время весеннего половодья доходит до 60 см. С ноября до середины мая реки покрыты льдом. Район

2) характеризуется большим количеством озер. К более крупным (S > 2 км следует отнести озера Энтл-Льярм-Эмтор, Льярик-Эмтор и Пам-Кглах-ЛорЭмтор. Кроме них, на территории месторождения разбросано множество более мелких и заболоченных озер. Площадь покрыта таежным лесом, высота деревьев достигает 20 м, толщина до 40 см. Растительный мир представлен смешанным лесом (ель, береза, сосна, кедр). В долинах рек развиты луговая растительность и кустарники. Климат района резко континентальный. Зима суровая, холодная, продолжительная, с сильными ветрами и метелями, весенними возвратами холодов, поздними весенними и ранними осенними заморозками. Лето сравнительно короткое, но довольно теплое с непродолжительным безморозным периодом. Самый холодный месяц в году январь (-22 о C), самый теплый - июль (+16 о С). Абсолютный минимум температуры воздуха достигает -50 о С, абсолютный максимум +34

о

С. Относительная влажность воздуха изменяется от 59 до 78 %. За год здесь выпадает до 676 мм осадков, основное количество которых приходится на теплое время года с апреля по октябрь. Наибольшее количество осадков наблюдается в августе - 88 мм, наименьшее в феврале - 28 мм. Снежный покров в районе появляется в начале октября. Средняя высота снежного покрова составляет 76 см, а на открытых местах - 47 см. Грунт промерзает на глубину до 1 м. Скорость ветра в зимний период доходит до 14 - 17 м/с,

направление юго-восточное и юго-западное. Населенные пункты непосредственно на месторождении отсутствуют. Ближайшие населенные пункты - г. Нижневартовск, г. Мегион, п. Белорусский, п. Коликеган, п. Вах, и другие расположены на берегу реки Оби в 125 и более километрах от рассматриваемого месторождения. Коренное население этого района - русские, ханты, манси.

В малонаселенном прежде районе в настоящее время достаточно большая численность населения в связи с привлечением специалистов и рабочих со всех концов страны. Бывшие поселки Нижневартовск и Мегион

стали городами. В городе Нижневартовске функционирует газоперерабатывающий завод. Главными отраслями хозяйства района являются нефтедобывающая промышленность, геолого-разведочные работы на нефть и газ, строительство объектов нефтяной промышленности, лесозаготовки, рыболовство и охота. Основные производственнотехнические базы расположены в г. Нижневартовске. В Нижневартовске имеются крупный аэропорт, порт речного пароходства и станция железной дороги Нижневартовск - Сургут - Тюмень. В настоящее время население города Нижневартовска составляет свыше 180 тыс.человек. Недавно была построена автодорога с бетонным покрытием. Эта дорога ответвляется от автомобильной дороги Нижневартовск - Радужный и пролегает рядом с месторождением Тюменское. Автодорога пересекает Хохряковское и Пермяковское месторождения и заканчивается на Кошильском

месторождении. Нефтепровод проходит через Пермяковское месторождение и соединяется с Хохряковским центральным парком.

Перевозка оборудования и необходимых материалов

нефтедобывающих, буровых и других организаций из г. Тюмени осуществляется в основном железной дорогой и водным транспортом.

Период навигации длится 5 месяцев (с конца мая до середины октября).

1.2 ИСТОРИЯ ОСВОЕНИЯ ХОХРЯКОВСКОГО

МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Планомерные геолого-геофизические исследования на

рассматриваемой территории начались с 1947 года. До 1957 года исследования ориентировались на поиски крупных структурнотектонических элементов и выяснения общих закономерностей геологического строения района. В результате проведения региональных геологических, гравиметрических и магнитных съемок масштаба 1:1000 000, а также сейсмических работ МОВ (методом отраженных волн) вдоль реки

Обь были выявлены тектонические элементы первого порядка, такие как Александровский мегавал. Для изучения геологического строения региона были пробурены опорные скважины в различных районах Западной Сибири, в результате чего были получены материалы по стратиграфии и литологии разреза.

С 1960 года начато детальное изучение сейсморазведкой территории Александровского мегавала, в пределах которого находится Хохряковское месторождение.

За 1965-1966 годы сейсмопартией 37/65-66 оконтурена южная часть Айтульского вала и детализированы Ново-Молодежная и Колик-Еганская структуры.

До 1974 года сейсморазведочные работы выполнялись по методике однократного профилирования с применением аналоговой регистрирующей аппаратуры.

С 1975 года сейсморазведка начала переходить на более эффективную методику ОГТ. Несколько позднее повсеместно внедрена цифровая регистрация и обработка сейсмических наблюдений.

В 2000 г. ОАО “ГЕОИД” (ОАО “СибНИИНП”) переинтерпретированы результаты проведенных работ с 1963 по 2000 г. (16 сейсмопартий). Полученные материалы показали, что Сикторская структура имеет пологие крылья, в результате площадь нефтеносности увеличилась.На восточной периклинали результаты проведенных сейсмических работ и бурение поисково-разведочных скважин 70П, 71П, 72П, 74Оц и 75Оц подтвердили расширение контура нефтеносности на восток и северо-восток более чем на 2 км. Краткие сведения о результатах сейсмических работ, проведенных на площади Хохряковского месторождения и сопредельных участках, приведены в табл. 1.1.

Таблица 1.1.

Сейсморазведочные исследования, проведенные в районе

Хохряковского месторождения и прилегающих к нему территорий

Год проведения работ, наименование организации, номер партии, автор отчета

Метод

исследования, масштаб

Количество погонных километров

,

км

Основные геологические результаты

1963-1964гг., с/п 04/63-64

Выявлены Лабазное и Сикторское поднятия

1965-66гг., с/п 37/65-66

Оконтурена южная часть Айтульского вала. Детализированы Ново-Молодежная и КоликЕганская структуры.

1966-1967гг., с/п 02/66-67

Оконтурено северное продолжение Айтульского вала. В его пределах разведаны Тагринская и НовоАганская структуры.

1967-1968 гг.,

ТТГУ, ХМГТ,

с/п 2/67-68,

Федоров А.П.

МОВ

1:100000

116.5

На востоке площади зафиксирован значительный подъем отражающих горизонтов в сторону ПыльКараминского мегавала. Построены структурные карты по отражающим горизонтам Г, М, Б.

Оконтурено северное продолжение Александровского свода.

1973-1974гг., с/п 02/73-74

Изучено и подготовлено к бурению Северо-

Сикторское локальное поднятие. Выявлено Котыкъеганское поднятие. Доразведана Лабазная антиклинальная структура.

1978-1979гг., с/п 02/78-79

Выявлено Западно-Сикторское локальное поднятие.

Уточнено геологическое строение северной части Колик-Еганского вала.

1979-1980 гг.,

ТТГУ, ХМГТ, с/п 2/79-80,

Шадрина Л.Г.

МОГТ

1:100000

55.8

Построены структурные карты по отражающим горизонтам Г, М, Dм, Б, Т, А.

1983-1984гг., с/п 07/83-84

Изучены и подготовлены к бурению Эниторское, Юное и Западно-Колик-Еганское локальные поднятия

1987-1988гг., с/п 02/87-88

Подготовлено к бурению Восточно-Хохряковское поднятие.

1987-1988 гг.,

ПГО «ХМГ»,

с/п 4/87-88,

Струль Р.П.

ОГТ

1:100000

78.7

Детально изучено геологическое строение территории по отражающим горизонтам меловых и юрских отложений. Протрассированы тектонические нарушения в теле фундамента, большинство из них прослеживается в осадочном чехле до горизонта С’ и выше, и определяет сложное блоковое строение доюрского основания и осадочного чехла.

1987-1988гг., с/п 05/87-88

Уточнена конфигурация Колик-Еганского поднятия, его сочленение с Южно-Эниторской тектонически экранированной ловушкой. По программе «Залежь» на основе обработки сейсмических наблюдений выделены зоны развития песчаников горизонта ЮВ1

1987-1988 гг.,

ПГО «ХМГ»,

с/п 72/87-88, Попов М.А.

МОГТ

1:100000

179.0

В нижнеюрском комплексе прогнозируется перспективная зона развития песчаных отложений типа шеркалинской пачки. В верхнеюрском – намечена зона развития песчаных отложений пласта Ю1 .

1993-1994 гг.,

Тюменнефтегеофизика, с/п 8/93-94

ОГТ

1:50000

112.3

84/97-98, 11/98-

99, 130/98-99,

130/99-00

Детализационные работы на различных участках структуры с целью уточнения структурного плана

2001 г., с/п 1/01(ПРГ-1)

ЗАО

«Сибнефтьсерви

с

МОГТ

1:50000

562.85

Уточнено строение Малосикторского, Окунѐвского, Сентябрьского поднятий.

Уточнено геологическое строение залежей нефти в пластах ЮВ1 1 , ЮВ1 2 .

Построены карты изохрон и структурные карты и схемы по следующим 16 отражающим горизонтам:

А, Т4, Т3, Т2, Т1, Ю1 с , Б, НАч1, НАч0 3 , НАч0 2 , НБВ10, НБВ8 , М1 , Г, С1 и Э.

2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ХОХРЯКОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

2.1. Общая геологическая характеристика Хохряковского месторождения

В геологическом строении Хохряковского месторождения принимают участие три комплекса пород: кристаллический фундамент палеозойского возраста, образования промежуточного структурного этажа пермотриасового возраста и перекрывающая их мезозойско-кайнозойская толща осадочного чехла. Стратиграфическое расчленение разреза проведено в соответствии с региональной схемой, утвержденной Межведомственным стратиграфическим комитетом 30.01.1991 года. Краткие сведения о

литологии свит, их палеонтологической характеристике, возрастной привязке и толщинах, а также о выявленных продуктивных пластах приведены на сводном геолого-геофизическом разрезе (Рис. 2.1.).

Кристаллический фундамент

Породы фундамента вскрыты скважинами №№7П, 57П, 58П, и 61П на глубинах 2882 м, 3082 м, 3043 м и 3066 м, соответственно. Доюрский разрез сложен гетерогенными породами фундамента и корой выветривания. В строении доюрского разреза участвуют глинисто-серицитовые сланцы, известняки, порфировидные гнейсы и базальты. Возраст отложений датируется предположительно туринской свитой триасовой системы или нижнего карбона.

На породах доюрского основания с угловым и стратиграфическим несогласием залегают отложения мезозойско-кайнозойского осадочного чехла, к подошве которого приурочен отражающий сейсмический горизонт «А» .

Мезозойские отложения представлены юрской и меловой системами.

Юрская система

Отложения юрской системы несогласно залегают на породах доюрского основания и представлены тремя отделами: верхним, средним и нижним. В составе юрской системы выделяются худосейская, тюменская, наунакская, георгиевская и баженовская свиты.

Худосейская свита (плинсбах-нижний ааленский ярусы). В пределах отчетного участка отложения свиты пробуренными скважинами не вскрыты в связи с их выклиниванием к сводам унаследованных поднятий. Вблизи площади работ отложения худосейской свиты вскрыты рядом скважин на

Среднепермяковской, Котыгъеганской, Северо-Сикторской, Верхнеколикъеганской, Кошильской и других площадях описываемой территории.

Толщины изменяются от 0 до 270 м.

Тюменская свита (аален-келловейский ярусы). По составу пород свита разделяется на три подсвиты: нижнюю, среднюю и верхнюю. Нижняя, преимущественно глинистая, согласно залегает на отложениях худосейской свиты и представлена чередованием аргиллитов черных, темно-серых,

плотных и алевролитов, реже песчаников серых (пласты ЮВ7-9 ).

Средняя подсвита представлена преимущественно песчаниками с прослоями алевролитов и углистых глин (пласты ЮВ5-6 ).

Верхняя подсвита сложена аргиллитами, чередующимися с

глинистыми песчаниками серыми и алевролитами (пласты ЮВ2-4 ).

Для отложений свиты характерно обильное содержание обугленного растительного детрита, прослоев углистых глин и углей до 2-3 м толщиной и пиритизация органики.

В отложениях тюменской свиты установлены залежи нефти в песчаноалевролитовых пластах ЮВ2-6 на Хохряковском, Восточно-Хохряковском (Литваковском) месторождениях и на ряде близко расположенных к площади работ месторождений.

Толщина отложений свиты составляет 240 м (скв. №1 ВосточноХохряковской площади).

К кровле свиты приурочен отражающий горизонт Т .

Субконтинентальные отложения тюменской свиты несогласно перекрываются верхнеюрскими отложениями наунакской свиты прибрежно-

морского генезиса и преимущественно морскими образованиями георгиевской и баженовской свит келловей-оксфорд-кимериджского и волжского возрастов.

Наунакская свита (келловей-оксфордский ярусы) подразделяется по литологическому составу пород на две подсвиты. Нижняя подсвита существенно глинистая, иногда опесчаненная, несогласно перекрывает породы тюменской свиты.

Верхняя подсвита сложена переслаиванием песчаников,

алевролитов и аргиллитов. В этой части разреза выделяется пласт ЮВ1 , который в пределах Хохряковского лицензионного участка делится на три

1 2 3 1 3) пропластка: ЮВ1 , ЮВ1 , ЮВ1 . В верхней (ЮВ1 ) и в нижней частях (ЮВ1 преобладают аргиллиты темно-серые и серые, плотные, часто алевритистые. В средней части разреза преобладают песчаники серые и светло-серые, мелко-и среднезернистые с прослоями известковистых разностей пород. С

1 2 3 коллекторами наунакской свиты (пласты ЮВ1 , ЮВ1 , ЮВ1 ) связана промышленная нефтеносность месторождения.

Толщина наунакской свиты 60 м.

Георгиевская свита (киммериджский ярус) сложена темно-серыми и черными глинами, тонкими с пятнами зеленого глауконита и маломощными прослоями грязно-зеленого глауконита. Породы содержат остатки ростров белемнитов и раковин двустворок, редкие отпечатки аммонитов, ходы роющих организмов.

Толщина свиты составляет 2-4 м.

Баженовская свита (волжский-нижний берриас) представлена существенно морскими, различной степени битуминозности глинами черными и буровато-черными с массивной текстурой, плитчатыми, участками известковистыми и кремнистыми. Аргиллиты темно-серые, пиритизированные с углистыми остатками с включениями белемнитов. Глины содержат скопления раковин двустворок, остатки ихтиофауны, отпечатки аммонитов.

Толщина свиты составляет 22-26 метров.

К кровле битуминозных аргиллитов приурочен один из основных региональных реперов - отражающий горизонт Б.

Меловая система

Отложения меловой системы согласно залегают на породах баженовской свиты, развиты повсеместно и представлены двумя отделами: нижним (неоком) и верхним.

Нижний отдел включает осадочные образования куломзинской, тарской, вартовской и низов покурской свит.

Куломзинская свита ( берриас-валанжинский ярусы) представлена мелководно-морскими глинами с прослоями песчаников и алевролитов. Состоит из подачимовской и ачимовской толщ и, перекрывающих их,

глинистых отложений. В основании свиты залегают глины аргиллитоподобные темно-серые, прослоями черные и бурые,

слабобитуминозные.

Нижняя (подачимовская) толща представлена аргиллитами темносерыми, прослоями слабо битуминозными. Ачимовская толща сложена, преимущественно, песчано-алевролитовой толщей с прослоями аргиллитов, часто известковистых. Песчаные пласты не выдержаны по толщине и простиранию, продуктивность данных отложений в пределах отчетной площади бурением не установлена. На Хохряковском месторождении, по данным ГИС, возможно нефтегазонасыщение коллекторов песчаной ачимовской толщи.

Песчаная ачимовская пачка куломзинской свиты перекрывается

отложениями верхней толщи данной свиты, представленной, преимущественно, аргиллитами темно-серыми, реже серыми, с единичными прослоями песчаников.

Толщина отложений свиты составляет 240м.

Тарская свита (валанжинский ярус) представлена песчаниками серого и светло-серого цвета мелкозернистыми кварцевыми однородными, иногда известковистыми, чередующимися с прослоями алевролитов и темно-серых аргиллитоподобных глин, аргиллитов серых плотных алевритистых с включениями растительных остатков.

Толщина свиты меняется от 100 до 160 м.

Вартовская свита (готеривский и барремский ярусы) представлена частым чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов морского и прибрежно-морского генезиса. В Сургутском и Нижневартовском районах песчаники вартовской свиты содержат промышленно нефтеносные пласты

(группы АВ и БВ), разделенные прослоями аргиллитов. В пределах рассматриваемого района эти пласты водоносные.

Общая толщина осадков 400 - 600 м.

Алымская свита (аптский ярус) имеет двучленное строение. Нижняя подсвита представлена в основном песчаниками, алевролитами и выделяется в разрезе как горизонт АВ1. Верхняя подсвита делится на две пачки: нижняя (кошайская) сложена аргиллитами темно-серыми и серыми плотными; верхняя пачка сложена аргиллитами темно-серыми и серыми с частыми тонкими прослоями алевролитов.

Толщина алымской свиты 60 метров.

Покурская свита (аптский и сеноманский ярусы) по составу пород разделяется на три подсвиты.

Нижняя подсвита представлена преимущественно песчаниками и алевролитами (пласты ПК13--ПК19) с подчиненными прослоями серых и темно-серых глин. Характерен растительный детрит, остатки растений и пласты бурых углей.

Средняя подсвита состоит из крупных пачек глин серых, темно-серых,

иногда буроватых, которые чередуются с уплотненными песками, песчаниками, алевролитами (пласты ПК7-ПК12). В разрезе присутствует растительный детрит, остатки растений. В верхней половине отмечаются скопления янтаря, в нижней - пласты бурых углей и ядра двустворок.

Верхний отдел меловой системы включает в себя отложения верхней части покурской свиты, а также кузнецовской, березовской и ганькинской свит.

Верхняя часть покурской свиты (сеноман) по литологическому составу близка к нижележащим апт-альбским отложениям, но отличительной чертой еѐ является почти полное отсутствие аргиллитов, плотных песчаников и алевролитов. Толщина подсвиты около 230 м.

Общая толщина покурской свиты достигает 620-730 м.

Кузнецовская свита (туронский ярус) сложена серыми и зеленоватосерыми глинами с пропластками глауконитовых алевритов и песков. На востоке исследуемого участка в средней части свиты появляются пески, алевриты с глауконитом.

Толщина от 25 до 52 м.

Ипатовская свита (коньякский и сантонский ярусы) является возрастным аналогом нижнеберезовской подсвиты. Сложена песками и алевролитами слабоуплотненными серыми, иногда с глауконитом и глинами серыми песчанистыми в верхней части слабоопоковидными. Поры содержат сидеритовые конкреции, стяжения фосфоритов.

Толщина свиты 62-70 м.

Славгородская свита (кампанский ярус) является возрастным аналогом верхнеберезовской подсвиты. Сложена глинами серыми, зеленовато-серыми прослоями опоковидными и алевритами серыми глинистыми.

Толщина 125-140 м.

Ганькинская свита (маастрихтский и датский ярусы) завершает разрез меловых отложений и представлена глинами серыми и зеленоватосерыми известковистыми с прослоями мергелей, пропластками глауконитокварцевых песков.

Толщина 126-140 м.

Кайнозойские отложения представлены палеогеновой и четвертичной системами.

Палеогеновая система

Палеогеновые отложения представлены морскими осадками палеоцена и эоцена, и континентальной толщей олигоцена. В составе палеогеновых отложений выделяются талицкая, люлинворская, тавдинская, атлымская, новомихайловская и туртасская свиты. Морской режим осадконакопления господствовал вплоть до позднепалеогенового времени. В позднем палеогене неотектонические подвижки привели к всеобщему воздыманию ЗападноСибирской плиты и развитию, преимущественно, континентального режима осадконакопления.

Общая толщина палеогеновых отложений составляет 460 м.

Четвертичная система (Q)

Завершают разрез осадочного чехла современные четвертичные отложения, представленные озерно-аллювиальными осадками, которые несогласно залегают на палеогеновых отложениях.

Толщина отложений около 40 м.

Таким образом, стратиграфический разрез в пределах Хохряковского

месторождения согласуется с региональными закономерностями, установленными для Нижневартовского района. Данные закономерности приняты для построения детальных геологических моделей продуктивных горизонтов.


2 4

2.1.2 Тектоническое строение

На тектонической схеме мезозойско-кайнозойского осадочного чехла

Западно-Сибирской плиты изучаемый район входит в состав

Александровского мегавала (структура I порядка).

В структурном плане мегавал линейно вытянут в субмеридиональном простирании, имеет размеры 20 - 80  300 км. Его северная часть ограничена с запада Толькинским мегапрогибом, а с востока - Ларьеганским мегапрогибом (рис. 2.1.).

В тектоническом отношении Александровский мегавал

характеризуется довольно сложным тектоническим строением. Эта структура осложнена наличием куполообразных антиклинальных поднятий второго порядка (Колик-Еганский, Санторский, Пермяковский, Охтеурский и др.). Они, как правило, также имеют вытянутую форму меридионального

простирания с юго-востока на северо-запад. Размеры их колеблются от 12  36 км до 13-22  110 км.

Структура II порядка, в свою очередь, также осложняется многочисленными более мелкими локальными поднятиями, но уже третьего

порядка. Размеры и форма их весьма разнообразна от 2  7 км до 5  23 км.

С последними и связаны практически все выявленные промышленные скопления нефти в пределах Александровского нефтегазоносного района.

В центральной и южной частях Александровского мегавала в пределах Охтеурского куполовидного поднятия и Криволуцкого вала на Вахском и

Чебачьем локальных поднятиях, открыты одноименные месторождения нефти в отложениях верхней юры.

В северной части мегавала на юге Колик-Еганского вала в границах Сикторского локального поднятия в юрских отложениях выявлено

Хохряковское месторождение нефти. В юго-восточной части

Александровского мегавала, на южном продолжении Колик-Еганского вала, на так называемой Лабазной группе локальных поднятий в отложениях васюганской свиты верхней юры было установлено наличие промышленных скоплений нефти на Пермяковском месторождении.

В дальнейшем по данным глубокого бурения и сейсмики было высказано предположение, что Лабазная группа поднятий, очевидно, тяготеет к юго-восточному продолжению Колик-Еганского вала, так как четкого прогиба между Сикторской и Лабазной группами локальных поднятий не зафиксировано.

По кровле пласта ЮВ2 Хохряковское поднятие (без Мало-Сикторской площади) по имеющимся в наличии данным оконтуривается изогипсой - 2450 м (графическое приложение 2.1). Размеры структуры 24  12,7 км, амплитуда - 110 м. Простирание - субмеридианальное. Структуру представляет типичная брахиантиклинальная складка. Ось складки погружается в северном направлении.

Структура в сводовой части осложнена многочисленными небольшими поднятиями и впадинами, наиболее значительные по площади и амплитуде куполки находятся в районе скважины 580. Куполки оконтуриваются изогипсами -2350 м и -2360 м. Восточное крыло структуры несколько положе западного.

По кровле пласта ЮВ13 поднятие (включая Мало-Сикторскую площадь) (графическое приложение 2.2) оконтуривается изогипсой - 2450 м. Размеры структуры 27,9  13,2 км, амплитуда - 120 м. Простирание - субмеридианальное. Структура по форме близка к вышеописанной.

По кровле пласта ЮВ12 (графическое приложение 2.3) поднятие оконтуривается изогипсой - 2430 м. Размеры структуры 33,7  12,5 км,

амплитуда - 140 м.

Простирание - субмеридианальное. Структура по форме близка к вышеописанной, однако склоны структуры более изрезаны структурными носами, а северная часть (Мало-Сикторская площадь) осложнена небольшим поднятием субмеридианального направления.

Рис. 2.1. Фрагмент тектонической схемы центральной части Западно-

Сибирской плиты (район Александровского мегавала)

1 (графическое приложение 2.4) поднятие По кровле пласта ЮВ1

оконтуривается изогипсой - 2400 м. Размеры структуры 33.5  12,5 км, амплитуда - 120 м. Простирание - субмеридианальное. Структуру представляет брахиантиклинальная складка, зауженная и вытянутая в северной части в виде структурного носа. Ось складки слабо погружается в

северном направлении. Структура в сводовой части осложнена многочисленными небольшими поднятиями и впадинами, наиболее значительные по площади и амплитуде куполки находятся в районе скважин 813, 836 и 347. Куполки оконтуриваются изогипсами -2300 м и -2290 м.

Хохряковское месторождение (Сикторская структура) по отражающему горизонту «Б» (графическое приложение 2.5) представляет собой брахиантиклинальную складку, оконтуривающуюся изогипсой -2360 м субмеридианального простирания. Амплитуда - 110 м. В структурном отношении в основном сохраняет характерные черты нижележащего горизонта с выполаживанием куполков и впадин в сводовой части структуры.

Таким образом, рассматриваемые структурные планы по пластам довольно четко сохраняются, что свидетельствует об унаследованном характере развития.

По результатам сейсмических работ на площади выявлено 7 тектонических нарушений глубинного происхождения, осложняющих северный и южный склоны структуры. Большинство из них затухают уже в юрское время, хотя некоторые проникают в верхние слои осадочного чехла. Это малоамплитудные, не экранирующие залежи разрывные нарушения протяженностью от 1.1 до 5.2 км. Распространение разломов по площади имеет ветвистый характер: 2 разлома зафиксированы в южной части, 1 – на востоке, 4 – в северной части. 3 разрывных нарушения имеют направление с юго-запада на северо-восток, 1 разлом направлен с юго-востока на северозапад, 3 - субмеридианального направления.

Следует отметить, что данные сейсмики о наличии тектонических нарушений не подтверждены результатами соответствующих гидродинамических исследований.

2.2. Продуктивные пласты (эксплуатационные объекты)

По результатам проведенных геологоразведочных работ на

Хохряковском месторождении установлена нефтеносность горизонта ЮВ1 (верхняя юра, наунакская свита), в котором выделяются продуктивные пласты ЮВ1 1 и ЮВ1 2 , ЮВ1 3 , а также пласта ЮВ2 (средняя юра, тюменская свита) (табл.2.1.):

Таблица 2.1

Краткие сведения о залежах нефти Хохряковского месторождения

Пласт

Залежь

Глубина залегания пласта в своде, м

Высотное положение ВНК, м

Размеры залежи, м

Пределы изменения н/н

толщин, м

Тип залежи

глубина

абс.отм

длина

ширин

а

высот

а

ЮВ11

1

2417.0

2339.0

-

0.4

1.3

23.0

0.4-2.7

литологически ограниченный

2

2407.0

2340.0

-

0.7

0.6

19.0

0.4-0.6

3

2467.0

2273.0

2395.0

122.0

структурнолитологический

4

2474.0

2307.0

-

0.9

1.3

16.0

0.6-1.8

литологически ограниченный

5

2384.0

2316.0

2385.0

2.2

1.6

69.0

0.6-2.4

структурнолитологический

6

2493.0

2298.0

-

2.8

2.0

57.0

0.6-3.9

литологически ограниченный

7

2472.0

2302.0

-

1.5

0.6

55.0

1.3-7.4

8

2444.0

2367.0

2410.0

12.5

4.0

43.0

1.6-3.6

структурнолитологический

ЮВ12

2477.0

2282.0

2388.0-2416.0

23.0

13.0

120.0

5.6-44.6

пластовосводовый

ЮВ13

2526.0

2330.0

2376.0-2400.0

15.0

9.5

61.0

0.6-12.0

структурнолитологический

ЮВ2

1

2542.0

2346.0

2379.0-2384.0

12.5

6.3

36.0

0.6-27.4

структурнолитологический

2

2581.0

2372.0

2389.0-2393.0

1.5

3.0

19.0

0.8-4.2

3

2462.0

2360.0

2385.0-2388.0

2.0

2.4

27.0

1.6-20.9

Имеет место совпадение в плане залежей всех продуктивных пластов. Как видно из табл.2.2 и рис. 2.2 наибольшим по площади нефтеносности является основной объект разработки – пласт ЮВ1 2 (S – 220431 тыс.м2 ).

1

Площадь залежей пласта ЮВ1 в сумме составляют 36,7% от площади залежи

2 3 составляет 39,7% от площади пласта ЮВ1 . Площадь залежи пласта ЮВ1

2 залежи пласта ЮВ1 (центр+юг). Площадь залежей пласта ЮВ2 в сумме

2 составляют 22,8% от площади залежи пласта ЮВ1 (центр+юг).

На месторождении основным объектом разработки является пласт

2 1 3

ЮВ1 , также в разработке находятся залежи пластов ЮВ1 , ЮВ1 и ЮВ2 .

Рис.2.2 Совмещенный внешний контур нефтеносности залежей пластов

1 2 3

1

Пласт ЮВ1

В пределах Хохряковского месторождения по материалам ГИС и опробований установлено 8 залежей нефти структурно-литологического типа (графическое приложение 2.4):

залежь 1 (северная периклиналь структуры в пределах внутреннего контура нефтеносности, район скважин 103, 108, 109) - находится в эксплуатации с 1990 года;

залежь 2 (северная периклиналь структуры в пределах внутреннего контура нефтеносности, район скважин 115 и 16Р) – не вовлечена в разработку;

залежь 3 (центральная часть структуры) - находится в

эксплуатации;

залежь 4 (западная периклиналь структуры, район скважин 534,

535, 217 и 218) - не вовлечена в разработку;

залежь 5 (западная периклиналь структуры, район скважин 273, 560, 751 и др) - находится в эксплуатации;

залежь 6 (юго-западная часть площади, район скважин 12Р, 345,

575, 317 и др.) - находится в эксплуатации;

залежь 7 (южная часть площади, район скважин 9Р и 20Р) - находится в эксплуатации;

залежь 8 (ранее известная как Малосикторское месторождение,

район скважин 4П, 19Р и 326Р) – не вовлечена в разработку.

Залежь 1 вскрыта скважинами 103, 108, 109; пласт нефтенасыщен до подошвы.

В скважине 108 (пласт ЮВ1 1 опробован совместно с пластом ЮВ1 2 )

3 получена безводная нефть до 61 м /сут.

Размеры залежи 0,4 1,25 км, высота 23 м.

Тип залежи литологически-ограниченный.

Залежь 2 вскрыта скважинами 115 и 16Р.

2

В скважине 115 (пласт опробован совместно с пластом ЮВ1 ) получен приток безводной нефти дебитом 4 т/сут.

Размеры залежи: 0,7  0,625 км, высота 19 м.

Тип залежи литологически-ограниченный.

Залежь 3 вскрыта более чем 140 скважинами различного назначения.

2 в разрезе 83 скважин и в 22

Пласт опробован совместно с пластом ЮВ1

скважинах раздельно, где получены безводные дебиты нефти. Водонефтяная

1 скважинами не вскрыта. зона залежи пласта ЮВ1

Размеры залежи 9,55,5 км, высота - 122 м.

Тип залежи структурно-литологический.

Залежь 4 вскрыта скважинами 534, 535, 217 и 218. Пласт ЮВ1 1 в разрезе этих скважин не опробован. По ГИС в разрезе всех скважин пласт нефтенасыщен до подошвы.

Размеры залежи 0,91,25 км, высота 16 м.

Тип залежи литологически-ограниченный.

Залежь 5 вскрыта 12 скважинами (скв. 273, 560, 751 и др.).

2

Пласт опробован совместно с пластом ЮВ1 в скважинах 273, 750, 751.

В скважине 560 в результате опробования получена безводная нефть дебитом. ВНК принят на отметке -2385,0 м.

Размеры залежи 2,21,6 км, высота 69 м.

Тип залежи структурно-литологический.

Залежь 6 вскрыта 23 скважинами.

В разрезе скважин 12Р, 578, 778, 861 и 317 пласт опробован совместно

2 с пластом ЮВ1 . Получена безводная нефть.

В скважине 779 пласт опробован в интервале -2297,8 -2300,7 м, получена безводная нефть. По ГИС в разрезе всех скважин пласт нефтенасыщен до подошвы.

Размеры залежи 2,8х2,0 км, высота 57 м.

Тип залежи литологически-ограниченный.

Залежь 7 вскрыта в разрезе 8 скважин.

2 в разрезе скважин 389, 596

Пласт опробован совместно с пластом ЮВ1

1 и 364, где из пласта, получена безводная нефть. Пласт ЮВ1 в разрезе всех скважин нефтенасыщен до подошвы.

2).

В скважине 881 (опробован совместно с пластом ЮВ1 Размеры залежи 1,5х0,6 км, высота залежи 55 м.

Тип залежи литологически-ограниченный.

Залежь 8 расположена на Мало-Сикторской площади и до утверждения запасов нефти ГКЗ в 2003 г считалась отдельным Малосикторским месторождением. Результаты бурения скв. 326Р, 325Р показали, что эта зона является одной из залежей Хохряковского месторождения. Залежь вскрыта скважинами 4П, 19Р, 326Р.

При опробовании пласта в скв. 19П и 326Р получены фонтанирующие притоки нефти с дебитами от 18,5 до 43,2 м3/сут.

В скважине 4П при совместном опробовании с нижележащим

2 водоносным пластом ЮВ1 в интервале 2404,7-2414,7 м получен незначительный приток воды с пленкой нефти. По ГИС коллекторы пласта в

2 в этой этой скважине характеризуются как продуктивные. Пласт ЮВ1

2 скважине водонасыщен. Проницаемая часть пласта ЮВ1 имеет лучшие

1 коллекторские свойства, чем пласт ЮВ1 . Вскрытая перфорацией водонасыщенная толщина в 2 раза превышает нефтенасыщенную (3,2 м против 1,6 м, соответственно). Всѐ это и объясняет получение только плѐнки

нефти при опробовании скважины 4П.

Все три скважины вскрыли чисто нефтяную часть пласта. Наиболее низкая отметка подошвы нефтенасыщенного коллектора отмечается на абсолютной глубине 2409,5 м в скважине 4П. Кровля водонасыщенной части

2 в скважине 4П отбивается на а.о. 2411,5 м. Исходя из пласта ЮВ1

вышеизложенного, ВНК по залежи принят на абс.отм. – 2410 м. Размеры залежи 12,5 х 4 км, высота достигает 43 м.

Тип залежи структурно-литологический.

Необходимо отметить, что в скважине 325Р, пробуренной после

1 утверждения запасов, пласт ЮВ1 заглинизирован. Данные по скважине позволили скорректировать линию глинизации, что привело к уменьшению запасов по залежи по сравнению с утвержденными ГКЗ.

Согласно постановлению ГКЗ (протокол №816 от 21.03.2003 г.), положение ВНК по пласту ЮВ1 1 принято на уровне –2395 м .

Кроме выделенных залежей, среди плотных пород встречаются отдельные небольшого размера слабопроницаемые линзы песчаников, вскрытые единичными скважинами. В этих линзах коллекторы представлены алевролитами и глинистыми песчаниками, характеризующимися низкими коллекторскими свойствами (пс от 0,4 до 0,55) и небольшими эффективными нефтенасыщенными толщинами. Размеры этих линз составляют всего 300  400м. Учитывая малые размеры линз, низкие коллекторские свойства слагающих пород и небольшие эффективные нефтенасыщенные толщины (до 1 м), эти линзы из подсчета запасов исключены.

2

Пласт ЮВ1

2 Хохряковского месторождения на дату Залежь пласта ЮВ1 утверждения запасов в ГКЗ была вскрыта 16 поисково-разведочными скважинами. Основная часть площади разбурена эксплуатационной сеткой скважин согласно утвержденной технологической схеме (700 скважин).

3

Дебит нефти колеблется от 3 до 110 м /сут.

В подсчете запасов 1976 г. ВНК по залежи был принят на отметках от 2386,0 м (запад) до -2416,0 м (восток). Геолого-промысловые материалы по скважинам, пробуренным на западном склоне залежи, согласуются с ранее принятой отметкой ВНК.

В разрезе большинства скважин, вскрывших водонефтяную зону на западной периклинали структуры, ВНК проходит в плотном разделе.

В скважинах 895, 588, 12Р, 301, 244, 229, 180, 520, 932 вскрывших

2 водонефтяную зону в направлении с юга на север, пласт ЮВ1 по ГИС

нефтенасыщен до отметок -2385,6, -2388,5, -2386,7, -2388,0, -2384,0, -2386,9, 2388,6, -2389,3, -2390,2 м, соответственно. В этих скважинах водоносные коллектора вскрыты на отметках -2388,6 м, -2389,3 м, -2389,7 м, -2389,2 м, 2391,1 м, -2393,7 м, -2390,0 м, -2390,5 м, -2392,2 соответственно. В пределах залежи пласт опробован на отметках от -2351,7 до -2397,6 м, где получена безводная нефть (табл. 2.1.4.2). В скважинах 229, 532, 533, 722 при нижней

2 дыре перфорации пласта ЮВ1 на отметках -2384,9 м, -2392,0 м, -2387,0 м, 2384,9 м соответственно получена жидкость. Содержание воды в продукции колеблется от 36 до 96% (табл.2.2). Получение жидкости из пласта, вероятно, обусловлено влиянием разработки залежи в районе этих скважин.

ВНК залежи пласта ЮВ12 наклонен с юго-запада на северо-восток. Наклонность ВНК подтверждается как данными интерпретации ГИС по скважинам так и результатами опробования скважин. Интервал изменения высотного положения ВНК 2388-2400 м.

Размеры залежи 25,0х13,0 км, средняя высота залежи 120 м.

Тип залежи пластово-сводовый.

3

Пласт ЮВ1

В процессе эксплуатационного разбуривания в разрезе большинства

скважин по материалам ГИС была установлена нефтенасыщенность

3 коллекторов пласта ЮВ1 . Раздельно пласт опробован в скважинах 11Р, 71Р, 402, 194, 812, 535, где получена безводная нефть.

В основном пласт ЮВ1 3 опробован совместно с пластом ЮВ1 2 и реже с пластом ЮВ2 (табл. 2.2). При совместной эксплуатации этих пластов дебиты нефти в скважинах колеблются от 5 до 60 т/сут.

Залежь разбурена плотной сеткой скважин согласно технологической 1+2+3 и ЮВ2 . схеме, где предусмотрена совместная разработка пластов ЮВ1

1+2+3 и ЮВ2

Детальное изучение строения залежей нефти пластов ЮВ1

3 показало, что залежь продуктивного пласта ЮВ1 является самостоятельной и имеет свой ВНК.Обоснование ВНК проводилось по данным интерпретации материалов ГИС и результатов опробования скважин.

3 имеет наклон с юго-запада на северо-восток. ВНК залежи пласта ЮВ1

Водонефтяной контакт на западной периклинали с юга на север колеблется от -2382,0 м до -2376,0 м, на северной периклинали от -2376,0 м до -2400,0 м, на восточной периклинали (север-юг) от -2400,0 м до -2384,0 м и на южной части -2386,0 м.

По всей площади границы залежи достаточно хорошо контролируются законтурными скважинами.

Размеры залежи 15,0 х 9,5 км, высота 61 м.

Тип залежи сводовый, осложненный литологическими экранами.

Пласт ЮВ2

По материалам ГИС и опробований установлено 3 залежи нефти структурно-литологического типа (граф.прил.1):

залежь 1 (основная) - находится в эксплуатации;

залежь 2 (восточная периклиналь структуры, район скважин 543 и 896.) - находится в эксплуатации;

залежь 3 (юго-восточная часть структуры, район скважин 271, 61П, и 758) - находится в эксплуатации.

Залежь 1 вскрыта более 225 скважинами различного назначения.

На дату подсчета залежь пласта ЮВ2 разбурена относительно плотной сеткой скважин. Пласт в разрезе скважин, в основном, опробован совместно с

пластами ЮВ1 2, ЮВ1 1 и ЮВ1 3 .

В целом по залежи ВНК колеблется от –2379 м до 2384 м. Колебание отметки (+3 м) связано с неточностью замера кривизны ствола скважины.

Размеры залежи 12,5 х 6,25 км, высота 36 м.

Тип залежи структурно-литологический.

Залежь 2. Пласт в скважинах не опробован.

На западной части залежи водонефтяная зона вскрыта скважинами 225 и 542.

На северной части залежи по ГИС подошва нефтенасыщенного пласта вскрыта на отметках -2391,3 м (скв. 212), -2390,1 м (скв. 214) и -2392,8 м (скв. 891) и кровля водонасыщенного коллектора - на отметках -2393,1 м (скв. 212) и -2407,8 м (скв. 891). Исходя из анализа геолого-геофизических материалов скважин, для северной части залежи ВНК принят на отметке -2393,0 м.

В юго-восточной части залежи водонефтяная зона вскрыта скважинами 896 и 228. В этих скважинах по ГИС пласт нефтенасыщен до отметок -2389,9 м и -2389,0 м, и кровля водоносных коллекторов отмечается с отметок 2419,1 м и -2407,6 м. Законтурными скважинами кровля водоносного пласта

вскрыта на отметках -2388,6 м (скв. 544), -2388,8 м (скв. 226) и -2386,7 м (скв. 842). Исходя из анализа геолого-геофизических материалов скважин, ВНК принят на отметке -2389,0 м.

Таким образом, в целом по залежи уровень ВНК изменяется на

отметках от -2389,0 м до -2393,0 м.

Размеры залежи 3,0х1,45 км, высота залежи 19 м.

Тип залежи структурно-литологический.

Залежь 3 вскрыта 14 скважинами различного назначения.

Пласт ЮВ2 опробован отдельно в разрезе скважины 788. В скважинах

271, 283, 758, 857, 759 и 760 пласт опробован совместно с пластом ЮВ1 2 или

3

ЮВ1 . В скважине 788 по ГИС пласт нефтенасыщен до подошвы (-2409,6 м). Опробован интервал пласта -2392,7 -2408,6 м, где получено 10,2 м3 /сут нефти. Следует заметить, абсолютные отметки кровли и подошвы пласта с материалами соседних скважин не увязываются. На наш взгляд, это обусловлено неточностью замера кривизны в стволе скважин. Поэтому при структурных построениях при расчете абс. отметок по скважине введена поправка. Так же подвергается сомнению качество инклинометрии в скважине 559. Эти скважины рекомендуются к проведению повторных замеров.

В скважине 61Р пласт нефтенасыщен до подошвы (-2387,7 м). Пласт ЮВ2 опробован в интервале отметок -2380,3 - 2404,8 м. В результате из пластов ЮВ2 и ЮВ3 получено 2,2 м3 /сут нефти и 14 % пластовой воды. Самая низкая отметка нижней дыры перфорации, где получена безводная нефть из пласта, отмечается в скважине 760 (-2388,1 м, нефть - 20 м3 /сут). Залежь находится в эксплуатации. В пределах залежи эффективные нефтенасыщенные толщины по скважинам колеблются от 1,6 м до 20,9 м.

Водонефтяная зона вскрыта скважинами 758, 285, 270 и 271. В скважинах пласт нефтенасыщен до отметок –2388,2 м (скв. 758), -2374,9 м (скв. 285), -2380,2 м (скв. 270), -2379,5 м (скв. 271) и и водоносный коллектор вскрыт на отметках –2401,0 м (скв. 283), -2391,1 м (скв. 285), -2385,2 м (скв.

270), -2388,7 м (скв. 271).

В законтурной части залежи кровля водоносного пласта вскрыта на отметке -2386,1 м (скв. 269), -2385,1 м (скв. 757), -2390,0 м (скв.606) и -2385,5 м (скв.558).

Исходя из анализа геолого-промысловых материалов скважин, средний

уровень ВНК по залежи принят на отметке от -2385,0 м до -2388,0 м.

Размеры залежи 2,0 х 2,4 км, высота 27 м.

Тип залежи структурно-литологический.

В ряде скважин зафиксированы противоречия в отметках

нефтеводонасыщенности продуктивных пластов [6], что, видимо, связано с неточным замером кривизны ствола в этих скважинах. Поэтому при геометризации залежей нефти по продуктивным пластам отметки кровли и

подошвы пластов по этим скважинам корректировались.

В разрезе продуктивных отложений Хохряковского месторождения

1 2 3 и ЮВ2 . На присутствуют залежи нефти пластов ЮВ1 , ЮВ1 , ЮВ1 сегодняшний день объектом эксплуатации является ЮВ1-2 , объединяющий все продуктивные пласты данного месторождения.

Обоснование выделения эксплуатационных объектов проводится в два этапа. На первом этапе рассматриваются геолого-физические особенности, благоприятствующие и препятствующие объединению пластов в группы для совместной эксплуатации. На втором этапе этот вопрос решается с учетом технологических критериев.

Известно, что выделение залежей нефти продуктивных пластов в качестве самостоятельных объектов разработки целесообразно при благоприятных геологических, гидродинамических и технико-экономических условиях. Геологические условия характеризуют особенности залегания продуктивных пластов месторождения. Это позволяет оценить возможность надежного разобщения объектов при организации отборов нефти и самостоятельной системы заводнения.

По данным многочисленных исследований, проведенных на Самотлорском, Мыхпайском и других месторождениях региона, надежное разобщение пластов в скважинах достигается при мощности глинистого раздела не менее 10 метров. Следует отметить, что даже при толщине межпластового раздела 6 метров, вероятность перетока жидкости из неперфорированных интервалов нижележащего пласта достигает 40 %, при сложившихся технологиях крепления.

Проведенный анализ распределения толщин глинистого раздела между пластами и пачками ЮВ1 1, ЮВ1 2 и ЮВ1 3 Хохряковского месторождения

показал, что преобладает (в 73 % случаев) раздел мощностью до 4.0 метров.

В ряде скважин пласты сливаются, образуя единую гидродинамически

3 связанную залежь. Между пластами ЮВ1 и ЮВ2 преобладает (в 47 %) значение глинистого раздела 4.0 метра и менее, в 35 % случаев зафиксирована мощность 5.0 м.; в 15 % - 8.0 м и лишь 3 % приходится на толщину межпластового раздела 10.0 м и более.

Таким образом, учитывая небольшие значения толщин глинистых разделов между всеми пластами и пачками продуктивного объекта и наличие зон слияния, организация раздельной выработки запасов нефти по каждому из них представляется не вполне реальной.

Анализ литолого-фациальных характеристик, коллекторских свойств пород, состава и свойств нефтей, типов залежей продуктивных пластов (табл. 2.2), свидетельствует об их сходстве, что в совокупности с небольшой

1 3 и ЮВ2 , наличием зон эффективной средней толщиной пластов ЮВ1 , ЮВ1

их слияния, осложняющих раздельное нагнетание воды в каждый из пластов и регулирование их разработки, подтверждает правомерность объединения всех пластов месторождения в один объект разработки.

Таблица 2.2

Геолого-физические характеристики пластов юрских отложений

Параметры

Пласты

1

ЮВ1

2

ЮВ1

3

ЮВ1

ЮВ2

Средняя глубина залегания, м

2318.3

2327.9

2369.9

2376.4

Тип залежи

пластово-сводовая

Тип коллектора

поровый

Площадь нефтегазоносности, тыс.м2

99076

225486

87618

50297

Средняя общая толщина, м

9.8

42.8

9.2

37.7

Средняя нефтенасыщенная толщина, м

2.9

21.3

3.1

7.6

Средняя водонасыщенная толщина, м

0.9

7.9

2.9

7.3

Пористость, %

15.0

16.0

15.0

15.0

Средняя нефтенасыщенность, %

63.4

63.4

56.8

57.3

Проницаемость по ГИС, мкм2

0,004

0,009

0,004

0,007

Коэффициент песчанистости, доли ед.

0.28

0.51

0.34

0.27

Коэффициент расчлененности, доли ед.

1.2

7.1

1.9

3.7

Начальная пластовая температура, о С

82.5

82.5

82.5

82.4

Начальное пластовое давление, МПа

24.6

24.6

24.6

24.6

Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с

0.97

0.97

0.97

0.97

Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3

0.744

0.744

0.744

0.744

Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3

0.828

0.828

0.828

0.828

Объемный коэффициент нефти, доли ед.

1.225

1.225

1.225

1.262

Содержание серы в нефти, %

0.29

0.29

0.29

0.29

Содержание парафина в нефти, %

4.05

4.05

4.05

4.05

Давление насыщения нефти газом, МПа

8.7

8.7

8.7

8.7

3

Газосодержание нефти, м /т

89

89

89

69

Плотность воды в поверхностных условиях, кг/м3

1017

1017

1017

1017

Начальные балансовые запасы нефти (В+С1 ), млн.т.

Начальные балансовые запасы нефти (С2 ), млн.т.

Таким образом, произведенная оценка распределения балансовых запасов нефти по элементам неоднородности – пластам и пачкам Хохряковского месторождения показала: основным объектом, содержащим наибольшую долю запасов нефти промышленных категорий, является пласт 2 – 85.7 %, и в частности, его пачка «б» – около 75 %.

ЮВ1

Именно на этот пласт ориентирована сформированная к настоящему времени система разработки месторождения.

Кроме того, с 1986 года, то есть с самого начала разработки Хохряковского месторождения, все пласты эксплуатируются совместно, единым объектом.

Анализ результатов промыслово-геофизических исследований показал,

1 3 и ЮВ2 , наряду с что при совместном вскрытии пластов ЮВ1 , ЮВ1

2 основным пластом ЮВ1 , отмечается работа перфорированных интервалов всех пластов.

Важным фактором, влияющим на степень охвата выработкой продуктивных пластов при совместной эксплуатации, являются различные технологии повышения нефтеотдачи и интенсификации притока, применение которых обязательно будет включено в комплексную программу геологотехнических работ на Хохряковском месторождении.

Анализ проведенных гидроразрывов пласта (ГРП), широко применяющихся на Хохряковском месторождении, показал, что ГРП позволяет подключать в разработку ранее не работавшие прослои, в результате чего, коэффициент работающей толщины достигает 0.6.

Таким образом, на основании имеющихся промыслово-геофизических исследований можно сделать вывод, что при совместном вскрытии пластов, при условии соизмеримости их ФЕС, вероятность подключения в работу всех вскрытых интервалов достаточно высока.

Анализ выработки по пластам показал, что отмечается неравномерность выработки объекта ЮВ1-2 по разрезу, связанная с

1 3 и ЮВ2 . Но в то же недостаточной степенью вскрытия пластов ЮВ1 , ЮВ1 время проблема недостаточного охвата может быть решена путем проведения программы ГТМ направленной на увеличение охвата отдельных платов по площади и дифференцации выработки по разрезу объекта ЮВ1-2.

В связи со всеми приведенными обстоятельствами предложено

выделить один эксплуатационный объект – ЮВ1-2 .

2.3. Свойства пластовых жидкостей и газов

Свойства пластовых нефтей исследованы методами однократного и ступенчатого разгазирования. Порядок исследования и перечень приводимых параметров выполнен согласно регламентирующим требованиям

“Инструкции о содержании, оформлении и порядке представления в ГКЗ СССР материалов по подсчету запасов нефти и горючих газов.

Нефть горизонта ЮВ1 представлена поверхностными пробами из 15 скважин и характеризуется следующими параметрами: удельный вес - 0,840 т/м3, вязкость при 20оС - 8,04 мм2/с, содержание парафина - 4,05%, серы - 0,29%, смол селикагелевых - 5,4%, асфальтенов - 0,85% (Приложение ____).

Таким образом, нефти характеризуются как малосернистые, парафинистые, малосмолистые, маловязкие, легкие, с обьемным содержанием легких фракций до 300 оС - 51%.

Для изучения свойств нефти и газа в пластовых условиях отобрано 35 глубинных проб из 14 скважин. Нефть в пластовых условиях характеризуется следующими параметрами: плотность пластовой нефти - 0,732 т/м3, вязкость - 0,97 МПас, объемный коэффициент - 1,303 (Приложение ____).

В соответствии с условиями четырехступенчатой сепарации,

принятыми на месторождении, проведено дифференциальное разгазирование пластовых нефтей. Для этого проанализировано 31 глубинная проба из 15 скважин (Приложение ____), из них 27 проб из 13 скважин охарактеризовали нефти пласта ЮВ11-3 и 4 пробы из 3 скважин - пласта ЮВ2.

Нефти пластов ЮВ11-3 и ЮВ2 очень близки по своему составу. В отчете приводятся средние значения по пластам ЮВ11-3 + ЮВ2: плотность сепарированной нефти - 0,830 т/м3, газосодержание - 87,2 м3/т, объемный коэфициент - 1,232.

Растворенный в нефти газ метанового типа, относительно жирный, по результатам ступенчатой сепарации содержит метана - 61,84; этана - 10,05; пропана - 15,18; бутана - 8,09 % мольных. Физические свойства

растворенного в нефти газа представлены в Приложении ____и Приложении ____.

Значения параметров, определенных при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании глубинных проб пластовой нефти, приняты для подсчета запасов нефти и растворенного газа. Газосодержание, объемный коэффициент и плотность разгазированной нефти приведены к стандартным условиям (давление - 0,1 МПа, температура - 20 оС). Условия сепарации (давление и температура) приняты согласно фактическим условиям сепарации, транспорта и подготовки нефти и газа на месторождении [24-27].

Принятые параметры приведены в Приложении ____.

Как видно из таблицы, нефти юрских отложений находятся в условиях повышенных пластовых давлений (24 МПа) и температур (82 оС). Нефть недонасыщена газом, давление насыщения значительно ниже пластового и по разрезу изменяется в диапазоне от 4,1 до 15,6 МПа. Газосодержание нефтей соответствует средним значениям по рассматриваемому нефтегазодобывающему району в целом и составляет для пластов ЮВ11-3 и ЮВ2 - 87,2 м3/т. В условиях пласта и на поверхности нефти легкие, маловязкие. Вязкость пластовой нефти составляет 0,97 МПас.

Технологический шифр нефтей - IТ1П2.

Нефти Хохряковского месторождения могут перерабатываться по топливному и топливно-масляным вариантам.

Из неѐ могут быть получены автомобильный бензин А-66, компоненты авиационных бензинов, реактивные топлива марок ТС-1 и Т-1, качественное сырье для каталитического риформинга, тракторный керосин, летнее дизельное топливо, сырье для термического и каталитического крекинга.

Таблица 2.3 Параметры, характеризующие свойства пластовых нефтей и рекомендуемые для подсчета запасов (ступенчатая сепарация)

Наименование

Пласт ЮВ11-3

Пласт ЮВ2

Среднее по пластам

ЮВ11-3 и ЮВ2

Пластовое давление, МПа

23,6

23,0

23,5

Пластовая температура, оС

82

82

82

Давление насыщения МПа

8,7

7,0

8,4

Газосодержание, м3/т

89

69

86

Газовый фактор, м3/м3

73

67

72

Объемный коэффициент

1,225

1,262

1,232

Плотность нефти, т/м3

0,830

0,828

0,830

Коэффициент объемной упругости, 1/МПа10-4

14,37

12,85

14,08

Пересчетный коэффициент

0,816

0,792

0,812

Компоненты попутного газа, % мольные:

- этан

- пропан

- бутан

10,05

15,18

8,09

К параметрам нефти и газа относятся плотность нефти, пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти при переводе еѐ из пластовых в поверхностные условия, и газовый фактор. Наиболее достоверными являются параметры, определенные при дифференциальном разгазировании пластовой нефти, выполненным в соответствии с технологией сбора и подготовкой нефти на промысле до уровня товарной продукции, сдаваемой нефтеперерабатывающим заводам.

Для подсчета запасов нефти использовались данные, полученные при многоступенчатой сепарации нефти, отобранной в пластовых условиях. Всего было проанализировано 27 глубинных проб из 13 скважин по пластам ЮВ11-3 и 4 глубинные пробы из 3 скважин по пласту ЮВ2 .

Плотность сепарированной нефти по пластам ЮВ11-3 составила 0,830 т/м3, по пласту ЮВ2 - 0,828 т/м3. Газосодержание - 89 м3/т (ЮВ1) и 69 м3/т

(ЮВ2).

Пересчетный коэффициент рассчитан по формуле:

B = 1/ Q,где Q - значение объемного коэффициента по результатам дифференциального разгазирования.

Значение пересчетного коэффициента равно 0,816.

Учет анализов глубинных проб, выполненных после утверждения запасов ГКЗ, привел к уточнению величин подсчетных параметров (табл.

2.4).

Таблица 2.4 Таблица сопоставления подсчетных параметров связанных со свойствами нефти и газа

Параметры

Среднее значение

Принятые

для подсчета запасов

1976 г.

2000 г.

1

2

3

4

1. Плотность, т/м3:

пласт ЮВ1

0,833

0,830

0,833

пласт ЮВ2

-

0,828

0,828

2. Пересчетный

коэффициент: пласт ЮВ1

0,810

0,816

0,810

пласт ЮВ2

-

0,792

0,792

3. Газовый фактор, м3/т:

пласт ЮВ1

92

89

89

пласт ЮВ2

-

69

69

Учитывая небольшое расхождение ( 1%) величин плотности нефти и пересчетного коэффициента пластов ЮВ11-3, по сравнению с утвержденными для расчета запасов нефти приняты величины параметров 1976 года.

Газосодержание уточнилось по результатам 12 глубинных проб, отобранных из 6 скважин.

3. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1. Обоснование выбора рационального способа подъема жидкости в скважинах, устьевого и внутрискважинного оборудования

На Хохряковском месторождении выделен один эксплутационный

1-3 и пласта объект разработки ЮВ1-2 , объединяющий залежи горизонта ЮВ1 ЮВ2.

Основные геолого-физические параметры залежей нефти пластов

1-3

ЮВ1 и ЮВ2 приведены в таблице 3.1

Таблица 3.1

Основные геолого-физические параметры залежи нефти

Показатели

Единица измерения

Значение

ЮВ1 1-3

ЮВ2

Средняя глубина залегания продуктивного пласта

м

2340

2376

Начальное пластовое давление

МПа

24,6

24,6

Текущее пластовое давление

МПа

21,0

21,0

Давление насыщения

МПа

8,7

7,0

Газосодержание

м3/т

89

69

Пластовая температура

0 С

82

82

Вязкость нефти:

в пластовых условиях

МПа*с

0,97

0,97

Плотность пластовой нефти

т/м3

0,732

0,732

Плотность дегазированной нефти

т/м3

0,830

0,828

Плотность воды в пластовых условиях

т/м3

0,996

0,996

Геолого-физические параметры пластов отличаются незначительно, так средняя глубина залегания пластов составляет 2340-2376 м, давление насыщения нефти газом – 8,7-7,0 МПа, газосодержание нефти 89-69 м3/т, пластовая температура 82ºС. На месторождении нет обширных газовых и водоплавающих зон. Данная характеристика пластов и нефти является нормальной для добычи нефти любым механизированным способом.

За время разработки месторождения (около 20 лет) кроме основных запроектированных способов добычи (УЭЦН, УШГН) на месторождении были испытаны электродиафрагменные и струйные насосные установки. Динамика распределения действующего фонда скважин по способам и динамика добычи нефти приведены на рисунках 3.1 и 3.2

Рис. 3.1Динамика распределения действующего фонда скважин по способам

Анализ эксплуатации добывающих скважин УЭЦН

Как видно из рисунка 3.1 в период с 1991 г. по 1997 г. на месторождении действующий фонд скважин, оборудованный УШГН, преобладал и составлял 60-70 % от всех установок. В это время УЭЦН было оборудовано от 30-40 % скважин. С 1998 г. по 2001 г. количество УШГН и УЭЦН сравнивается, а с 2002 г. наблюдается рост фонда УЭЦН и в настоящее время этими установками оборудовано 93 % скважин.

Динамика добыча нефти по способам (рис. 3.2.) показывает, что основная добыча нефти приходится на фонд скважин оборудованный УЭЦН. Так с 1991 г. по 1997 г. (когда установок УЭЦН было 30-40 %) электроцентробежными насосными установками добыва-лось 60-80 % всей нефти. В настоящее время этими установками добывается 98 % нефти.

На Хохряковском месторождении электроцентробежными насосами эксплуатируются скважины с дебитом по жидкости от 2 до 275 м3/сут. Эксплуатационный фонд, оборудованный этими погружными установками, на 1.01.05 г. составляет 388 скважин или 93 % всего добывающего эксплуатационного фонда (табл. 3.2).

Рис. 3.2 Динамика распределения добычи нефти по способам

За анализируемый период фонд скважин, оборудованный УЭЦН, увеличился с 268 до 388 скважин. Динамика фонда скважин показывает, что бездействующий фонд за этот период был равен 9-11 % от действующего фонда.

Таблица 3.2 Динамика фонда скважин, оборудованных ЭЦН

Фонд скважин

На

1.01.2001г

На

1.01.2002г

На

1.01.2003г

На

1.01.2004г

На

1.01.2005г

Эксплуатационный

268

320

349

352

388

Действующий

в т.ч.: дающий продукцию простаивающий

245

234

11

294

278

16

312

284

28

320

300

20

354

332

22

Бездействующий

23

26

36

32

34

Основными причинами бездействия скважин оборудованных ЭЦН являются обводнение скважин и аварии, связанные с падением насосов и подземного оборудования. На их долю приходится соответственно 41 % и 38 % всего бездействующего фонда (табл. 3.3).

Таблица 3.3

Основные причины бездействия скважин, оборудованных ЭЦН

Причины бездействия ЭЦН

Количество скважин

%

1

Обводнение

14

41

2

Аварии

- Падение ЭЦН на забой

- Затянувшиеся аварийные работы

- Негерметичность ЭК

13

10

2

1

38

3

Отказ насосного оборудования

- ожидание депарафинизации

- заклинивание насоса

- R=0

4

1

1

2

12

4

Подготовка к ГРП

2

6

5

Слабый приток

1

3

6

Всего:

34

100

На месторождении применяются в основном низкодебитные установки производительностью 25-50 м3/сут, которыми оборудовано 192 скважины или (56 %). Распределение ЭЦН по типоразмерам приведено в таблице 3.4.

Таблица 3.4

Распределение ЭЦН по типоразмерам

Типоразмер УЭЦН по

3 производительности, м /сут

25 - 50

80

125 - 250

Всего:

Количество: шт.

%

192

56

87

25

65

19

354

100

Электроцентробежные насосные установки спускаются на глубину от 1600 м до 2580 м. С 1.01.02 г. на месторождении началось внедрение высоконапорных установок и телеметрических систем контроля (ТМС) за давлением и температурой на приеме насосных установок, что позволило увеличить глубину спуска ЭЦН в среднем с 1800 м до 2240 м в настоящее время. Системами ТМС оборудовано 30 % скважин фонда ЭЦН. За этот период средние забойные давления снизились с 13,4 МПа до 8,3 МПа при проектном 15,0 МПа. В таблице 3.5 приведены основные технологические показатели работы скважин фонда УЭЦН на 1.01.05 г. Так, средний дебит по жидкости в настоящее время составляет 65,6 м3/сут и 31 т/сут по нефти, а депрессия находится в пределах 12,7 МПа. При среднем пластовом давлении в зонах отбора скважин, оборудованных установками ЭЦН равном 21,0 МПа.

Таблица 3.5 Основные технологические показатели работы скважин, оборудованных УЭЦН

Показатели

Min

Max

Средние

Дебит по нефти, т3 /сут

0,3

160

31

Дебит по жидкости, м3 /сут

3

245

65,6

Динамический уровень, м

Устье

2355

1780

Глубина спуска насоса, м

1600

2580

2240

Забойное давление, МПа

3,0

19,0

8,3

Депрессия на пласт, МПа

2,9

19,2

12,7

Обводненность, %

2

98

54,3

Действующий фонд скважин, оборудованный УЭЦН по дебитам и обводненности на месторождении, распределяется следующим образом (см. табл. 3.6). Из таблицы видно, что с дебитом по жидкости до 50 м3/сут работает 172 скважины, из них 39 скважин находятся в режиме накопления. Малообводненных скважин с обводненностью от 0 до 30 % числится 186 скважин. Средняя обводненность по фонду ЭЦН равна 54,3 %.

Таблица 3.6 Распределение скважин, оборудованных УЭЦН, по дебитам и обводненности

Дебит по жидкости, м3 /сут

Обводненность, %

Всего, скв.

0-30

30-70

70-100

0-20

20-50 50-100 более 100

10

76

79

21

6

48

44

8

5

27

27

3

21

151

150

32

Всего, скв.

186

106

62

354

В целом по Хохряковскому месторождению на 01.01.05 г. коэффициент эксплуатации скважин оборудованных ЭЦН близок к проектному значению и равен 0,945 д.ед. (по проекту – 0,950 д.ед.), а коэффициент использования несколько ниже проектных значений - 0,852 (по проекту – 0,900). Динамика коэффициентов эксплуатации и использования по фонду скважин, оборудованных УЭЦН и УШГН, за последние пять лет эксплуатации месторождения приведена далее. на рисунке 3.4, 3.5.

Анализ эксплуатации добывающих скважин УШГН

На месторождении штанговыми насосными установками

эксплуатируются скважины с дебитом по жидкости от 2 до 42 м3/сут. Эксплуатационный фонд, оборудованный УШГН, на 1.01.05 г. составляет 78 скважин или 16 % всего добывающего эксплуатационного фонда. В действующем фонде находится 18 скважин, в бездействии – 60 скважин или 77 % эксплуатационного фонда оборудованного УШГН. Динамика эксплуатационного фонда скважин, оборудованных УШГН, приведена в таблице 3.7.

Таблица 3.7 Динамика фонда скважин, оборудованных УШГН

Фонд скважин

На

1.01.2001г.

На

1.01.2002г.

На

1.01.2003г.

На

1.01.2004г.

На

1.01.2005г.

Эксплуатационный

250

208

133

79

78

Действующий

в т.ч.: дающий продукцию простаивающий

228

223

5

175

144

31

52

27

25

31

26

5

18

15

3

Бездействующий

22

33

81

48

60

Из таблицы видно, что с 2001 года на месторождении наблюдается устойчивая тенденция к снижению фонда скважин оборудованных УШГН. За четыре последних года эксплуатационный фонд УШГН снизился с 250 до 78 скважин, а действующий фонд с 228 до 18 скважин. В основном это связано с

широким внедрением гидроразрыва пласта и последующим переводом скважин на более высокопроизводительные электроцентро-бежные насосы.

В то же время ежегодно растет бездействующий фонд, который за этот период увеличился с 22 до 60 скважин. Основными причинами бездействия фонда скважин оборудованных УШГН являются высокая обводненость продукции и затянувшиеся аварийные работы. На их долю приходится соответственно 43 % и 45 % всего бездействующего фонда ( табл. 3.8).

Таблица 3.8

Основные причины бездействия скважин, оборудованных ШГН

Причины бездействия ШГН

Количество скв.

%

1

Обводнение

26

43

2

Аварии

- Заклинивание оборудования в э/к

- На забое металл

- Падение подземного оборудования на забой

- Негерметичность э/к

27

7

4

7

9

45

3

Отказ насосного оборудования

2

3

4

Слабый приток

5

8

5

Всего

60

100

На Хохряковском месторождении применяются штанговые насосы диаметром 32-57 мм в основном вставного типа (95 %). Распределение скважин по типоразмерам глубинных насосов действующего фонда и основные технологические показатели приведены в таблицах 3.9, 3.10.

Таблица 3.9 Распределение скважин по типоразмерам

Типоразмер насоса

32мм

44мм

57мм

Всего:

Количество: шт.

%

10

56

7

39

1

6

18

100

УШГН спускаются на глубину в среднем 1695 м (от 1500 м до 2180 м). Динамический уровень находится в пределах 70 – 1620 м при среднем значении – 1030 м. Средний дебит по жидкости составляет 9,0 м3/сут и 2,0 т/сут по нефти (табл. 3.10). Средние забойные давления равны 13,0 МПа, а

депрессия – в пределах 8,4 МПа.

Таблица 3.10

Основные технологические показатели работы скважин,

оборудованных УШГН

Показатели

Min

Max

Средние

Дебит по нефти, т3 /сут

0,2

6

2,0

Дебит по жидкости, м3 /сут

2

20

9,0

Динамический уровень, м

70

1620

1030

Глубина спуска насоса, м

1500

2180

1695

Забойное давление, МПа

6,5

19,5

13,0

Депрессия на пласт, МПа

3,5

12,5

8,4

Обводненность, %

2

98

64

Действующий фонд скважин, оборудованный УШГН, по дебитам жидкости на месторождении распределяется следующим образом (табл.

3.11).

Таблица 3.11

Распределение скважин по дебитам жидкости

3

Дебит по жидкости, м /сут

0-5

5-10

10-15

более 15

Итого:

Количество: шт.

%

7

39

6 33

2

11

3

17

18

100

Из таблицы видно, что с дебитом по жидкости до 5м3 работает 39 % скважин. В основном это скважины со слабым притоком работающие в режиме накопления.

По месторождению на 01.01.05 г. коэффициент эксплуатации скважин оборудованных УШГН составляет 0,887, а коэффициент использования из-за большого бездействующего фонда один из самых низких по предприятию ОАО «ННП» и равен 0,205 (рис. 3.4, 3.5).

Опыт внедрения струйных насосов на Хохряковском

месторождении

Способ добычи нефти струйными насосами имеет определенные преимущества и недостатки по сравнению с другими способами добычи.

Преимуществами струйных насосов являются:

отсутствие движущихся частей в подземном оборудовании, в результате чего этот способ добычи может применяться в скважинах с большим содержанием мехпримесей (до 10 г/л); спуск и подъем насоса производится без подъема НКТ и занимает не

более трех часов; струйные насосы могут успешно работать при большом содержании

свободного газа на приеме; имеют хорошие показатели в искривленных наклонно-направленных

скважинах; допустимая величина интенсивности изменения зенитного угла в интервале набора кривизны может составлять до 4° на 10 метров длины, в интервале стабилизации – до 5° на 10 метров; практически нет ограничения на глубину спуска насоса и температуру

в зоне установки; в качестве рабочей жидкости может использоваться вода из системы

поддержания пластового давления; меньшая степень очистки рабочей жидкости, по сравнению с

гидропоршневыми насосами.

В то же время при использовании струйных насосов отмечаются следующие недостатки:

необходимость строительства на поверхности (кустах скважин) системы оборудования для подготовки и закачки рабочей жидкости высокого давления;

необходимость постоянного контроля за объемом закачки рабочей

жидкости поскважинно; необходимость постоянного присутствия обслуживающего персонала для контроля за работой наземного оборудования (системы подготовки и закачки рабочего агента); недостаточно эффективный способ подъема (низкий КПД).

Промысловые испытания на месторождениях Западной Сибири и в частности на Хохряковском месторождении показывают следующие особенности их эксплуатации.

Наибольшие проблемы возникают в наземном оборудовании. Основной причиной простоя скважин, особенно в зимний период, является замерзание водовода системы ППД. Кроме того, на работу струйных насосов оказывает влияние и сама система ППД, где постоянно меняются параметры давления и расхода жидкости.

Струйные установки типа АНС-1 на Хохряковском месторождении стали применять с 1998 года на 3-х кустах (16 скважин). Глубина спуска струйных насосов находится в пределах 2300-2600 м при среднем значении 2480 м. При этом дебит по жидкости составляет от 8 до 60 м3/сут при среднем значении 35 м3/сут, а дебит по нефти от 2 до 40 т/сут при среднем значении 21 т/сут. Для сравнения по ЭЦН средний дебит по нефти составляет 31 т/сут, по ШГН – 2,0 т/сут. Опыт применения этих насосов показывает возможность достигать больших депрессий, работать с повышенным содержанием мехпримесей и без бригад подземного ремонта осуществлять смену внутри скважинного оборудования. В процессе эксплуатации струйных насосов выявлены и значительные недостатки, такие как замерзание рабочей жидкости (воды) в зимнее время. В скважинах, оборудованных струйными насосами, нет оперативного учета расхода рабочей жидкости поскважинно и, как следствие, определение дебита. За шесть лет эксплуатации фонд скважин, оборудованный струйными насосами, сократился с 15 до 6 скважин. Так, в 2002 году из 15 скважин стабильно работало только 7. Коэффициент использования фонда скважин,

оборудованного струйными насосами, в 2002 году составил 0,703 ед. В 2004 году струйные установки продолжали работать только на двух кустах, и в работе находилось от 3 до 6 скважин. Большая часть скважин из фонда струйных была переведена на электроцентробежные насосы. Таким образом, опыт внедрения струйных насосов на Хохряковском месторождении показал невысокую их эффективность, и развивать этот способ на месторождении не рекомендуется.

Опыт внедрения электродиафрагменных насосов на Хохряковском месторождении

Установки ЭДН предназначены для эксплуатации малодебитных скважин с пескопроявлением, с искривленными и наклонными стволами. Конкурирующим способом добычи нефти в диапазоне их работы 4 - 16 т/сут являются УШГН и струйные насосы. По сравнению с ними диафрагменные насосы имеют глубинный привод. Отсутствие металлоемкого устьевого оборудования облегчает эксплуатацию скважин. В трудных климатических условиях уменьшается загрязнение площади куста скважин.

На месторождениях Тюменской области ими оборудовано около двух сотен скважин. Средний дебит по жидкости составляет 9 т/сут, динамический уровень 330-1000 м, глубина спуска насосов 800-1600 м. В настоящее время широкое внедрение электродиафрагменных насосов на месторождениях Западной Сибири сдерживается по причине низкого качества изготовляемых насосов и низких напоров насоса.

На Ижевском электромеханическом заводе разрабатываются ЭДН с повышенными напорами. В настоящее время уже налажено производство насосов с номинальной подачей 4 м3/сут и развиваемым напором 2000 м.

С 2001 по 2003 гг. на Хохряковском месторождении проведены опытные работы по внедрению электродиафрагменных установок. Пять скважин оборудованных ЭДН работали в среднем с дебитом по жидкости от

1 до 8,7 м3/сут и по нефти от 0,4 до 3,7 м3/сут. В 2002 г. коэффициент использования скважин оборудованных ЭДН составил 0,370, т.е. более 60 % времени скважины находились в простое и в бездействии. В 2003 г. большая часть скважин была переведена на ЭЦН, часть находится в бездействии. На основании результатов эксплуатации электродиафрагменных насосов, их применение на Хохряковском месторождении не рекомендуется.

Гидропоршневые насосы

Одним из перспективных способов добычи нефти является использование бесштанговых поршневых насосов с гидроприводом (ГПН). Положительными моментами использования ГПН являются: высокий МРП работы скважин, малое влияние кривизны скважины на спуск-подъем оборудования и его эксплуатационную надежность, удобство эксплуатации при кустовом расположении скважин. Подача гидропоршневых насосов находится в пределах 25 - 250 м3/сут, но в этом диапазоне могут более эффективно работать установки ЭЦН.

В связи с большими капитальными и эксплуатационными затратами, а также большими трудозатратами на обслуживание наземного оборудования, что для условий Севера имеет немаловажное значение, применение УГПН на Хохряковском месторождении на данной стадии развития месторождения не рекомендуется.

Винтовые штанговые и погружные электровинтовые насосы

Среди нового оборудования по добыче нефти в последнее время широко рекламируются винтовые насосы с приводом на поверхности (Австрия и Франция). Передача крутящего момента осуществляется насосными штангами. Отечественной промышленностью также начинается выпуск и освоение этих установок.

В настоящее время винтовые штанговые насосы, в основном зарубежного производства, испытываются на месторождениях Западной Сибири и Самарской области.

На Хохряковском месторождении применение винтовых штанговых насосов не планируется ввиду недостаточного опыта их применения.

Применение погружных электровинтовых насосов УЭВН сдерживается ограниченной областью их применения и низким качеством рабочих узлов насоса. Эти насосы предназначены для добычи нефти с повышенной вязкостью и большим газовым фактором, но более чувствительны к температуре перекачиваемой жидкости, что ограничивает их глубину подвески. Кроме того, установки ЭВН работают в диапазоне 16-200 м3/сут, где может найти более эффективное применение УШГН и УЭЦН. Учитывая это погружные УЭВН не рекомендуется применять на месторождении.

Рекомендуемые способы добычи

Штанговые насосы

По опыту разработки Хохряковского месторождения и других месторождений Тюменского региона, наиболее эффективным способом подъема жидкости из скважин с низкими дебитами являются установки ШГН. Установки ШГН характеризуются относительно низкими

капитальными затратами, простотой конструкции и обслуживания. В то же время они обладают высокой металлоемкостью, подвержены значительному влиянию кривизны ствола скважины на работоспособность установки, имеют ограничения по глубине подвески насоса. На месторождениях Тюменской области штанговыми насосами оборудовано около 40 % скважин, межремонтный период и коэффициент эксплуатации которых составляет 360 сут. и 0,924 соответственно.

Учитывая накопленный опыт работы с фондом скважин оборудованных УШГН, и в дальнейшем на Хохряковском месторождении рекомендуется использовать штанговые насосы на фонде скважин с дебитом до 25 м3/сут. На месторождении на 20 % вновь пробуренных скважинах планируется задействовать штанговые насосы диаметром от 32 до 44 мм вставного типа.

Электроцентробежные насосы

Опыт насосной эксплуатации на Хохряковском месторождении показал успешную работу электроцентробежных насосов. В Тюменской области ими оборудовано около 60 % скважин насосного фонда. УЭЦН обеспечивают область дебитов от 15 до 1000 м3/сут и применяются в различных геологопромысловых условиях:

газовый фактор - 10-600 м3/м3; глубина пласта - до 3500 м; температура пласта - до 120°С: в условиях абразивно-содержащих жидкостей и парафино-гидратных

отложений.

Установки УЭЦН при средних глубинах спуска (1900-2000 м) имеют достаточно высокие показатели эксплуатационной надежности и позволяют регулировать рабочие параметры в широком диапазоне. С внедрением (с 2003 г.) на месторождении телеметрических систем контроля (ТМС) за давлением и температурой на приеме насосных установок, на 30 % скважин осуществляется оперативный контроль за работой погружного оборудования и забойным давлением.

Слабым звеном в условиях наклонно-направленных скважин является наличие, кабеля, подвергающегося механическим повреждениям при спускоподъемных операциях, а также перегрев двигателя и кабеля при условии применения УЭЦН в низкопродуктивных скважинах.

Установки ЭЦН, как способ добычи, вполне удовлетворяют условиям разработки Хохряковского месторождения, что подтверждается многолетней эксплуатацией этих насосов на месторождении.

Технология эксплуатации скважин в условиях месторождения уже отработана, накоплен положительный опыт обслуживания установок, развиты производственные мощности по ремонту и прокату насосного оборудования. На месторождении на 80 % вновь пробуренных скважинах планируется задействовать установки ЭЦН производительностью от 25, 50, 80, 125 и 250 м3/сут.

Указанные выше предпосылки гарантируют на данной стадии разработки Хохряковского месторождения эффективное применение УЭЦН и УШГН. Среднее значение дебита жидкости по новым скважинам в течение

первых 15 лет запроектировано в диапазоне 13-84 м3/сут.

Наилучшие энергетические и экономические показатели при эксплуатации скважин с дебитом более 25 м3/сут имеют УЭЦН, а с дебитом ниже 25 м3/сут - УШГН.

Таким образом, на данной стадии разработки месторождения основными способами эксплуатации на фонде вновь пробуренных скважин рекомендуются УЭЦН (с дебитом более 25 м3/сут) и УШГН (с дебитом до 25 м3/сут). Согласно проектным показателям разработки на месторождении предполагается оборудовать 80 % скважин УЭЦН и 20 % установками УШГН.

Характеристика показателей эксплуатации скважин

Основным проектным документом разработки Хохряковского месторождения по добывающим скважинам были приняты забойные давления в пределах 15,0 МПа /1/. Динамика забойных давлений по основным способам добычи за последние четыре года представлена на рисунке 3.3.

Рис. 3.3. Динамика пластовых и забойных давлений на Хохряковском месторождении

Из графика видно, что по фонду УЭЦН забойные давления с 1.01.01 г. (13,7 МПа) ежегодно снижаются и в настоящее время достигают средних значений - 8,3 МПа, что составляет 0,95 % от давления насыщения. По фонду УШГН также наблюдается снижение Рзаб, но в меньшей степени, а с 1.01.03 г. по 1.01.05 г. снижение забойного давления стабилизировалось в районе 13,3 МПа.

Учитывая, что пластовое давление за анализируемый период значительно не изменилось и в зонах отбора составляет 20,8-21,0 МПа добыча нефти на месторождении осуществляется с ежегодным увеличением

(особенно по фонду УЭЦН) депрессии на пласт. Так, по фонду УЭЦН с 1.01.01 г. по 1.01.05 г. депрессия увеличилась с 7,3 МПа до 12,7 МПа, а по фонду УШГН с 4,8 МПа до 8,0 МПа.

Повышение депрессии явилось следствием проводимых в НГДУ мероприятий направленных на увеличение отборов жидкости и нефти. Основными мероприятиями на месторождении за последний период разработки месторождения (4 -5 лет) стали:

- проведение массовых ГРП;

- применение высоконапорных установок, позволяющих

увеличивать глубину спуска насосов. Так, за анализируемый период глубина спуска УЭЦН увеличилась с 1750 м до 2240 м, а по фонду УШГН – с 1500 м до 1695 м;

- применение телеметрических систем (ТМС) контроля за давлением и температурой на приеме УЭЦН, газовых сепараторов для УЭЦН и хвостовиков малого диаметра для УШГН;

- проведение оптимизации всего фонда скважин.

В основном снижение забойного давления на месторождении достигается за счет заглубления насосного оборудования. Однако, увеличение глубины спуска УЭЦН и эксплуатация их с высокими депрессиями и отборами даже в чисто нефтяной зоне (по ряду скважин депрессия составляет 15,0-16,0 МПа и выше) приводит к преждевременному обводнению скважин (№№ 128, 130, 338, 365, 714, 743, 860, 877, 1043), образованию «языков» обводнения, промытым зонам и, в конечном итоге, к

снижению эффективности системы ППД. Кроме того, известно, что снижение забойного давления добывающих скважин ниже давления насыщения приводит к частичному разгазированию нефти в призабойной зоне, увеличению вязкости нефти и снижению продуктивности по нефти. С технической точки зрения, заглубление насосных установок приводит к более тяжелым условиям работы погружного насосного оборудования. Увеличивается температура и давление, повышенные депрессии способствуют выносу мехпримесей, а в начальный период после ГРП - выносу проппанта. Показатели надежности работы погружного насосного оборудования на Хохряковском месторождении снижаются, что видно из рисунков 3.4 и 3.5.

Рис 3.4. Динамика отказа фонда скважин, оборудованных УЭЦН

Из приведенных данных по отказам скважин видно, что по фонду УЭЦН и УШГН за анализируемый период растет общее количество отказов, а также растет и коэффициент отказа приходящийся на одну скважину (Котк.). По фонду УЭЦН количество отказов за скользящий год увеличилось с 229 (1.01.01 г.) до 616 отказов (1.01.05 г.), а коэффициент отказности соответственно с 1,01 до 1,82 ед. Это подтверждается исследованиями /2/. Так из промысловой статистики известно, что при забойном давлении равном 1,2 от Рнас. – вероятность отказа УЭЦН не превышает 10 %, а при снижении забойного давления до 0,8 от Рнас вероятность отказа УЭЦН составляет около 45 %. По фонду УШГН при резком уменьшении действующего фонда наблюдается та же картина - коэффициент отказности увеличился с 1,28 до

2,24 ед.

Рис 3.5. Динамика отказа фонда скважин, оборудованных УШГН

Таким образом, наблюдаемая на месторождении тенденция снижения забойного давления ухудшает характеристики надежной работы погружного оборудования и ведет к дополнительным расходам на ремонтные работы. По основному способу добычи (УЭЦН) в призабойной зоне создаются условия снижающие продуктивность скважины по нефти.

Проектом предусматривается разбуривание и ввод новых скважин в основном на водонефтяных зонах месторождения (северная и западная части месторождения). На основании анализа и разбуривания месторождения в ВНЗ рекомендуется на вновь вводимых скважинах ограничивать забойные давления в пределах 10 - 11 МПа.

Рис. 3.6. Зависимость минимального забойного давления в скважинах, оборудованных ЭЦН, от глубины спуска насоса и обводненности

Рис. 3.7. Зависимость минимального забойного давления в скважинах, оборудованных ЭЦН с газосепаратором, от глубины спуска насоса и обводненности

На рисунках 3.6. – 3.9. приведены зависимости достигаемых забойных давлений от глубины спуска и обводненности продукции, по предлагаемым способам эксплуатации.

Рис. 3.8. Зависимость минимального забойного давления в скважинах, оборудованных ШГН, от глубины спуска насоса и обводненности

При этом были приняты следующие допустимые значения

газосодержания на приеме насоса: ЭЦН – 25 %, ШГН – 15 %. В вариантах использования газовых сепарато-ров и газовых якорей газосодержание на приеме принято: ЭЦН – 40 %, ШГН – 30 %.

Принятые предельные забойные давления (10,0-11,0 МПа) будут достигаться при спуске установок ЭЦН на глубину не более 1800 м с газосепаратором и 2000 м без газосепаратора.

На низкодебитных скважинах фонда УШГН рекомендуется спускать насосына глубину 1650-1750 м при этом Рзаб будет равным 14,0-11,5 МПа.

Рис. 3.9. Зависимость минимального забойного давления в скважинах, оборудованных ШГН с газосепаратором, от глубины спуска насоса и обводненности.

Парк основных технических средств отечественного производства приведен в таблице 3.12. Рекомендуются к применению и высоконапорные установки ЭЦН импортного производства типа TD 280 – 4100, производительностью 15 – 460 м3/сут., которые положительно зарекомендовали себя на Хохряковском месторождении.

Таблица 3.12

Основное техническое оборудование для эксплуатации

механизированных скважин

Наименование оборудования

Тип оборудования.

Предприятие-изготовитель

УЭЦН

Устьевая арматура

АФКЭ 1-65*210 “СТАНКОМАШ” г. Челябинск

АФЭН 21-65

Насосные установки

УЭЦН

УЭЦНМ5 20-250 ОАО “АЛНАС” г. Альметьевск, ОАО “Борец” г.

Москва, Завод “ЛЕМАЗ” г. Лебедянь.

Кабель

КПБП, КПБК ОАО “Подольсккабель”

УШГН

Устьевая арматура

АФКШ65/65*14К1,21ХЛ Воронежский механический завод, АШ-65*21-4Ф малогабаритная ОАО “Корвет” г. Курган.

Насосы

НВ 32-44 Пермская компания нефтяного машиностроения (ПКНМ), г.

Краснокамск

Штанги

ШН, ШНЦ, ШНСЦ 13-28 сталь 20Н2М, 15Н3МА, с обработкой ТВЧ -

ОАО “Очерский машиностроительный завод” г. Очер

Станки-качалки

ПШГН-8-3 ПО “Уралтрансмаш”

г. Екатеринбург, “Ижнефтемаш”г. Ижевск

Рекомендации по повышению надежности работы насосного оборудования

Для повышения надежности работы скважинного оборудования необходимо обеспечить качественное строительство скважин с соблюдением регламентирующих норм искривления ее ствола в интервалах спуска и установки насосов.

Опыт эксплуатации Хохряковского месторождения с широкомасштабным проведением ГРП указывает на проблемы выноса пропанта из скважин и преждевременные отказы погружного насосного оборудования (в первую очередь УЭЦН). В начальный период вывода скважин на режим (7-10 дней) содержание мехпримесей с пропантом составляет 200-400 мг/л, иногда до 1000 мг/л и более, в дальнейшем вынос мехпримесей снижается и стабилизируется в пределах 50-20 мг/л.

Для улучшения работы УЭЦН рекомендуется:

применять износостойкие установки, предназначенные для жидкостей

с КВЧ до 1250 мг/л, а также применять стационарные забойные фильтры и фильтры спускаемые вместе с УЭЦН (ОАО “АЛНАC” г. Альметьевск). применять на всем фонде УЭЦН телеметрические системы (ТМС) контролирующие давление, температуру на приеме насосных установок как отечественного, так и импортного производства (ОАО “АЛНАC” г.

Альметьевск, “Манометр» г. Москва, американские системы ТМС- ESP). запуск УЭЦН и вывод на режим рекомендуется осуществлять с помощью передвижных или стационарных тиристорных пускорегулирующих устройств - (ОАО “АЛНАC” г. Альметьевск, НПФ “ИРБИС” г.

Новосибирск), что обеспечит мягкий пуск двигателя и значительно снизит число повторных и преждевременных ремонтов. Кроме этого установка позволяет сокращать депрессию, а, следовательно, и вынос пропанта на скважинах после ГРП.

применять межсекционные соединения против расчленения и «полетов» модулей ЭЦН.

применять амортизаторы и центраторы уменьшающие вибрацию и

повреждение кабеля.

Для успешной работы УШГН рекомендуется: применять износо-коррозионностойкое насосное оборудование и устройства, защищающие скважинное оборудование от мехпримесей – фильтры (ОАО “Тюменский моторный завод”).

от произвольного отворота штанг рекомендуется устанавливать по

длине колонны 3-5 вертлюжков. В интервалах интенсивного искривления ствола скважины необходимо устанавливать роликовые центраторы.

В таблице 3.13 приведены вспомогательные устройства рекомендуемые для повышения надежности подземного насосного оборудования.

Таблица 3.13

Вспомогательное оборудование

Наименование изделия

Технологическая функция изделия

Предприятиеизготовитель

УЭЦН

Межсекционные соединения против расчленения модулей и

«полетов»

Исключает расчленение УЭЦН

ОАО “АЛНАC” г.

Альметьевск

Телеметрические системы давления и температуры

Контроль за давлением и температурой на приеме насосных установок

ОАО “АЛНАC” г.

Альметьевск,

“Манометр» г. Москва, американские системы

ТМС- ESP

Амортизатор

Препятствует передаче вибрации от ЭЦН на колонну НКТ

ОАО “ТТДН” г.

Тюмень

Газовый сепаратор

Увеличивает содержание свободного газа у двигателя насоса до 55%

Завод “ЛЕМАЗ” г.

Лебедянь, ОАО “АЛНАC” г.

Альметьевск

Фильтр

Снижает износ ЭЦН

ОАО “АЛНАC” г.

Альметьевск

Центратор

Исключает мехповреждения кабеля, крепит кабель к НКТ

ОАО “ТТДН”

Передвижная установка

Преобразователя частоты

Вывод скважин на режим

ОАО “АЛНАC”

г. Альметьевск, НПФ

“ИРБИС”

г. Новосибирск

Передвижная установка уда-ления

АСПО на базе МТЗ-80

Механическая очистка лифта

ОАО "Нефтемаш" г. Тюмень

УШГН

Центраторы и скребки-центраторы

Снижение обрывности штанг,

Очистка от парафина

ОАО “Очерский машиностроительный завод” г. Очер

Штанговый вертлюжок

Защита от отворота штанг

ОАО “ТТДН”

Штанговращатель

Равномерный износ штанг

ОАО “ТТДН”

Хвостовик с газосепаратором

Снижает забойное давление до 2.0-2.5 МПа

ОАО “ТТДН”

Фильтр

Повышение наработки на отказ ШГН

ОАО "Тюменский моторный завод"

На части скважин в зонах совмещения контуров нефтенасыщенных пластов ЮВ11-3 и ЮВ2 может быть принято решение о переводе их на одновременно-раздельную эксплуатацию (ОРЭ), с разобщением пластов скважинным пакером и подземным спецоборудованием обеспечивающих поддержание по пластам заданных депрессий.

Одновременно-раздельная эксплуатация позволяет при определенных условиях /3, 4/ интенсифицировать систему разработки, ввести в разработку непромышленные пласты, повысить дебиты скважин, сократить затраты на обустройство месторождения.

Принципиальные схемы компоновки скважинного оборудования для ОРЭ с использованием УЭЦН и УШГН приведены на рисунке 3.10,

3.11 .

Рис. 3.10. Схема компоновки скважинного оборудования для

ОРЭдвух пластов одной скважиной, оборудованной УШГН

1-скважина; 2-колонна штанг; 3-колонна НКТ; 4-замок вставного

насоса;

5-вставной насос; 6-смеситель; 7-герметизатор; 8-обратный клапан; 9штуцер;


71

10-пакер; А-верхний пласт; Б-нижний пласт.

Рис. 3.11. Схема компоновки скважинного оборудования для ОРЭ двух пластов одной скважиной, оборудованной УЭЦН

1 - колонна НКТ; 2-скважина; 3-электроцентробежный насос; 4подземная скважинная компоновка; 5-забойный штуцер; 6-пакер; А –

верхний пласт, Б – нижний пласт.

Практика показала, что успешность и эффективность ОРЭ зависит от технического обеспечения и инженерного сопровождения технологии. В части технического обеспечения отечественными разработками накоплен значительный опыт одновременно-раздельной эксплуатации нефтяных скважин с использованием газлифтного способа добычи. Сложнее обстоит дело при одновременно-раздельной эксплуатации пластов с использованием установок ЭЦН и ШГН. Здесь рекомендуется использовать опыт Сургут НИПИнефть, НИИ «СибГеоТех» г. Нижневартовск.

НИИ «СибГеоТех» разработана техническая документация:

• РД-39-12-016-2003 «Технология одновременно-раздельной эксплуатации нескольких пластов скважиной, эксплуатируемой УЭЦН;

• РД-39-12-017-2003 «Технология одновременно-раздельной эксплуатации нескольких пластов скважиной, эксплуатируемой УШГН.

Технология включает:

- подбор компоновки (комплектация внутрискважинного

оборудования);

- инженерное сопровождение по учету и оптимизации отборов жидкости из каждого пласта;

Из зарубежных разработок рекомендуется использовать опыт фирм Шлюмберже, Бейкер, Камко.

Прогнозные показатели эксплуатации и потребность в скважинном и устьевом оборудовании

Прогнозные показатели эксплуатации вновь пробуренных скважин и потребность в добывающем и устьевом оборудовании этого фонда скважин приведены в таблице 3.14.

Таблица 3.14 Прогнозные показатели потребности в скважинном и устьевом оборудовании

Показатели

Годы

Ввод новых скважин, всего

11

15

15

27

30

30

30

30

10

-

-

-

-

-

-

-

198

Средний дебит по жидкости, м3/сут.

78

84

77

43

25

18

16

15

12

-

-

-

-

-

-

-

-

Обводненность, %

7

9

18

28

28

29

31

32

32

-

-

-

-

-

-

-

-

Ввод скважин ШГН, шт.

2

3

3

5

6

6

6

6

2

-

-

-

-

-

-

-

39

Штанги, тыс.м.

3,4

5,1

5,1

8,5

10,2

10,2

10,2

10,2

3,4

-

-

-

-

-

-

-

66,3

Станки-качалки, шт.

2

3

3

5

6

6

6

6

2

-

-

-

-

-

-

-

39

Станции управления для ШГН, шт.

2

3

3

5

6

6

6

6

2

-

-

-

-

-

-

-

39

НКТ (73мм), тыс.м.

3,4

5,1

5,1

8,5

10,2

10,2

10,2

10,2

3,4

-

-

-

-

-

-

-

66,3

Фонтанная арматура ШГН, шт.

2

3

3

5

6

6

6

6

2

-

-

-

-

-

-

-

39

Ввод скважин ЭЦН, шт.

9

12

12

22

24

24

24

24

8

-

-

-

-

-

-

-

159

ПЭД, шт.

9

12

12

22

24

24

24

24

8

-

-

-

-

-

-

-

159

Станции управления для ЭЦН, шт.

9

12

12

22

24

24

24

24

8

-

-

-

-

-

-

-

159

Газосепараторы, шт.

4

6

6

11

12

12

12

12

4

-

-

-

-

-

-

-

79

Кабель для ЭЦН, тыс.м.

18

24

24

44

48

48

48

48

16

-

-

-

-

-

-

-

318

НКТ (73мм), тыс.м

18

24

24

44

48

48

48

48

16

-

-

-

-

-

-

-

318

Фонтанная арматура ЭЦН,

9

12

12

22

24

24

24

24

8

-

-

-

-

-

-

-

159

шт.

4. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

4.1. Основные проектные решения по разработке Хохряковского месторождения

Хохряковское месторождение в геологическом отношении является сложнопостроенным, что связано с высокой площадной неоднородностью и неоднородностью по разрезу продуктивных отложений. В предыдущем проектном документе на месторождении выделен один эксплуатационный

объект ЮВ1-2 .

На данном этапе разработку месторождения ведет ОАО «Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие» на основании «Дополнения к технологической схеме разработки Хохряковского месторождения», выполненного СибНИИНП в 1995 году и утвержденного ЦКР МинТопЭнерго (протокол № 1877 от 25.09.95 г.). Месторождение разрабатывается по блочно-замкнутой системе при трех-пятирядном размещении скважин в блоках.

Сравнение проектных и фактических показателей приведено в таблице 4.1. Как видно из таблицы фактические показатели разработки существенно отличаются от проектных показателей в большую сторону.

Проектом предусматривалось завершение бурения в 1998 году. Всего на месторождении к 2004 году по проекту должно быть реализовано 692 эксплуатационных скважины.

Фактически реализованный фонд Хохряковского месторождения, по состоянию на 1.01.2005 г., составил 788 скважин (96,9 % от проектного с учетом резерва), в том числе 528 добывающих и 260 нагнетательных скважин.

Максимального уровня добыча жидкости достигла в 2004 году и составила 6 701 тыс.т., что выше проектной величины (2 480 тыс.т.) на 4 221 тыс.т. (170 %). Весь послепроектный период (1995-2004 г.г.) характеризуется растущей добычей. При этом период с 1995 по 1999 г. характеризуется отставанием от проектных величин (фактическая добыча составляла от 72 до 93 % от проекта), а после 2000 года отборы жидкости значительно превышали проектное значение. По состоянию на 1.01.2005 года накопленная добыча жидкости составила 47 935 тыс. т (по проекту 37 981 тыс. т).

Добыча нефти в период с 1995 по 1998 год практически

соответствовала проекту, составляя от 90 до 110 % проектной величины. Начиная с 1999 года, отмечается значительной рост добычи нефти и если в 1999 году превышение проектного уровня добычи нефти составляло 30 %, то в 2004 году отбор нефти более чем в три раза превышал проект (рисунок 4.1).

Рис. 4.1. Динамика добычи нефти и обводненности (проект-факт)

На 1.01.2005 г. накопленная добыча нефти на Хохряковском месторождении составила 37 264 тыс. т, при проектном значении 26 904 тыс.

т. Темп отбора от начальных извлекаемых запасов равен 3,9 %, от текущих извлекаемых запасов – 6,1 %, КИН – 13 %.

Обводненность в 2004 году увеличилась по отношению к 2003 году на 10,1 % и составила 46,7 %, что ниже предусмотренного проектом значения – 56,1 % (рис. 4.1).

Дебиты жидкости и нефти характеризуются постоянным ростом за последние 10 лет (рис. 4.2).

Рис. 4.2 Сопоставление проектных и фактических дебитов жидкости и нефти.

Так дебит жидкости в 2004 году составил 52 т/сут, более чем в три раза превысив проектное значение (16,4 т/сут), при этом дебит нефти составил 27,7 т/сут, практически в четыре раза превысив проект (7,2 т/сут).

Закачка воды в 2004 году (рис. 4.3) достигла своего максимального уровня – 9230 тыс.м3, превысив проект на 5 331 тыс.м3 (136 %). Накопленная закачка воды по состоянию на 1.01.2005 г. составила 76 973 тыс.м3 , так же

превысив проектный уровень (65 363 тыс. м3). Средняя приемистость нагнетательных скважин в период 2000-2004 гг. изменялась незначительно в пределах 140-148 м3/сут и в 2004 г. составила 144 м3/сут, более чем в два раза превысив приемистость, предусмотренную проектом – 66 м3/сут

(рис4.1).

Рис. 4.3. Добыча жидкости, закачка (проект-факт)

Несмотря на значительное увеличение темпов закачки, текущая компенсация отборов жидкости в целом по месторождению (рис. 4.1) увеличилась с 107 % в 2000 году до 110 % в 2004 году, при этом накопленная компенсация уменьшилась с 122 до 117 %. По проекту текущая и накопленная

компенсация в 2004 году должна составлять 130 и 129,5 % соответственно.

Темп отбора от НИЗ в 2004 г. превысил проектное значение – 1,9 % и составил – 3,9% (рис 4.4). Коэффициент нефтеизвлечения в 2004 году составил 13 %, по проекту к этому времени предполагалось достичь КИН – 15 %. Отбор от начальных извлекаемых запасов в 2004 г. составил 40,2 %, что на 6,8 % ниже проектного значения. Отставание от проекта по значениям КИН и отборов от НИЗ, при превышении проектных значений отборов нефти, объясняется увеличением балансовых и извлекаемых запасов Хохряковского месторождения [8].

На рисунке 4.5 приведено сравнение зависимостей фактической и проектной обводненности от отборов от НИЗ. Фактическая зависимость обводненности от отборов от НИЗ практически полностью совпадает с проектной зависимостью. Следует отметить, что при расчете проектных значений отборов от НИЗ извлекаемые запасы были на 35 млн.т. ниже утвержденных на данный момент.

обводненности

Превышение проектных уровней добычи на Хохряковском месторождении объясняется несколькими факторами:

На месторождении реализовано на 96 скважин больше, чем предусмотрено по проекту, фактически на 74 % реализован резервный фонд.

Как отмечалось ранее, произошло значительное изменение в представлении о геологии месторождения, в частности произошло значительное увеличение геологических и извлекаемых запасов (протокол ГКЗ и ЦКР), что позволило вовлечь в разработку дополнительные запасы нефти.

В значительной степени превышение добычи нефти и жидкости над проектным значением обусловлено проведением широкомасштабной программы ГТМ на добывающем фонде, направленной на увеличение нефтеотдачи. Фактически за период с 1995 года ГРП проведено на 467 скважинах (83,6 % от эксплуатационного фонда). В 117 скважинах ГРП проводилось при вводе в эксплуатацию из бурения. В том числе в 2004 году на добывающих скважинах проведено 73 операции ГРП. Проектом предусматривалось проведение ГРП на 93 скважинах, что составляло бы 18 % от эксплуатационного фонда добывающих скважин.

В последние четыре года скважины эксплуатируются при забойных давлениях 7-9 МПа, что значительно ниже проектного значения. В течение 2000- 2004 г.г. проведено 276 операций по оптимизации режимов работы

добывающих скважин с использованием высоконапорных ЭЦН.

Широкомасштабное внедрение ГРП и высокая эффективность данного метода на Хохряковском месторождении позволили не только добиться более чем трехкратного превышения средних дебитов нефти, но и обусловили низкую обводненность продукции. Эффект от проведения ГРП способствует улучшению характеристик вытеснения. На рис. 4.6 показаны фактическая и проектная характеристики вытеснения (зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости). Как видно из графика, фактическая характеристика имеет более благоприятный характер.

В то же время отмечается значительное отставание действующего фонда по отношению к проекту. Так действующий фонд добывающих скважин на 1.01.2005 г. составил 381 скважины (по проекту 415 скважины).

Рис. 4.6. Проектная и фактическая зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости

При выполнении практически всех проектных показателей существует ряд проблем, связанных с системой ППД. Пластовые давления изменяются от 30 МПа в линиях нагнетания до 16-21 МПа в зонах отбора (Рплнач. = 24,7 МПа), что свидетельствует о слабой гидродинамической связи зон закачки и отбора. Сложившаяся ситуация приводит к нарушению баланса отборов жидкости и закачки, а попытка увеличить закачку за счет увеличения приемистости может крайне неблагоприятно сказаться на характеристиках вытеснения и привести к кинжальным прорывам закачиваемой воды в добывающие скважины. Все это в дальнейшем может негативно сказаться на уровнях добычи нефти.

Таким образом, имеет место значительное превышение уровней отборов жидкости при сопоставимых значениях проектного и фактического

фонда добывающих скважин. В данных условиях к системе ППД предъявляются следующие требования:

1) Уровни закачки должны соответствовать объемам отбора жидкости и обеспечивать компенсацию, необходимую для поддержания пластового давления.

2) Развитие системы ППД следует проводить за счет увеличения числа нагнетательных скважин, в соответствии с предусмотренной ранее блочнозамкнутой системой разработки.

3) Необходимо проводить мероприятия по регулированию закачки, исходя из условий ограничения устьевых давлений, приемистости и накопленной компенсации.

Выполнение этих условий позволит повысить эффективность системы заводнения Хохряковского месторождения.

4.2. Состояние разработки месторождения и фонда скважин

Всего на Хохряковском месторождении по состоянию на 1.01.2005 года реализовано 809 скважин, в том числе:

528 - в добывающем фонде; 260 - в нагнетательном фонде; 21 - водозаборные скважины.

По состоянию на 01.01.2005 года в добывающем фонде Хохряковского

месторождения находится 528 скважин (табл. 4.1). При этом эксплуатационный нефтяной фонд составляет – 484 скважин (91,7% - от добывающего фонда), действующих – 381 (72,2%). В бездействующем фонде находится 103 скважины (19,5%), в консервации -24 скважины (4,5%), в пьезометрическом фонде – 8 скважин, 9 скважин ликвидировано и 3 находятся в ожидании ликвидации.

Изменение структуры добывающего фонда представлено в таблице 4.1 и на рисунке 4.7.

Таблица 4.1

Структура добывающего фонда скважин за 2002 - 2004 г.г.

Состояние

2002

2003

2004

Всего

568

548

528

Эксплуатационный фонд

508

499

484

в том числе, действующий

371

374

381

бездействующий

136

125

103

в освоение

1

0

0

В консервации

43

28

24

В пьезометрическом фонде

13

10

8

В ожидании ликвидации

2

8

3

Ликвидированно

2

3

9

Рис. 4.7 Структура добывающего фонда 2005 г.

Структура добывающего фонда за последние два года (2003-2005 гг.) улучшилась, доля действующих скважин в добывающем фонде увеличилась с 65,3% до 72,2% (табл. 4.1). Сократилось число скважин, находящихся в консервации с 43 до 24 скважин. Улучшение структуры фонда происходило за счет проведения в течение 2003-2005 года программы геолого-технических

мероприятий на бездействующем фонде.

Дебиты жидкости за весь период разработки изменялись от 10,7 т/сут до 52 т/сут. Максимальный дебит получен в 2004 году, при обводненности продукции 46,7 % (рис. 4.8).

Рис. 4.8 Динамика дебитов нефти и жидкости

Действующий нефтяной фонд Хохряковского месторождения можно охарактеризовать как среднедебитный. Карта текущих отборов по объекту ЮВ1-2 приведена на графическом приложении 4.1.

В табл. 4.2. приведено распределение действующего фонда скважин по дебитам жидкости и обводненности по состоянию на 1.01.2005 г. Рассматривая результаты распределения можно разделить скважины действующего фонда на четыре группы:

Таблица 4.2

Распределение действующего фонда скважин по дебитам жидкости и обводненности по состоянию на 1.01.2005 г.

Дебит жидкости, т/сут

Обводненность,%

Итого,шт

0 - 10

10-30

30 - 60

60 - 80

80 -

100

0 - 10

0

2

3

5

3

13

10 - 20

0

6

8

3

11

28

20 - 50

9

43

39

32

28

151

50 - 80

3

29

26

18

30

106

80 - 100

4

15

10

9

11

49

100 - 150

1

5

7

3

10

26

150 - 200

0

0

3

1

2

6

200 - 300

0

0

0

0

2

2

Итого

17

100

96

71

97

381

- С дебитами жидкости до 20 т/сут работает 41 скважина (10,8 % от действующего фонда), из них 19 скважин имеют обводненность менее 60%

(по этим скважинам возможно проведение мероприятия по интенсификации притока).

- В интервале дебитов жидкости от 20 до 50 т/сут работает 151 скважина (39,6 %), основная часть которых 91 скважин (60,2 %) имеют

обводненность ниже 60 % и только 28 скважин (18,5 %) имеют обводненность выше 80 %.

- С дебитом жидкости от 50 до 100 т/сут работают 155 скважин (40,7 %), из них 87 скважин (56,1 %) работают с обводненностью ниже 60%, а 41 скважина (26,4 %) - с обводненностью от 80 % до 100 %.

- С дебитами жидкости более 100 т/сут работают 34 скважины (8,9 %) из них 14 скважин эксплуатируются с обводненностью выше 80%.

Из распределения действующего фонда скважин по дебитам нефти (рис. 4.9) видно, что 16 % действующего фонда (60 скважин) являются малодебитными (дебит нефти < 5 т/сут). Треть фонда 34.4 % (131 скважины) работает с дебитом нефти от 5 до 20 т/сут, 34.4 % (131 скважина) имеют дебит от 20 до 50т/сут и 59 скважин (15,5 %) эксплуатируются с дебитами нефти более 50 т/сут.

Динамика распределения скважин за последние три года

свидетельствует о незначительном изменении в дебитах скважин, так на 5% снизилась доля среднедебитных скважин (20-50 т/сут) и с 28 % до 35 % увеличилась доля скважин, работающих с дебитами от 10 до 20 т/сут.

Рис. 4.9 Распределение действующего фонда скважин Хохряковского месторождения по дебитам нефти на 2002-2004 год

Распределение действующего фонда скважин месторождения по обводненности (рис. 4.9) показало, что 30 % действующего фонда (117 скважин) работают с долей воды в продукции менее 30%, 167 скважина (43,8 %) относятся к группе скважин с обводненностью от 30 до 80 % и 97 скважина (25,5%) обводнены более чем на 80 %.

Рис. 4.10.Распределение действующего фонда скважин Хохряковского месторождения по обводненности на 2002 и 2004 год

В период с 2003 по 2004 год значительно сократилась доля безводных скважин (обводненность 0-10 %) с 26 до 4% и более чем в два раза увеличилась доля высокообводненных скважин (80-100 %).

В табл. 4.3. приведено распределение действующего фонда скважин по дебитам нефти и накопленной добычи нефти.

Таблица 4.3

Распределение действующего фонда скважин по дебитам нефти и накопленной добыче нефти по состоянию на 1.01.2005 г.

Дебит нефти, т/сут

Накопленная добыча нефти, тыс.т.

Итого,шт

0-5

5-10

10-20

20-50

50-100

100-

350

0 - 5

1

2

9

25

13

10

60

5 - 10

5

0

7

18

13

6

49

10 - 20

1

2

9

28

29

13

82

20 - 50

0

4

2

41

48

36

131

50 - 100

0

1

3

5

28

20

57

100 - 150

0

0

0

0

1

1

2

7

9

30

117

132

86

381

Анализ распределения накопленной добычи нефти от дебита нефти, показал, что по состоянию на 1.01.2005 года накопленную добычу нефти больше 50 тыс. т имеют 218 скважин (57,2 % от действующего фонда), при среднем значении 69 тыс. т отобранной нефти на 1 скважину действующего добывающего фонда.

В то же время, по 46 скважинам или 12 % от действующего фонда накопленные отборы нефти не превышают 20 тыс. т, из них 24 скважины (6 % от действующего фонда) характеризуются низкими текущими дебитами нефти (меньше 10 т/сут).

Карта накопленных отборов по объекту ЮВ1-2 Хохряковского месторождения приведена на графическом приложении 4.2.

На основании распределения скважин по накопленной добыче можно сделать вывод о том, что, несмотря на достаточно высокие значения по накопленной добыче нефти, на месторождении существует необходимость проведения программы мероприятий по интенсификации на малодебитном действующем фонде.

Анализ неработающего добывающего фонда

По отношению к 2002 году количество бездействующих скважин сократилось с 136 до 103 скважин (табл. 4.1.). Фонд скважин, находящихся в консервации, уменьшился с 43 до 24 скважин. Всего в неработающем фонде

(бездействующий фонд, консервация) по состоянию на 1.01.2005 г. находятся 127 скважин.

Динамика К исп. и К эксп. добывающего фонда приведена на рисунке

4.11

Рис. 4.11 Динамика коэффициентов эксплуатации и использования нефтяного фонда

В течение 1999-2004 года К экс. изменялся в пределах от 0,97 до 0,93

д.ед. и в среднем практически соответствовал проектному значению (0,95). В то же время Кисп. в последние пять лет изменялся в интервале от 0,85 до 0,63 (2003 год) и в 2004 году составил 0,72 д.ед. Использование эксплуатационного добывающего фонда Хохряковского месторождения можно охарактеризовать как неудовлетворительное.

Классификация бездействующего добывающего фонда по причинам остановок и характеристика добывных возможностей скважин приведены в таблице 4.4.


88

Таблица 4.4

Классификация причин бездействия неработающего фонда

Хохряковского месторождения на 1.01.2005 г.

Категория неработающего фонда

Количество скважин

% от неработающего фонда

Средний дебит

нефти, т/сут

Суммарная суточная добыча нефти, т/сут

Средняя обводненность,

%

Бездействующий фонд

По техническим причинам:

Аварии

34

33

7,2

246,0

41,8

Не герметичность Э/К

8

7,7

2,1

16,4

56,1

По обводнению

44

42,7

0,6

27,0

95,7

Ожидание КРС

8

7,7

6,5

51,8

71,4

Слабый приток

9

8,7

1,4

12,9

57,8

Итого по Б/Д фонду

103

100

3,4

354,1

69,6

Консервация

По техническим причинам

6

25

1,70

10,7

8

По обводнению

18

75

0,25

4,5

93,7

Итого консервация

24

100

0,63

15,2

72,3

Наибольшие потери в добыче нефти приходятся на бездействие скважин по техническим причинам, которые составляют 262 тонны в сутки. Всего в бездействии по техническим причинам находятся 42 скважины (40,7 % от бездействующего фонда), в основном это аварийный фонд (падение ЭЦН (ШГН), заклинивание НКТ, смещение эксплуатационной колонны и порыв). Анализ технического состояния аварийного фонда показал, что 21 скважина (20 % от бездействующего фонда по техническим причинам) находится в бездействии более 3 лет. Такое положение дел определяет необходимость подробного анализа состояния аварийных скважин по видам и сложности ремонтов при сопоставлении с техническим вооружением бригад КРС.

Значительные потери по добыче нефти приходятся на скважины находящиеся в бездействии по причине ожидания КРС. Всего в ожидании КРС находятся 8 скважин, суммарные потери нефти по которым составляют

51,8 т/сут.

По причине высокой обводненности в бездействующем фонде находится 44 скважины, данная категория скважин характеризуется обводненностью на момент остановки более 95 % и средним дебитом нефти – 0,6 т/сут. Ввод этих скважин в эксплуатацию потребует проведения РИР с использованием новых технологий или проведения зарезки бокового ствола. Использование стандартных технологий при проведении ремонтноизоляционных работ в 2000 - 2002 гг. на Хохряковском месторождении показало их низкую эффективность и успешность.

По причине низкого дебита жидкости (слабый приток) в бездействующем фонде находятся 9 скважин. Средний дебит жидкости по этой группе скважин (на момент остановки) составил – 4,3 т/сут, дебит нефти – 1,4 т/сут при обводненности 57,8 %. Суммарные потери по этой группе составляют 12,9 т/сут. Практически все эти скважины могут рассматриваться как кандидаты на ГРП.

Основная часть скважин, находящихся в консервации (18 шт. или 75 %), остановлена по причине обводнения продукции, По этим скважинам так же потребуется проведение ГТМ (РИР или зарезка бокового ствола).

Таким образом, суммарные потери по нефти по неработающему фонду даже без проведения ГТМ составляют не менее 370 т/сут, что составляет около 4% от среднесуточной добычи месторождения.

Реализация программы бурения на месторождении, предусмотренная проектным документом 1976 года [6], фактически началась с 1999 года, на рисунке 4.12 представлена динамика ввода в эксплуатацию новых добывающих скважин из бурения и дебиты новых скважин.

Всего с 1995 года в эксплуатацию введена 171 скважина, основная часть из которых введена после 1999 года. При этом дебиты новых скважин по нефти менялись в значительном диапазоне от 32 т/сут в 1999 и 2004 году до 22-23 т/сут в 2001-2003 гг.

Максимальные дебиты новых скважин в 1999 году объясняются тем, что в 1999 году из 61 скважины 44 (74%) были пробурены как уплотняющие в центральной части месторождения, характеризующейся максимальными нефтенасыщенными толщинами, а высокий средний дебит скважин введенных в 2004 году определяется вводом скважины № 325Р на Малосикторском ЛУ. Средний дебит по скважине № 325Р в 2004 году составил – 112,3 т/сут.

Рис. 4.12 Динамика ввода в эксплуатацию новых добывающих скважин из бурения

В целом Хохряковское месторождение разбуривалось вначале основным фондом с последующим уплотнением. Расположение скважин основного и уплотняющего фонда на примере двух блоков представлена на рисунке 4.13, а динамика ввода уплотняющих скважин на рисунке 4.14.

Таким образом, фактическое разбуривание месторождения уплотняющими скважинами можно разделить на 3 этапа:

1 этап – бурение 83 скважин первой «змейки» с 700-номерами в

период 1988-1992 гг.

2 этап - бурение 78 скважин зеркальной «змейки» с 800-

номерами в период 1990-1995 гг.

3 этап - бурение 70 скважин в зонах высокой концентрации

запасов в период 1999-2002 гг.

Для анализа эффективности разбуривания месторождения было проведено сравнение дебитов нефти, жидкости и обводненности по основным скважинам стягивающего и первого рядов, а также по уплотняющим скважинам первой и зеркальной «змейкой».

Рис. 4.13 Расположение скважин основного и уплотняющего фонда на примере двух блоков

Рис. 4.14. Динамика бурения уплотняющих скважин на Хохряковском месторождении

Динамика основных показателей разработки по категориям скважин в целом по месторождению приведена на рисунке 4.15 (а, б, в).

а) дебит жидкости

б) дебит нефти

в) обводненность

Рис. 4.15 Динамика технологических показателей по категориям скважин Хохряковского месторождения: а) дебит жидкости, б) дебит нефти, в) обводненность

Сравнение дебитов нефти, жидкости и обводненности по различным категориям скважин свидетельствует о схожести этих параметров в динамике, за исключением скважин первых рядов. Таким образом, уплотнение сетки на месторождении проводилось успешно. Колебания дебитов в течение разработки связано с проведением ГРП с различным объемом проппанта на 1 скважину и применением оптимизации спуска глубины насосов в последние годы.

Анализ накопленной добычи нефти на 1 скважину (таблица 4.5) показывает, что по скважинам основного и уплотняющего фонда этот показатель близок к 56-72 тыс. т. Исключение составляют скважины, пробуренные в зонах повышенной концентрации запасов (накопленная добыча нефти здесь ниже и составляет 43 тыс.т.), что объясняется более поздними сроками их ввода в эксплуатацию и длительностью работы в 3-4 раза меньше, чем по остальным скважинам.

Таблица 4.5

Сравнение накопленной добычи нефти на одну скважину по основному

и уплотняющему фонду скважин Хохряковского месторождения

Скважины первого ряда, тыс.т.

Зона стягивания, тыс.т.

Уплотнение первой змейкой, тыс.т.

Уплотнение зеркальной змейкой, тыс.т.

Уплотнение в зонах высокой концентрации запасов, тыс.т.

56,1

72,6

71,5

57,2

43,0

Таким образом, результаты уплотняющего бурения свидетельствуют о высоком значении текущей насыщенности в зонах отбора даже после 15 лет эксплуатации месторождения (последний этап бурения уплотняющих

скважин проводился в 1999-2002 году). Об этом свидетельствует входящая обводненность уплотняющих скважин и динамика их обводненности в последние три года. Анализ структуры добывающего фонда и распределения скважин по показателям на Хохряковском месторождении позволяет сделать следующие выводы:

 При высоких средних значениях дебитов жидкости и нефти действующего фонда (52 и 27,7 т/сут), достигнутых на Хохряковском месторождении отмечается ряд проблем:

- С дебитами жидкости до 20 т/сут работает 41 скважин (10,8 % от действующего фонда), из них 19 скважины имеют обводненность менее 60% (по этим скважинам возможно проведение мероприятия по интенсификации притока).

- В период с 2002 по 2004 год значительно сократилась доля безводных

скважин (обводненность 0-10 %) с 26 до 4% и более чем в два раза увеличилась доля высокообводненных скважин (80-100 %).

- В 46 скважинах (12 % действующего фонда) накопленные отборы нефти не превышают 20 тыс. т, из них 24 скважины (6 % от действующего фонда) характеризуются низкими текущими дебитами нефти (меньше 10 т/сут).

• Все это свидетельствует о необходимости проведения программы ГТМ, включающей в себя мероприятия по ограниченю водопритоков и интенсификации добычи на действующем фонде.

• В период с 2002 по 2004 год произошло улучшение структуры добывающего фонда, произошло сокращение доли бездействующего фонда и доли скважин в консервации, но в то же время К исп. -0,72 говорит о недостаточно эффективном использовании эксплуатационного фонда.

В целом на месторождении существует потенциал дальнейшего увеличения добычи нефти, связанный в первую очередь с проведением ГТМ на бездействующем и малодебитном фонде.

Анализ структуры нагнетательного фонда скважин

С целью интенсификации системы разработки на Хохряковском месторождении последним проектным документом (протокол № 1877 от

25.09.95 г.) закреплена реорганизация системы ППД путем формирования блочно-замкнутой системы заводнения (рис. 4.16). На данный момент проектная система ППД практически реализована. С 1998 года после пятилетней (с 1995 по 1997 г.г.) снижающейся годовой закачки воды наметился ее постепенный рост. В 2004 году закачка воды составила 9 230 м3 (рис.4.17). Несмотря на значительное увеличение закачки в последние годы, текущая компенсация отборов жидкости закачкой по сравнению с 1999 годом уменьшилась, составив в 2003г -113 % (по проекту – 130 %) и в 2004г – 110% (по проекту –130 %). Накопленная компенсация при этом к концу 2004г снизилась до 117 % (по проекту – 129 %).

Рис. 4.16 Схема реализованной системы ППД Хохряковского

месторождения по состоянию на 1.01.2005г

Рис. 4.17. Динамика закачки и компенсации

На 1.01.2005 г. фонд нагнетательных скважин составил 260 скважин (табл. 4.6), в т.ч. эксплуатационный фонд - 252 скважины (по проекту - 156

скважин). Действующий фонд нагнетательных скважин составил 200 скважин, в бездействии находится 47 скважин и в освоении – 5.

Таблица 4.6

Структура нагнетательного фонда скважин по состоянию на 1.01.2005 г.

Характер скважин

Количество скважин

проект

факт

Фонд нагнетательных скважин

260

Эксплуатационный фонд

156

252

в том числе: - действующий

143

200

бездействующий

47

в освоении

5

Пьезометрические

4

В консервации

4

Фактически реализованный нагнетательный фонд, в том числе эксплуатационный и действующий превышает проектный фонд, это объясняется следующими факторами: Фактически на Хохряковском месторождении реализовано, помимо основного, 75 % резервного фонда.

1) На месторождении в последние три года применяется очаговое заводнение внутри сформированных блоков. Интенсивное развитие системы ППД началось с 1999 года. Всего в период с 1999 по 2004 год фонд нагнетательных скважин увеличился с 123 до 260 скважин, то есть более чем в два раза, при этом действующий нагнетательный фонд увеличился со 104

до 200 скважин. Соотношение действующего нагнетательного и добывающего фонда к концу 1999 года составляло 1 : 4 , а по состоянию на 1.01.2005 года уменьшилось до 1 : 1,9 . Всего за этот период в ППД переведено 137 скважин. Под закачку переводились как предусмотренных проектом скважины поперечных разрезающих рядов, так и скважины внутри блоков с формированием очагового заводнения. Динамика изменения коэффициента использования нагнетательного фонда по годам приведена на рис. 4.18. В последние годы нагнетательный фонд характеризуется достаточно высоким коэффициентом эксплуатации 0,95-0,97 д.ед. В 2004 году коэффициент использования нагнетательного фонда скважин Хохряковского месторождения составил в среднем 0,74. Анализ распределения действующего фонда нагнетательных скважин по

приемистости показал, что при среднем значении приемистости за 2004 год

3

144 м /сут, часть скважин (16,5 % всего действующего фонда)

3 4.19). В эксплуатируется с приемистостью, превышающей 250 м /сут (рис.

отдельных случаях приемистость скважин достигает значений более 500

3

м /сут (скв. №№ 278,704,760,822,1024,1040), что нехарактерно для пластов Хохряковского месторождения, обладающих низкой проницаемостью.

23.5

22.5

30.0

25.0

20.0

0 - 50 50 - 100100 - 150150 - 200200 - 250250 - 700

Интервал приемистости, м3/сут

20

02

Рис. 4.19. Гистограмма распределения приемистости нагнетательных скважин Хохряковского месторождения на 2002- 2004 гг.

Как видно из распределения, в 40 % случаев (80 скважин) нагнетательные скважины эксплуатируются с приемистостью ниже 100

3 3

м /сут, из них 47 скважин работают с приемистостью ниже 50 м /сут. Таким образом, с учетом скважин, находящихся в бездействии по причине отсутствия приемистости, около 50 % эксплуатационного фонда нагнетательных скважин имеют весьма низкую приемистость (ниже 100

3

м /сут). Основная часть нагнетательного фонда скважин по данным промысловой геофизики требует регулирования профилей приемистости как в плане кольматации зон повышенной фильтрации, так и в плане разглинизации поровой матрицы. На рисунке 4.20 приведено распределение действующего фонда нагнетательных скважин по давлениям нагнетания.

4.20. Распределение скважин нагнетательного фонда по давлениям нагнетания

Как видно из распределения только 24,5 % фонда нагнетательных скважин эксплуатируются при оптимальных давлениях нагнетания 14-15 МПа, при этом 40 скважин (20 % фонда) эксплуатируются с давлениями нагнетания выше 16 МПа. Значительная часть скважин (28 %)

эксплуатируется при давлениях ниже 13 МПа, в основном это скважины эксплуатирующиеся в условиях ограничения закачки (штуцера 3-5 мм) и имеющие достаточно высокую приемистость 230-250 м3/сут. Данные промысловой геофизики подтверждают, что значение Р нагн. = 14 – 15 МПа, определенное предыдущим проектом [1] является оптимальным. Анализ разработки залежи и данные промысловых геофизических исследований скважин позволяют сделать вывод о том, что высокие давления закачки являются причиной появления техногенных трещин в продуктивном пласте и ухода в них закачиваемой воды. Помимо этого, за счет продвижения фронта

закачиваемой воды по маломощным высокопроницаемым прослоям, происходит преждевременное обводнение добывающих скважин. В настоящее время в консервации и бездействии по причине обводнения находятся 62 скважины, а 97 скважин действующего фонда эксплуатируются с обводненностью выше 80 %.

Во многих скважинах, по данным ПГИС, отмечено снижение принимающих толщин при увеличении давления нагнетания выше 14-15 МПа. Примером такого изменения принимающего интервала пласта могут служить результаты профиля приемистости на скважине № 516, проведенные на различных режимах закачки – 17,15 и 13 МПа При снижении давления нагнетания с 17 МПа до 15 МПа происходит увеличение работающих толщин с 8 до 11,3 м, Крт. при этом увеличивается с 0,60 до 0,66. При дальнейшем снижении давления закачки с 15 МПа до 13 МПа происходит отключение части ранее работающих интервалов пласта, снижение мощности работающих интервалов фильтра до 2,6 м и Крт до 0,34. Такое изменение характера работы скважины встречается в 22 % случаев исследования профилей приемистости и может быть связано с образованием и открытием трещин при давлении нагнетания выше 15 МПа. Анализ промысловогеофизических исследований, проведенных в рамках работы показал, что при увеличении Рнагн выше 15 МПа, коэффициент охвата пласта процессом заводнения снижается на 30 %. Таким образом, в случаях работы

нагнетательных скважин при Р нагн. > Р нагн. опт. , значительные объемы пласта остаются не вовлеченными в разработку и не охваченными заводнением.

В заключении можно отметить, что в целом действующий фонд нагнетательных скважин Хохряковского месторождения фонд нагнетательных скважин выше проектного, в основном за счет организации очагового заводнения в зонах пониженных давлений (зона стягивания сформированных блоков). В то же время можно отметить ряд негативных моментов сложившегося состояния системы заводнения:

1) В 40 % случаев (80 скважин) нагнетательные скважины

3 эксплуатируются с приемистостью ниже 100 м /сут, из них 47 скважин

3 работают с приемистостью ниже 50 м /сут.

2) По состоянию на 1.01.2005 года 47 скважин находится в

бездействии, в последние три года К исп. нагнетательного фонда в 2004 году

не превышал - 0,74. Одной из основных причин бездействия скважин является отсутствие приемистости.

3) Часть скважин (20 %) эксплуатируется с устьевыми давлениями выше 16 МПа, а это в свою очередь может быть причиной возникновения техногенных трещин в продуктивном пласте и ухода в них закачиваемой воды. В этом случае значительную часть объема закачки можно считать неэффективной, когда основная ее масса фильтруется по ограниченному объему пласта или вообще не воздействует на продуктивный разрез и не оказывает необходимого влияния на энергетическое состояние залежи. Об этом же свидетельствует низкое пластовое давление в зоне отбора (21 МПа) при незначительном отставании от проектных значений компенсации.

В сложившейся ситуации основные усилия по повышению эффективности системы заводнения должны быть направлены на оптимизацию работы нагнетательных скважин.

В первую очередь программа ГТМ должна быть направлена на запуск нагнетательных скважин из бездействия и перевод добывающих скважин под

закачку в разрезающих и поперечных рядах с целью окончания формирования проектной, блочно-замкнутой системы нагнетания.

В скважинах с низкой приемистостью необходимо проведение ОПЗ. Кроме того, необходимо проведение работ по выравниванию профиля приемистости с применением технологий МУН, адаптированных к геологическим особенностям Хохряковского месторождения.

4.3. Контроль за разработкой Хохряковского месторождения

Динамика пластового давления в зоне отбора и в зоне закачки, а так же текущая и накопленная компенсации приведены на рисунке 4.21.

В период с 1991 по 1995 год пластовое давление в зоне отбора незначительно снижалось с 23,1 МПа до 22,7 МПа, этот этап соответствует реализации пяти-рядной системы заводнения и характеризуется растущей накопленной компенсацией и текущей компенсацией 130-140%.

В дальнейшем на месторождении, начиная с 1995 года, реализуется блочно замкнутая система, создаваемая за счет введения поперечных разрезающих рядов. Период с 1995 по 2004 год характеризуется значительным увеличением отборов жидкости и закачки (таблица 4.7). Текущая компенсация при этом постепенно снижается с 132 % в 1995 году до

110 % в 2004 году. Накопленная компенсация при этом снижается со 129 % в

1995 году до 117% в 2004 г.

Рис.4.21. Динамика изменения пластового давления и компенсации

Максимальное снижение пластового давления на Хохряковском месторождении отмечалось в 2002 году – 20,4 МПа (рис. 4.21). Это связано со значительным увеличением отборов жидкости превышающими на 89 % отборы жидкости, предусмотренные проектом. Закачка в 2002 году превышала проект на 70%. Соотношение нагнетательных и добывающих скважин к концу этого периода составило 1 : 2,4 .

В последние годы (2002-2004гг.) отмечается незначительное

увеличение пластового давления как в зоне отбора, так и в зоне закачки при том же уровне компенсации отборов жидкости закачиваемой водой. Это связано с окончанием формирования блочно замкнутой системы заводнения и увеличением числа нагнетательных скважин. Так за последние два года фонд нагнетательных скважин увеличился на 60 скважин, а соотношение действующего нагнетательного и добывающего фонда составило 1 : 1,9 ( по проекту 1 : 3). Энергетическое состояние в этот период можно оценить по картам изобар по объекту ЮВ1-2 по состоянию на 1.01.2003 и 1.01.2005, приведенных в графических приложениях (4. 3 и 4. 4)

Как видно из карты изобар по состоянию на 1.01.2003 года в зонах стягивания многих блоков отмечаются обширные зоны пониженного давления (менее 19 МПа), а в отдельных скважинах пластовые давления

были снижены до 15-17 МПа.

Состояние компенсации, соотношение добывающих и нагнетательных скважин, пластовое давление в зоне отбора и площадь по всем 32 блокам месторождения приведены в таблице 4.7.

Анализ показал, что основным фактором, влияющим на пластовое давление в зоне отбора, является накопленная компенсация. Это подтверждается достаточно высоким коэффициентом корреляции (0,399) зависимости между этими параметрами (рис. 4.22).

Таблица 4.7 Данные по компенсации Хохряковского месторождения

(по блокам)

Блок

Площадь,

2

км

Текущая компенсация,%

Накопленная компенсация,%

Пластовое давление в зоне отбора, МПа

1

4,52

192

180

21,4

2

3,54

91

124

21,5

3

2,25

102

182

24

4

5,06

103

85

20,3

5

4,93

95

137

20,2

6

2,31

90

114

18,3

7

3,31

302

227

22,6

8

4,94

88

166

24,2

9

4,94

111

129

20

10

4,86

165

102

18,4

11

2,70

37

56

22,8

12

3,83

139

191

22,2

13

3,67

133

101

20,9

14

3,91

103

100

20,6

15

6,11

103

85

20

16

4,75

140

131

22,9

17

4,95

91

108

22,3

18

4,97

105

152

22,1

19

7,01

104

89

20

20

3,06

142

288

23,5

21

5,14

132

137

21

22

5,03

120

132

19,5

23

6,25

104

99

21

24

2,64

196

189

23,9

25

4,86

148

116

20,1

26

5,11

121

115

19,8

27

4,32

124

88

18,8

28

4,46

112

97

20,5

29

4,17

60

84

19,3

30

3,61

125

121

20

31

2,95

51

41

18,5

32

5,32

136

189

21,6

Рис. 4.22. Зависимость пластового давления от накопленной компенсации по блокам Хохряковского месторождения

Анализ применения очагового заводнения

В период с 2002 по 2004 год с целью повышения пластового давления под закачку переводились скважины в зонах максимального снижения давления (в большинстве случаев центральная, наиболее удаленная от линий нагнетания, часть зоны стягивания блоков). Всего в зонах стягивания в период с 2002 по 2004 год переведено под закачку 50 скважин, в том числе:

в 2002 году – 8 скважин (блоки 10, 9, 13, 26, 29, 30); в 2003 году – 20 скважин (блоки 4,5,7,10,15,16,18,19,21,22,23,25,26,27; в 2004 году – 22 скважины (блоки 1,5,8,11,12,13,14,15,17,18,19,22, 23,25,29,30,31);

Таким образом, на текущий момент на месторождении сформирована проектная, блочно-замкнутая система заводнения с элементами очагового

заводнения в центре блоков.

Максимальные по площади зоны пониженных пластовых давлений по состоянию на 1.01.2003 года отмечались в блоках №№ 15,19,23. Это в свою очередь связано с рядом факторов:

Во-первых, в данных блоках даже по состоянию на 1.01.2005 года отмечается невысокая текущая и накопленная компенсация (во всех блоках накопленная компенсация не превышает 85-99 %), при значениях текущей компенсации 103-104% (табл.4.7).

Во-вторых, практически все блоки приурочены к восточному краю Хохряковского месторождения, которая в свою очередь характеризуется пониженными ФЕС (рис. 2.2).

Кроме того, блоки №№ 23,19,15 являются максимальными по площади (более 6 км2, при среднем значении площади блока - 4,3 км2 )(табл. 4.7), что в условиях ухудшенных ФЕС негативно сказывается на их энергетическом состоянии.

Максимальное количество «очаговых» скважин переведено под закачку именно на этих блоках (блоки №№ 15, 19 - 4 скважины, блок № 23 – 3 скважины). Результатом усиления системы ППД за счет применения очагового заводнения за два года (2003- 2004 гг.) стало значительное сокращение по площади зон пониженных давлений (выделены желтым цветом на рис. 4.23-4.24). Кроме того, была проанализирована динамика основных показателей работы этих блоков (таблице 4.8).

Рис. 4.23. Выкопировка из карты изобар

(1.01.2003 г). Хохряковское

Рис.4.24. Выкопировка из карты изобар (1.01.2005 г). Хохряковское месторождение.

Таблица 4.8

Динамика основных показателей блоков №№ 15,19,23 в период 1999-

2004 гг.

15 блок

1999

261

222

737

18

6

15,7

18,5

15,2

129,0

2000

334

297

696

19

7

17,3

19,4

11,2

128,1

2001

322

260

885

22

6

13,6

16,8

19,1

141,5

2002

262

194

907

12

9

11,3

15,2

26,0

123,7

2003

533

425

1417

14

13

39,2

49,2

20,3

123,3

2004

587

378

1572

14

14

28,7

44,6

35,7

123,7

19 блок

1999

72

66

577

7

6

9,5

10,4

8,5

124,3

2000

142

117

329

11

6

15,2

18,4

17,6

61,1

2001

511

444

447

23

9

23,9

27,5

13,1

79,7

2002

539

417

1039

19

10

20,5

26,5

22,6

97,2

2003

585

436

1254

17

14

28,2

37,9

25,4

104,9

2004

819

599

1549

17

17

37,9

51,9

26,9

104,8

23 блок

1999

245

229

604

17

6

13,7

14,7

6,4

121,9

2000

280

246

454

22

6

14,2

16,1

11,9

90,4

2001

518

435

437

25

6

18,8

22,4

16,1

92,2

2002

398

299

872

19

11

14,7

19,5

24,9

84,3

2003

424

336

1224

15

15

27,9

35,2

20,7

95,0

2004

769

572

1421

17

16

36,4

49,0

25,6

93,5

За последние три года (2002-2004 г.г.) среднесуточная добыча жидкости за счет проводимых ГТМ по блоку № 19 возросла с 539 т/сут (01.2002 г.) до 819 т/сут (12.2004г.), увеличившись более чем на 60% , при этом среднесуточная добыча нефти так же увеличилась с 417 до 599 т/сут. В то же время, среднесуточная закачка по блоку за этот же период увеличилась

3 3 с 1039 м /сут до 1549 м /сут. Следует отметить, что увеличение закачки произошло в основном за счет применения очагового заводнения. Так среднесуточная закачка по скважинам (№№ 242,243,897,3029), переведенным под закачку внутри блока в течение 2003-2004 гг., составила в декабре 2004 года – 664 м3 /сут, что сопоставимо с увеличением среднесуточной закачки в целом по блоку. Соотношение добывающих и нагнетательных действующих скважин в блоке за последние два года снизилось с 1,9 : 1 до 1 : 1. Применение очагового заводнения повлияло на сокращение площади зоны пониженных давлений (Рпл. < 19 МПа) (рис. 4.23-4.24.).

Аналогичная динамика в добыче происходила по 15 и 23 блокам. По всем трем блокам отмечается значительное увеличение добычи жидкости, нефти при сокращении на блоках №№ 19,23 и незначительном увеличении на блоке № 15 действующего добывающего фонда. Закачка увеличивается на всех трех блоках за счет увеличения числа нагнетательных скважин. Обводненность продукции изменилась за последние два года незначительно, увеличившись по блоку №15 на 10 % (по блокам №№ 19-23 на 2-4 %), что меньше чем увеличение обводненности в целом по месторождению.

В целом по энергетическому состоянию Хохряковского месторождения можно сказать следующее: В последние два года отмечается увеличения пластового давления в зоне отбора и незначительное сокращение давления в зоне закачки.

На месторождении требуется проведение программы мероприятий по регулированию закачки с целью выравнивания компенсации по блокам.

5. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

Обоснование расчетных вариантов разработки и их исходные характеристики

Хохряковское месторождение в геологическом отношении является сложнопостроенным, что связано с высокой площадной неоднородностью продуктивных отложений, низкими фильтрационно-емкостными свойствами коллекторов.

Реализация концепции разработки объекта ЮВ1-2 , базирующейся на принятых ранее проектными документами принципиальных решениях не позволит эффективно и в полном объеме выработать трудноизвлекаемые запасы нефти, сосредоточенные в данном объекте. Однако, появившиеся в последнее время новые технологии, не предусмотренные в предыдущих проектных работах, позволяют существенно увеличить добычу нефти.

В данном проектном документе предложено и обосновано применение новых технологий, направленных на увеличение коэффициента охвата и вытеснения и, как следствие, более полной выработки запасов нефти.

В общей сложности рассмотрено 4 варианта доразработки объекта ЮВ1-2 Хохряковского месторождения.

Разработка объекта ЮВ1-2 осуществляется с 1985 г. Формирование блочно-замкнутых элементов разработки на основе созданной пятирядной системы, не завершено.

В данное время разработка объекта ЮВ1-2 характеризуется увеличивающимся уровнем добычи нефти. По состоянию на 1.01.2005 г.

объект имел следующие технологические показатели:

• Qн нак = 37236.8 тыс.т.;

• Qж нак = 47935.3 тыс.т.;

• Qз нак = 76972.6 тыс.м3 ;

• фонд добывающих скважин – 528 ед.; из них действующих скважин – 381 ед.;  фонд нагнетательных скважин – 260 ед.; из них действующих скважин – 200 ед.

На рис. 5.18 представлена динамика основных показателей с начала разработки.

В период с 1999 г. на месторождении наблюдается рост добычи нефти и жидкости.

После проведения гидродинамического расчета на этапе настройки модели, были получены карты текущей нефтенасыщенности.

По объекту ЮВ1-2 были сформированы и просчитаны на гидродинамической модели следующие варианты:

Рис. 5.18. Динамика основных показателей разработки. Объект ЮВ1-2 .

Вариант 1 (базовый)

Предусматривает разработку объекта существующими скважинами по текущей тенденции.

На скважинах не проводятся мероприятия по выводу фонда из бездействия и оптимизации режимов эксплуатации. То есть скважины, эксплуатирующиеся на данном объекте с начала проектного периода продолжают работать с показателями, сложившимися на начало 2005 г.

Характеристика проектного фонда приведена в таблице 5.18

Таблица 5.18

Характеристика проектного фонда. Вариант 1(базовый)

Категория скважин

Факт на 1.01.2005

г

Переводы в

ППД

Бурение новых скважин

Бурение всего

Всего проектный фонд

Наклоннонаправленных

горизонтальных

Добывающие

528

0

0

0

0

528

Нагнетательные

260

0

0

0

0

260

Итого

788

0

0

0

0

788

Вариант 2

На данном этапе стоит задача увеличения коэффициента использования эксплуатационного фонда и формирования компактных площадных элементов заводнения. Для этого предлагается программа ГТМ.

Основу варианта составляет программа геолого-технических мероприятий по выведению эксплуатационного фонда из бездействия и формирования замкнутых площадных элементов заводнения.

За основу для проектирования геолого-технологических мероприятий был принят проведенный анализ работы скважин, а также карты текущей нефтенасыщенности и плотности подвижных запасов нефти по пластам, полученные в результате гидродинамического расчета за период эксплуатации объекта ЮВ1-2 с 1985 по 2005 гг.

В первую очередь решалась задача по восстановлению системы заводнения и увеличению числа работающих скважин. В дальнейшем был предусмотрен переход к более компактным элементам заводнения, путем перевода 95 добывающих скважин в ППД в течение 9 лет (рис. 5.19).

Проанализировав состояние разработки, состояние выработки запасов по пластам и эффективность применяемых геолого-технологических мероприятий нами предложена программа ГТМ, включающая в себя:

- мероприятия по выводу скважин из неработающего фонда;

- мероприятия по увеличению продуктивности действующего фонда.

- мероприятия, направленные на улучшение выработки отдельных, слабо-вырабатывающихся зон объекта ЮВ1-2.

Всего на добывающем фонде планируется выполнить 3070 скважиноопераций, в таблице 5.19 приведены объемы проведения ГТМ и средняя эффективность по каждому из методов.

Кроме того, предложены мероприятия по восстановлению и регулированию системы заводнения.

Всего по нагнетательному фонду в период с 2005 по 2013 гг.

планируется выполнить 157 скважино-операций, в том числе:

• 132 скважино-операций по дострелу пластов ЮВ11, ЮВ13 и ЮВ2;

• ликвидировать аварии и запустить 25 скважин;

Данная программа принята за основу при формировании 2-го варианта.

Характеристика проектного фонда приведена в таблице 5.20.

Таблица 5.19

Объемы ГТМ на добывающем фонде

Вид ГТМ

Количество

ГТМ

Средняя эффективность, тыс.т/скв.-опер

Дополнительная добыча нефти, тыс.т

Добывающий фонд

ГРП

179

13,7

2450

Зарезка вторых стволов

132

10,4

1367

Физико-химические методы (

ГКО)

2561

0,3

732

Перфорационные методы, ликвидация аварий

156

3,0

469

РИР

42

4,0

169

Нагнетательный фонд

Дострел пластов (ЮВ1 1 , ЮВ1 3 и

ЮВ2 )

132

-

-

Ликвидация Аварии

25

-

-

Перевод в ППД

95

-

-

Таблица 5.20

Характеристика проектного фонда скважин. Вариант 2

Категория скважин

Факт на

1.01.2005г

Переводы в

ППД

Бурение новых скважин

Бурение всего

Всего проектный фонд

Наклоннонаправленных

горизонтальных

Добывающие

528

95

0

0

0

433

Нагнетательные

260

0

0

0

0

355

Итого

788

0

0

0

0

788

Рис. 5.19. Схема расположения компактных элементов заводнения

Вариант 3

Полное разбуривание месторождения.

На основе карты суммарной нефтенасыщенной толщины объекта ЮВ1-2

Хохряковского месторождения был размещен фонд скважин для бурения.

В пределах Малосикторского лицензионного участка фонд был расставлен согласно 1-му варианту «Дополнения к технологической схеме разработки Хохряковского месторождения», утвержденному ЦКР РФ в 2005 году. Вариант предусматривает разбуривание залежи по треугольной сетке 600х600 м с размещением скважин по 3-х рядной системе разработки с последующим уплотнением и формированием блочно-замкнутой 5-ти рядной системы разработки с расстоянием между скважинами 600х400 м. В пределах Хохряковского и Восточно-Хохряковского лицензионных участков фонд размещался по сложившейся на разбуренной части системе разработки с пролонгацией ее на не разбуренную часть. Среднее расстояние между скважинами составило 500 метров. Помимо размещения скважин в неразбуренных частях месторождения настоящим проектом предлагается размещение 11 уплотняющих скважин в зонах с максимальными текущими подвижными запасами нефти. Места размещения уплотняющих скважин и технология их заканчивания выбирались с учетом результатов

гидродинамических расчетов. По картам текущих подвижных запасов нефти

1 2 3 и ЮВ2 ) были выявлены отдельно по каждому пласту (ЮВ1 , ЮВ1 , ЮВ1

зоны слабововлекаемые в разработку при текущем охвате, после чего подбиралась технология бурения с учетом геологических особенностей локализованных зон. В таблицах 5.21-5.22 приведены данные об уплотняющих скважинах.

Таблица 5.21 Динамика уплотняющего бурения

Пласт

Год

2008

2009

2010

2011

2012

2013

1

Ю1

1

2

2

Ю1

2

2

3

Ю1

1

1

1

Ю2

1

Итого

4

0

0

1

1

5

Таблица 5.22

Технология уплотняющего бурения

Технология заканчивания скважин

2008

2009

2010

2011

2012

2013

Наклонно-направленная

1

Горизонтальная

2

2

Горизонтальная с двумя стволами

2

1

3

Таким образом, на Хохряковском месторождении в контуре

нефтеносности было размещено 215 скважин, из них 151 добывающая и 64 нагнетательных. После проведения гидродинамических расчетов, был сделан вывод о том, что технологически эффективно бурение 207 скважин (151 добывающей и 56 нагнетательных скважины), кроме этого планируется ввод

в эксплуатацию 2 разведочных скважин. В настоящем проекте запланировано бурение 24 горизонтальных скважин, в том числе 10 уплотняющих горизонтальных скважин и 14 горизонтальных скважин в тех участках краевых зон, где достаточно уверенно предполагается наличие коллекторов с эффективной толщиной более 12 м. Длина горизонтального участка 250 метров. Программа бурения рассчитана на 9 лет.

Характеристика проектного фонда приведена в таблице 5.23, а на рис. 5.20 приведена схема размещения проектного фонда скважин.

Таблица 5.23

Характеристика проектного фонда скважин. Вариант 3

Категория скважин

Факт на 1.01.2005

г

Переводы в

ППД

Бурение новых скважин

Бурение всего

Ввод из развед. фонда

Всего проектный фонд

Наклонно

-

направле нных

горизонталь ных

Добывающие

528

95

127

24

151

2

586

Нагнетательн ые

260

0

56

0

56

0

411

Итого

788

0

183

24

207

2

997

Рис. 5.20 Схема размещения проектного фонда. Вариант 3

Вариант 4

Методы увеличения нефтеотдачи.

Метод заводнения не исчерпывает всех возможностей извлечения нефти. Важной компонентой считается применение методов физикохимического воздействия на пласт.

Анализируя результаты расчетов по 3 варианту, был сделан вывод о возможности увеличения конечного КИН объекта ЮВ1-2 Хохряковского месторождения. В виду специфических особенностей геологического строения коллекторов и фракционного состава нефтей на Хохряковском месторождении, коэффициент вытеснения, достигаемый при закачке воды в пласт довольно низкий (Квыт=0.445). Для его увеличения необходимы специальные мероприятия, направленные на снижение остаточной нефтенасыщенности.

Для воздействия на пласты объекта ЮВ1-2 Хохряковского месторождения с целью выравнивания профиля приемистости и увеличения охвата пласта заводнением рекомендуются технологии, включающие закачку осадкообразующих и гелеобразующих составов на основе реагентов щелочного типа.

Для устранения прорывов воды к добывающим скважинам могут использоваться технологии на основе дисперсных составов.

Для увеличения коэффициента извлечения нефти рекомендуется закачка смесей органических растворителей и закачка растворов взаимных растворителей. Для этой цели могут использоваться также взаимные растворители совместно с АПАВ.

Обработку нагнетательных скважин следует проводить комбинированным способом путем закачки осадкообразующих или гелеобразующих составов и оторочек растворителей.

Для обработки нагнетательных скважин с низкой приемистостью рекомендуется закачка комплексных кислотных составов (рассматриваются

ниже) и закачка органических растворителей.

Кроме проведения запланированных мероприятий, направленных на увеличение охвата пласта заводнением и ликвидацию прорывов воды на Хохряковском месторождении, предлагается заводнение с использованием АПАВ на опытно-промышленном участке в южной части месторождения, охватывающем третью часть площади залежи.

В качестве перспективных технологий для воздействия на пласт может рассматриваться закачка термотропных полимеров и кремнийорганических эмульсионных составов.

Объемы внедрения технологий ПНП определены с учетом динамики разбуривания эксплуатационного фонда и расширения системы ППД. Прогнозная дополнительная добыча нефти на одну скважино-операцию определена с учетом средней эффективности технологий ПНП, достигнутой на пластах ЮВ1-2 месторождений региона. Удельная технологическая эффективность, выбранная для расчетов, составляет в среднем 518 т/сквоперацию. Объемы внедрения методов повышения нефтеотдачи пластов представлены в таблице 5.24. Всего предлагается проведения – 7361 скв. операции ПНП на нагнетательном фонде и закачка через КНС в течение 50 лет - 138 млн. м3 раствора реагента.

Характеристика проектного фонда и схема размещения скважин идентична варианту 3 .

Таблица 5.24

Объемы внедрения методов повышения нефтеотдачи пластов на пластах объекта ЮВ1-2 Хохряковского месторождения

ГОД

МУН

КНС

ОПЗ на добывающем фонде

Обработки скважин, шт.

Добыча нефти, тыс.т.

Добыча нефти, тыс.т.

Обработки скважин, шт.

Добыча нефти, тыс.т.

2006

52

62,6

2007

54

65,0

2008

84

147,8

93

46,6

2009

175

197,3

95

45,3

2010

246

252,7

97

44

2011

287

254,2

100

42,8

2012

298

240,3

102

41,6

2013

256

61,7

176,3

101

38,9

2014

256

51,4

176,3

100

36,8

2015

254

37,9

176,3

100

34,8

2016

253

138,1

113,0

99

33

2017

252

137,2

112,2

99

31,1

2018

251

126,5

103,5

98

29,4

2019

251

119,9

98,1

98

27,8

2020

249

111,2

91,0

97

26,2

2021

246

103,6

84,8

96

24,7

2022

244

97,0

79,3

96

23,3

2023

242

91,2

74,6

95

22

2024

240

86,1

70,4

94

20,7

2025

238

81,5

66,7

93

19,5

2026

236

77,2

63,2

92

20,4

2027

234

73,3

59,9

92

19,3

2028

232

69,6

57,0

91

18,3

2029

230

66,3

54,2

90

17,4

2030

227

62,9

51,5

90

16,5

2031 – до конца разработки

1774

1007,6

824

353

51,2

Итого:

7361

3820

2532

2561

732

Реализация комплексной программы внедрения МУН и организация закачки АПАВ через КНС на опытно-промышленном участке позволит снизить темпы роста обводненности добываемой продукции, а также увеличение охвата пласта заводнением и увеличение коэффициента вытеснения. При этом эффект воздействия на пласт за счет плановой обработки всего нагнетательного фонда скважин проявится не только в период реализации программы, но и в последующий период разработки месторождения (динамика дополнительной добычи нефти приведена в табл.

5.24).

Объем применения методов ПНП – 7361 скв. операция на нагнетательном фонде и закачка через КНС в течение 50 лет - 138 млн. м3 раствора реагента.

В целом за счет внедрения методов увеличения нефтеотдачи пластов планируется дополнительно добыть с учетом переходящего эффекта 6,3 млн.т. нефти.

6. ОРГАНИЗАЦИОННО - ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

6. 1.Обоснование экономической эффективности по проведению ГТМ

Для определения экономической эффективности от ГТМ на скважинах месторождения, на основе полученных технологических параметров, был произведен расчет экономической эффективности от применения данного метода повышения нефтеотдачи пласта.

6.2. Расчѐт экономической эффективности проведения ГТМ

Проведѐм расчѐт эффективности производства пластов на Хохряковском месторождении.

Экономическая эффективность пластов в нефтяных добывающих скважинах определяется:

Рассчитывается так называемая условно-переменная часть эксплутационных затрат на 1 тонну дополнительно добытой нефти после ГТМ. Эта часть затрат включает в себя затраты на энергию по извлечению, подготовку, сбор и транспорт нефти, затраты на поддержание пластового

давления путѐм нагнетания воды и геологоразведочные работы.

Определяется разница между отпускной ценой 1 тонны нефти и условно-переменной частью затрат на 1 тонну дополнительно добытой нефти в рублях; эта цифра умножается на весь объѐм дополнительно добытой

нефти и получается экономия по добыче нефти.

Затем определяются затраты на проведение ГТМ, включающие стоимость подготовительно-заключительных работ и стоимость работ связанных с непосредственным закачиванием жидкости под давлением в скважину (стоимость работы спецтехники и другого вспомогательного оборудования, химреагентов, проппанта и т. д.). Разность между экономией по добыче нефти и затратами на проведение ГТМ - экономическая эффективность ГТМ.

Таблица 6.1

Показатель

Исходные данные

Объем внедрения

12 скважин

Прирост дебита по одной скважине

12 т/сут

Длительность технологического эффекта

1 год

Себестоимость нефти (за 1 тонну)

2540 руб

Доля переменных затрат

35%

Цена 1 тонны нефти

3500 руб

Стоимость проведения 1 ГТМ

640000 руб

Таблица 6.2.

Исходные данные для расчета экономической эффективности

№п/

п

Показатели

Ед. изм.

Значение показателя, 2006 г.

1кв

2кв

3кв

4кв

1

Прирост среднесуточного дебита

т/сут.

11

8

5

2

2

Коэффициент эксплуатации

0.97

0.97

0.97

0.97

3

Фонд скважин

скв.-опер.

12

12

12

12

4

Стоимость одного ГТМ

тыс.руб.

640

5

Ставка дисконта

%

10

10

10

10

6

Коэффициент инфляции

0.14

0.14

0.14

0.14

7

Цена нефти

руб./т.

3500

3500

3500

3500

8

Себестоимость

руб/т

2540

2540

2540

2540

9

Доля условно - переменных затрат

0.35

0.35

0.35

0.35

10

Ставка налога на прибыль

%

24

24

24

24

11

Кол-во дней

сут.

82

91

92

92

Таблица 6.3

Расчет экономической эффективности проекта

№п/

п

Показатели

Ед. изм.

1 кв

2007 г.

2 кв

2007 г.

3 кв

2007 г.

4кв

2007 г.

1

Прирост объема добычи

тонн

10499.3

8473.9

5354.4

2141.8

2

Прирост выручки от реализации

тыс.руб.

12599.1

10168.7

6425.3

2570.1

3

Текущие затраты, в т.ч.:

тыс.руб.

11207.8

2847.2

1799.1

719.6

Затраты на ГТМ

тыс.руб.

7680

Затраты на дополнительную добычу

тыс.руб.

3527.8

2847.2

1799.1

719.6

4

Налог на прибыль

тыс.руб.

333.9

1757.2

1110.3

444.1

5

ПДН

тыс.руб.

1057.4

5564.3

3515.9

1406.4

6

НПДН

тыс.руб.

1057.4

6621.8

10137.7

11544.0

7

Коэффициент дисконтирования

1.0000

0.7974

0.6359

0.5071

8

ДПДН

тыс.руб.

1057.4

4437.3

6235.9

9713.2

9

ЧТС пр.

тыс.руб.

1057.4

5494.7

7730.6

8443.7

6.3. Анализ эффективности ГТМ при определѐнной степени риска и при благоприятных факторах

Поскольку проекты в нефтегазодобывающем производстве имеют определѐнную степень риска, связанную с природными факторами и рыночными (риск изменения цен), то необходимо провести анализ чувствительности каждого варианта проекта. Для этого выбирается интервал наиболее вероятного диапазона изменения каждого фактора.

Предположим такие факторы :

- годовая добыча / -30%; +10% /

- цены на нефть / -20%; +20% /

- текущие затраты / -10%; +10% /

Для каждого фактора определяется зависимость: ЧТС(Q); ЧТС(Ц); ЧТС(З).

Полученные зависимости чистой текущей стоимости от факторов изобразим графически. Значения ЧТС на каждой прямой, соответствующие крайним точкам диапазона, соединяются между собой, образуя фигуру, напоминающую паука.

Если изменения ЧТС при заданной вариации параметров будут находится в положительной области, то проект не имеет риска. Если значения ЧТС попадают в отрицательную область, то решение об оптимальном варианте, выбранном на основе критериев, следует

пересмотреть с учѐтом анализа чувствительности проекта.

Расчѐт прироста денежной наличности и чистой текущей стоимости при определѐнных вариациях факторов производим аналогично первичному

расчѐту и результаты расчѐта вносим в соответствующие таблицы.

Таблица 6.4. Расчет ЧТС при уменьшении дополнительной добычи нефти на 30%

№п/

п

Показатели

Ед. изм.

1кв.

2007 г.

2кв.

2007 г.

3кв.

2007 г.

4кв.

2007 г.

1

Прирост объема добычи

тонн

7349.5

5931.7

3748.1

1499.2

2

Прирост выручки от реализации

тыс.руб.

8819.4

7118.1

4497.7

1799.1

3

Текущие затраты, в т.ч.:

тыс.руб.

10149.4

1993.1

1259.4

503.7

4

Затраты на ГТМ

тыс.руб.

7680

5

Затраты на дополнительную добычу

тыс.руб.

2469.4

1993.1

1259.4

503.7

6

Налог на прибыль

тыс.руб.

-319.2

1230.0

777.2

310.9

7

ПДН

тыс.руб.

-1010.8

3895.0

2461.1

984.5

8

НПДН

тыс.руб.

-1010.8

2884.2

5345.3

6329.8

9

Коэффициент дисконтирования

1.0000

0.7974

0.6359

0.5071

10

ДПДН

тыс.руб.

-1010.8

3106.1

1565.1

499.2

11

ЧТС пр.

тыс.руб.

-1010.8

2095.2

3660.3

4159.6

Таблица 6.5. Расчет ЧТС при повышении объема добычи на 10%

№п/

п

Показатели

Ед. изм.

1кв.

2007 г.

2кв.

2007 г.

3кв.

2007 г.

4кв.

2007 г.

2

Прирост объема добычи

тонн

11549.2

9321.3

5889.8

2355.9

3

Прирост выручки от реализации

тыс.руб.

13859.0

11185.6

7067.8

2827.1

4

Текущие затраты, в т.ч.:

тыс.руб.

11560.5

3132.0

1979.0

791.6

Затраты на ГТМ

тыс.руб.

7680

Затраты на дополнительную добычу

тыс.руб.

3880.5

3132.0

1979.0

791.6

5

Налог на прибыль

тыс.руб.

551.6

1932.9

1221.3

488.5

6

ПДН

тыс.руб.

1746.9

6120.7

3867.5

1547.0

7

НПДН

тыс.руб.

1746.9

7867.6

11735.1

13282.1

8

Коэффициент дисконтирования

1.0000

0.7974

0.6359

0.5071

9

ДПДН

тыс.руб.

1746.9

4881.0

2459.4

784.5

10

ЧТС пр.

тыс.руб.

1746.9

6627.8

9087.3

9871.8

Таблица 6.6.Расчет ЧТС при снижении цены на 15%

№п/

п

Показатели

Ед. изм.

1кв.

2007 г.

2кв.

2007 г.

3кв.

2007 г.

4кв.

2007 г.

1

Прирост объема добычи

тонн

10499.3

8473.9

5354.4

2141.8

2

Прирост выручки от реализации

тыс.руб.

10709.3

8643.4

5461.5

2184.6

3

Текущие затраты, в т.ч.:

тыс.руб.

11207.8

2847.2

1799.1

719.6

4

Затраты на ГТМ

тыс.руб.

7680

5

Затраты на дополнительную добычу

тыс.руб.

3527.8

2847.2

1799.1

719.6

6

Налог на прибыль

тыс.руб.

-119.6

1391.1

879.0

351.6

7

ПДН

тыс.руб.

-378.9

4405.1

2783.4

1113.4

8

НПДН

тыс.руб.

-378.9

4026.2

6809.7

7923.0

9

Коэффициент дисконтирования

1.0000

0.7974

0.6359

0.5071

10

ДПДН

тыс.руб.

-378.9

3512.8

1770.0

564.6

11

ЧТС пр.

тыс.руб.

-378.9

3134.0

4904.0

5468.6

Таблица 6.7.Расчет ЧТС при повышении цены на 20%

№п/

п

Показатели

Ед. изм.

1кв.

2007 г.

2кв.

2007 г.

3кв.

2007 г.

4кв.

2007 г.

1

Прирост объема добычи

тонн

10499.3

8473.9

5354.4

2141.8

2

Прирост выручки от реализации

тыс.руб.

15119.0

12202.4

7710.3

3084.1

3

Текущие затраты, в т.ч.:

тыс.руб.

11207.8

2847.2

1799.1

719.6

4

Затраты на ГТМ

тыс.руб.

7680

Затраты на дополнительную добычу

тыс.руб.

3527.8

2847.2

1799.1

719.6

5

Налог на прибыль

тыс.руб.

938.7

2245.2

1418.7

567.5

6

ПДН

тыс.руб.

2972.5

7110.0

4492.6

1797.0

7

НПДН

тыс.руб.

2972.5

10082.5

14575.0

16372.1

8

Коэффициент дисконтирования

1.0000

0.7974

0.6359

0.5071

9

ДПДН

тыс.руб.

2972.5

5669.8

2856.9

911.3

10

ЧТС пр.

тыс.руб.

2972.5

8642.3

11499.3

12410.6

Таблица 6.8.

Расчет ЧТС при повышении текущих затрат на 10%

№п/

п

Показатели

Ед. изм.

1кв.

2007 г.

2кв.

2007 г.

3кв.

2007 г.

4кв.

2007 г.

1

Фонд скважин

скв.-опер.

12

12

12

12

2

Прирост объема добычи

тонн

10499.3

8473.9

5354.4

2141.8

3

Прирост выручки от реализации

тыс.руб.

12599.1

10168.7

6425.3

2570.1

4

Текущие затраты, в т.ч.:

тыс.руб.

12328.5

3132.0

1979.0

791.6

Затраты на ГТМ

тыс.руб.

7680

Затраты на дополнительную добычу

тыс.руб.

3527.8

2847.2

1799.1

719.6

5

Налог на прибыль

тыс.руб.

64.9

1688.8

1067.1

426.8

6

ПДН

тыс.руб.

205.7

5347.9

3379.2

1351.7

7

НПДН

тыс.руб.

205.7

5553.6

8932.8

10284.4

8

Коэффициент дисконтирования

1.0000

0.7974

0.6359

0.5071

9

ДПДН

тыс.руб.

205.7

4264.7

2148.9

685.5

10

ЧТС пр.

тыс.руб.

205.7

4470.4

6619.3

7304.7

Таблица 6.9.

Расчет ЧТС при снижении текущих затрат на 10%

№п/

п

Показатели

Ед. изм.

1кв.

2007 г.

2кв.

2007 г.

3кв.

2007 г.

4кв.

2007 г.

1

Фонд скважин

скв.-опер.

12

12

12

12

2

Прирост объема добычи

тонн

10499.3

8473.9

5354.4

2141.8

3

Прирост выручки от реализации

тыс.руб.

12599.1

10168.7

6425.3

2570.1

4

Текущие затраты, в т.ч.:

тыс.руб.

10087.0

2562.5

1619.2

647.7

Затраты на ГТМ

тыс.руб.

7680

Затраты на дополнительную добычу

тыс.руб.

3527.8

2847.2

1799.1

719.6

5

Налог на прибыль

тыс.руб.

602.9

1825.5

1153.5

461.4

6

ПДН

тыс.руб.

1909.2

5780.7

3652.6

1461.1

7

НПДН

тыс.руб.

1909.2

7689.9

11342.6

12803.6

8

Коэффициент дисконтирования

1.0000

0.7974

0.6359

0.5071

9

ДПДН

тыс.руб.

1909.2

4609.8

2322.8

740.9

10

ЧТС пр.

тыс.руб.

1909.2

6519.0

8841.9

9582.8

Таблица 6.10.

Расчет ЧТС при повышении налога на прибыль на 20%

№п/

п

Показатели

Ед. изм.

1кв.

2007 г.

2кв.

2007 г.

3кв.

2007 г.

4кв.

2007 г.

1

Фонд скважин

скв.-опер.

12

12

12

12

2

Прирост объема добычи

тонн

10499.3

8473.9

5354.4

2141.8

3

Прирост выручки от реализации

тыс.руб.

12599.1

10168.7

6425.3

2570.1

4

Текущие затраты, в т.ч.:

тыс.руб.

11207.8

2847.2

1799.1

719.6

Затраты на ГТМ

тыс.руб.

7680

Затраты на дополнительную добычу

тыс.руб.

3527.8

2847.2

1799.1

719.6

5

Налог на прибыль

тыс.руб.

400.7

2108.6

1332.3

444.1

6

ПДН

тыс.руб.

990.7

5212.9

3293.9

1406.4

7

НПДН

тыс.руб.

990.7

6203.5

9497.4

10903.8

8

Коэффициент дисконтирования

1.0000

0.7974

0.6359

0.5071

9

ДПДН

тыс.руб.

990.7

4157.0

2094.6

713.2

10

ЧТС пр.

тыс.руб.

990.7

5147.7

7242.3

7955.5

Расчет ЧТС при понижении налога на прибыль на 20%

Таблица 6.11.

№п/п

Показатели

Ед. изм.

1кв.

2007 г.

2кв.

2007 г.

3кв.

2007 г.

4кв.

2007 г.

1

Фонд скважин

скв.-опер.

12

12

12

12

2

Прирост объема добычи

тонн

10499.3

8473.9

5354.4

2141.8

3

Прирост выручки от реализации

тыс.руб.

12599.1

10168.7

6425.3

2570.1

4

Текущие затраты, в т.ч.:

тыс.руб.

11207.8

2847.2

1799.1

719.6

Затраты на ГТМ

тыс.руб.

7680

Затраты на дополнительную добычу

тыс.руб.

3527.8

2847.2

1799.1

719.6

5

Налог на прибыль

тыс.руб.

333.9

1757.2

1110.3

444.1

6

ПДН

тыс.руб.

1057.4

5564.3

3515.9

1406.4

7

НПДН

тыс.руб.

1057.4

6621.8

10137.7

11544.0

8

Коэффициент дисконтирования

1.0000

0.7974

0.6359

0.5071

9

ДПДН

тыс.руб.

1057.4

4437.3

2235.9

713.2

10

ЧТС пр.

тыс.руб.

1057.4

5494.7

7730.6

8443.7

Рисунок.6.1.

Профили НПДН и ЧТС

Из данного профиля видно, что ГТМ полностью окупается и дальше продолжается накопление потока денежной наличности и чистой текущей стоимости. Это указывает на то, что проведение ГТМ в данном случае экономически выгодно.

Поскольку проекты в нефтегазодобывающем производстве имеют определенную степень риска, связанную с природными факторами и рыночным (риск изменения цен) то согласно проведенному анализу и представленным расчетам (приложение №1 рисунок диаграммы – «Паук» можно с полной уверенностью утверждать , что проведение ГТМ на скважинах Хохряковского месторождения целесообразно и экономически эффективно.

Изменения ЧТС при заданной вариации параметров находятся в положительной области диаграммы паук, проект не имеет риска.

7. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

7.1 Основные опасные и вредные производственные факторы

К опасным и вредным производственным факторам, которые могут возникнуть при обслуживании объектов на газовых промыслах, относятся повышенная загазованность, повышенная или пониженная температуры рабочей зоны, повышенные уровни шума и вибрации на рабочем месте, недостаточная освещенность, движущиеся детали машин и механизмов и другие.

Эти факторы в основном обусловлены:

• необходимостью работы во взрыво- и пожароопасных помещениях;

• необходимостью обслуживания газовой арматуры, сепараторов, компрессоров и газопроводов и другого оборудования, находящегося под высоким давлением;

• выделения из газа и конденсата компонентов, представляющих опасность отравления людей, а при определенных условиях – опасность взрыва и пожара;

• применением при некоторых процессах легко воспламеняющихся жидкостей, пожароопасных материалов, вредных веществ (конденсата, метанола, метилмеркаптана, гликолей и др.);

• необходимостью газоопасных и огневых работ.

Большое значение для обеспечения безопасности и оздоровления условий труда работников, обслуживающих системы сбора и транспорта газа, установки комплексной подготовки газа, компрессорные станции и другие объекты имеет:

• обустройство газовых и газоконденсатных месторождений с соблюдением проекта, требований охраны труда, пожарной безопасности и строительных норм и правил;

• обеспечение соответствия оборудования скважин, газопроводов, КС условиям эксплуатации (высокие давления и температура, коррозионная среда и др.);

• обеспечение соответствия конструктивного выполнения аппаратов, запорной и предохранительной арматуры, контрольно-измерительных приборов и автоматики требованиям безопасности их обслуживания;

• обеспечение соответствия инструмента условиям проводимых работ и его исправности;

• применение электрооборудования в исполнении, обеспечивающем

безопасность его работы в условиях окружающей среды;

• применение автоматизации и телемеханизации в системе сбора и транспорта газа и подготовке его к дальнейшему транспортированию;

• обеспечение строгого соблюдения правил техники безопасности и пожарной безопасности при обслуживании и ремонте газодобывающих объектов и системы транспорта газа.

После демонтажа трубопровода запрещается оставлять выступающие над поверхностью земли трубы, не засыпанные выемки.

В случае вынужденно оставленных торчащих труб и не засыпанных выемок должны быть оставлены предупредительные знаки.

После демонтажа трубопроводов должна быть проведена техническая рекультивация территории ведения работ, уборка мусора, захоронения строительных остатков.

7.2. Основные свойства газа, его соединений и химических

реагентов, используемых в технологическом процессе

Нефтяной газ. Это смесь углеводородов метанового ряда с небольшим содержанием двуокиси углерода и азота. Молекулярный вес нефтяного газа Самотлорского месторождения колеблется от 18,3 до 24,1. Пары углеводородов метанового ряда не ядовиты, но обладают удушающими свойствами. Снижение содержание воздуха в помещении в результате повышения концентрации газа (метана) до уровня не ниже 16% переносится без заметного действия, до 14% приводит к легкому физиологическому расстройству, до 12% вызывает тяжелое физиологическое действие, до 10%смертельно опасное удушье. Нефтяной газ - это горючий газ и при его содержании в воздухе помещения от 4,5 до 15% образуется взрывоопасная концентрация, которая при наличии источника огня взрывается Предельно допустимая концентрация - 300 мг/м3 .

Газовый конденсат. Это смесь сжиженных газов, легкого бензина, воды. Испаряясь, воздействует на организм человека как легкое наркотическое вещество. При вдыхании воздуха с 10 % содержанием пропана или бутана в течение 2 минут появляется головокружение. Общий характер действия повышенных концентраций этих углеводородов напоминает опьянение.

Метанол (метиловый спирт) - бесцветная прозрачная жидкость, по запаху и вкусу напоминает винный (этиловый) спирт. Удельный вес- 0,79

3

г/см . Температура кипения +64,5°С. Температура воспламенения +13°С. Растворим в спиртах и других органических соединениях. Смешивается с водой в любых пропорциях, легко воспламеняется. Температура вспышки +8°С При испарении взрывоопасен.

Пределы взрываемости 6,7-36,7 % объемных в смеси с воздухом

Предельно допустимая концентрация метанола в воздухе рабочей зоны

3 производственных помещений составляет 5 мг/м .

Метанол - сильный яд, действующий преимущественно на нервную и сосудистую систему человека. В организм человека может проникнуть через дыхательные пути и даже через кожу. Особо опасен прием метанола внутрь 5-10 г метанола могут вызвать тяжелое отравление 30 г является смертельной дозой. Симптомы отравления - головная боль, головокружение, тошнота, рвота, боль в желудке, общая слабость, раздражение слизистых оболочек, мелькание в глазах, в тяжелых случаях потеря зрения, смерть.

В целях исключения возможности ошибочного употребления метанола в качестве спиртного напитка в него необходимо добавлять одорант (этилмеркоптан) в соответствии 1 1000, керосин в соответствии 1 1000, химические чернила или другой краситель темного цвета из расчета 2-3 литра на 1000 литров метанола.

Полигликоль. Темная жидкость, вязкая, горючая, почти не летучая, имеет горьковато-сладкий вкус. Полигликоль гигроскопичен и при хранении меняет цвет. Из-за низкой упругости насыщенных паров полигликоль не представляет опасности ингаляционных отравлений, не вызывает раздражения слизистых оболочек глаз, дыхательных путей и кожных покровов. При попадании в организм человека через пищевод полигликоль вызывает отравление, воздействуя на нервную систему и почки. Полигликоль -горючая жидкость. Т кип = +190 °С, Тзамерз = ниже минус 50 °С. Пары полигликоля в смеси с воздухом в пределах от 0,89% до 9,2% образуют взрывоопасную смесь.

Примечание:

1. Вредное вещество, - это вещество, которое при контакте с организмом человека в случае нарушения требования безопасности может вызвать производственные травмы, профессиональные заболевания или отклонения в состоянии здоровья, обнаруживаемые современными средствами как в процессе работы, так и в отдаленные сроки жизни настоящего и последующих поколений.

2. По степени воздействия на организм вредные вещества подразделяются на четыре класса опасности: 1-й -вещества чрезвычайно опасные., 2-й-вещества высоко опасные., 3-й- вещества умеренно опасные.,4й-вещества мало опасные.

3. Предельно - допустимые концентрации (ПДК) вредных веществ в воздухе рабочей зоны - концентрации при ежедневной работе по 8 часов или при другой продолжительности рабочего дня, но не более 40 ч. в неделю в течение всего рабочего стажа не могут вызвать заболеваний или отклонений в состоянии здоровья, обнаруживаемых современными методами

исследования в процессе работы или в отдаленные сроки жизни настоящего и последующих поколений.

4. Опознавательная окраска фильтрующих коробок противогазов: тип А - коричневая, А с аэрозольным фильтром - коричневая с белой вертикальной полосой, В - желтая, В с аэрозольным фильтром - желтая с белой вертикальной полосой, СО - белая, БКФ с аэрозольным фильтром - защитная с белой вертикальной полосой.

7.3.Классификация производственных и вспомогательных помещений и наружных установок по их взрыво и пожароопасности

Таблица 8.1

п/п

Наименование помещения, установки

Позиция по

ген. плану

Категория производства по взрывной, взрывопожароопасности по

НПБ 105-95

Классификация взрывоопасных и пожароопасных зон по ПУЭ-86

1.

Насосная откачки конденсата

А

В-1а

2.

Площадка газосепараторов

А

В-1г

3.

Площадка емкости метанола

А

В-1г

4.

Факел

А

В-1г

5.

ЩСУ

В

П-1

6.

Операторная

д

ПРИМЕЧАНИЕ:

1. Категории производства:

А - взрывопожароопасное - применяются газы, НПВ которых 10% и менее к объему воздуха, жидкости с температурой вспышки паров до 28 °С включительно при условии, что указанные газы и жидкости могут образовывать взрывоопасные смеси в объеме, превышающим 5% объема помещения.

В - пожароопасные - применяются жидкости с температурой вспышки

паров выше 61 °С, твердые сгораемые вещества и материалы.

Д - пожароопасные - применяются несгораемые вещества и материалы в холодном состоянии. Г - классы помещений:

В-1а - взрывоопасное помещение с технологическим оборудованием, содержащим горючие газы и ЛВЖ, и в которых образование взрывоопасных смесей возможно только в результате аварий или неисправностей

В-1 г - взрывоопасное, то же, что и для В-1а для наружных установок

П-1 - пожароопасное помещение, в которых применяются или хранятся

горючие жидкости с температурой вспышки выше 61 °С

П-Ш - пожароопасные наружные установки, в которых обращаются горючие жидкости с температурой вспышки выше 61 °С или твердые горючие вещества

По степени пожароопасности система транспорта попутного нефтяного газа относится к категории А

Пожарная безопасность объекта обеспечена системой предотвращения пожара, противопожарной защиты и организационно-техническими мероприятиями

Предотвращение пожара достигается

- недопущением образования горючей смеси,

- недопущением образования в горючей смеси источника зажигания

Для предотвращения образования горючей среды на объектах предусмотрено применение для всех горючих веществ герметичного оборудования,

- автоматизация технологических процессов (сигнализация на щите управления об аварийных значениях параметров по давлению газа и уровня жидкости в аппаратах)

Предотвращение образования в горючей среде источников зажигания достигается

- применением насосов и другого оборудования, при эксплуатации

которого не образуется источника искрообразования,

- применением электроборудования, соответствующего пожароопасной и взрывоопасной зонам, группе и категории взрывоопасной смеси в соответствии с требованиями ПУЭ, устройством молниезащиты зданий, сооружений и оборудования, применением инструмента, не дающего искру, при работе с легковоспламеняющими жидкостями и газами,

- выполнением правил пожарной безопасности

Для ограничения объема горючих веществ предусмотрено

дистанционный сброс давления газа из системы на факел при повышении давления выше нормы (на У ДС-1,4)

Противопожарная защита обеспечивается - применением первичных средств пожаротушения, соответствующей техникой военизированных пожарных частей, применением строительных конструкций зданий и сооружений с

регламентированными пределами огнестойкости,

- организации своевременной эвакуации людей при пожаре

Предотвращение образования взрывоопасных смесей достигается постоянным контролем состава воздушной среды, осуществляемый сигнализаторами СТМ в насосных блоках, контроль воздушной среды по графику переносными приборами,

- применением в помещениях естественной и принудительной вентиляции.

7.4.Спецодежда и защитные приспособления

Спец одежда - одно из основных средств индивидуальной защиты Работникам цеха по эксплуатации системы транспорта газа спец одежда выдается согласно отраслевых норм, утвержденных вышестоящим органом Работникам цеха выдаются костюмы х/б, зимняя спец одежда При ремонтных работах (по видам работ) выдается инвентарная спец одежда брезентовые и резиновые рукавицы, резиновая обувь, защитные каски, очки, пояса, шланговые противогазы ПШ-1 или ПШ-2 Для защиты органов дыхания каждому работнику выдается фильтрующий противогаз с фильтрующей коробкой БКФ На УДС системы транспорта газа имеется также аварийный запас фильтрующих противогазов.

7.5. Средства пожаротушения

Установки дополнительной сепарации системы транспорта газа обеспечены первичными средствами пожаротушения согласно перечня, согласованного с пожарной охраной. Пожарные посты укомплектованы

3 -10, согласно норм ящиками с песком объемом 1м , огнетушителями ОХВП лопатами, ведрами, кошмой и ломами.

Электроустановки, операторные УДС укомплектованы

углекислотными огнетушителями.

7.6. Молниезащита и защита от статитческого электричества

Существующая молниезащита, защита от статического электричества УДС выполнена по проекту института "Гипротюменьнефтегаз" в соответствии с нормами и правилами. Для обеспечения безопасности обслуживающего персонала предусмотрено защитное заземление всех молниеотводов, металлических частей электрооборудования и установок,

технологического оборудования, зданий. Величина импульсного сопротивления каждого заземления от прямых ударов молнии не должна превышать 10 ом. Защита от статического электричества обеспечена присоединением всего оборудования и агрегатов к заземляющим

устройствам. Защитное заземление отдельно стоящих зданий, оборудования, сооружений выполнено отдельными заземляющими контурами. Все кабельные конструкции, установленные на эстакадах, присоединены к заземляющему устройству с сопротивлением растеканию не выше 4 ом.

При эксплуатации системы транспорта газа необходимо обеспечивать ежемесячный контроль за местами присоединения технологического оборудования к заземляющим устройствам.

Запрещается проведение работ внутри емкостей и аппаратов, где возможно образование взрывоопасных смесей, в комбинезонах, куртках и другой одежде из электроизолирующих материалов.

Ответственность за состояние устройств защиты от статического электричества на объекте возлагается на начальника объекта.

7.7.Воздействие предприятия на окружающую среду

В процессе эксплуатации системы транспорта попутного нефтяного газа имеются следующие выбросы в атмосферу

а) для поддержания постоянного горения факелов ведется сброс

попутного газа на факел с очень минимальным расходом.

-УДС-1- 250 м3 /час;

-УДС-4--250 м3 /час.

б) при подготовке газопроводов и аппаратов к ремонту производится

сброс давления газа в атмосферу через существующие свечи.

Выделившийся в процессе транспорта газа конденсат откачивается в промысловые нефтепроводы. При подготовке аппаратов к ремонту во время пропарки водяной конденсат собирается в автоцистерны и вывозится в промышленную канализацию на КСП, ДНС.

7.8.Перечень загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу

По характеру режима эксплуатации выделены два типа источников выброса загрязняющих веществ стационарные и передвижные

Из стационарных источников основной вклад в уровень загрязнения атмосферы вносят источники организованных выбросов, расположенные непосредственно на площадках КС, УДС ВКС факела, дымовые трубы котельных, установок регенерации ТЭГ и технологических печей. Вещества, выбрасываемые в атмосферу источниками управления, относятся к 1-1У классам экологической опасности. Основными из них являются оксиды азота, оксид углерода, диоксид серы, углеводороды и сажа.

Перечень загрязняющих веществ и нормативы ПДК по каждому инградиенту приведены в таблице 7.2.

Таблица 7.2

Перечень загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу

Наименование загрязняющего вещества

Наименование

Код вещест

ва

ПДКмр

ввоздухе населен ных мест,

ПДК р з в воздухе рабочей зоны, мг/м3

ПДК с с

(среднесуточ ная), мг/м3

Класс

Свинец

Свинец

111

0001

001/0005

00003

1

Оксиды хрома

Хрома оксид (в пер на СгзОз)

283

00015

'

00015

1

Оксиды азота

Оксиды азота (в пер

200

0085

5

004

2

Мазутная зола

наМОз)

Мазутная зола (в пер на ванадии)

321

002

0002

2

Сероводород

Сероводород

700

0008

10

2

Оксиды марганца

Марганец и его (в пер на МпОг)

110

001

003/001

0001

2

Фториды

Фториды плохо раств неорг

271

02

25/05

003

2

Фтористый водород

Фтористый водо род

269

002

05/0 1

0005

2

Сажа

Сажа

320

0 15

4

005

3

Диоксид серы

Диоксид серы

701

05

10

005

3

Пыль металлич Абра

Пыль неорг

198

05

2

0 15

3

Метанол

Спирт метиловый

231

1 0

5 0

05

3

Изопрен

2 метил бутадиен

258

05

40

3

Пыль древесная

Пыль древесная

196

0 1 ОБУВ

6

4

Оксид углерода

Оксид углерода

322

5

20

3

4

Углеводороды

Метан

361

50 ОБУВ

300

4

Дивинил

1 3 бутадиен

043

30

100

1

4

7.9. Чрезвычайные ситуации

Чрезвычайные ситуации, сопровождающиеся разрушением зданий и сооружений промышленных объектов, гибелью людей, оборудования и материальных ценностей возникают не только во время войны , но и в мирное время в результате производственных аварий.

На газовом промысле возможно возникновение таких производственных аварий как:

• аварийные выбросы газа и реагентов, применяемых в производстве, в результате разрыва трубопровода, утечек и т.д.;  пожары;  взрывы.

Аварийная остановка УКПГ производится в следующих случаях:

• прекращение подачи воздуха КИП и А;

• прекращение подачи электроэнергии, автономной или

централизованной;

• прорыв газа;

• возникновение пожара на установке.

При кратковременном прекращении подачи воздуха КИП и А

установку не останавливать, регулирование вести в ручную по байпасной линии, руководствуясь показанием приборов, установленных по месту. При невозможности дальнейшего ведения процесса произвести нормальную остановку оборудования.

При исчезновении напряжения включается автоматизированная электростанция АС-804Р(2 станции) мощностью 600 квт каждая. Перевод со стационарного электроснабжения на аварийное осуществляется с пульта управления или в автоматическом режиме не более чем за 5 минут.

Прорыв газа .

- произвести аварийную остановку технологической нитки (установки);

- сбросить давление с участка прорыва газа;

- прекратить огневые работы; - вызвать пожарную команду; - устранить дефект.

Пожар на установке.

- аварийно остановить установку;

- сбросить давление с аппаратов, которым угрожает пожар;

- вызвать пожарную команду;

- до прибытия пожарной команды стремиться устранить очаг пожара своими силами.

7.10.Расчет параметров ударной волны

Одной из наиболее частых аварий при работе с горючими газами и легко воспламеняющимися жидкостями являются взрывы. В направлении от эпицентра взрыва выделяется несколько концентрических зон, характеризующихся различной степенью поражающего воздействия взрыва,

(Рис. 7.1) :

При неправильной эксплуатации различных аппаратов промысловой подготовки нефти и газа имеется вероятность их разрушения и выброса парогазовых смесей, которые характеризуются пожаро- и взрывоопасностью. Возможны порывы подводящих трубопроводов или обвязки компрессоров и аппаратов. При определенной концентрации и возникновении искрения в неисправных электрических приборах, газовоздушная смесь взрывается. Взрывоопасная концентрация возникает в результате выделения большого количества газа и отсутствии смены воздушной массы в этой зоне.

Определим параметры ударной волны при взрыве газовоздушной смеси

на компрессорной станции (КС).

Исходные данные:

Масса газовоздушной смеси, (т), Q..............................1,1.

Расстояние от эпицентра взрыва до

служебного помещения ,м..............................................70.

Радиус зоны детонационной волны (R1 ) (первая зона) рассчитывается по формуле:

__

R1 = 18,5 3 √Q , (7.2)

___

R1 = 18,5 3 √1,1 = 19,1 м.

В пределах этой зоны избыточное давление ∆Рф1 = 900 кПа.

Следующая зона от центра взрыва - зона ударной волны. Объекты, находящиеся в этой зоне, получают разрушения в зависимости от удаления

от эпицентра взрыва. Определим степень разрушения служебного помещенияв результате взрыва.

Определим давление во фронте ударной волны:

∆Рф2 = f(r/R1 ).(7.3.)

В нашем случае величина ∆Рф2 равна 65,5 кПа. Это говорит о том, ч то в результате взрыва помещение получит слабые разрушения.

Определим радиус зоны смертельного поражения людей (Rcпл):

_

Rспл = 30 3 √Q , (7.4)

__

Rспл = 30 3 √1,1 = 31 м. Люди , работающие в помещении будут находится за границей безопасного удаления.

Рис. 7.1. Образование зон при взрыве газо-воздушной смеси

1 - зона детонационной волны, радиусом R1 (м); 2 - зона ударной волны, в которой г- расстояние от центра взрыва до элемента предприятия; RСПЛ – радиус зоны смертельного поражения людей; 3 – граница зоны

безопасного удаления (Rбу ), где ΔРф3 = 5 кПа.

Радиус безопасного удаления при падении избыточного давления до ΔРф = 5 кПа составляет Rбу = 123 м.

Согласно схемы расстановки вся спецтехника располагается на расстоянии не менее 10 м от скважины, т.е. не находится в зоне детонационной волны, где ΔРф1 = 900 кПа.

Расположенные во второй зоне спецтехника и АГЗУ из-за избыточного давления подвергнутся значительному разрушению.

Радиус смертельного поражения людей равен 14,24 м, и поэтому нахождение людей в первой и второй зонах смертельно опасно для их жизни.

Все машины и оборудование, находящиеся в третьей зоне, практически не пострадают.

На ОАО "Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие" соблюдаются все нормы и правила техники безопасности, а также не наблюдалось значительных нарушений экологии. Хотя было несколько порывов трубопроводов и разливов нефти на месторождении. Но все происшествия были не медленно ликвидированы и уплачены штрафы, процесс добычи продолжался в нормальном режиме. Проект разработки Хохряковского месторождения соответствует всем нормам и ГОСТам безопасности и экологичности.

7.11 Безопасность и экологичность проекта

Нефть и газ являются и останутся в обозримом будущем основными источниками удовлетворения потребностей народного хозяйства в энергии.

Достигнутый уровень добычи и соответственно транспорта, подготовки, переработки, широкое применение современных технологий, основанных на новых физических принципах, с использованием повышенных давлений и температуры, обеспеченностью предприятий установками большой единичной мощности, сооружение мощных трубопроводных систем повышают экологическую опасность нефтегазовых производств, усиливают их воздействие на воздух, воду, почву, растительный и животный мир и кроме этого для обеспечения безопасной работы человека на производстве требуется создание более надежных систем защиты от возможных аварийных ситуаций.

Во многих случаях нефть, газ, их спутники и продукты переработки, кислоты, щелочи, ингибиторы и другие опасные вещества, используемые

предприятиями, а также отходы и выбросы являются основными загрязнителями окружающей среды, а в больших концентрациях влекут за собой отравление обслуживающего персонала.

7.12 Основные опасности и вредности при эксплуатации нефтяного месторождения

Капитальный ремонт скважин является одним из опасных видов работ и нужно подходить к этому профессионально, а халатное отношение приводит к травматизму. Ниже приводится оценка состояния травматизма и степень риска на Западно-Ермаковском месторождении за 2000 год.

Оценка риска (R) производится по формуле:

R = Сn/Np,

где Сn – число смертельных или других несчастных случаев на

производстве за год, Np – число работающих в сфере производства.

Сделаем оценку риска на Западно-Ермаковском месторождении:

R = 3/567=0.0053

ЗАКЛЮЧЕНИЯ, ВЫВОДЫ, РЕКОМЕНДАЦИИ

Хохряковское месторождение открыто в 1972 году и находится в зоне активной нефтедобычи и достаточно развитой инфраструктуры. В непосредственной близости от него расположены Ершовое и Пермяковское месторождения.

В разрезе месторождения выявлены залежи углеводородного сырья в пластах горизонта ЮВ1 наунакской свиты и ЮВ2 тюменской свиты.

2

Основные запасы нефти сосредоточены в пласте ЮВ1 (85.7 % от всех запасов месторождения).

В промышленную эксплуатацию месторождение было введено в 1985 году.

В 2000 году произведена переоценка балансовых запасов нефти и яковского месторождения. Результаты утверждены Государственной комиссией по запасам (протокол №816-ДСП от 21.03.2003 г.).

Для дальнейшей эксплуатации данного месторождения требуется новый проектный документ, который бы учел все изменения запасов на Хохряковском месторождении.

На основании геологической модели месторождения, представленной при подсчете запасов 2000 года и прошедшей апробацию в ГКЗ, составлены трехмерные геологические и гидродинамические модели рассматриваемых пластов. Были проведены гидродинамические, технологические и экономические расчеты по обоснованию выделения объектов разработки, системы размещения скважин, способу воздействия на пласты.

В результате проведенной работы предлагается все пласты объединить

в один самостоятельный объект разработки ЮВ1-2 с единым фондом скважин.

Всего рассмотрено 4 варианта разработки.

Вариант 1 (базовый) – предусматривает разработку объекта существующими скважинами по текущей тенденции.

Вариант 2 – в данном варианте стоит задача увеличения коэффициента использования эксплуатационного фонда и формирования компактных площадных элементов заводнения. Для этого предлагается программа ГТМ. Схема расположения и количество скважин аналогичны первому варианту.

Вариант 3 – полное разбуривание месторождения. На основе карты суммарной нефтенасыщенной толщины объекта ЮВ1-2 Хохряковского месторождения был размещен фонд скважин для бурения. Всего размещено 198 скважин, из них 156 добывающих и 42 нагнетательных.

Анализируя результаты расчетов по 3 варианту, был сделан вывод о возможности усиления системы разработки объекта ЮВ1-2 Хохряковского месторождения путем увеличения коэффициента охвата и коэффициента вытеснения методами физико-химического заводнения.

Вариант 4 – предусматривает применение методов увеличения нефтеотдачи. Метод заводнения не исчерпывает всех возможностей извлечения нефти. Важной компонентой считается применение методов физико-химического воздействия на пласт.

К практической реализации рекомендуется вариант 4 позволяющий достигнуть коэффициент нефтеизвлечения 0,357 (категория запасов В+С12 ) со следующими основными положениями: - проектный уровень добычи нефти – 3449.3 тыс.т; добычи жидкости – 9861.4 тыс.т; закачки воды – 13517.1 тыс.м3 ; - фонд скважин, всего – 986; в т.ч. добывающих – 589; нагнетательных – 397;

- накопленная добыча нефти – 102972 тыс.т;

- накопленная добыча жидкости – 561178 тыс.т; - накопленная закачка воды – 734334 тыс.м3 .

Таким образом, к реализации рекомендуется вариант,

характеризующийся оптимальными показателями, как с точки зрения


149

обеспечения высоких текущи и конечных отборов нефти, так и с точки зрения обеспечения экономической эффективности разработки.

150

Список используемой литературы

1. Годовой отчет по работе механизированного фонда скважин ОАО «ННП».

ПТО, 2005г.

2. Желтов Ю.Н. Разработка нефтяных месторождений. Недра, 1988г.

3. Каталог Альметьевского завода погружных электронасосов «Алнас».

4. Справочная книга по добыче нефти./под ред. Гиматутдинова Ш.К.- М.

Недра, 1974г.

5. Локтев А.В., Болгов И.Д., Гибадуллин А.Г. Влияние механических примесей на работу механизированного фонда нефтяных скважин /Нефтепромысловое дело. –1992г.

6. Экономический отчет ОАО «Нижневартовское Нефтегазодобывающее Предприятие». Нижневартовск, 2005г.

7. Вредные химические вещества. Справочник. С-П. Химия, 1994г.

8. ГОСТ 12.1.003-86. Шум. Общие требования.

9. СНиП II Естественное и искусственное освещение. Нормы проектирования. Стройиздат 1980.

10. Липсиц И.В., Инвестиционный проект. М.: Бек,1996.

11. Шапиро В.Д., Управление проектами. Учебник для вузов. М.: Два-Три, 1996.

ОТКРЫТЬ САМ ДОКУМЕНТ В НОВОМ ОКНЕ

Комментариев на модерации: 2.

ДОБАВИТЬ КОММЕНТАРИЙ [можно без регистрации]

Ваше имя:

Комментарий

Все материалы в разделе "Геология"