88791

Анализ системы разработки Вахского нефтяного месторождения и обоснование эффективности проведения геолого-технических мероприятий

Курсовая

География, геология и геодезия

В процессе исследования проводились анализы и сопоставления данных по Вахскому месторождению. В результате исследования проведён сбор, обобщение и переработка информации по данным текущего состояния месторождения. Рассмотрен текущий вариант разработки месторождения.

Русский

2015-05-04

6.58 MB

25 чел.

ЕФЕРАТ

Выпускная квалификационная работа содержит 92 страницы, 9 рисунков, 17 таблиц, 8 источников.

Ключевые слова: Вахское месторождение, система разработки, геолого-физическая характеристика месторождения, стратиграфия, запасы, фонд скважин, оператор по добыче нефти и газа.

Объектом исследования является Вахское нефтяное месторождение.

Цель работы – проведение анализа системы разработки Вахского нефтяного месторождения и обоснование эффективности проведения геолого-технических мероприятий.

В процессе исследования проводились анализы и сопоставления данных по Вахскому месторождению.

В результате исследования проведён сбор, обобщение и переработка информации по данным текущего состояния месторождения. Рассмотрен текущий вариант разработки месторождения.

Экономическая эффективность работы заключается в расчёте эффективности данного технологического варианта разработки.

В будущем планируется ещё более детальное рассмотрение процесса разработки Вахского нефтяного месторождения.

Для выполнения выпускной квалификационной работы использовался текстовый редактор Microsoft Word, таблицы и графики выполнялись в Microsoft Exсel; рисунки - графические программы Adobe Photoshop и Microsoft Paint. Презентация подготовлена с помощью Microsoft Power Point.


СОДЕРЖАНИЕ

[1] ВВЕДЕНИЕ

[2] 1 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ

[3] 2 ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ВАХСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

[4] 2.1 Изученность и этапы геологоразведочных работ

[5] 2.2 Стратиграфия

[5.1] 2.3 Тектоническая характеристика строения месторождения

[5.2] 2.4 Коллекторские свойства

[5.3] 2.5 Свойства и состав нефти, газа и воды

[6] 2.6 Характеристика запасов нефти

[7] 3 СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ ВАХСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

[8] 3.1 Основные этапы проектирования разработки Вахского месторождения

[9] 3.2 Характеристика текущего состояния разработки Вахского месторождения

[10] 3.3 Анализ динамики добычи, структура фонда скважин и показателей их эксплуатации

[11] 3.4 Обзор методов воздействия на пласт, применявшихся на месторождении за последние годы

[12] 3.5 Проведение ГРП на Вахском месторождении

[12.1] 4 ФИНАНСОВЫЙ МЕНЕДЖМЕНТ, РЕСУРСОЭФФЕКТИВНОСТЬ И РЕСУРСОСБЕРЕЖЕНИЕ

[12.2] 4.1 Методология экономической оценки

[12.3] 4.2 Капитальные вложения

[12.4] 4.3 Эксплуатационные затраты

[12.5] 4.4 Налогообложение юридических лиц

[12.6] 4.5 Расчет экономической эффективности выбранного технологического варианта разработки

[12.7] 4.6 Выводы и рекомендации по результатам оценки эффективности разработки Вахского нефтяного месторождения

[12.8] 4.7 Анализ чувствительности проекта

[12.8.1] 4.8 Выводы по анализу чувствительности

[12.9] 5.1 Введение

[12.10] 5.5 Особенности законодательного регулирования проектных решений

[12.11] ЗАКЛЮЧЕНИЕ

[12.12] СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ


ВВЕДЕНИЕ

В последнее время наметилась устойчивая негативная тенденция к ухудшению условий эксплуатации скважин на месторождениях Российской федерации вследствие вступления залежей с благоприятными геолого – промысловыми параметрами в позднюю стадию разработки. Это требует ввода новых недоразведанных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Что в свою очередь требует привлечения капитальных вложений.

Сложившаяся ситуация требует обратить внимание на уже разрабатываемые месторождения, их состояние и методы их эксплуатации. Для повышения нефтеотдачи, на месторождениях приходится применять специальные программы интенсификации, которые приводят к осложнению условий эксплуатации.  Необходим анализ применяемых методов увеличения нефтеотдачи, а также выявление возможности применения новых технологий добычи нефти.

ОАО «Томскнефть» является крупным нефтегазодобывающим предприятием Томской области. Сначала разработки Вахского месторождений добыто по состоянию на 1.01.2014 г. 380 млн.т. нефти. Современную сырьевую базу составляют запасы категорий В + С1 и С2.

Запасы нефти сосредоточены на 23 разрабатываемых месторождениях, 11 из которых находятся на 3 и 4 стадиях разработки.

Характерными чертами современного состояния сырьевой базы  являются:

  •  Высокая выработка запасов – 48,3%;
    •  В разработку вовлечено более 98% запасов категории С1.

На месторождениях, выработанность которых превышает 50%,  сосредоточено  43,6% остаточных запасов и в целом по ОАО «Томскнефть» ВНК происходит существенное ухудшение структуры  и качества запасов, связанное с истощением разрабатываемых месторождений при весьма незначительном приросте запасов за счет новых открываемых залежей и доразведки эксплуатируемых месторождений.

По существу все месторождения по мере выработки запасов становятся сложнопостроенными, а их запасы трудноизвлекаемыми. Для повышения нефтеотдачи, на месторождениях приходится применять специальные программы интенсификации, которые приводят к осложнению условий эксплуатации.

Актуальность данной работы обусловлена отсутствием работ, посвященных детальному анализу эффективности разработки Вахского месторождения.

Целью данной дипломной работы является проведение анализа текущего состояния разработки Вахского нефтяного месторождения, а также оценка эффективности проводимых геолого-технологических мероприятий.

К основным вопросам, рассматривающимся в данной работе, относятся следующие: общие сведения о месторождении, рассмотрение геолого-физической характеристики месторождения, нефтеносность и строение залежей нефти, состав пластовой жидкости, структура нефтедобывающих и нагнетательных скважин, фактические и прогнозные показатели работы фонда нефтяных скважин, анализ пообъектной характеристики месторождения, анализ эффективности внедрения технологии ГРП и других методов увеличения нефтеотдачи, анализ эффективности существующей системы разработки.


1 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ

Вахское месторождение открыто в 1964г., введено в разработку в 1976г., расположено в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области в 113км восточнее от г. Нижневартовска и в 80км от г. Стрежевого (рис.1.1). Включает в себя следующие площади: Вахская, Северо-Вахская, Восточно-Вахская и Кошильская.

В настоящее время на месторождении пробурено 76 поисково-разведочных и 1166 эксплуатационных скважин.

Размеры месторождения составляют 31x15 км, при площади 480 км2 и амплитуде поднятия - 160 метров.

Площадь месторождения сильно заболочена, болота занимают около 70% территории; поймы рек изобилуют озерами, протоками, старицами. На заболоченных участках торфяной слой достигает 6-10м. Территория месторождения находится в среднем течении рек Вах и Трайгородская.

Для завозки грузов на Вахское месторождение основным видом транспорта в летнее время является водный по реке Вах и устойчиво автотранспорт. Бетонная дорога Стрежевой – вахтовый Вахский поселок протяженностью 95км введена в действие с 1988г. На территории месторождения проложены бетонные дороги к основным производственным объектам (ЦПС, БКНС, промысловые базы), к остальным – грунтовые.

Нефть с Вахского месторождения поступает по нефтепроводу диаметром 530 мм на Советский центральный товарный парк (ЦТП), оттуда в магистральный нефтепровод Нижневартовск – Александровское – Анжеро-Судженск.

Нефтяной газ компримируется до 1,6 МПа для последующей его подачи по газопроводу «ГКС – Советский ЦТП» и затем потребителям (котельная г. Стрежевого, Нижневартовский ГПЗ). Попутный газ утилизируется на 95%.

На территории месторождения из строительных материалов имеются глина, песок, строительный лес, водоснабжение из подземных источников.

Климат района континентальный, характеризуется суровой продолжительной зимой с устойчивым снежным покровом и коротким не жарким летом.

Средняя температура воздуха наиболее жаркого месяца – июля – +17,50С, средняя температура наиболее холодного месяца января -21,50С. Абсолютный минимум температуры приходится на декабрь - февраль и составляет -510С, абсолютный максимум - на июль +300С. Средняя продолжительность безморозного периода составляет 108 дней.

Территория Вахского лицензионного участка в соответствии с почвенно-географическим районированием относится к среднетаежной подзоне подзолистых, болотно-подзолистых и болотных почв.

Промышленную разработку Вахского месторождения ведет ОАО «Томскнефть» ВНК на основании лицензий на право пользования участком недр ХМН 00344 НЭ от 06.06.1996г. и ТОМ 00048 НЭ 06.09.98г.[1]


Рисунок 1.1 – Обзорная карта Вахского месторождения


2 ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ВАХСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

2.1 Изученность и этапы геологоразведочных работ

Геологоразведочные работы на Вахском месторождении проводились в 3 этапа: поиски, разведка и доразведка. Поисковый и разведочный этапы включали в себя стадии региональных геолого-геофизических работ (1947-1957 гг.), поисковые и детальные геолого-геофизические работы (1957-1954, 1983-1985 гг.), поиски и разведку залежей нефти и газа на Вахской и Северо - Вахской (1954-1970 гг.), Восточно - Вахской (1983-1986 гг.).

В 1963-1964 годах сейсмической партией 5/63-64 Сургутской НРЭ была выявлена, детализирована и подготовлена под глубокое поисковое бурение Вахская структура. Результаты этих работ послужили основой для разработки проекта поисково-разведочного бурения на Вахском поднятии.

Залежи нефти в песчаных пластах горизонта Ю1 (пласты Ю11, Ю12) были открыты бурением скважины 10Р. При совместном испытании этих пластов в интервале 2179 - 2212 м был получен приток безводной нефти дебитом 24.7 м3/сут на 8 мм штуцере.

В 1980-1985 гг. детальными сейсморазведочными работами изучены восточный и южный борта Вахской структуры, детализированы и подготовлены к глубокому бурению Восточно- и Южно-Вахская структуры.

В 1983 году на Восточно-Вахской структуре была пробурена разведочная скважина 70Р с целью выявления перспектив нефтегазоносности юрских горизонтов площади. Скважина вскрыла отложения горизонта Ю1 и верхнюю часть разреза тюменской свиты. Этаж нефтеносности составил 90 м. При опробовании в процессе бурения горизонта Ю1 получен приток нефти расчетным дебитом 53 т/сут. При испытании горизонта Ю2 в колонне получен фонтан нефти дебитом 14 м3/сут на динамическом уровне 650 м. Водонефтяной контакт (ВНК) по залежи в обоих горизонтах не подсечен.

Бурением этой скважины были подтверждены высокие перспективы Восточно- Вахской площади и целесообразность планирования и проведения разведочных работ. В 1984 году с целью разведки выявленной залежи был составлен “Проект разведки Восточно-Вахской площади глубоким поисково-разведочным бурением “

Промышленная нефтеносность пластов Ю13 и Ю32 Северо-Вахской площади доказана результатами бурения скважины 23Р в 1967 г. Поднятие детализировано работами с/п 1/87-89 ОАО «Тюменнефтегеофизика» (ТНГФ).

В 1984-1985годах с/п 1/84-85 ТНГФ детально изучено геологическое строение Криволуцкого вала и уточнено строение Вахской террасы – Кошильская структура.

Поисковое бурение на Кошильском поднятии было начато в 1987 году. Первая поисковая скважина 301 является первооткрывательницей Кошильского месторождения, которое в таком статусе существовало до 1995 года.

В 1995 г. оно переименовано в Кошильскую площадь Вахского месторождения.

В 1994 году Кошильское месторождение было передано с баланса ГГП «Мегионнефтегазгеология» на баланс ПО «Томскнефть» (Протокол ЦКЗ СССР №19 от 23.03.94г.).

Промышленная нефтеносность площади в пределах лицензионного участка ОАО «Томскнефть» доказана опробованием пластов Ю11 и Ю13 скважины 304Р в 1989 году.

Дальнейшими геологоразведочными работами было установлено, что залежи Вахской, Восточно-Вахской, Северо-Вахской и Кошильской структур объединяются в единое Вахское месторождение.

С 1960 по 1970 гг. глубокое бурение на месторождении проводили Сургутская НРЭ (нефтеразведочная экспедиция), затем Мегионская, Александровская и Васюганская НРЭ Министерства геологии СССР.

Результаты геологоразведочных работ и эксплуатационного разбуривания месторождения легли в основу отчетов по подсчету запасов, рассмотренных ГКЗ ССР в 1970, 1988 и 1999г.г.

В процессе доразведки, в период с 1986 г. по 2009 г., работы велись на Вахской и Кошильской площадях [2].

2.2 Стратиграфия

Геологический разрез Вахского месторождения представлен терригенными отложениями мезокайнозойского чехла, несогласно залегающими на размытой поверхности доюрского складчатого фундамента (рис.2.1).

В пределах Вахской группы поднятий доюрские образования вскрыты восемью скважинами (№№ 11, 72, 80, 88, 102, 304, 347, 4529. На указанный период наиболее приподнятой частью территории выделялась Южно-Вахская площадь. Здесь (скв. № 80р) вскрыты докембрийские граниты, прорывающие сланцы серицит-кварцевого, биотит-кварц-амфиболитового состава. Параллельно им (скв. 11р) простирается комплекс отложений раннего силура, представленный филлитами, филитизированными алевролитами и аргиллитами.

В пределах восточного борта Восточно-Вахского поднятия (скв. №№ 72р, 102р) вскрыты породы нижнего девона, представленные чередованием известняков, мергелей, глинистых известняков и известковистых аргиллитов, содержащие зоны повышенной трещиноватости, интенсивно брекчированные и вторично карбонатизированные. В северном же направлении в пределах Кошильской террасы (скв. № 304р) идентичная часть отложений (нижний девон) представлена эффузивами и сопутствующими магматическими образованиями [5].

Рисунок 2.1 Геологический разрез Вахского месторождения

Доюрские образования

На той же Кошильской площади восточнее скважины № 304р скважинами №№ 312р, 347р вскрыты известняки (прослоями органогенные), лежащие на палеозойской поверхности нижнего девона. Органогенные известняки рассматриваются как потенциальные резервуары для скоплений углеводородов. Далее к востоку предполагается развитие верхне-девонских известняков, т.к. в скважине № 330р Кошильского месторождения (за пределами территории деятельности ОАО «Томскнефть» ВНК) вскрыты глинисто-кремнисто-известковистые породы нижнего карбона, которые (по аналогии с Нюрольским осадочным бассейном) пространственно переходят в отложения верхнего девона. Полосообразное чередование пород определено по данным единичных скважин и схематично характеризует только центральный блок исследуемой территории. В действительности его строение представляется более сложным и дифференцированным. С запада и востока палеозойская поверхность погребена под эффузивно-осадочной толщей пермо-триаса, выполняющей грабены триасового рифтогенеза.

Вскрытая толщина доюрских образований от 22 до 475 м.

Юрская система – J

Отложения меловой системы представлены всеми тремя отделами. нижний и средний отделы соответствуют тюменской свите, в объеме верхнего – выделяются васюганская, георгиевская и баженовская свиты.

Тюменская свита – J1-2

Вскрытая часть разреза тюменской свиты, в основном, представлена нефтеносными отложениями средней юры: горизонты Ю3 и Ю2. В соответствии с распределением по территории выявленного нефтенасыщения разрез наиболее изучен в пределах северной части месторождения. Регионально выдержанный горизонт Ю3 батского возраста общей толщиной 46-96м расчленен на четыре пласта: Ю31, Ю32, Ю33, Ю34. В составе его отложений встречены все типы фаций аллювиального комплекса: русловые, пойменные, болотные. Литологически они представлены песчаниками, алевролитами, аргиллитами, последние переслаиваются с углями. В периоды формирования пластов Ю34 и Ю32 Северо-Вахская площадь испытывала наибольший подъем, созданная эрозионная обстановка способствовала наибольшему развитию указанных песчаных тел. Образование верхних пластов Ю33 и Ю31 происходило в условиях тектонической стабилизации, когда наибольшее развитие получили пойменные фации.

Региональный горизонт Ю2 келловейского возраста, в составе которого выделяются пласты Ю21 и Ю22, формировался в переходной лагунно-дельтовой обстановке, определенной по разнообразию осадков от континентальных до морских.

В подошве пласта Ю22 нередко отмечается контакт размыва, представленный брекчеконгломератовидной породой, выше которой разрез сложен песчаниками с линзочками угля и углисто-глинистой породой.

В подошве вышележащего песчаного пласта Ю21 отмечаются конгломератовидные окатыши песчаника в глине. Песчаники имеют косую слоистость и следы морских микроорганизмов, свидетельствующие об их морском генезисе. Наиболее вероятно, что формирование пласта Ю22 происходило, преимущественно, в условиях надводной равнины дельтового комплекса, а Ю21 – в условиях подводной равнины и подводного склона дельтового комплекса. На отдельных участках, вероятно, существовала лагунная обстановка, в которой накапливались маломощные глинисто-алевритовые отложения.

Вскрытая толщина отложений свиты 230-300 м.

Васюганская свита – J3

Верхнеюрские отложения относятся к васюганской свите. В ее разрезе выделяются: нижневасюганская подсвита, подугольная, межугольная и надугольная толщи келловей-оксфордского возраста. Нижневасюганская подсвита небольшой толщины (2-6м) представлена однородными серыми до черных аргиллитами, сформированными в застойных – лагунных условиях.

Вышележащая подугольная толща перекрывается угольным пластом, она разделена на две пачки: нижнюю, преимущественно песчаную – пласт Ю13 иверхнюю, песчано-глинистую – пласт Ю12. Разделы пластов Ю12 и Ю13 представлены глинистыми породами с пропластками углей или маломощными карбонатизированными песчаниками.

Пласт Ю13 характеризуется плохой сортировкой песчаного материала, содержит конкреции пирита. Предполагается, что сформирован в субаквальной зоне дельтовой равнины.

Пласт Ю12 представлен переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников с намывами углисто-слюдистого материала, встречаются включения конкреций пирита. По ряду внешних признаков считается сформированным в условиях переходной зоны – субаэральная часть дельтовой равнины.

Межугольная толща, в соответствии с названием, находится между двумя выдержанными угольными пластами, литологически представлена переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников с обилием углистых остатков. Но по ряду особенностей текстурно-литологического состава она относится к континентальным отложениям.

Выше по разрезу выделяется надугольная толща, в объеме которой выделяются песчаные пласты Ю1 и Ю1. Они подстилаются угольным пластом и перекрываются глинистыми образованиями георгиевской свиты. Формирование пластов Ю11 связывается с трансгрессивным этапом развития осадочного бассейна. Фациальные условия представляются равновероятно выраженными: субаквальная часть дельтовой равнины или верхняя часть авандельты.

Георгиевская свита – J3

Литологически разрез свиты представлен темно-серыми с зеленоватым оттенком алевролитами, неравномерно обогащенными глауконитом и пиритом. Иногда встречаются линзы и прослои известняков толщиной до 0,2м.

Толщина отложений свиты от 0 до 6 м

Баженовская свита – J3

Разрез верхнеюрских отложений заканчивается темно-серыми почти черными битуминозными аргиллитами баженовской свиты. В разрезе отмечаются прослои и линзы известняков (до 0,1м). Породы практически непроницаемы и являются региональной покрышкой горизонта Ю1.

Толщина отложений свиты изменяется в пределах 11-20м.

Меловая система – К

Отложения меловой системы представлены нижним и верхним отделами. В нижнем отделе выделяются: мегионская, вартовская, алымская, в верхнем – покурская, кузнецовская, ипатовская, славгородская и ганькинская свиты.

Мегионская свита – К1b+v

На баженовской свите согласно залегают морские отложения мегионской свиты, представленные в нижней части темно-коричневыми плитчатыми аргиллитами. Выше по разрезу залегают песчано-алевролитовые отложения ачимовской толщи.

Согласно седиментационной модели авторов морские отложения ачимовской толщи представляются клиноформными. В их основании находится баженовская свита.

В разрезе ачимовской толщи Вахской клиноформы Брылиной Н.А. выделено три песчаных пласта: Ач1, Ач2, Ач3, разделённых глинистыми прослоями. Они сформировались в обстановке подводного конуса выноса глубоководного склона шельфа, где в нефтегазоносном отношении наибольший интерес представляют зоны наибольшего развития песчаных тел, выраженных в виде потоков или руслоподобных проявлений.

В перекрывающей ачимовскую в аргиллитовой пачке (в пределах ее верхней части) выделяются песчано-алевритовые пласты Б10 и Б8.

Вартовская свита – К1h-br

Отложения свиты представлены переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаники серые и светло-серые, реже зеленовато- серые, мелко-среднезернистые, иногда глинистые. Алевролиты серые и темно-серые, мелко- и разнозернистые, иногда с присутствием растительного детрита. Аргиллиты темно-серые, прослойками известковистые. Породы сформировались в мелководно-морских и прибрежно-морских условиях.

Толщина отложений вартовской свиты составляет 396-436 м.

Алымская свита – К1а

Образования вартовской свиты трансгрессивно перекрываются осадками алымской свиты. Алымская свита подразделяется на две подсвиты.

Нижняя подсвита представлена переслаиванием песчаных и глинистых разностей пород и выделяется в песчаный пласт А1 толщиной 16-20 м.

Верхняя подсвита сложена аргиллитами кошайской пачки темно-серыми до черных, плитчатыми, с редкими прослоями глинистых песчаников и алевролитов. Выдержанность пачки в пределах региона позволяет отнести ее к маркирующему горизонту.

Толщина подсвиты составляет 20-35 м.

Покурская свита – К1-2a+al

Покурская свита представлена переслаиванием песчаников, глин и алевролитов. Песчаники и алевролиты серые и светло-серые, слабосцементированные, местами рыхлые до сыпучих. Глины серые, темно-серые, нередко аргиллитоподобные. Иногда в разрезе встречаются тонкие единичные прослои темно-серого плотного известняка.

В разрезе преобладают песчаные пласты, которые хотя и не выдержаны по простиранию, но часто, сливаясь по разрезу, образуют единую гидродинамически связанную систему.

Песчаники высокопроницаемые, водообильные, рассматриваются как практически неиссякаемый источник водоснабжения в целях ППД разрабатываемых месторождений.

Толщина свиты 630-650 м.

Верхний мел и палеоген – К2

Верхнемеловые и палеогеновые отложения представлены, в основном, морскими глинистыми породами и только в олигоцене (новомихайловская свита) морские осадки сменяются континентальными сложенными песками с прослоями глин.

Толщина рассмотренного комплекса пород около 700 м.

Четвертичная система – Q

Отложения системы сложены неравномерным чередованием серых песков с прослоями буровато-серых песчано-алевритовых глин, суглинков и супесей, торфяником.

Толщина отложений системы 40-55 м.

2.3 Тектоническая характеристика строения месторождения

Вахское месторождение связано с группой структур (Вахская, Южно- Вахская, Восточно-Вахская, Северо-Вахcкая), объединенных в крупную брахиантиклинальную складку неправильной формы, расположенной в северной периклинальной части Криволуцкого вала, последняя осложняет центральную часть Александровского мегавала (рисунок 2.2).

По поверхности отражающего горизонта IIа гипсометрически наиболее высокое положение занимает Вахская структура, которая представляется брахиантиклинальной складкой субмеридионального простирания, по оконтуривающей сейсмоизогипсе минус 2150 м ее размеры в плане составляют 22 х 15 км, амплитуда 60 м. Крыльевые части относительно симметричны и ближе к центральной трети структуры осложнены структурными слабовыраженными носами и заливообразными погружениями. Ось структуры плавно погружается в северном направлении, в южном – слабо ундулирует, что сопровождается развитием цепочки мало амплитудных вершин; по стратоизогипсе минус 2130 м, их размеры составляют 2,0-4,2 х 0,8-1,8 км.

Юго-западная периклиналь Вахской структуры через неглубокий (8-10 м) прогиб сочленяется с Южно-Вахским поднятием, центральная часть последнего осложнена двумя дизъюнктивными нарушениями северо-восточного простирания. Имея незначительные размеры 9 х 8 км, амплитуда достигает 100 м. К северу и востоку от основной Вахской структуры по сейсмоизогипсе минус 2280 м выделяется террасовидная ступень палеозойского заложения. Восточный борт последней плавно сопрягается с Люкпайским валом, юго-восточный резко погружается в сторону Усть-Тымской впадины. Часть террасы, примыкающая к восточному крылу Вахской структуры, в современном плане соответствует Восточно-Вахской структуре, которая осложнена многочисленными вершинами ориентированными, преимущественно, в субмеридиональном направлении. Наибольшее поднятие (1,4 х 4,0 км, амплитуда 53 м) приурочено к центральной части. В северной части террасы по оконтуривающей изогипсе минус 2240 м выделяется Северо- Вахская структура. В южном направлении по сейсмоизогипсе минус 2170 м она раскрывается в сторону Вахской структуры, а ее северная периклиналь осложнена двумя крупными структурными носами субмеридионального простирания, которые плавно погружаются в сторону Кошильской структурной зоны. Для отражения структурного плана больших размеров и сложного строения Кошильской зоны, выполненной сетки сейсмопрофилей недостаточно. Поэтому здесь приводится только общее, схематичное ее строение без дробления на мелкие структурные элементы.

Для отражения структурного плана больших размеров и сложного строения Кошильской зоны, выполненной сетки сейсмопрофилей недостаточно. Поэтому здесь приводится только общее, схематичное ее строение без дробления на мелкие структурные элементы.

Приведенная структурная поверхность в целом является основой для последующих построений поверхностей по кровлям песчаных тел- коллекторов продуктивных пластов [2].

Рисунок 2.2 Геолого - геофизический профиль продуктивных горизонтов Ю1-2-3

2.4 Коллекторские свойства

Фильтрационно-емкостные характеристики и нефтенасыщенность пластов оценивались по керновым, промыслово-геофизическим и гидродинамическим исследованиям.

Для определения характера насыщения и критических значений на Северо-Вахской и Кошильской площадях использовался комплексный геофизический параметр насыщения, равный 2,3, а также кривые фазовой проницаемости, выполненные на образцах керна.

Определение коллекторских свойств продуктивных пластов горизонта Ю1 по керновым данным проведено в 42 скважинах. Из нефтенасыщенной и водонасыщенной частей продуктивных пластов выполнено 1119 определений открытой пористости, 681 – проницаемости и 143 – остаточной водонасыщенности. Из них по нефтенасыщенной части 891 значение пористости, 543 – проницаемости и 113 остаточной водонасыщенности. Освещенность коллекторскими свойствами продуктивных пластов примерно одинакова и составила для Ю1 – 2,2 определения на 1 метр нефтенасыщенной толщины, для пластов Ю1, Ю21 и Ю31, соответственно, 1,7, 2,8 и 2,3 определения. В объеме Ю11 наилучшей проницаемостью выделяется Ю1 и по пласту Ю11 в целом газопроницаемость в пятеро превышает Ю2+31, соответственно, почти вдвое шире диапазон изменения параметра и вдвое выше его коэффициент вариации, т.е. наибольшей неоднородностью газопроницаемости выделяется пласт Ю11.

Проявляется обратная картина по величине открытой пористости: диапазон ее изменения (0,13 – 0,24) шире по Ю2+31, по выборке Ю11 представлена более узким интервалом значений 0,14 – 0,215.

Несмотря на слабую освещенность керновым материалом и литологическую неоднородность пластов в целом, с достаточной надежностью можно констатировать, что в целом коллекторские свойства пластов Ю1 и Ю1 несколько лучше нежели продуктивной толщи Ю2+31.

Анализ изменения фильтрационно-емкостных свойств по площадям показал, что по пласту Ю111 + Ю1) отмечается их улучшение на Вахской площади, по пласту Ю21 – на Восточно-Вахской площади, по пласту Ю31 – на Вахской и Восточно-Вахской площадях.

Более представительными являются выборки параметров коллекторских свойств и нефтенасыщенности, полученные по данным промыслово-геофизических исследований. В целом по месторождению учтено 2590 определений пористости, 2590 – проницаемости и 2590 нефтенасыщенности. При этом освещенность продуктивных пластов определениями примерно согласуется с их нефтенасыщенными объемами. Также достаточно хорошо согласуются средние значения геофизических параметров с идентичными данными лабораторных исследований. При этом также проявляется вышеуказанная тенденция к улучшению фильтрационно-емкостных свойств по группе пластов Ю1 + Ю1.

Хорошо согласуются средние значения открытой пористости пластов Ю11 и Ю2+31, определенных геофизическим способом с данными лабораторных, аналогичная идентичность значений и по параметру остаточная водонасыщенность (начальная нефтенасыщенность) наблюдается только пласта Ю11, для нижнего различия весьма существенны.

В связи со специфичностью способа определения фильтрационных свойств по материалам промыслово-геофизических исследований (ПГИ) верхний диапазон значений проницаемости составляет по: Ю11 – 0,035 мкм2, Ю2+31 – 0,020 мкм2, что в 10-20 раз меньше, чем по лабораторным анализам.

По коэффициенту начальной нефтенасыщенности предпочтение должно отдаваться результатам определений по данным ПГИ в связи с тем, что лабораторные исследования представляют этот параметр только как верхнее (максимальное) значение для любого образца керна.

Выраженное несоответствие средних значений проницаемости, определенных по керну и ПГИ (пласт Ю1 Вахской площади и Ю1 Вахской и Восточно-Вахской площадей), объясняется явно недостаточным количеством лабораторных исследований при большом интервале изменения параметра.

В результате анализа изменения коллекторских свойств по площадям и разрезу выявлено, что относительно лучшими фильтрационно-емкостными свойствами (по ПГИ) характеризуется пласт Ю1 Восточно-Вахской площади, Ю1 – Ю21 Вахской и Ю31 – Восточно-Вахской площадей. И существенно ухудшены параметры пластов по Северо-Вахской и Кошильской площадям.

По отношению к вышеуказанным методам оценки проницаемости несколько отличными являются гидродинамические, из которых наибольший объем исследований выполнен на неустановившихся кривой восстановления давления (КВД) режимах фильтрации, последним характеризуется зона пласта в контуре влияния скважины.

Пласты горизонта Ю1 охарактеризованы достаточно полно гидродинамическими исследованиями скважин, размещенных только на Вахской и Восточно-Вахской площадях. При этом следует отметить, что выборка исследований по Северо-Вахской площади не представительна, не освещена этим видом исследований и Кошильская площадь.

Различная освещенность пластов гидродинамическими исследованиями, а также преобладающая совместная перфорация (Ю1А+Б1, Ю2+31), не позволяют с достаточной степенью надежности судить о попластовом (от Ю1 к Ю31) изменении проницаемости, поэтому имеется возможность оценить изменение проницаемости только по выше указанным группам пластов, объединенным в объекты разработки.

Исходя из приведенных данных можно отметить, что повышенными значениями средней проницаемости (по КВД) отличаются пласты Ю1А+Б1 Вахской, а также пласты Ю2+31– Восточно-Вахской площадей.

Рассматривая выборки показателя по наиболее исследованным пластам и объектам разработки следует заметить, что верхняя граница диапазона почти в 10 – 20 раз превышает выше охарактеризованные результаты, полученные по исследованиям ПГИ и близки к значениям лабораторных анализов. В подобном соотношении находятся и средние значения проницаемости изучаемых пластов. Характерно, что проницаемости каждого из пластов Ю1, Ю1, Ю21, Ю31 между собой различаются не столь разительно (0,05 – 0,08 мкм2) как между объектами: Ю11 – 0,108 мкм2 и Ю2+31 – 0,026 мкм2. Таким образом, если по средним значениям газопроницаемости различие было пятикратным, то по ГИС – четырехкратное, т.е. эти виды исследования дают практически одинаковые результаты.

Тюменские отложения, вскрытые на Восточно-Вахской, Северо- Вахской и Кошильской площадях, керновым материалом по площади и разрезу охарактеризованы неравномерно и недостаточно. По-существу исследован керн одной скважины Восточно-Вахской площади, при этом три определения проницаемости по пластам Ю1+23 и Ю31 определений по Ю3+43. Изучены низкопроницаемые разности, в результате средние значения газопроницаемости составляют 0,002 – 0,003 мкм2 при исследованной максимальной величине параметра 0,014 мкм2. Этого объема исследований, очевидно, далеко не достаточно для представления средних фильтрационно-емкостных характеристик пласта.

Фильтрационно-емкостные свойства пород тюменской свиты с требуемой полнотой представлены только по данным ПГИ. При этом наибольшей средней проницаемостью (0,012 мкм2) характеризуется пласт Ю23, который среди продуктивных пластов тюменской свиты выделяется как основной объект разработки, содержащий наибольшие запасы нефти. Его проницаемость на 30% превышает среднюю проницаемость объекта Ю2+31 . По остальным частям тюменской свиты проницаемость существенно ниже; средние значения составляют 0,04 – 0,007 мкм2 . Величина открытой пористости практически идентична средним верхних объектов Ю11 и Ю2+31.

По данным немногочисленных гидродинамических исследований, проведенных в 7 скважинах, имеются сведения (КВД) только по пластам Ю1+23, Ю23, по ним максимальное значение достигает 0,01 мкм2 [3].

2.5 Свойства и состав нефти, газа и воды

Согласно исследованиям пластовой нефти, прежде всего проявляется значительная недонасыщенность нефти газом, в связи с этим наблюдается низкий объемный коэффициент (1,216 - 1,237) и высокий коэффициент пережатия (давление насыщения почти вдвое ниже начального пластового) (Таблица 2.3).

Низкое содержание смолисто-асфальтеновых соединений (8,6 - 10,4 %), высокое – легких погонов нефти предопределило и другие благоприятные (с позиции разработки) характеристики флюидов: легкие, маловязкие (1,03 - 1,27 мПа х с). По значениям остальных характеристик (в соответствии с существующей классификацией) нефти рассматриваются как парафинистые (2 -3 %), малосернистые.

Состав попутного газа по всем объектам характеризуется как жирный (содержание метана 66 - 68 %) при небольшом содержании углекислого газа, азота и инертных газов (Таблица 2.5).

Пластовые и закачиваемые сеноманские воды рассматриваемых месторождений имеют в целом низкую плотность, практически одинаковую с пресной, что согласуется с невысокой минерализацией (Таблица 2.6).

Сведения о физических свойствах, газосодержании пластовых вод отсутствуют, целенаправленных отборов проб и  исследований не проводилось.

При проведении гидродинамических расчетов используется вязкость пластовой воды, которая при незначительном газосодержании, в основном, зависит от температурных условий. В практике работ проектирования широко используется соответствующая зависимость, полученная в СибНИИНП. Согласно последней, вязкость пластовой воды 0,40.



Таблица 2.3 Свойства пластовой нефти

Параметры

Вахское

Пласт

Ю1

Пластовая температура С0

91

Давление насыщения МПа

8

Газосодержание, м3/т

86,5

Газовый фактор,м3/т

71,6

Объемный коэффиецент при дефференциальном разгазировании,м3/м3

1,237

Плотность пластовой нефти Мпа*с

738,9

Вязкость пластовой нефти Мпа*с

1,22

Количество определений

однократного разгазирования

диффер.

55

Разгазир.

17

Таблица 2.4 Физико-химическая характеристика поверхностных проб нефтей.

Параметры

Вахское

Ю1

Ю1

Ю2

Плотность, г/см3

0,845

0,848

0,849

Температура застывания,С0

-15,8

-17

-12,7

Содержание,%

Серы

0,54

0,54

0,42

Смол

6,82

7,03

7,78

Асфальтенов

1,83

2,1

2,6

Парафинов

2,26

2,99

2,73

Вязкость, мПа*с при 20С0

7,67

7,19

10,3

При 50С0

3,53

3,45

4,28

Выход фракций,% объемный

100С0

5

9

4

150С0

18

29

13

200С0

30

33

25

300С0

51

54

48


Таблица 2.5 Компонентный состав нефтяного газа (мольное содержание, %)

Параметры

Вахское

Пласт

Ю1

Углекислый газ

1,18

Азот+редкий в т.ч.гелий

1,4

Метан

66,24

Этан

8,59

Пропан

12,34

Изобутан

1,9

Нормбутан

5,57

Изопентан

0,88

Остаток (С6 и выше)

0,65

Молекулярная масса

26,01

Плотность,кг/м3

1,09

Таблица 2.6 Характеристики закачиваемой сеноманской и пластовой воды

Параметры

Вахское

Пласт

Ю1

Пластовая вода:

плотность,г/см3

1,022

общая минерализация,г/л

36

Сеноманская вода:

плотность,г/см3

1,01

общая минерализация,г/л

9,4

2.6 Характеристика запасов нефти

Балансовые запасы нефти и растворенного газа Вахского месторождения утверждались в Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых (ГКЗ) СССР (РФ) пять раз: в 1965 (Протокол №4739 от 01.12.1965 г.), в 1970 (Протокол №6101 от 27.11.1970 г.), в 1988 г. (Протокол №10484 от 30.08.1988 г.), в 1999 г. (Протокол №519 от 04.06.1999 г.) и в 2011 году (Протокол №2545 от 19.08.2011 г.).

Согласно "Классификации запасов нефти и горючих газов…" Вахское месторождение по сложности геологического строения, резкой литологической неоднородности коллекторов относится ко II группе (сложных) месторождений.


Утвержденные ГКЗ РФ при последнем подсчете запасы нефти в целом по Вахскому месторождению (с учетом нераспределенного фонда) составили:

категории В+С1                  геологические – 303 480 тыс.т;

                                            извлекаемые    – 101 564 тыс.т;

категории С2                       геологические – 10 885 тыс.т;

                                            извлекаемые    – 3 400 тыс.т.

Начальные геологические запасы растворенного в нефти газа составили 21 329 млн.м3, начальные извлекаемые – 8 248 млн.м3.

Запасы учтены по шести подсчетным объектам. Состояние запасов нефти Вахского месторождения на 01.08.2013 год представлены в таблице 2.8.

На Государственном балансе запасы углеводородов Вахского нефтяного месторождения учтены также по шести подсчетным объектам: Ю11, Ю12+3, Ю21+2, Ю31+2, Ю33+4, М, представленным на пяти площадях месторождения: Вахской, Восточно-Вахской, Северо-Вахской, Южно-Вахской и Кошильской (в  2011 г. деление на пять условных площадей отменено и выделено две площади: Вахская и Кошильская, разграниченные глубинным тектоническим нарушением). На 01.08.2013 г. в целом запасы Вахского месторождения, находящиеся на государственном балансе, включая нераспределенный фонд, составили:

категории В+С1                  геологические – 300 750 тыс.т;

                                            извлекаемые    – 95 873 тыс.т;

категории С2                       геологические – 31 912 тыс.т;

                                             извлекаемые    – 3 523 тыс.т.

На 01.08.2013 г. по пласту Ю11 остаточные геологические запасы нефти равны 71717 тыс.т, извлекаемые – 10403 тыс.т, текущий коэффициент извлечения нефти (КИН) (В+С1) составил 0.248 д.ед. при накопленной добыче 23578 тыс.т. Для пласта Ю12+3 остаточные геологические запасы составили 152950 тыс.т. нефти, извлекаемые – 30707 тыс.т, текущий КИН равен 0.161 д.ед. при накопленной добыче 28037 тыс.т [4].

Рисунок 2.7 Распределение запасов и накопленная добыча по пластам

в тыс. тонн на 01.08.2013 г.

Запасы пласта Ю21+2 относятся только к непромышленной категории С2, поэтому текущий КИН равен нулю, а остаточные запасы пласта соответствуют начальным: 44 тыс.т геологических и 7 тыс.т извлекаемых.

Остаточные геологические запасы пласта Ю31+2 оцениваются в 28199 тыс.т, извлекаемые – в 5778 тыс.т нефти, текущий КИН по категории В+С1 равен 0.165 д.ед. при накопленной добыче нефти на 01.08.2013 г. в 5252 тыс.т.

Для пласта Ю33+4 остаточные геологические запасы нефти составляют 3997 тыс.т, извлекаемые – 1044 тыс.т, текущий КИН – 0,020 д.ед. при накопленной добыче 48 тыс.т нефти.

В целом по Вахскому месторождению на 01.08.2013 г. остаточные геологические запасы по категории В+С1 составили 246565 тыс. т, извлекаемые – 44649 тыс.т; категории С2: геологические – 10885 тыс.т нефти, извлекаемые – 3400 тыс.т. Текущий КИН по месторождению равен 0.188 д.ед.


Таблица 2.8.Состояние запасов нефти Вахского месторождения на 01.08.2013 г. [1]

Пласт

Площадь

Начальные запасы нефти, тыс.тонн

Начальные запасы нефти, тыс.тонн

Текущие запасы нефти, тыс.тонн

Утв.ГКЗ МПР России

на государственном балансе

 

(протокол №2545 от 19.08.2011 г.)

на 01.01.2011 г.

на 01.08.2013 г.

Геологические

Извлекаемые

КИН

Геологические

Извлекаемые

КИН

Геологические

Извлекаемые

Текущий КИН, д.ед.

А+В+С1

С2

А+В+С1

С2

С1

С2

А+В+С1

С2

А+В+С1

С2

С1

С2

А+В+С1

С2

А+В+С1

С2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

Ю11

Вахская

85318

302

30886

83

0,362

0,275

-

-

-

-

-

-

62859

302

8427

83

0,263

 

Кошильская

9675

-

3012

-

0,311

-

-

-

-

-

-

-

8556

-

1893

-

0,116

Ю11

Вахская

85318

302

30886

83

0,362

0,275

-

-

-

-

-

-

62859

302

8427

83

0,263

 

Кошильская

9675

-

3012

-

0,311

-

-

-

-

-

-

-

8556

-

1893

-

0,116

 

Кошильская

26093

7061

5931

2356

0,227

0,334

-

-

-

-

-

-

25960

7061

5798

2356

0,005

Итого по Ю12+3

173926

7061

56388

2356

0,324

0,334

173032

16880

53981

1702

0,312

0,101

145889

7061

28351

2356

0,161

Ю21+2

Вахская

-

44

-

7

-

0,159

-

-

-

-

-

-

-

44

-

7

0

Итого по Ю21+2

-

44

-

7

-

0,159

1620

3792

162

342

0,100

0,090

-

44

-

7

0

Ю31+2

Вахская

31837

36

10568

9

0,332

0,250

-

-

-

-

-

-

26585

36

5316

9

0,165

 

Кошильская

15

1563

4

449

0,267

0,287

-

-

-

-

-

-

15

1563

4

449

0

Итого по Ю31+2

31852

1599

10572

458

0,332

0,286

29506

1353

9566

121

0,324

0,089

26600

1599

5320

458

0,165

Ю33+4

Вахская

2345

273

632

38

0,270

0,139

-

-

-

-

-

-

2297

273

584

38

0,020

 

Кошильская

-

1427

-

422

-

0,296

-

-

-

-

-

-

-

1427

-

422

0

Итого по Ю33+4

2345

1700

632

460

0,270

0,271

2539

1744

229

157

0,090

0,090

2297

1700

584

460

0,020

М

Кошильская

364

179

74

36

0,203

0,201

440

649

88

130

0,200

0,200

364

179

74

36

0

ИТОГО по Вахскому месторождению

303480

10885

101564

3400

0,335

0,312

300750

31912

95873

3523

0,319

0,110

246565

10885

44649

3400

0,188


3 СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ ВАХСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

3.1 Основные этапы проектирования разработки Вахского месторождения

За истекший период по Вахскому месторождению выполнено девять проектных документов.

1. Технологическая схема разработки Вахского месторождения, Тюмень, СибНИИНП, 1976. - 34 с., протокол №423 от 18.02.76г. Центральная комиссия по разработке месторождений полезных ископаемых (ЦКР МНП).

2. Технологическая схема разработки Вахского месторождения, Тюмень, СибНИИНП, 1980. - 100 с., протокол №873 от 27.08.80г. ЦКР МНП.

3. Дополнительная записка к технологической схеме разработки Вахского месторождения, Тюмень, СибНИИНП, 1983. - 33 с., протокол №1060 от 14.12.83г. ЦКР МНП.

4. Проект пробной эксплуатации объекта Ю22 Северо-Вахской залежи Вахского месторождения, Томск, ТомскНИПИнефть, 1989. - 45 с., протокол №798 от 15.05.89г. ЦКР "Томскнефть".

5. Дополнительная записка к технологической схеме разработки Вахского месторождения, Томск, ТомскНИПИнефть, 1991. - 166 с., протокол №1410 от 27.03.91г. ЦКР МНП.

6. Технологическая схема разработки Вахского нефтяного месторождения, Томск, ТомскНИПИнефть, 1991. -1045 с., протокол №1467 от 25.03.92г. ЦКР МНП.

7. Анализ и уточнение технологических и технико-экономических  показателей разработки месторождений ОАО'ТомскнефтьВНК", отчет ОАО ТомскНИПИнефтьВНК, том 2 кн.2,.Томск,1999, протокол №2425 от 22.09.99г. ЦКР МИНЭНЕРГО РФ.

8. Проект разработки Вахской группы месторождений отчет ОАО ТомскНИПИнефтьВНК, Томск, протокол №412 от 23.04.03г. ТО ЦКР по ХМАО.

9. Анализ разработки Вахского месторождения, Тюмень 2006, протокол №823 от 24.10.2006г. ТО ЦКР Роснедра по ХМАО.

Месторождение введено в разработку в 1976 г. в соответствии с технологической схемой, составленной на разведанные на тот период запасы нефти Вахской и Северо-Вахской площадей с выделением одного объекта Ю11+2+3 разработки.

В уточненной технологической схеме 1980г. обосновано разукрупнение указанного объекта на два: Ю11 и Ю12+3.

В период 1980-91 гг. разработка месторождения осуществлялась, руководствуясь основными технологическими решениями, изложенными в технологической схеме и проекте пробной эксплуатации объекта Ю31+2. В технологической схеме на каждый из объектов Ю11 и Ю12+3 скважины размещены по девятиточечной (обращенной) системе с расстоянием между скважинами 600х600 м, в проекте пробной эксплуатации на объект Ю31+2 Северо-Вахской площади принято трехрядное размещение скважин (с переходом впоследствии на блочно-замкнутую) с расстоянием между скважинами 500 м.

В 1991 составлен «Проект разработки Вахского месторождения», утвержденной ЦКР по разработке Минтопэнерго РФ, в качестве технологической схемы в марте 1992 года. Документ предусматривал:

  •  выделение пяти эксплуатационных объектов (Ю11, Ю12+3, Ю21+2, Ю31+2, Ю33+4);
  •  по объекту Ю11 Вахской площади реализация замкнуто-блочной системы, с формированием квадратных элементов с размерами 2.4х2.4 км, путем перевода под закачку обводнившихся добывающих скважин.
  •  на остальных площадях по объекту Ю11 и по объектам Ю12+3, Ю21+2, Ю31+2, Ю33+4 - применение трехрядных систем с последующим переходом на очагово-избирательное заводнение (сетка 500х500, плотность 21.7 га/скв.)

В 2006 году составлен «Анализ разработки Вахского месторождения», который утвержден ТО ЦКР по ХМАО (протокол №823 от 24.10.2006г.) и на настоящий момент является действующим проектным документом.

3.2 Характеристика текущего состояния разработки Вахского месторождения

Вахское месторождение расположено в пределах Вахского лицензионного участка, который расположен в районе Ханта-Мансийского автономного округа Тюменской области (Нижневартовский район), лицензия ХМН №00344 НЭ выдана ОАО "Томснефть" ВНК. А также располагается в Томской области (Александровский район) в пределах Кондаковского лицензионного участка (№58), лицензия ТОМ №00048 НЭ выдана ОАО "Томснефть" ВНК.

Вахское нефтяное месторождение открыто в 1965 году. Месторождение  разрабатывается с 1976 году с наиболее крупного по площади Вахского участка. С 1988 года началась разработка Кошильской площади.

Разработка областей началась не одновременно, сначала разрабатывалась только Тюменская область, а с 1984 года присоединилась и Томская область.

В настоящее время разработка месторождения ведется согласно проектному документу «Анализа разработки Вахского месторождения» (протокол ТКР №823 от 24.10.2006 г.).

Сопоставление проектных и фактических показателей разработки по месторождению в целом, а также по объектам разработки и площадям проведено с 2006-2014 гг.

Суммарная добыча нефти по месторождению за рассматриваемый период составила 5876 тыс. т., что фактически на 886 тыс.т (13%) ниже проектного уровня. Отставание по годовой добыче нефти наблюдается на протяжении всего рассматриваемого периода. Наибольшее отставание добычи нефти в 2009-2014гг. достигло 17-30%. Причина отставания годовой добычи нефти в том, что не выполняется программа вывода скважин из бурения в 2009 году и из неработающего фонда скважин на протяжении всего периода, соответственно действующий фонд добывающих скважин меньше проектного фонда.

В период с 2006 года по 2008 год отставание фактической добычи нефти от проектной начинает постепенно снижаться, разница в добычи составила: 94,3 тыс.т. в 2006 г. (8%); 60,2 тыс.т. в 2007 г. (5%) – и достигает своего минимума в отставании в 2008 году - 22,8 тыс.т. (2%). Это связано с тем, что было пробурено восемь новых скважин, которые не предлагались проектом. А также ввод скважин из неработающего фонда, но в недостаточном количестве. На месторождении был проведен большого объема мероприятий по повышению нефтеотдачи пласта.

В последующие года 2009-2014 добыча нефти идет на спад и отставание составляет 17-30% от проектной добычи нефти. Причина этому так же, не выполнение программы вывода скважин их неработающего фонда на 68%, тем самым отставание действующего добывающего фонда до 32%. В 2009г. по проекту предусматривалось увеличение действующего фонда добывающих скважин по сравнению с предыдущим 2008 годом на 11%, а фактически произошло уменьшение фонда на 8%. Что и повлекло за собой снижение дебита нефти и добычи нефти. Проектный уровень добычи нефти за 2010 г. равен 1626 тыс.т. по факту добыто 1167 тыс.т., т.е. на 459 тыс.т меньше (28%).

Обратная картина наблюдается по добычи жидкости, она превышает проектные значения на протяжении рассматриваемого периода. В 2007 году наблюдается значительный скачек превышения фактической добычи жидкости над проектной с 2% до 21%. Превышение обводненности над проектной тоже вырастает в два раза с 5% до 10%.

Суммарный отбор жидкости за рассматриваемый период по факту составляет 25707 тыс.т, что на 21% больше проектного уровня (21147 тыс.т).

Эксплуатационный и действующий фонд добывающих скважин в течение всего рассматриваемого периода, начиная с 2006 г. и по 2014 г., меньше проектного фонда. Отклонение возрастает с каждым годом и достигает максимального значения в 2014г. Эксплуатационный фонд добывающих скважин и действующий фонд отстает от проектного фонда в 2010г. на 18% и 29%. Доля действующего фонда значительна и составляет 74-87% от эксплуатационного фонда, это свидетельствует о том, что количество скважин находившихся в бездействии не большое. Но по проекту эта доля скважин составляет 91-93%, что значительно выше (5-20%), чем фактическая доля.

В период 2006-2008гг. бурение новых скважин по проекту не предусматривалось. По факту в 2007 и 2008 гг. было пробурено 10 скважин, две из которых (№№107Р и 97Р) были переведены после бурения в консервацию. В 2009 году по проекту планировалось ввести в разработку бурением новых 8 добывающих скважин Кошильскую площадь, но по факту бурение на данной площади не было выполнено. Бурение новых добывающих скважин в 2009 г. было выполнено на других площадях: Вахская площадь - №701Б, Восточно-Вахская площадь - №811Б и №2537Б. А 2010 году бурение скважин было перевыполнено по количеству на 7 ед. Во втором полугодии 2010 года на Кошильской площади было пробурено 13 скважин. Ввод добывающих скважин из других категорий в период 2006-2010гг не выполнен на 43%.

Фактические объемы закачки в 2006 г. существенно превышает проектное значение Превышение составляет 32%, не смотря на то что количество действующих нагнетательных скважин ниже на 28% проектного. Фактическая приемистость нагнетательных скважин за этот период превышает проектную на 72%. Лишь в 2007 г. превышение фактических объемов закачки над проектными уменьшается и является незначительным (5%). Приемистость нагнетательных скважин выше проектной на 58%. В последующие 2008-2010гг. превышение объема закачки составляет в среднем 10%. При том, что превышение фактической приемистости над проектной в среднем осталось на том же уровне (51 %).

Коэффициент использования всех скважин на протяжении всего рассматриваемого периода ниже проектного значения в среднем на 20%. Если рассматривать отдельно фактический коэффициент добывающего фонда, то период 2006-2009гг наблюдается снижение коэффициента использования добывающих скважин до 0,737 д.ед, что на 21% ниже проектного значения (0,931 д.ед.). А в 2010 году он увеличивается до 0,810 д.ед.

Снижение происходит из-за того, что с каждым годом эксплуатационный фонд скважин увеличивается, а действующий фонд добывающих скважин уменьшается или увеличивается незначительно. Отставание фактического коэффициента использования от проектного можно объяснить отставанием эксплуатационного и действующего фонда скважин от проектных значений.

Коэффициент использования нагнетательного фонда скважин несмотря на увеличение из года в год все равно отстает от проектного коэффициента в среднем за данный период на 30%. Не высокий коэффициент использования скважин показывает, что большинство скважин находится в бездействующем фонде, причина этому не выполнение программы вывода скважин из бездействия.

Коэффициент эксплуатации добывающих скважин равен проектному значению и составляет 0,9 д.ед.

Вывод: Исходя их вышеизложенной характеристики сравнения проектных и фактических показателей разработки по месторождению, можно отметить, фактические уровни добычи нефти отстают от проектных значений (2-28%). Проектные решения в период 2006-2014 гг. не выполняются в полном объеме.

Среди причин вызвавших отставание уровней добычи нефти выделяются:

  •  меньший коэффициент использования скважин (особенно нагнетательных скважин), чем был предусмотрен в проекте;
  •  несоответствие фактического фонда действующих скважин проектному фонду;
  •  более высокие темпы обводнения скважин;
  •  отставание темпов отбора от темпов отбора заложенных в проекте.

На Вахском месторождении по состоянию на 01.01.2014 год накопленная добыча нефти и жидкости составила 56915 тыс.т и 111039 тыс.т. Что составляет 54% от утвержденных начальных извлекаемых запасов (101564 тыс.т.). Текущий коэффициент нефтеизвлечения равен 0,188 д.ед. Водонефтяной фактор - 0,95 д.ед. Годовая обводненность равна 81%. Накопленная закачка вода составляет 179338 тыс.м3. Накопленная и текущая компенсация отбора равна 130% и 96% [5].

3.3 Анализ динамики добычи, структура фонда скважин и показателей их эксплуатации

С начала разработки месторождения отобрано 60260 тыс.т нефти или 53,4% от извлекаемых запасов, текущий коэффициент нефтеизвлечения 0,155 (утвержденный 0,321), текущая обводненность продукции 82,2%, водонефтяной фактор 0,6, накопленная закачка компенсирует отбор на 132%.

С 1991г. месторождение находится в III стадии снижающейся добычи нефти.

В ретроспективе максимальные отборы нефти по месторождению достигались в период 1986 - 1991 г.г.: 2,657 млн. т. – (1986 г.), 2,870 млн. т. – (1989 г.), затем началось резкое падение добычи до 2,262 млн. т в 1992 г. Последующее небольшое увеличение добычи до 2,647 млн. т. в 1993 г. обусловлено эффективными работами по ГРП на низкопродуктивных скважинах. Этот фактор совместно с выводом в бездействие высокообводненных скважин обусловил снижение обводненности продукции с 42,6 % до 31,5 % в 1993 - 1994 г.г. Однако с 1995 г. снова наметилась тенденция роста обводненности продукции.

Рисунок 3.1 Динамика разработки Вахского месторождения за период 1.01.2003 – 1.01.2014 г.г.

В результате проведения совокупности работ связанной с интенсификацией отборов путем ГРП, геолого - технических мероприятий, направленных на улучшение работы фонда, вывода в бездействие значительной части высокообводненных скважин при возросшем отборе жидкости и нефти существенно снизилась текущая обводненность продукции; с 43% в 1989г. до 30% в 1993г.

С начала разработки отобрано 758392 тыс.т жидкости. Максимальный его отбор 4464 тыс.т, в динамике синхронно с добычей нефти, достигнут в 1987 - 1989 г.г. В последующие годы проявляется постепенное снижение добычи жидкости в среднем по 166 тыс.т/год. В этот же период добыча нефти ежегодно снижалась почти на 100 тыс.т./год.

Текущие уровни добычи нефти и жидкости в долях примерно одинаковы от максимального, составляя соответственно 60% и 62%.

В начальный период (1980 - 1991гг) разбуривание месторождения осуществлялось высокими темпами с объемами проходки 190 - 330 тыс.м/год. По мере завершения разбуривания большей части проектного фонда Вахской, Восточно - Вахской и Северо - Вахской площадей в 1995г. начато освоение Кошильской площади, которое практически сразу было приостановлено из-за получения непромышленных притоков нефти. Требовались более детальные всесторонние исследования уточнение запасов этой части Вахского региона с последующей выработкой уточненных проектных решений.

В связи с довольно интенсивным разбуриванием месторождения фонд добывающих скважин увеличивался и в период 1991 - 1995 г.г. составлял 770 - 800 скважин, который в последующем к 2012г. постепенно уменьшился до 357 единиц. Выбытие добывающих скважин связано с необходимостью перевода под закачку, а также геологическим и техническим причинам.

На месторождении добыча нефти ведется из 286 скважин, из них 257 скважин работают с помощью электроцентробежного насоса (ЭЦН), 28 ед. – с помощью штангового глубинного насоса (ШГН) и 1 скважина – фонтанным способом (ФОН) (№1058) (рис.3.2). В бездействующем добывающем фонде насчитывается 67 скважины, причем 78% от всего бездействующего фонда это скважины, находящиеся в бездействии с прошлых лет (52ед.). Основные причины бездействия это малодебитность, обводненность, аварийное состояние скважины и ожидание работ по подземному или капитальному ремонту. Коэффициент использования добывающих скважин равен 0,810 д.ед.


Рисунок 3.2 Распределение фонда добывающих скважин по методам эксплуатации (в шт.)

В консервации (195 скв.), в ожидании ликвидации (108 скв.) и в ликвидации (100 скв.) находится 45% от всего добывающего фонда. Фонд пьезометрических и наблюдательных скважин составляет 144 ед.

Эксплуатационный фонд (действующий, бездействующий и в освоении) нагнетательных скважин (319 ед.) составляет 81% от всего нагнетательного фонда скважин (391 ед.). Эксплуатационный нагнетательный фонд скважин распределяется по объектам разработки аналогично добывающему фонду скважин, наибольшее количество скважин приходится на основные объекты разработки Ю11 (147ед.) и Ю12+3 (194ед.), остальные скважины на Ю31+2 (42ед.) и Ю33+4 (1ед.). Закачка на всем месторождении на 01.01.2011 год осуществляется 163 скважинами. В бездействующем нагнетательном фонде находится 154 скважины, причем 84% от всего бездействующего фонда это скважины, находящиеся в бездействии с прошлых лет (129 ед.). Основные причины остановки — это ограничение закачки, техническое состояние эксплуатационной колонны и ожидание капитального ремонта скважин. Коэффициент использования нагнетательных скважин равен 0,511 д.ед.

В консервации (4 скв.), в ожидании ликвидации (16 скв.) и в ликвидации (11 скв.) находится 8% от всего нагнетательного фонда. Фонд пьезометрических и наблюдательных скважин составляет 41 ед.

Всего водозаборный фонд составляет 49 скважин. Эксплуатационный фонд (действующий – 9 скв., бездействующий - 23 скв., в освоении - 9скв.) водозаборных скважин составляет 84% от всего водозаборного фонда скважин [1].

Коэффициент использования водозаборных скважин равен 0,220 д.ед.

Фонд действующих добывающих скважин был максимальным (650 единиц) в 1990г., в последующй период до 2012г. сократился более чем вдвое, составив 261 единиц. Соответственно коэффициент использования фонда добывающих скважин был максимальным: 0,95 в 1989г., в дальнейшем, уже в 1992г. он резко снизился до 0,59 и в последние годы анализируемого периода он составлял 0,51 – 1999г., 0,38 – (2006 - 2014г.г.) Бездействие фонда добывающих скважин, в основном, связано с низкодебитностью по нефти или высокой обводненностью продукции, в несколько меньшей мере с ожиданием целесообразных работ по подземному ремонту или выявленным аварийным состоянием скважин.

Приведенная дифференциация по классам дебитов нефти и причинам бездействия позволяет представить масштабность потерь нефти (без проведения ремонтных работ) из - за бездействия скважин.

Их остановка связана с невозможностью дальнейшей эксплуатации по техническим или выраженной нецелесообразностью по экономическим причинам. Судя по приведенным низким средним дебитам остановленных скважин в превалирующем большинстве случаев 61,4% дебит нефти менее 1т/сут, их суммарный дебит равен 60 т/сут или 6,45% от общего (938 т/сут) по всему бездействущему фонду. Наибольшим потенциалом добычи 669 т/сут (71%) выделяются 34 скважины (12% бездействующего фонда), в этой группе по каждой из скважин дебит нефти превышает 5 т/сут. Примерно половина этого количества (16 скв.) в ожидании подземного ремонта, остальные – капитального ремонта.

Таким образом, в существующем состоянии в 90% бездействущего фонда средний дебит нефти составляет 0,9 т/сут. Последний может быть существенно увеличен по большей части фонда путем проведения эффективных ремонтных работ. Это выполнимо только после целенаправленных исследовательских и ремонтных работ при определенном местоположении остаточных запасов нефти.

Отмеченная динамика в целом нарастающего бездействующего фонда, в структуре которого превалируют скважины с высокообводненной продукцией, обусловила некоторые особенности погодовой динамики обводненности продукции по месторождению в целом. Последнее выражено низким темпом прироста обводненности продукции. Необходимо также отметить, что вышеуказанное обводнение части скважин в целом согласуется с повышенной степенью выработки удельных запасов нефти. Интенсивный рост обводненности и соответственно ускоренный вывод в бездействие зачастую проявляется по наиболее продуктивным скважинам. Ежегодное сокращение их доли в работающем фонде привело к постепенному уменьшению дебита жидкости скважин с 29 - 32 т/сут. в период 1982 - 1986 г.г. до 16,7 т/сут. в 1992г.

Последующий прирост дебита до 23 - 24т/сут. получен за счет широкомасштабных работ по ГРП. А дальнейший не менее существенный прирост с достижением 25 т/сут в 2004 г. и 38 т/сут в 2009 г. связан с проведением комплекса мероприятий, включающего оптимизацию системы воздействия и режимов работы скважинного насосного оборудования, ГРП, переводы на другие объекты, приобщения и т.п.

В ретроспективной динамике эксплуатации месторождения ввод системы поддержания пластового давления (ППД) осуществлен с некоторым опозданием, в результате текущая 100% компенсация отбора закачкой обеспечена в 1980г., а накопленная 100% – в 1982г. или при отборе 5,3 млн.т жидкости с начала разработки. В последующие годы отчетные объемы закачки существенно превышали отборы жидкости, в итоге накопленная компенсация в 2012г. составила 132%, накопленный объем закачки – 125млн.м3, годовой – 8005 тыс.м3, что составляет 54% от прежнего максимального – 8584 тыс.м3, необоснованно завышенного объема закачки 2000г. В начальный период закачки в условиях пониженных пластовых давлений в период 1979 - 1982г. г. приемистость достигала максимальных величин: 300 - 280 м3/сут. В последующем к 1989 - 1990гг. она постепенно снизилась до 90 - 100 м3/сут.

Практически на этом уровне (95 м3/сут.) стабилизировалась и в последующем, включая и 2000г., в 2012г. повысилась до 132 м3/сут. Приемистость скважин регулируется (штуцированием) в зависимости от динамики отборов жидкости по объектам и их участкам, руководствуясь состоянием энергетической обеспеченности.

В зависимости от удаленности нагнетательной скважины от блочной кустовой насосной станции (БКНС) давления закачки колеблются преимущественно в диапазоне 14-18 Мпа. При этом не проявляется корреляционной зависимости между приемистостью и устьевым давлением закачки, также не замечено существенных пообъектных различий в распределении упомянутых показателей. При преимущественном распределении приемистости в диапазоне 20-220 м3/сут, средние величины показателя по объектам разработки Ю11, Ю12+3, Ю2-3 практически не различаются и составляют около 100-110 м3/сут. Более низкие величины приемистости (<10-20 м3/сут) связаны с циклическими закачками. Соотношения скважин по классам приемистости в представленных распределениях по основным объектам Ю11, Ю12+3, Ю 3 1+2 примерно одинаковое.

Что касается фонда нагнетательных скважин, то он практически ежегодно увеличивается. Если в год(1991г) максимальной закачки он составлял 243 ед., то к 2014г. постепенно возрос до 300 ед. За сравниваемые годы (1995г. и 2014г.) соотношение нагнетательных и добывающих скважин составило: 1:3,2 и 1:2,2, а по действующему фонду, соответственно, 1:3 и 1:2, т.е. в динамике наблюдается повышение охвата воздействием по площади и объему эксплуатируемых частей объектов. При этом соответственно сближаются зоны воздействия и отбора, осуществляется изменение направлений гидродинамических потоков, что в совокупности благоприятно влияет на повышение охвата воздействием.

Представленные выборочные показатели уровней накопленной и годовой добычи нефти, а также степени выработки запасов нефти позволяют крупномасштабно отобразить удельную значимость каждого объекта или их совокупности в пределах каждой площади месторождения. Так, если рассматривать их распределения в территориальном плане, то в качестве определяющей по уровню запасов и отборов за ретроспективный период выделялась Вахская площадь. Ей соответствует почти половина извлекаемых запасов нефти месторождения, из которых уже извлечено 59,8%. В этой же связи и из-за наиболее длительной эксплуатации упомянутой части месторождения накопленный отбор составил 64,0% от общей добычи нефти по месторождению.

По содержанию извлекаемых запасов нефти Восточно и Северо - Вахская площади соотносятся как 0,55:0,45. Восточно - Вахская площадь введена в эксплуатацию в 1985г., т.е. на 2 года ранее Северо - Вахской. Это, в основном, и определило по ней как большую степень (39,2%) выработки запасов, так и несколько большую долю (22,2%) в накопленном отборе по месторождению. Однако по годовому уровню добычи нефти обе площади между собой близки, а по темпам отбора от начальных запасов более, чем вдвое превышают таковой по Вахской площади.

По разрезу месторождения 10,4% извлекаемых запасов нефти находится в пластах Ю2-3 тюменской свиты, по ним отобрано 35,9% от извлекаемых запасов, и в 2012 г. они обеспечивают 19,5% годового отбора по месторождению. Остальная часть годовой добычи обеспечивается объектами Ю11 и Ю12+3. По степени выработки запасов наиболее близки между собой объекты Ю12+3 (41,8%) и Ю31+2 (35,7%). Наибольшей выработкой запасов (66,1%) характеризуется объект Ю11. Он содержит третью часть (36,2%) начальных и 25% текущих извлекаемых запасов нефти месторождения, при этом обеспечивает почти 30% годовой добычи.

На месторождении пробурено всего 1270 скважин, из них 1161 скважина основного фонда, остальные 109 скважин – разведочные, дублеры, контрольные. В эксплуатации на нефть участвовало 925 скважин, значительная часть (353 скважин) которых переведена под закачку; по отношению к добывающему фонду (688ед.) получается сравнительно низкая доля (46%) действующих скважин. Работающий фонд характеризуется текущей обводненностью продукции 76% и на его долю остается отобрать около половины утвержденных извлекаемых запасов нефти или 173 тыс.т/скв. На скважины уже неработающего фонда (436 ед.) приходится 35,8% накопленной добычи по месторождению или 35,8 тыс.т/скв.; аналогично по действующему фонду – 32,2% или 61,8 тыс.т/скв., т.е. удельная добыча нефти почти вдвое выше, чем по неработающему фонду.

Это обстоятельство в первом приближении позволяет констатировать о неполной выработке удельных запасов нефти скважинами неработающего фонда. И соответственно проблемности достижения утвержденного коэффициента нефтеизвлечения эксплуатируемых объектов без реализации наиболее эффективных мероприятий. Как правило, структура остаточных запасов ухудшена в связи с их приуроченностью к интервалам с изначально пониженными ФЕС и нефтенасыщенности пород. Для выработки наиболее эффективных мероприятий по вовлечению их в активную разработку, прежде всего, требуется достаточно надежное попластовое представление распределения по территории залежей плотности остаточных запасов нефти.

Последнее, в соответствии с современными возможностями, может быть получено по результатам расчетов с использованием ПК Eclipse и проведением трехмерного гидродинамического моделирования. В то же время следует принять во внимание относительно слабую изученность объектов по ряду исходных базовых физических параметров (проницаемость, нефтенасыщенность), существенно влияющих на конечные результаты расчетов. Поэтому, с целью выявления степени их согласованности с результатами обычного геолого-промыслового анализа, выполнено изучение пообъектного распределения начальных и остаточных запасов нефти, особенностей динамики работы скважин в зависимости от геолого-физической характеристики объектов эксплуатации, технического состояния скважин и т.п. Это требовалось выполнить для большей определенности и надежности целесообразно-необходимых мероприятий, ориентированных на повышение эффективности разработки с одновременным обеспечением технико-технологических условий для отбора утвержденных извлекаемых запасов нефти.

Выраженные с 1993г. увеличение добычи нефти по объектам месторождения и в последующем более сдержанное его падение обусловлены эффективными работами по ГРП (гидравлический разрыв пласта), проведенными в 396 скважинах. По известным причинам указанный показатель также частично включает результаты работ, проводимых по направлениям усиления системы воздействия и улучшению режимов работы механизированного фонда, что в особой мере проявилось в последние годы.

3.4 Обзор методов воздействия на пласт, применявшихся на месторождении за последние годы

С начала разработки на месторождении при комплексном  воздействии применялись следующие технологии: дополнительной  перфорации (ДП); ДП и глино - кислотных обработок (ГКО); кавитационно - имплозивного воздействия (КИВ); гидропескоструйной перфорации  (ГПП); соляно-кислотные обработки (СКО); импульсное дренирование  струйным насосом (УОС); термо -газохимическое воздействие пороховым генератором давления (ПГД); ацетоно - кислотная обработка (АКО), метод глубоких депрессий, позволяющий снизить уровень на 1200 - 1500 м (МГД); закачка пенной системы для отклонения фильтрационных потоков (ПС); закачка ПДС и др [2].

Эффективность применения методов воздействия на пласт, применявшиеся в последние годы показаны на рисунке 3.3.

Применение полимерно-дисперсной системы, состоящей из полиакриламида (ПАА) и глинистой суспензии (ГС) со стабилизирующими добавками, основывается на повышении фильтрационного сопротивления высокопроницаемых участков  коллектора в призабойной зоне пласта, таким образом, ограничивая приток  воды к добывающим скважинам. Технология предусматривает закачку ПАА и ГС через эсилзатационный фильтр добывающей скважины и последующую закачку в призабойную зону сшивателей способствующих упрочнению водоизолирующего материала, что позволяет снизить возможность его вытеснения.

Закачка ПДС проводилась в 1999г. на Вахской площади в пласт Ю11.  Полимерно-дисперсная система закачивалась в нагнетательную скважину№ 131. Реагирующие скважины №№ 125, 126, 127, 132. Дополнительная добыча на одну скважину в 1995 г, составила 1,5 тыс. тонн.

Глино - кислотные обработки в 1999 г. проводились на Восточно -Вахской площади месторождения: объект Ю12+3 обрабатывалась скв. № 803б, реагирующие скважины №№ 810, 802, 763, 765, 804, дополнительная добыча составила 200 тонн; объект Ю11, обрабатывалась скв. № 1411, реагирующие скважины №№ 1401, 1402, 1403, 1419, 1418, 1420, дополнительная добыча составила 300 тонн.

В 1999г. на месторождении в качестве опытно-промышленного эксперимента производилась  закачка  полимерно - углеродной  системы  ПУС-3. Закачка проводилась на Восточно - Вахской площади, на объект  Ю11 в нагнетательную скважину № 1558; реагирующие скважины №№  1092, 1079, 1080, 1559, 1102, 1101, 1100, 1542. Дополнительная добыча составила 870 тонн.

Рисунок 3.3 Дополнительная добыча нефти по методам воздействия на пласт

С целью повышения нефтеотдачи пластов и увеличения продуктивности скважин на месторождении применялся метод электроимпульсного воздействия на пласт. Электро - импульсное воздействие проводилось: на Вахской площади месторождения в скважине № 616 (объект Ю12+3), дополнительная добыча составила 510 тонн; на Восточно - Вахской площади в скважине № 1411 (объект Ю11), дополнительная добыча составила 480 тонн.

На Вахском месторождении в пределах Восточно - Вахской площади пробурено три горизонтальных скважины на объекты Ю11 (скв. № 1081) и Ю12+3 (скв. №№ 855бис, 1362) с проходкой по объектам 160 м (скв. № 1081) – 176 м (скв. № 1362). Продуктивная часть объектов не обсажена, спущен хвостовик – «фильтр».

3.5 Проведение ГРП на Вахском месторождении

Гидроразрыв пласта на Вахском месторождении на первом этапе осуществлялось Краснодарским УПНПиКРС, которое использовало технологию и жидкости, разработанные ВНИИКрнефтью.

В качестве закрепляющего трещину материала применялся кварцевый песок в количестве 20 т., объем жидкости гидроразрыва составлял 70-85 м3,  темп  закачки  достигал  2,4  м3/мин.  Работы осуществлялись без должного контроля и фиксирования основных показателей по каждой скважине, что не позволило провести соответствующие расчеты длины трещин.

В тот же период на других месторождениях Западной Сибири начали применять зарубежную технологию гидроразрыва, считавшуюся эффективней отечественной. Это послужило причиной создания совместного предприятия «ВахФракмастер Сервисиз». Преимущество канадской технологии заключается в отсутствии в жидкости гидроразрыва водной фазы, использовании для закрепления трещины искусственного материала (пропанта) с втрое большими прочностными свойствами (70МПа) и проницаемостью уплотненного (в пластовых условиях) пропанта более 200 мкм2. Кроме того, проводимые операции управляемы и контролируются, что позволяет создавать трещины установленной длины. Высокие темпы закачки (500 м3/мин) обеспечивают получение коротких и широких трещин, что представляется более оптимальным с позиции технологии разработки.

На Вахском месторождении по состоянию на 1.01.2014 г. проведено 756 операций гидроразрыва. Предварительный анализ показателей свидетельствует о широком диапазоне изменения прироста дебитов жидкости и обводненности. В этой связи определенный интерес представляет оценка влияния технологических и геолого-промысловых факторов на конечные показатели.

Как показал анализ данных, по преобладающей части скважин дебит увеличился более чем в 4-5 раз, в среднем 4,2 раза, дебит нефти – в 3,65 раза, в то время как по 33 скважинам Краснодарского УПНПиКРС дебит жидкости возрос только в 2,4 раза. Увеличение дебитов по зарубежной технологии сопровождается ростом обводненности в среднем на 11%. Примечательно, что в 33 скважинах отмечается ее снижение [1].



4 ФИНАНСОВЫЙ МЕНЕДЖМЕНТ, РЕСУРСОЭФФЕКТИВНОСТЬ И РЕСУРСОСБЕРЕЖЕНИЕ

4.1 Методология экономической оценки

Геолого-экономическая оценка месторождений — это комплексная оценка геологических и горно-технологических особенностей месторождений, промышленной ценности полезных ископаемых и вероятного экономического эффекта от использования добытого минерального сырья в народном хозяйстве. Геологическая оценка месторождений основана на результатах проведённых геологоразведочных работ, которые обобщаются при подсчёте запасов полезных ископаемых на основе кондиций, учитывающих геологические особенности месторождений, требования технологии, а также условия, обеспечивающие рентабельность, рациональное использование недр и охрану окружающей среды. Экономический аспект оценки месторождений базируется на результатах подсчёта запасов и включает анализ показателей, определяющих эффективность эксплуатации месторождения и эффективность капитальных вложений в строительство промышленного комплекса.

Геолого-экономическая оценка месторождений проводится на всех стадиях разработки месторождения.

Показатели эффективности выбранного технологического варианта разработки включают:

— чистый доход (ЧД), млн. руб.;

— чистый дисконтированный доход (ЧДД), млн. руб.;

— внутренняя норма доходности (рентабельности) капитальных вложений, %;

— срок окупаемости капитальных вложений, лет;

Все показатели определяют эффективность добывающего предприятия. Разработка месторождения считается эффективной, если внутренняя норма доходности  принятой в расчетах нормы дисконтирования.

В связи с неполнотой информационно-аналитической базы по освоению нефтяных месторождений ряд показателей приняты на основе данных по объектам нефтедобычи в регионе. Стоимость работ по видам принимается по данным фактических значений по объекту-аналогу с корректировкой на коэффициенты-дефляторы (приведение к году расчета).

При проведении экономической оценки эффективности проекта были приняты следующие параметры:

– ценовая база     – на 1.01.20014 г.;

– продолжительность расчетного периода – 12 лет (2009 – 2020 гг.);

– норма дисконта     – 12 %.

Цена реализации нефти принята в соответствии с Приказом ФСТ России № 413-э/11 от 24.12.2008 г. «Об оптовых ценах на нефть и газ, добываемый и реализуемый потребителям Российской Федерации». Установленная ФСТ цена на 2009 г. скорректирована в соответствии с разработанным Министерством Экономического Развития РФ уточненным прогнозом роста тарифов на 2010-2014 годы, утвержденным на заседании Президиума Правительства РФ 13 июля 2009 г. С целью исполнения постановления Правительства РФ №333 от 28.05.2007 г. «О совершенствовании государственного регулирования цен на нефть и газ», рост тарифов на газ в 2010-2014 гг. для промышленных потребителей будет составлять 15 % ежегодно. В последующие годы цена реализации нефти принята на уровне тарифа 2012 г., однако не исключается ее дальнейшее повышение в зависимости от стоимости нефти на внешних рынках.

4.2 Капитальные вложения

Капитальные вложения в разработку Вахского месторождения определены расчетным путем на основании сметной стоимости строительства скважин и проектной стоимости объектов обустройства промысла в ценах на 1.01.09 г. (Таблица 4.1).

Средняя сметная стоимость строительства скважины оценивается в 50 980 956 руб., суммарные капитальные затраты на строительство 7 скважин составят 356,87 млн. руб.

Затраты на объекты обустройства определены с учетом необходимости подготовки нефти, подземной и поверхностной утилизации значительных объемов пластовых вод, создания эксплуатационной базы для обслуживания промысла.

4.3 Эксплуатационные затраты

Эксплуатационные затраты в разработке месторождения определены расчетным путем с учетом данных по объектам-аналогам в ценах на 1.01.09 г. (Таблица 4.2)

Амортизация оборудования начисляется в соответствии с «Положением о порядке начисления амортизационных отчислений по основным фондам в народном хозяйстве» и со сроком амортизации на основное технологическое оборудование (Единые нормы на амортизационные отчисления, утвержденные Госпланом СССР, Минфином СССР, Госбанком СССР, Госкомцен СССР, Госкомстатом СССР, Госкомстроем СССР 29.12.1990 № ВГ-21-Д).

4.4 Налогообложение юридических лиц

Система налогообложения юридических лиц установлена в соответствии с Налоговым Кодексом РФ.

В Таблице 4.3 представлены налоги, учитываемые при оценке эффективности инвестиций.


  Таблица 4.1 - Капитальные вложения, млн. руб.

Годы

Строитель-ство

скважин

Обустройство промысла

Всего капитальных вложений

в т.ч.:

Всего

в т.ч.:

природо-охранные мероприятия

нефтесборные сети

подъезды к КП

УКПГ и АГНКС

объекты обслуживания и инженерное обеспечение

межпро-мысловый нефтепровод

2009

356,87

109,99

46,74

13,24

32,37

6,42

8,90

466,86

46,69

2010

0,00

50,01

0,00

0,00

32,37

6,42

8,90

50,01

5,00

2011

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

2012

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

2013

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

2014

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

2015

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

2016

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

2017

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

2018

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

2019

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

2020

0,00

160,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00


Таблица 4.2 - Эксплуатационные затраты,млн. руб.

Годы

Текущие затраты

Налоги, включаемые в себестоимость

Итого эксплуата- ционных затрат

Всего

в т.ч.:

Всего

в т.ч.:

заработная плата

содержание и эксплуатация оборудования

капиталь- ный ремонт скважин

общепроиз- водственные расходы

амортизация основных фондов

прочие

НДПИ

Страховые взносы

прочие

2009

13,06

2,56

3,64

1,17

0,75

4,25

0,70

1,06

0,08

0,65

0,33

14,11

2010

48,01

2,76

3,92

1,26

0,80

38,52

0,75

3,13

2,07

0,70

0,35

51,14

2011

51,68

3,23

4,58

1,47

0,94

40,59

0,88

7,67

6,44

0,82

0,41

59,35

2012

51,82

3,27

4,64

1,49

0,95

40,59

0,89

7,68

6,43

0,83

0,42

59,50

2013

51,92

3,30

4,68

1,50

0,96

40,59

0,90

7,71

6,45

0,84

0,42

59,63

2014

51,87

3,29

4,66

1,49

0,96

40,59

0,90

7,34

6,08

0,84

0,42

59,21

2015

51,67

3,23

4,57

1,47

0,94

40,59

0,88

6,43

5,20

0,82

0,41

58,10

2016

51,54

3,19

4,52

1,45

0,93

40,59

0,87

5,89

4,68

0,81

0,41

57,43

2017

51,44

3,16

4,48

1,44

0,92

40,59

0,86

5,50

4,30

0,80

0,40

56,95

2018

51,36

3,13

4,45

1,42

0,91

40,59

0,85

5,18

3,99

0,80

0,40

56,54

2019

51,29

3,11

4,42

1,42

0,91

40,59

0,85

4,94

3,75

0,79

0,40

56,23

2020

51,23

3,10

4,39

1,41

0,90

40,59

0,84

4,72

3,53

0,79

0,39

55,95

ИТОГО:

576,89

37,32

52,93

16,97

10,86

448,64

10,18

67,24

52,99

9,50

4,75

644,14


Таблица 4.3 - Платежи, налоги и отчисления

Наименование налога

Налоговая база

Ставки и нормативы налогов

Налог на добавленную стоимость

Cтоимость товаров (работ, услуг), исчисленная исходя из цен, определяемых в соответствии со статьей 40 НК РФ за вычетом уплаченного НДС по приобретенным ценностям

18%

Платежи, налоги и отчисления в структуре годовых эксплуатационных затрат

Налог на добычу полезных ископаемых(НДПИ)

В соответствии с данными, применяемыми для расчета налога на добычу полезных ископаемых в отношении нефти. В соответствии с главой 26 Налогового Кодекса РФ

493 руб.

за 1 тонну

Страховые взносы

Фонд оплаты труда (ФОТ)

30,0 %+  доп. 1% за условия труда

Прочие налоги (земельный, водный), транспортный налог

Годовая стоимость товарной продукции

Рекомендуется принимать 1,5 %

Налоги из прибыли до налогообложения

Налог на имущество

Среднегодовая стоимость основных производственных фондов (ОПФ)

до 2,2 %

Налогооблагаемая прибыль

Налог на прибыль

Прибыль

20 %

Налоги, относимые на себестоимость – единый социальный налог и налог на добычу полезных ископаемых. Ставка единого социального налога, принимается в расчетах равной 30,0 % от ФОТ (статья 241 главы 24 НК РФ).

Ставка налога на добычу нефти составляет 493 руб. за 1 тонну (статья 342 главы 26 НК РФ).

Так как точно рассчитать земельный, водный и транспортный налоги не всегда представляется возможным, то они условно объединяются в группу «Прочие налоги».

Выручка от реализации определяется в зависимости от сложившейся рыночной цены на дату оценки. Ставка налога на добавленную стоимость (НДС) принимается равной 18 % при реализации на территории России (ст.164 НК РФ). Налоговые вычеты по НДС определяются в соответствии со ст.171 НК РФ. Они рассчитываются как суммы налога на добавленную стоимость, уплаченные налогоплательщиком при приобретении материалов, сырья, топлива, энергии и пр., входящих в материальные затраты, по налоговой ставке 18 %. Сумма НДС, подлежащая уплате в бюджет, исчисляется как разница между общей суммой налога и налоговыми вычетами по НДС.

Налоги, относимые на финансовый результат – это налог на имущество организаций. При расчете налога на имущество организаций имущество предприятия учитывается по остаточной стоимости. Среднегодовая стоимость имущества рассчитывается в соответствии с инструкцией Госналогслужбы России № 33 от 08.06.95 «О порядке исчисления и уплаты в бюджет налога на имущество предприятий» (с изменениями и дополнениями Министерства Российской Федерации по налогам и сборам).

Остаточная стоимость имущества рассчитывается как произведение суммы годовых амортизационных отчислений на срок службы имущества и на степень его износа.

Ставка налога на имущество – 2,2 % от среднегодовой стоимости облагаемого налогом имущества.

Ставка налога на прибыль организаций в соответствии с последними изменениями 2009 г. составляет 20 % от налогооблагаемой прибыли.

4.5 Расчет экономической эффективности выбранного технологического варианта разработки

На основе данных по объемам капитальных вложений и эксплуатационных затрат при добыче полезного ископаемого выполняется расчет экономической эффективности проекта разработки Вахского месторождения в соответствии с Методическими рекомендациями по оценке эффективности инвестиционных проектов (Таблица 4.4 -Таблица 4.6).


Таблица 4.4. Исходные данные для расчета экономической эффективности проекта

Таблица 4.5 Операционная деятельность по проекту

Таблица 4.6. Финансовые показатели проекта


4.6 Выводы и рекомендации по результатам оценки эффективности разработки Вахского нефтяного месторождения

Выполненная оценка эффективности разработки Вахского месторождения показала, что разработка месторождения экономически эффективна. Показатели экономической эффективности проекта могут в значительной мере изменяться вследствие изменения ряда факторов.

Таблица 4.7 – Основные результаты экономической оценки эффективности разработки Вахского месторождения

Параметры расчета:

1. Вариант разработки

1

3. НДПИ, руб./т.

493

Показатели экономической эффективности:

1. Чистый доход (ЧД), млн. руб.

573,27

2. Чистый дисконтированный доход (ЧДД), млн. руб.

71,83

3. Внутренняя норма доходности (ВНД), %

15,02

4. Срок окупаемости, годы:

 

      - простой

5,9

      - дисконтированный

9,3

5. Индекс доходности, доли ед.

1,14

Формирование прибыли от реализации нефти приведено в таблице 4.8.

В соответствии с расчетами, окупаемость капитальных вложений в проект достигается через 5,7-5,9 лет (или 8,7-9,3 лет при дисконтировании денежного потока, см. Таблица 4.7.) добычи нефти. В связи с большим объемом капитальных вложений в строительство скважин и обустройство месторождения, в течение первых 5-7 лет проект находится в области убыточности. Сокращение срока окупаемости проекта возможно за счет уменьшения издержек производства и (или) в случае дальнейшего увеличения цены реализации нефти после 2012 года.

Доходы государства от реализации проекта приведены в Таблице 4.9.

Государство получает поступления налогов и платежей в течение всего периода деятельности по проекту.

Бюджетная эффективность проекта представлена в таблице 4.10.

Доходы консолидированного бюджета составляют (в % от выручки от реализации нефти): – 31,2 %, в т.ч. федерального бюджета – 18,7 %;


Таблица 4.8 - Прибыль от реализации продукции, млн. руб.

Годы

Добыча нефти, млн.м³

Выручка от реализации без НДС

НДС по реализованной продукции

Налог на имущество

Налог на прибыль

Чистая прибыль

2009

0,52

1,49

0,27

4,84

0,00

-17,47

2010

14,11

46,21

8,32

9,69

0,00

-14,62

2011

43,79

164,92

29,69

9,26

19,26

77,05

2012

43,77

189,59

34,13

8,37

24,34

97,38

2013

43,90

190,13

34,22

7,48

24,61

98,42

2014

41,38

179,25

32,26

6,58

22,69

90,76

2015

35,34

153,08

27,55

5,69

17,86

71,44

2016

31,82

137,81

24,81

4,80

15,12

60,47

2017

29,22

126,56

22,78

3,90

13,14

52,56

2018

27,11

117,44

21,14

3,01

11,58

46,31

2019

25,48

110,38

19,87

2,12

10,41

41,63

2020

24,04

104,13

18,74

1,23

9,39

37,57

ИТОГО:

360,48

1 521,00

273,78

66,97

168,40

641,50


Таблица 4.9 - Доход государства (поступления в консолидированный бюджет), млн. руб.

Годы

НДС, уплачиваемый в бюджет

Налог на имущество

НДПИ

Страховые взносы

Налог на прибыль

Прочие налоги и платежи

Доход государства

Накопленный дисконтированный доход государства

2009

0,00

4,84

0,08

0,65

0,00

0,33

5,90

5,26

2010

7,11

9,69

2,07

0,70

0,00

0,35

19,93

21,15

2011

28,27

9,26

6,44

0,82

19,26

0,41

64,46

67,04

2012

32,69

8,37

6,43

0,83

24,34

0,42

73,09

113,49

2013

32,78

7,48

6,45

0,84

24,61

0,42

72,57

154,67

2014

30,82

6,58

6,08

0,84

22,69

0,42

67,44

188,83

2015

26,14

5,69

5,20

0,82

17,86

0,41

56,12

214,21

2016

23,41

4,80

4,68

0,81

15,12

0,41

49,22

234,09

2017

21,39

3,90

4,30

0,80

13,14

0,40

43,94

249,94

2018

19,77

3,01

3,99

0,80

11,58

0,40

39,54

262,67

2019

18,50

2,12

3,75

0,79

10,41

0,40

35,96

273,01

2020

17,39

1,23

3,53

0,79

9,39

0,39

32,72

281,40

ИТОГО:

258,27

66,97

52,99

9,50

168,40

4,75

560,88

281,40


Таблица 4.10 - Распределение налоговых поступлений по бюджетам, млн.руб.

Годы

Всего консолиди-рованный бюджет

Федеральный бюджет

Бюджет субъектов РФ

Внебюджетные фонды

Итого

в т.ч.:

Итого

в т.ч.:

НДС, уплачиваемый в бюджет

НДПИ

Налог на прибыль

Страховые взносы

Налог на прибыль

Налог на имущество

Прочие налоги

2009

5,90

0,58

0,00

0,08

0,00

0,50

5,17

0,00

4,84

0,33

0,15

2010

19,93

9,72

7,11

2,07

0,00

0,54

10,05

0,00

9,69

0,35

0,16

2011

64,46

37,27

28,27

6,44

1,93

0,63

27,01

17,34

9,26

0,41

0,19

2012

73,09

42,20

32,69

6,43

2,43

0,64

30,69

21,91

8,37

0,42

0,19

2013

72,57

42,34

32,78

6,45

2,46

0,65

30,04

22,15

7,48

0,42

0,19

2014

67,44

39,82

30,82

6,08

2,27

0,64

27,42

20,42

6,58

0,42

0,19

2015

56,12

33,75

26,14

5,20

1,79

0,63

22,17

16,07

5,69

0,41

0,19

2016

49,22

30,22

23,41

4,68

1,51

0,62

18,81

13,60

4,80

0,41

0,19

2017

43,94

27,62

21,39

4,30

1,31

0,62

16,13

11,83

3,90

0,40

0,19

2018

39,54

25,52

19,77

3,99

1,16

0,61

13,83

10,42

3,01

0,40

0,18

2019

35,96

23,90

18,50

3,75

1,04

0,61

11,88

9,37

2,12

0,40

0,18

2020

32,72

22,47

17,39

3,53

0,94

0,61

10,07

8,45

1,23

0,39

0,18

ИТОГО:

560,88

335,41

258,27

52,99

16,84

7,31

223,28

151,56

66,97

4,75

2,19


4.7 Анализ чувствительности проекта

Исследована чувствительность основных показателей экономической эффективности к следующим факторам:

  •  капитальным вложениям (инвестициям);
  •  эксплуатационным затратам (без амортизационных отчислений);
  •  цене реализации нефти.

На рисунке 4.11 представлена зависимость чистого дисконтированного дохода (ЧДД) проекта от изменения варьируемых факторов в пределах от -30 до 30 %, на рисунке 4.12 – зависимость внутренней нормы доходности (ВНД) от изменения факторов в тех же пределах при уплате НДПИ по ставке 493 руб./1 тонна.

Наибольшее влияние на основные показатели экономической эффективности оказывают цена реализации нефти и капитальные вложения. Проект становится убыточным (ЧДД < 0 и ВНД < 12 %) при снижении цены реализации нефти ниже принятого уровня на 11 и более процентов или увеличении объема капитальных вложений на 14 % или больше. В то же время ЧДД и ВНД относительно устойчивы к росту эксплуатационных затрат.

Рисунок 4.11 Зависимость ЧДД от уровней капитальных вложений, эксплуатационных расходов и цены на нефть

Рисунок 4.12 Зависимость ВНД от уровней капитальных вложений, эксплуатационных расходов и цены на нефть

4.8 Выводы по анализу чувствительности

Исследование влияния изменения варьируемых факторов в пределах 30 % на основные показатели экономической эффективности разработки Вахского месторождения показало, что на устойчивость проекта наибольшее влияние оказывает цена реализации нефти. Ее снижение на 15 и более процентов приводит к тому, что проект становится нерентабельным. Сильное влияние на основные показатели экономической эффективности оказывает объем капитальных вложений, вследствие его увеличения на 19 % и больше проект также станет нерентабельным. Влияние же эксплуатационных затрат не так велико по сравнению с другими рассматриваемыми факторами, при любом их изменении в рассматриваемых пределах проект остается экономически эффективным.

Анализ чувствительности также показал, что изменение анализируемых факторов (главным образом, рост цены реализации нефти после 2012 года или сокращение объема капитальных вложений на строительство скважин и обустройство месторождения) может привести к существенному улучшению показателей экономической эффективности проекта [7].


5. СОЦИАЛЬНАЯ ОТВЕТСТВЕННОСТЬ ОПЕРАТОРА ПО ДОБЫЧЕ НЕФТИ И ГАЗА

5.1 Введение

Данный раздел дипломной работы посвящен анализу и разработке мер безопасности по обеспечению благоприятных условий для работы оператора по добыче нефти и газа.

Местом работы оператора по добыче нефти и газа является кустовая площадка промысла на открытом воздухе.

Выявлены следующие вредные и опасные производственные факторы:

- тяжелые метеоусловия;

-воздействие на человеческий организм вредных веществ (кислоты, сырая нефть);

-повышенная загазованность (углеводородные газы, СО2);

- травмы в процессе работы;

- укусы насекомых;

-производственный шум;

- высокое давление;

-поражение электрическим током;

-большая взрывопожаропасность производства.

5.2 Анализ вредных факторов производственной среды

Отклонение показателей климата на открытом воздухе

Метеорологические условия на производстве, или микроклимат, определяют следующие параметры: температура воздуха (°С); относительная влажность воздуха (%); подвижность воздуха (м/с); тепловое излучение (Вт/м2) и тепловая нагрузка среды (°С). Эти параметры, вместе или отдельно, влияют на организм человека, определяя его самочувствие.

Метеорологические условия изменяются посезонно и посуточно. При высокой температуре воздуха понижается внимание, появляются торопливость и неосмотрительность, при низкой – уменьшается подвижность конечностей вследствие интенсивной теплоотдачи организма.

Рабочему важно обеспечить надежную защиту от агрессивных сред, а также комфортную эксплуатацию в суровых погодных условиях. Рабочие должны обеспечиваться спецодеждой соответствующей времени года.

Летом – роба х/б, сапоги, головной убор, рукавицы и средства защиты от насекомых. Зимой – шапка – ушанка, валенки, ватные штаны, шуба, ватные рукавицы.

Повышенная запыленность и загазованность рабочей зоны

В процессе производственных операций рабочие могут подвергаться воздействию вредных газов и паров нефти, источником которых являются нарушения герметичности фланцевых соединений, механической прочности фонтанной арматуры, вследствие коррозии или износа, превышение максимального допустимого давления. Особенно опасен сероводород, он нарушает доставку тканям кислорода в организме человека, оказывает раздражающее действие на слизистую оболочку глаз и дыхательных путей, ПДК Н2S – 0.1 м23 по Государственному стандарту (ГОСТ) 12.1.005 – 88 [1]. Для контроля запыленности и загазованности используют специальные приборы (газоанализаторы). Количество вредных примесей в воздухе рабочей зоны не должно превышать предельно–допустимых концентраций.

Повреждения в результате контакта с насекомыми

В летний и осенний период особенно тягостны для человека летающие кровососущие насекомые. Они забираются под одежду, в нос, уши, наносят укусы, также многие насекомые переносят различные вирусы и бактерии.

Для борьбы с кровососущими насекомыми необходимо носить специальную одежду (энцефалитный костюм), а также использовать различные аэрозоли, спреи и мази от насекомых.  

Превышение уровней шума

Основным источником шума на кустовой площадке являются работающие спускоподъемные механизмы, эцн, шгн и автотранспорт.

Предельно допустимые значения (до 80 децибел), характеризующие шум, регламентируются согласно ГОСТ 12.1.003-83 [2]. Допустимые уровни звукового давления и эквивалентного уровня звука приведены в таблице 5.1.

Таблица 5.1 - Допустимые уровни звукового давления и эквивалентного уровня звука (ГОСТ 12.1.003-83)

Рабочие места

Уровни звукового давления, дБ, в октавных

полосах со среднегеометрическими частотами, Гц

Уровни звука и эквивалентные уровни звука, дБА

31,5

63

125

250

500

1000

2000

4000

8000

Постоянные рабочие места и рабочие зоны в  производственных помещениях и на территории предприятий

107

95

87

82

78

75

73

71

69

80

Для уменьшения шума необходимо устанавливать звукопоглощающие кожухи, применять противошумные подшипники, глушители, вовремя смазывать трущиеся поверхности, а также использовать средства индивидуальной защиты: наушники, ушные вкладыши.

Наиболее эффективными средствами борьбы с шумом являются звукоизолирующие устройства, применяемые для полной изоляции источника от окружающей среды. На пути распространения звуковых волн создается препятствие, обладающее достаточной инерцией для возбуждения в нем колебаний. Так как инерционные свойства преграды увеличиваются с увеличением веса единицы поверхности, то звукоизолирующие конструкции должны быть тяжелыми, выполненными из плотных материалов.

Превышение уровней вибрация

Воздействие вибрации возникает при работе на спецтехнике, подъемных, спусковых и цементировочных агрегатах, при спуске и подъеме насосно–компрессорных труб из–за вращения ротора подъемного агрегата; вибрация передвижной дизельной станции, а также вибрация при регулировании расхода закачиваемой воды в пласт запорной арматурой.

Вибрация при частоте 16 Гц не должна превышать амплитуду 0/28 мм.

Предельно допустимые значения, характеризующие вибрацию, регламентируются согласно ГОСТ 12.1.012-90 [3] приведены в таблице 5.2.

Одним из эффективных средств защиты от вибрации рабочих мест, оборудования и строительных конструкций является виброизоляция, представляющая собой упругие элементы, размещённые между вибрирующей машиной и основанием.

Наибольший эффект дают конструктивные и технологические мероприятия. К ним относятся: совершенствование кинематических схем; изыскание наилучших конструктивных форм для безударного взаимодействия деталей и плавного обтекания их воздушными потоками; изменение жесткости или массы для уменьшения амплитуды колебаний и устранения резонансных явлений; применение материалов, обладающих способностью поглощать колебательную энергию; уменьшение зазоров; повышение точности центровки и балансировки для снижения динамических нагрузок; использование прокладочных материалов, затрудняющих передачу колебаний от одних деталей к другим, и т. п.

Таблица 5.2 -  Гигиенические нормы уровней виброскорости (ГОСТ 12.1.012-90)

Вид вибрации

Допустимый уровень виброскорости, дБ, в октавных полосах со среднегеометрическими частотами, Гц

1

2

4

8

16

31,5

63

125

250

500

1000

Технологическая

108

99

93

92

92

92

Локальная вибрация

115

109

109

109

109

109

109

109

В качестве индивидуальной защиты от вибраций, передаваемых человеку через ноги, рекомендуется носить обувь на толстой или войлочной резиновой подошве. Для защиты рук рекомендуются  виброгасящие перчатки.

5.3 Анализ опасных факторов и мероприятия по их устранению

Механическое травмирование

Основными опасными факторами являются движущиеся и вращающиеся части рабочего механизма.

Необходимо проводить следующие мероприятия по устранению возможных механических травм:

1) проверка наличия защитных заграждений на движущихся и вращающихся частях машин и механизмов;

2) плановая и неплановая проверка пусковых и тормозных устройств;

3) проверка состояния оборудования и своевременное устранение дефектов.

Для защиты от данных опасных факторов используются коллективные средства защиты, - устройства, препятствующие появлению человека в опасной зоне. Согласно ГОСТ 12.2.062-81 [4] ограждения выполняются в виде различных сеток, решеток, экранов и кожухов. Они должны иметь такие размеры и быть установлены таким образом, чтобы в любом случае исключить доступ человека в опасную зону. При устройстве ограждений должны соблюдаться определенные требования. Запрещается любая работа со снятым или неисправным ограждением.

Пожаровзрывобезопасность

Противопожарный режим излагается в цеховых и общеобъектовых инструкциях в соответствии с правилами пожарной безопасности производств и анализом пожарной безопасности объектов, а также технологических процессов. Контроль над ним осуществляется обслуживающим персоналом.

На замерных установках должны быть размещены ящики с песком, щит с лопатами, ведрами, ломами и огнетушителями ОХП – 10, ОУ – 2, ОУ – 5.

На объекте должен соблюдаться противопожарный режим; определены и оборудованы места для курения; определены места и допустимое количество хранения в помещениях материалов инвертаря; установлен порядок уборки горючих материалов; определен порядок обесточивания электрооборудования в случае пожара и по окончании рабочего дня.

Федеральный закон от 22 июля 2008 года № 123 – ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности» [5]. Класс рабочей зоны П-III по классификации пожаро-опасных зон – зоны, расположенные вне зданий, сооружений, строений, в которых обращаются горючие жидкости с температурой вспышки 61 и более градуса Цельсия или любые твердые горючие вещества. Класс рабочей зоны 0-й по классификации взрыво-опасных зон – зоны, в которых взрывоопасная газовая смесь присутствует постоянно или хотя бы в течение одного часа;

Мероприятия по пожарной безопасности разделяются на четыре основные группы:

1) предупреждение пожаров, т.е. исключение причин их возникновения;

2) ограничение сферы распространения огня;

3) обеспечение успешной эвакуации людей и материальных ценностей
из очага пожара;

4) создание условий для эффективного тушения пожара.

Электробезопасность

Нефтегазодобывающая и нефтехимическая отрасли промышленности характеризуются большим числом металлических аппаратов, открытых установок, токопроводящих полов. В этих условиях особое значение приобретают мероприятия, направленные на защиту рабочих, обслуживающих электрооборудование, от поражения электрическим током.

Здания и сооружения дожимных насосных станций, блочных кустовых насосных станций, установок предварительного сброса воды Вахского месторождения по обеспечению надежности электроснабжения относятся к потребителям 2 - категории.

Электродвигатели, пусковая и защитная аппаратура, устанавливаемые во взрывоопасных зонах зданий и сооружений, принятые во взрывозащищенном исполнении. Пусковая и защитная аппаратура нормального исполнения вынесена в невзрывоопасные зоны.

Для обеспечения защиты человека от поражения электрическим током необходимо, чтобы все токоведущие части электроустановок, пускорегулирующей аппаратуры и аппаратуры защиты были ограждены от случайных прикосновений. Все распределительные устройства (щиты, сборки и т.д.), установленные вне электропомещений, должны иметь запирающие устройства, препятствующие доступу в них работников неэлектротехнического персонала.

Для защиты от поражения электрическим током в нормальном режиме
должны быть применены, по отдельности или в сочетании, следующие меры
защиты от прямого прикосновения:

-основная изоляция токоведущих частей;

-ограждения и оболочки;

-установка барьеров;

-размещение вне зоны досягаемости;

-применение сверхнизкого (малого) напряжения (напряжение, не превышающее 50 В переменного и 120 В постоянного тока).

Меры защиты от поражения электрическим током должны быть предусмотрены в электроустановке или ее части либо применены к отдельным электроприемникам и могут быть реализованы при изготовлении электрооборудования, либо в процессе монтажа электроустановки, либо в обоих случаях.

Чтобы защитить человека от поражения электрическим током, защитное заземление должно удовлетворять ряд требований, изложенных в ПУЭ класс рабочей зоны П–III и ГОСТ 12.1.030-81 «Защитное заземление. Зануление» [6].

5.4 Региональная безопасность

Мероприятия по охране атмосферного воздуха

Строительство и эксплуатация объектов нефтедобычи связаны с выделением загрязняющих веществ (ЗВ) в атмосферный воздух. Загрязнения поступают в атмосферу через организованные и неорганизованные источники выбросов.

При строительстве объектов обустройства загрязнение атмосферы происходит в результате выделения: продуктов сгорания топлива (передвижной транспорт); растворителей (окрасочные работы); сварочных аэрозолей (сварочные работы).

Основные источники выбросов углеводородов в атмосферу при эксплуатации месторождения: устье факела, дымовые трубы ПТБ, дыхательные клапаны резервуаров, неплотности фланцевых соединений и ЗРА аппаратуры, сальниковые уплотнения насосов, воздушники емкостей, автотранспорт.

Основными ЗВ, выбрасываемыми в приземный слой атмосферы от существующих источников территории Вахского месторождения являются: углерода оксид, углеводороды предельные С1-С5, азота диоксид, сажа, бенз(а)пирен, азота оксид, углеводороды С6-С10, бензол, толуол, ксилол, фторид, фтористый водород, железа оксид, хрома шестивалентного, соединения марганца и кремния.

В целях предупреждения загрязнения атмосферного воздуха необходимо предусмотреть ряд мероприятий по предотвращению аварийных выбросов вредных веществ в атмосферу, в которые входят: полная герметизация системы сбора и транспорта нефти; стопроцентный контроль швов сварных соединений трубопроводов; защита оборудования от коррозии; сброс нефти и газа с предохранительных клапанов аппаратов в аварийные емкости; сброс жидкости из аппаратов в подземную емкость перед остановкой оборудования на ремонт;

Также необходима:

Оперативная ликвидация загрязнения технологических площадок; раздельное хранение легко воспламеняющихся веществ; использование компрессоров с электроприводом; утилизация попутного газа; работы по предупреждению гидратообразования в трубопроводах; автоматическое регулирование режимных технологических параметров; автоматическое дистанционное управление приводами основных механизмов защиты и блокировки при аварийных ситуациях; безрезервуарная откачка нефти;

Мероприятия по охране поверхностных и подземных вод

Негативное воздействие на водную среду при разработке месторождения осуществляется при строительстве кустовых площадок эксплуатационных скважин и коридора инженерных сетей к ним, при использовании подземного водозабора (пресных вод для нужд строительства эксплуатационных скважин и минерализованных вод в системе ППД), сбросе сточных вод, аварийных разливах минерализованных вод и нефти.

Гидрографическая сеть территории Вахского месторождения представлена реками Вах и Трайгородской, являющимися правобережными притоками р. Обь, и их притоками - р. Рятьканъеган и ручьями без названия. Северная часть месторождения заболочена. На ней находится большое количество озер и озерков, наиболее крупные из них: Тяхтя-Эмор, Ай-Тяхтя-Эмтор, Круглое.

В процессе строительства, обустройства и эксплуатации нефтегазодобывающих месторождений на поверхностные и подземные водные объекты оказывается следующее воздействие[7]: изъятие природных вод для использования на собственные нужды; загрязнение водных объектов в результате аварийных сбросов, утечек, дренажа и случайных разливов, связанных с эксплуатацией промысловых объектов, аварийных ситуаций на трубопроводах; изменение режима стока водоемов в результате проведения земляных работ, нарушения рельефа, удаления растительного покрова.

К потенциальным источникам загрязнения относятся нефтяные кусты скважин, ДНС, ЦППН (центр подготовки и перекачки нефти), КНС (канализационная насосная станция), отстойники, резервуары нефтепродуктов, опорные базы нефтепромыслов, нефтепроводы в местах пересечения с водотоками в пределах пойменного участка рек.

Основными источниками поступления вредных веществ в поверхностные воды при разведке и освоении месторождений нефти и газа являются: производственные и хозяйственно–бытовые стоки; талые и ливневые (дренажные) воды, стекающие с производственных площадок и загрязненных участков; строительные и иные работы, ведущие к эрозии прибрежных зон водотоков и водоемов и попадания в них строительного мусора; аварийные разливы нефти и несанкционированный сброс отходов в водные объекты.

Мероприятия по охране и рациональному использованию земельных ресурсов включают в свой состав следующие: прокладка в единых коридорах совмещенных коммуникаций с учетом эколого-экономической оценки разрушаемых экосистем; движение транспорта только по постоянным дорогам; временные дороги (зимники) будут функционировать только в зимний период, запрет на движение транспорта вне дорог; разработка мероприятий по сохранению плодородия почв; ликвидация всех замазученных участков, прежде всего, в водоохранных зонах рек и озер; выбор специальных мест для захоронения отходов (например, отработанные карьеры); сооружение специальных площадок для ремонта и мойки авто; обязательное проведение рекультивационных работ перед сдачей участка основному землепользователю;

Используются установки электроприводной запорной арматуры, автоматически перекрывающей трубопроводы при падении в них давления; 100 % контроль швов сварных соединений трубопроводов.

5.5 Особенности законодательного регулирования проектных решений

Оператор по добыче нефти и газа работает в составе бригады по обслуживанию скважин и обеспечению их бесперебойной работы под руководством лиц технического надзора. Работы, связанные с подземной добычей нефти, относятся к перечню тяжелых работ и работ с вредными и опасными условиями труда, при выполнении которых запрещается применение труда женщин (Постановление Правительства РФ). Компенсируется за вредность в виде выдачей молочной продукции. Выдача молока производится еженедельно. Работники привлекаются к работе в ночное время, к сменному графику работы.

Работники, занятые на работах в опасных и вредных условиях труда, должны проходить обязательные предварительные и периодические медицинские осмотры (обследования) для определения пригодности к выполнению поручаемой работы.

При выполнении работ, связанных с повышенной опасностью (влияние вредных веществ, неблагоприятные производственные факторы), работники должны проходить обязательное психиатрическое освидетельствование не реже одного раза в пять лет в порядке, устанавливаемом Правительством РФ.

При работе в районах Крайнего Севера и приравненных местностях, а также вахтовым методом предусматриваются надбавки и коэффициенты к заработной плате.

Как правило, работодателем предоставляются социальные пакеты (оплата санаторного лечения, оплата путевок в детские лагеря, медицинская страховка, пенсионный фонд и др.).

5.6 Безопасность в чрезвычайные ситуации

Существуют следующие чрезвычайные ситуации (ЧС):

-Природного характера: паводковые наводнения; лесные и торфяные пожары; ураганы; сильные морозы (ниже –40С); метели и снежные заносы.

-Техногенного характера: открытое газонефтеводопроявление (фонтан); разгерметизация трубопроводов; пожары, взрывы; разливы сильнодействующих ядовитых веществ (СДЯВ); отключение электроэнергии.

Для всех объектов нефтяного промысла разрабатывается и утверждается план ликвидации аварии (ПЛА).

В процессе выполнения технологических работ на кустовой площадке месторождения возможны следующие аварийные ситуации:

  •  открытое фонтанирование нефти из скважин;
  •  порывы нефтесборной сети и сети ППД.

В результате открытого фонтанирования может быть выброшено на поверхность несколько десятков тонн нефти. В этом случае возможно и попадание ее в открытые водоемы рек и озёр и в подземные горизонты. Это самый опасный вид аварии.

При разливе нефти в окружающую природную среду принимаются меры для быстрого устранения аварии.

В случае разгерметизации трубопроводов в системе ППД необходимо действовать согласно правилам ликвидации аварии:

-сообщить непосредственному руководителю об аварии;

-перекрыть в блоке гребенки соответствующую отсекающую арматуру на поврежденный трубопровод;

-закрыть задвижку (буферную, центральную) на самой скважине;

-дождаться бригаду линейно–эксплуатационной службы.

Количество коррозионных отказов трубопроводов связано с факторами, усиливающими коррозию: обводненность, возрастающая в течение всего периода разработки месторождения, минерализация пластовых вод, присутствие механических примесей.

Для предупреждения возможных аварий предусматривается:

Оснащение трубопровода автоматическими системами обнаружения утечек, оперативного оповещения и отсекания поврежденных участков труб. На участках трубопроводов, расположенных в водоохранных зонах или участках поймы, трубопроводы оборудуются задвижками; применение трубопровода с наружным и внутренним антикоррозийным покрытием; организация мониторинга за коррозионным состоянием трубопровода; проведение планово–предупредительного ремонта (ППР) эксплуатируемого оборудования. Служба ППР обеспечивается средствами диагностики, позволяющими определять состояние оборудования и трубопроводов.

Основной рекомендуемый способ уменьшения скорости коррозии в системах ППД – использование труб из коррозионностойких материалов: трубы с внутренним покрытием для водоводов низкого давления, трубы из сталей повышенной коррозионной стойкости без внутреннего покрытия при низкой коррозионной активности воды.

Широко применяемый ингибиторный способ защиты от коррозии может быть рекомендован только для поддержания работоспособности старых трубопроводов.


ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Данная работа посвящена анализу эффективности системы разработки Вахского нефтяного месторождения.

В основном разделе дана краткая геолого-физическая характеристика месторождения, история его открытия и развития, рассмотрены коллекторские свойства, уделено внимание тектоническим и стратиграфическим особенностям месторождения, физико-химическим характеристикам пластового флюида и запасам углеводородов.

В специальной части рассмотрены основные этапы проектирования разработки Вахского месторождения, произведена характеристика текущего состояния разработки, а также уделено внимание динамике добычи, структуре фонда скважин и показателям их эксплуатации, проанализированы методы воздействия на пласт и ГРП.

Можно отметить, что фактические уровни добычи нефти отстают от проектных значений (2-30%). Проектные решения в период 2006-2014 гг. не выполняются в полном объеме.

Среди причин вызвавших отставание уровней добычи нефти выделяются:

  •  меньший коэффициент использования скважин (особенно нагнетательных скважин), чем был предусмотрен в проекте;
  •  несоответствие фактического фонда действующих скважин проектному фонду;
  •  более высокие темпы обводнения скважин;
  •  отставание темпов отбора от темпов отбора заложенных в проекте.

В целом техническое состояние разработки можно оценить как удовлетворительное.

В разделе финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение произведен расчёт экономической эффективности выбранного технологического варианта разработки. Выполненная оценка эффективности разработки Вахского месторождения показала, что разработка месторождения экономически эффективна. Показатели экономической эффективности проекта могут в значительной мере изменяться вследствие изменения ряда факторов.

В заключительной части работы рассмотрен раздел социальная ответственность. Данный раздел дипломной работы посвящен анализу и разработке мер безопасности по обеспечению благоприятных условий для работы оператора по добыче нефти и газа.


СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ

  1.  Дополнение к проекту разработки Вахского месторождения: Отчет, ТОМ I, Книга1, ТомскНИПИнефть / Гагарин А.Н.; г. Томск, 2011. - 100с.
  2.  Дополнение к проекту разработки Вахского месторождения: Отчет, ТОМ I, Книга 2, ТомскНИПИнефть / Гагарин А.Н.; г. Томск, 2011. -40с.
  3.  Анализ разработки Вахского месторождения, ОАО"Тандем" / Соколов В.С.; г. Тюмень,2006. – 80c.
  4.  Пересчет запасов нефти и растворенного газа, ОАО «ТомскНИПИнефть ВНК», / Крец Э.С., Багаутдинов А.К. и др.; г. Томск, 1999. -245с.
  5.  Анализ разработки Вахского месторождения. / “ОАО” Томскнефть ВНК; г. Стрежевой, 2013. – 120с.
  6.  Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений: Учебное пособие / Росляк А.Т., Санду С.Ф.; г. Томск: Изд-во ТПУ, 2013 – 125 с.
  7.  Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов (вторая редакция) / Официальное издание . М. Экономика, 2000. - 560с.
  8.  Организация охраны труда в нефтегазодобывающих и газоперерабатывающих производствах / Ю.С. Корнеев. М.: Недра, 1988. - 340с.

PAGE   \* MERGEFORMAT1


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

13080. Классный час «Бессмертный Сталинград» 70.53 KB
  Тема: Бессмертный Сталинград Цель: расширить представление учащихся о Сталинградской битве. Задачи: 1 Образовательная: пополнить знания об истории нашей Родины. 2 Развивающая: развивать чувство патриотизма любви к Родине чувство гордости за свою страну на прим
13081. Классный час «День народного единства» 72.5 KB
  День народного единства Цели: познакомить учащихся с историей праздника; воспитывать любовь к родине на примере подвига и самоотверженности великих граждан России – Минина и Пожарского. Оформление: эпиграф на доске: Добрый памятник поставлен
13082. Классный час «Английские стихотворения к 8 марта» 24.87 KB
  Цели: совершенствование навыков выразительного рассказывания стихотворений; тренировка монологической речи; стимулирование интереса к изучению иностранного языка; воспитание добрых качеств детей умение дружить бережное отношение и уважение друг к др...
13083. Классный час «9 декабря – День Героев Отечества» 96.5 KB
  Классный час на тему: 9 декабря – День Героев Отечества. Цель: Расширение знаний учеников о героических страницах истории нашего Отечества. Воспитание патриотизма гражданственности чувства гордости и уважения к историческому прошлому Родины. Аудитория: учащие...
13084. Классный час «Судьба семьи в судьбе страны» 24.5 KB
  Классный час посвященный Дню защитника Отечества 23 февраля. Судьба семьи в судьбе страны Цели классного часа. воспитание чувства патриотизма любви к Родине. формировать преемственность поколений;3. способствовать развитию нравственных качеств: честность правдивос...
13085. Классный час «Александр Невский — великая личность России» 54.5 KB
  Классный час Александр Невский великая личность России Цель: формирование у учащихся чувства патриотизма гражданственности уважения к историческому прошлому на примере исторической личности Александра Невского. Оборудование: мультимедийная презентация прило
13086. Классный час «Москва и москвичи» 22.87 KB
  Конспект классного часа. Тема классного часа: Москва и москвичи Задачи: 1.Образовательная: Познакомить учащихся с историей московских достопримечательностей 2.Воспитательная: : Воспитывать любовь к Родному городу чувство патриотизма. 3.Развивающая: Развивать р...
13087. Классный час «Береги своё время и время других людей» 54.5 KB
  Береги своё время и время других людей Цель: учить ценить своё время и время окружающих людей. Задачи: показать важность соблюдения режима дня; воспитывать ответственность ...
13088. Классный час «Час знакомства» 24.47 KB
  Тема: Час знакомства Цель: познакомиться с учениками школы №90 3 Б класса узнать интересы детей взаимоотношения в коллективе способствовать развитию отношений между детьми и практикантами. создать условия которые способствуют быстрому и благоприятному зна...