Заходи з інтенсифікації видобутку нафти на Мішкінський нафтовому м

[ виправити ] текст може містити помилки, будь ласка перевіряйте перш ніж використовувати.


Нажми чтобы узнать.
скачати

Нафтовий факультет
Кафедра Розробка та експлуатація нафтових і газових родовищ
Спеціальність 090600 - Розробка та експлуатація нафтових і газових родовищ
ВИПУСКНА КВАЛІФІКАЦІЙНА РОБОТА
на тему
«Заходи щодо інтенсифікації видобутку нафти на Мішкінський нафтовому родовищі»

РЕФЕРАТ
Проект містить 114 сторінок, 33 таблиці, 10 рисунків
ГЕОЛОГО-ТЕХНІЧНІ ЗАХОДИ, обробки привибійної зони, СВЕРДЛОВИНА, асфальто-Смола-парафінових відкладень, Привибійний ЗОНА ПЛАСТУ.
У дипломній роботі виконані: аналіз ефективності проведення заходів з інтенсифікації видобутку нафти на родовищі Мішкінський, запропоновані заходи щодо підвищення питомої ефективності обробки привибійної зони.

ЗМІСТ
ВСТУП. 11
1. ГЕОЛОГІЧНИЙ РОЗДІЛ .. 13
1.1. Загальні відомості про Мішкінський родовищі. 13
1.2. Геолого-фізична характеристика Мішкінський родовища. 15
1.2.1. Геологічна будова Мішкінський родовища. 15
1.3. Фізико-гідродинамічна характеристика продуктивних колекторів ... 23
1.4. Властивості і склад нафти газу, конденсату і води. 24
1.5. Запаси нафти і газу, конденсату. 26
2. ТЕХНОЛОГІЧНИЙ РОЗДІЛ .. 30
2.1. Поточний стан розробки родовища. 30
2.2. Техніко-експлуатаційна характеристика фонду свердловин. 35
2.3. Аналіз поточного стану розробки Мішкінський родовища. 37
2.3.1. Порівняння проектних і фактичних показників розробки. 37
2.4. Вибір та обгрунтування застосування пропонованих технічних рішень ... 39
2.4.1. Аналіз застосовуваних на Мішкінський родовищі заходів з інтенсифікації видобутку нафти. 39
2.4.2. Літературний огляд відомих практичних рішень щодо теми проекту 47
2.4.3. Патентний огляд відомих технічних рішень по темі проекту. 49
2.4.4. Аналіз ефективності застосування обраного технічного рішення на інших родовищах. 50
2.5. Проектування пропонованого технічного рішення для Мішкінський родовища. 52
2.6. Розрахунок технічних показників проекту. 55
2.7. Порівняння технологічних показників проектованого варіанта з базовим варіантом. 58
3. ОХОРОНА ПРАЦІ, ПРОМИСЛОВА БЕЗПЕКА, БЕЗПЕКА ЖИТТЄДІЯЛЬНОСТІ В НАДЗВИЧАЙНИХ СИТУАЦІЯХ .. 60
3.1. Нормативно-правова база. 60
3.2. Промислова безпека. 63
3.2.1. Вимоги до організацій виконують роботи по впливу на привибійну зону пласта. 63
3.2.2. Вимоги до підготовчих робіт на свердловині. 63
3.2.3. Вимоги до обладнання та інших технічних пристроїв. 66
3.2.4. Вимоги безпеки при закачуванні хімреагентів. 68
3.2.5. Заходи безпеки при проведенні обробок привибійної зони .. 69
3.3. Санітарно-гігієнічні вимоги. 72
3.4. Протипожежна безпека. 74
3.5. Безпека життєдіяльності в надзвичайних ситуаціях. 75
3.5.1. Рекомендації зі складання планів ліквідації аварій на вибухопожежонебезпечних об'єктах. 75
3.5.2. Оперативна частина плану ліквідації аварій. 78
3.6. Витрати на проведення заходів в рамках теми дипломного проекту .. 80
4. ОХОРОНА НАВКОЛИШНЬОГО СЕРЕДОВИЩА І ОХОРОНА НАДР. 81
4.1. Нормативно-правова база. 81
4.2. Джерела впливу на атмосферу, гідросферу, літосферу, біоту. 82
4.3. Оцінка рівня впливу на атмосферу, гідросферу, літосферу, біоту. 83
4.4. Методи зменшення рівня впливу на навколишнє середовище. 83
4.5. Розрахунок витрат при перевищенні норм ГДВ І ПДС .. 87
4.6. Розрахунок витрат від впливу на атмосферу, літосферу, гідросферу, біоту 95
4. ЕКОНОМІЧНИЙ РОЗДІЛ .. 100
4.1. Обгрунтування показників економічної ефективності. 100
4.2. Нормативна база, вихідні дані для розрахунків економічних показників проекту і розрахунок показників. 100
4.2.1. Виручка від реалізації. 101
4.2.2. Експлуатаційні витрати .. 102
4.2.3. Платежі та податки. 104
4.2.4. Прибуток від реалізації (n t) 105
4.3. Розрахунок економічних показників проекту. 107
4.3.1. Потік готівки (NPV) 107
4.3.2. Індекс прибутковості (PI) 108
4.3.3. Період окупності вкладених коштів. 109
4.4. Економічна оцінка проекту. 110
4.5. Порівняння техніко-економічних показників проектованого варіанта з базовим варіантом. 111
ВИСНОВОК. 112
Список використаних джерел .. 113
ВСТУП
Одна з основних задач при розробці нафтових родовищ полягає в максимально можливому вилученні природних запасів нафти з надр землі. Підвищення кінцевої нафтовіддачі розроблюваних покладів і збільшення темпів відбору нафти в значній мірі досягаються за рахунок масового впровадження методів інтенсифікації видобутку нафти.
Усі заходи з інтенсифікації видобутку нафти спрямовані на збільшення або відновлення проникності привибійної зони і з'єднання її з більш проникними тріщинуватими нефтенасищенной ділянками пласта.
Необхідність застосування різних методів впливу на привибійну зону свердловин багато в чому пов'язана з недосконалістю способів розкриття продуктивних пластів бурінням. Особливо це відноситься до пластів з поганими колекторськими властивостями і низьким пластовим тиском. Чим менше буде погіршуватися проникність привибійної зони в процесі буріння, тим менше буде з'являтися необхідність застосування методів обробки привибійної зони свердловини.
Як показує досвід застосування методів впливу на привибійну зони свердловин в Удмуртії, 30-40% обробок по свердловинах виявляються неефективними або малоефективними. В основному це обумовлюється неправильним вибором методу впливу для конкретної свердловини і пласта або недотриманням рекомендованих параметрів при проведенні процесу обробки.
Основні родовища ВАТ «Удмуртнефть» знаходяться на пізній стадії розробки, характеризуються значною виробленням запасів і високої обводненість що видобувається. У цих умовах методи інтенсифікації видобутку нафти відіграють основну роль щодо забезпечення запланованих обсягів видобутку нафти.
Мішкінський нафтове родовище, яке експлуатується ВАТ «Удмуртнефть», також знаходиться на пізній стадії розробки. Для інтенсифікації видобутку нафти і зниження темпів падіння обсягів видобутку нафти, проводяться заходи, спрямовані на інтенсифікацію видобутку нафти.
У числі цих заходів:
- Буріння бокових горизонтальних стовбурів (БГС);
- Гідророзрив пласта (ГРП);
- Оптимізація роботи свердловин;
- Обробка привибійної зони пласта (ОПЗ).
У дипломній роботі розглянуті питання підвищення ефективності проведення ОПЗ на Мішкінський родовищі нафти ВАТ «Удмуртнефть», тому що за результатами проведеного аналізу на даному родовищі останнім часом спостерігається зниження питомої ефективності проведених обробок привибійної зони пласта.

ГЕОЛОГІЧНИЙ РОЗДІЛ

1.1. Загальні відомості про Мішкінський родовищі

Мішкінський родовище нафти було відкрито в 1966 році. Воно розташоване на кордоні Воткінського і Шарканского районів Удмуртської республіки, в 60 км на північний схід від м. Іжевська, на північ від м. Воткінська. На території родовища знаходяться населені пункти - це села Мишкино, Сібіно, Бичі та ін Населення, в основному, російські і удмурти.
Схема розташування родовища
Рис. 1.
Площа родовища розташована в басейні ріки Кама і займає вододіли річок Вотка, Шарканка та Ціва. У орогідрофіческом відношенні - це горбиста місцевість, розчленована численними ярами, балками і долинами невеликих річок. Абсолютні відмітки рельєфу змінюються від 140 - 180 м на півдні до 180 - 250 м на півночі.
Південніше родовища розташований Воткінский ставок з площею дзеркала 1880 га . Площа Мішкінський родовища на 70% зайнята хвойними лісами, інша частина зайнята сільгоспугіддями. У прилеглих до площі пунктах є лісорозробки і торфодобича для місцевих потреб.
У східній, південно-західній і північній частинах родовища розташовані охоронні зони: Піхтовскіе ставки, Воткінский ставок і ліси I категорії, р. Вотка, (рис. 2). Крім того, межа водоохоронних зон становить: Воткінский ставок - 500 м , Піхтовскіе ставки - 300 м , Р. Вотка - 200 м . Буріння під охоронні зони в даний час утруднено через неможливість отримати від держави дозвіл на підготовку кущів, розташованих у цих зонах.
Схема розташування природоохоронних зон

Рис. 2.
Клімат району помірно-континентальний, з тривалою зимою. Середньорічна температура +2 ° С, морози в січні-лютому іноді досягають -40 ° С. Середня глибина промерзання грунту 1,2 м , Товщина снігового покриву в березні досягає 60 - 80 см .
Площа родовища пов'язана з м. Іжевському залізницею Іжевськ-Воткінськ і шосейною дорогою обласного значення Іжевськ-Воткінськ-човгав. З річкою Камою родовище пов'язане шосейною дорогою Воткінськ-Чайковський. Судноплавство по найбільшої водної магістралі Європейської частини Росії річці Камі проводиться протягом 6-6,5 місяців.
В економічному відношенні район сільськогосподарський, більша частина зайнята ріллею, а схили ярів покриті трав'янистою рослинністю і чагарниками. Промисловість: легка, машинобудівна, металургійна концентрується в м. Воткінську. Маються підприємство з лісорозробки і торфодобичі. Воткінский район має родовищами будівельних матеріалів: цегляні глини, піщано-гравійні суміші, будівельного піску.
Видобуток нафти з Мішкінський родовища веде Воткінське нафтогазовидобувне управління. Водозабір для цілей підтримки пластового тиску (ППТ) розташований на р.. Сива. Джерело енергопостачання - підстанція 220/110/35/6 кВ «Сива». Підготовка нафти здійснюється на УПН-2 «Мишкино», яка розташована на території Мішкінський родовища.

1.2. Геолого-фізична характеристика Мішкінський родовища

1.2.1. Геологічна будова Мішкінський родовища

Мішкінський зона піднять розташована в південній частині Верхньо-Камськой западини. У тектонічному відношенні Мішкінський родовище приурочене до однойменної антиклинальной структурі субширотного простягання, у південно-східній частині Кіенгопского валу, що представляє собою велику структуру, ускладнену поруч брахиантіклінальниє складок нижчого порядку. На північний захід від Мішкінський площі розташована Чутирско-Кіенгопское родовище, а на схід - Ножовская нафтоносна зона піднять Пермської області.
Геологічний розріз осадочного чохла в межах Мішкінський родовища представлений відкладами протерозойський групи, девонської, кам'яновугільної, пермської систем палеозою і четвертинними відкладеннями (рис. 3).
Зведений літолого-стратиграфічний розріз
Рис. 3.
Промислова нафтоносності встановлена ​​у відкладах Верейського горизонту, башкирського ярусу середнього карбону, Яснополянській надгорізонту і турнейского ярусу нижнього карбону.
Нижче будуть приведені геологічні та геолого-фізичні характеристики по кожній поклади окремо.
Московський ярус. Верейський горизонт.
На Мішкінський родовищі в Верейському горизонті московського ярусу чітко виділяються два продуктивних пласта В-II і В-III, складених карбонатними відкладеннями. Пласти розділені непроникною пачкою аргілітів і глинистих вапняків товщиною від 1,2 м до 2 м . Тип колектора поровий, поклади пластово-склепінні (рис. 4).
Схематичний геологічний профіль відкладень Верейського горизонту
Рис. 4.
Поклад нафти пласта В-II єдина на всіх підняттях Мішкінський родовища і має рівень ВНК на абс. відм. -1040 М .
Пласт B-II представлений вапняками сірими і коричнево-сірими, органогенних, органогенно-детрітовимі, ​​рідше дрібно-тонко-зернистими. Тип колектора поровий. Пласт досить однорідний як за простяганням, так і по розрізу, добре витриманий і лише в окремих свердловинах розчленовується на 2-3 прошарку з появою в розрізі щільних вапняків і частковим заміщенням пористих різниць. Загальна товщина шару становить 6,2 м , Ефективна товщина пласта коливається від 1,2 м до 5,2 м в середньому становлячи 3,5 м . Середньозважений по товщині коефіцієнт пористості становить 0,18, коефіцієнт нефтенасищенной становить 0,73. Площа нафтоносності по пласту По-II Верейського горизонту 140551,2 тис. м 2 (рис. 5).
Пласт B-III представлений вапняками органогенно-уламковими, органогенних, органогенно-детрітовимі. Тип колектора поровий, у вапняках органогенно-детрітовимі спостерігається мінеральні вертикальні мікротріщини шириною до 0,2 мм , Виконані кальцитом. Загальна товщина шару 6,4 м . Ефективна товщина коливається від 0,6 м до 2,5 м , В середньому становлячи 1,9 м .
У цілому для Верейського об'єкта розробки сумарна нефтенасищенной товщина в середньому становить 4,5 м , Коефіцієнт розчленованості дорівнює 3,18, піщанистого 0,42, середня проникність 0,124 мкм 2.
Башкирський ярус. Башкирський ярус представлений вапняками сірими, світло-і темно-сірими, прошарками глинистими (на кордоні з верейську відкладеннями). Пористі різниці вапняків у розрізі розподілені нерівномірно, невитримані як по простяганню, так і по розрізу і утворюють складну гідродинамічну систему в загальній масі карбонатних порід. Продуктивні відклади башкирського ярусу відокремлені від продуктивних відкладень Верея шаром непроникних аргілітів товщиною 1,8 - 2,2 м . У верхній частині ярусу переважають щільні різниці вапняків, в нижній ж його частини більш високопористі. Пористість найчастіше вторинна, іноді спостерігаються каверни розміром 1 - 2 мм , В окремих зразках керна в органогенних вапняках спостерігається незначна тріщинуватість. Тип колектора в башкирських відкладах порові (органогенні вапняки), рідше порово-тріщинні (органогенно-детрітовимі тип вапняку). Вапняки

Мішкінський родовище структурна карта по покрівлі пласта B-II Верейського горизонту

Рис. 5.

помітно змінені постседіментаціоннимі процесами. Загальна товщина в середньому 31,6 м. Пористі ділянки зазвичай малопотужні і складають 35-50% за масою. Товщина окремих проникних прошарків коливається в широких межах від 0,4 до 4,6 м . У розрізі башкирського ярусу за матеріалами ГІС досить чітко виділяються сім проникних пластів A4-1-A4-7, кожен з яких у свою чергу представлений двома, трьома, рідше чотирма проникними пропластками (рис. 6). Нефтенасищени на Мішкінський родовищі лише пласти А4-1-А4-5, пласти А4-6-А4-7 водонасичено. Пласти розділені перемичками ущільнених карбонатів товщиною 0,4 - 1,6 м .
Схематичний геологічний розріз відкладів башкирського ярусу

Рис. 6.
Рівень ВНК башкирської поклади залягає на абс. відм -1046 М , -1044 М (Воткінське підняття), -1046 М і -1064 М (Черепановского підняття).
Візейська ярус
Нафтоносності доведена по пластах С-II, C-III, C-IV - тульський горизонт і С-V, С-VI, C-VII - Бобриківського горизонт. Теригенні відклади візейського ярусу представлені переслаіваніе алевролітів, аргілітів і пісковиків. У верхній частині ярусу (тульський горизонт) переважають глинисті різниці, у нижній (Бобриківського горизонт) - пісковики та алевроліти. Пласти колектори в межах площі невитримані як за площею, так і по літології. На невеликих відстанях пісковики заміщуються алевролітами і глинистими алевролітами. У середньому загальна товщина теригенних відкладів візейського ярусу становить 37 м , При зміні від 35 м до 43 м , Середня ефективна товщина 9,8 м , Середньозважена ефективна нефтенасищенной товщина - 4,8 м (Рис. 7). Середньозважена по товщині пористість Візейська поклади нафти становить 20%, нефтенасищенной 71%. Рівень ВНК на абс. відм. -1311,5 М , -1327,5 М .
Схематичний геологічний розріз відкладів візейського ярусу

Повна програма екологічного моніторингу передбачає організацію спостережень за джерелами і факторами техногенного впливу, змінами природних компонентів і комплексів. Для контролю за станом основних компонентів природного середовища (гідросфери та грунтового покриву) сформована система відомчого екологічного моніторингу. Основними методами контролю в процесі експлуатації родовища будуть візуальний і інструментальний (фізико-хімічні, гідрохімічні) методи аналізу.
Візуальний метод контролю полягає в огляді території родовища та реєстрації місця порушення і забруднення. Ці роботи виконуються службами, на які покладено функції технічної експлуатації родовища.
Інструментальний метод контролю проводиться групою моніторингу та хіміко-аналітичною лабораторією ВАТ «Удмуртнефть».
Гідромоніторінг
Відбір проб проводиться на постійних точках на річках човгав, Березівка, Сидорівка і струмок Троніна Лог. Результати хімічних аналізів поверхневих вод за 2004 рр.. наведено в табл. 20.
Таблиця 20
Хімічний аналіз поверхневих вод за 2004 р .
Місце відбору
р. Куля кап вище мосту, п. 52-01
р. Човгав верхів'ї Боткін, ставка, п. 52-02
р.Березовка міст біля АБЗ п.52-03
р.Березовка центр, н / л
п.52-04
р. Сидорівка, 350 м
У до 10
п. 52-05
струмок Троніна Лог, 18 ряд.
п. 52-06
струмок Троніна Лог, н / л, к.24.
п. 52-07
р.Сідо-ровка 350м ЮВ к.23. п. 52-08
р.Сідо-ровка міст на Кель-чинського тракті
п. 52-09
Дата відбору
20.10.04
09.08.04
25.10.04
25.10.04
21.10.04
21.10.04
21.10.04
21.10.04
21.10.04
Компоненти
Зміст мг / дм
Жорсткість,
м моль / дм
5,085
9,595
7,676
3,355
4,41
5,528
РН
8,28
7,83
8,02
7,84
7,74
7,96
Кальцій
60,89
133,6
105,3
44,82
64,7
79,5
Мінералізація
515,8
931,2
691,4
279,9
335,9
501
Гідрокарбонати
335,5
187,3
154,3
148,2
151,9
159,2
Хлориди
36,5
28,6
420
300
47,3
1400
350
81,2
177
Магній
24,89
35,62
29,48
13,6
20,29
62,87
Сульфати
14,81
18,93
12,35
10,7
9,876
9,876
Натрій + Калій
49,68
146,1
95,7
21,68
20,29
62,87
Нафтопродукти
0,4
<0,05
<0,05
<0,05
<0,05
<0,05
<0,05
<0,05
<0,05
Сухий залишок
390
250
870
650
310
2900
980
440
470
Ступінь впливу нафтопромислу на якість річкових вод має від слабовираженной до небезпечної. За результатами досліджень найбільш забрудненими є р. Березівка ​​і струмок Троніна Лог. Як і в попередні роки, води мають високий вміст сухого залишку та хлоридів: від 0365 до 2,9 г/дм3 (0,65-2,9 ГДК) і 300-1400 мг / дм 3 (1,0 - 4,6 ГДК ) відповідно. У порівнянні з 2003 роком забруднення даних водотоків мінералізованою по-дой зросла. У річках човгав і Сидорівка концентрації хлоридів коливаються від 28,6 до 177 мг/дм3 (нижче ГДК). Нафтопродукти не виявлені.
Підземні води
Підземні прісні води становлять найбільший інтерес з точки зору впливу на навколишнє середовище, тому що вони використовуються для водопостачання і з іншого боку вони значно більшою мірою схильні до впливу різних можливих забруднень, ніж мінералізовані води нижчих горизонтів. Результати хімічних аналізів поверхневих вод за 2004 рр.. наведено в табл. 21.
Таблиця 21
Результати хімічних аналізів підземних вод за 2004 р .
Місце відбору
14 ряд, арт.скв.5002
ДНС-2, арт.скв.5003
ДНС-5, арт.скв.5004
ДНС-7, арт.скв.5ОО5
ДНС-3, арт.скв.70581
п / х «Лісове поле», арт.скв.844
Дата відбору
25.10.04
04.02.04
25.10.04
20.10.04
21.10.04
06.08.04
Компоненти
Зміст мг / дм
Жорсткість м моль / дм 3
4,929
8,456
10,30
0,401
4,2
рН
8,09
7,89
7,65
9,1
7,87
Кальцій
61,94
84,22
115,4
3,383
45,67
Мінералізація
349,7
602,8
798,4
492,7
333,5
Гідрокарбонати
155,6
195,2
193,4
329,4
182,4
Хлориди
79,9
230
350
4,23
32,3
14,5
Магній
22,35
51,73
55,27
2,822
23,35
Сульфати
21,67
6,64
11,44
14,58
7,695
Нітрати
0,095
4,355
4
1,975
32,43
Натрій + Калій
8,19
33,6
73,14
136,3
9,65
Залізо
0,181
Нафтопродукти
<0,05
<0,05
<0,05
<0,05
<0,05
<0,05
Сухий залишок
371,6
654,8
780
387,1
292,3
236,8
У порівнянні з попередніми роками стан підземних вод залишається незмінним. Напірні підземні води Уржумський водоносної серії залишаються відносно чистими. Величина сухого залишку вод становить не більше 0,40 г/дм3, і тільки в районі ДНС-2 і ДНС-5 збільшується до 0,78 г/дм3. Підвищений вміст хлоридів залишається в свердловинах № 5003, 5004, 70580, від 211 до 350 мг/дм3 (0,6-1,0 ГДК). У цих же свердловинах підвищений вміст заліза в концентраціях до 1,8 ГДК і висока жорсткість 8,5-10,3 ммоль / дм (1,21-1,47 ГДК). Нафтопродукти відсутні.
Стан якості грунтових вод (першого від поверхні водоносного горизонту) в порівнянні з минулими роками погіршився. Забруднення грунтових вод носить локальний характер і найбільш сильно проявляється на територіях зі значним техногенним навантаженням (УПН, ДНС, ряди свердловин). Мінералізація води на особливо забруднених ділянках змінюється від 1,1 до 9,1 г / дм, вміст хлоридів від 366 до! 600 мг / дм (1,05-4,6 ГДК).
Як контролюючих параметрів розглядається загальна мінералізація, іонний склад води, вміст нафтопродуктів, завислих речовин.
Гідрохімічні показники, що визначаються при спостереженні за підземними водами, слід прийняти такі: рН, жорсткість, сухий залишок, мінералізація, Сl -, SO 4 2 -, НСО з -, Са 2 +, Na + + K +, Mg 2 +, СО 3 -, нафтопродукти.
Грунтовий моніторинг
Грунтовий моніторинг включає в себе контроль за нафтовим забрудненням грунтів і його наслідками і повинен здійснюватися поблизу найбільш імовірних місць забруднення. Для ранньої діагностики розвитку несприятливих змін властивостей грунтів буде проводитися відбір їх зразків 1 раз на рік на потенційно небезпечних місцях - поблизу виробничих майданчиків, трас комунікацій. Відбір проб грунтів фоновий, з ділянок підлягають рекультивації і в потенційно-небезпечних місцях на утримання рН, органічної речовини, Hr, S, V, P 2 O 5, K 2 O, щільного осаду, хлоридів, нафтопродуктів.
Для ранньої діагностики розвитку несприятливих змін на Мішкінський родовищі необхідно:
· Здійснювати регулярний візуальний контроль на виробничих майданчиках кущів свердловин, під'їзних шляхах до них, а / д.
· При можливої ​​аварійної ситуації відбір зразків проводять у початковій стадії аварійної ситуації на забрудненій грунті й поблизу її, і після проведення відновлювальних робіт.
·

4.6. Розрахунок витрат від впливу на атмосферу, літосферу, гідросферу, біоту

Плата за забруднення навколишнього природного середовища за видами забруднення визначається шляхом множення відповідних ставок плати на величину зазначених видів забруднення. Нормативи плати за викиди в атмосферне повітря забруднюючих речовин від стаціонарних джерел прийняті відповідно до Постанови Уряду РФ «Про нормативи плати за викиди в атмосферне повітря забруднюючих речовин стаціонарними та пересувними джерелами, скиди забруднюючих речовин у поверхневі і підземні водні об'єкти, розміщення відходів виробництва та споживання ».
Відповідно до додатка 2 до зазначеного Постановою Уряду РФ, до розрахунку плати вводиться коефіцієнт, що враховує екологічні чинники (стан атмосферного повітря та грунту), по територіях економічних районів РФ. Як випливає з листа Міністерства економіки УР від 25.06.03г. № 05-17/078, Удмуртська Республіка ставиться до Уральського економічному району Російської Федерації. Відповідно, за даним району коефіцієнт для атмосферного повітря дорівнює 2. Розрахунок платежів за забруднення атмосферного повітря на період будівництва та на період експлуатації проектованих об'єктів представлений в табл. 22.
Таблиця 22
Розрахунок плати за викид забруднюючих речовин в атмосферне повітря протягом року
Найменування забруднюючих речовин
Викид, т / рік
Норматив плати за викид 1 т забруднюючих речовин, руб
Плата з урахуванням коефіцієнта, що враховує екол. Фактори по територіях екон. районів РФ, руб / год
Період експлуатації
Граничні вуглеводні С1-С10
15,7752
5
157,75
Сірководень
0,2450
257
125,93
Метанол
0,0012
5
0,012
Ізопропіловий спирт
0,0088
3,7
0,07
Період будівництва
Оксиди заліза
0,060583
52
6,300
Марганець та його сполуки
0,00443194
2050
18,04
Діоксид азоту
0,1032782
52
10,4
Сполуки кремнію
0,004060
21
0,17
Вуглець чорний (сажа)
0,013368
80
2,08
Сірчистий ангідрид
0,011625
21
0,462
Вторіди
0,0038
410
3,12
Оксид вуглецю
0,485229
0,6
0,58
Гас
0,066118
2,5
0,33
Оксид азоту
0,14999
52
15,6
Визначення збитків від викидів будівельної та пересувної техніки, зварювальних постів (період будівництва) не проводилося, а в разі, якщо використовувані транспортні засоби, зварювальні пости стоять на балансі підрядних організацій, що залучаються до будівельних робіт, дані підприємства самостійно вносять плату за викиди в установленому порядку .
Розрахунок платежів за забруднення водних об'єктів
Згідно з проектними матеріалами, в період експлуатації Мішкінський нафтового родовища забруднень поверхневих і підземних вод не відбудеться. Відповідно, збиток, нанесений водним об'єктам, буде дорівнює 0.
Розрахунок платежів за розміщення відходів виробництва та споживання.
Розрахунок плати за розміщення відходів не наводиться, тому що всі відходи, що утворюються в період експлуатації об'єктів Мішкінський родовища, підлягають переробці на інших підприємствах.
Розрахунок за використання земельних ресурсів
Плата за землю справляється за використання сільськогосподарських угідь в штатному режимі на підставі Постанови Уряду РФ від 07.05.2003 р. № 262 «Правила відшкодування власникам земельних ділянок, землекористувачам, землевласникам і орендарям земельних ділянок збитків, заподіяних вилученням або тимчасовим зайняттям земельних ділянок, обмеженням прав власників земельних ділянок, землекористувачів, землевласників та орендарів земельних ділянок, або погіршення якості земель в результаті діяльності інших осіб », Акта про визначення збитків та витрат сільськогосподарського виробництва.
Плата за землю на лісових угіддях нелісових фонду проводиться в штатному режимі на підставі Постанови Уряду РФ № 278 від 29.04.2002 р. та відповідно до Правил справляння та обліку плати за переклад лісових земель в нелісові і за вилучення земель лісового фонду (зі змінами на 11 липня 2003), Постанови Уряду РФ № 55 від 03.09.2004 року, Постанови Уряду РФ від 17.11.2004 року № 647 «Про розрахунок та відшкодування втрат лісового господарства при перекладі лісових земель в нелісові землі для використання їх у цілях, не пов'язаних з веденням лісового господарства, користуванням лісовим фондом, і при перекладі лісових земель лісового фонду в землі інших категорій », Актом про визначення збитків і втрат лісогосподарського виробництва.
Збиток при аварійних ситуаціях
Збиток від аварій на небезпечних виробничих об'єктах включає повні, разові втрати організації, що експлуатує небезпечний виробничий об'єкт, на якому відбулася аварія; витрати на ліквідацію аварії, соціально-економічні втрати, пов'язані з травмуванням та загибеллю людей, шкоду, завдану навколишньому середовищу, матеріальні збитки та втрати держави від вибуття трудових ресурсів.
Екологічний збиток визначений як сума збитків від різних видів шкідливого впливу на об'єкти навколишнього природного середовища:
П екол = Е а + Е в + Е п + Е б + Е про (4)
де П екол - екологічний збиток, руб.;
Е а - збиток від забруднення атмосфери, руб.;
Е в - збиток від забруднення водних ресурсів, крб.
Е п - збиток від забруднення грунту, руб.;
Е б - збиток, пов'язаний зі знищенням біологічних (в т.ч. лісових) ресурсів, крб.
Е о - збиток від засмічення території уламками (осколками) будівель, споруд, обладнання і т.д.
При аварійних ситуаціях на Мішкінський нафтовому родовищі вплив буде надано на всі компоненти природного комплексу, відповідно, збиток від забруднення визначається для всіх компонентів природного середовища.
Основні висновки
Наведені матеріали свідчать про те, що:
Екологічних та санітарно-гігієнічних обмежень для господарської діяльності на Мішкінський родовищі немає.
Рівень хімічного і фізичного забруднення знаходиться в допустимих межах;
При дотриманні загальноприйнятих природоохоронних заходів (обвалування, облаштування комор, герметичність колон і т.д.) можна виключити і поверхневі забруднення грунтів, грунтових вод і поверхневих водотоків;
У разі аварійних ситуацій на складних ділянках траси трубопроводів можливо локальне забруднення грунтово-рослинного покриву та водних об'єктів.
Вплив, пов'язаний із забрудненням атмосфери викидаються речовинами, не робить помітного впливу на флору і фауну.
Виходячи з вищенаведених висновків, можна зробити комплексний висновок про те, що на стадії експлуатації Мішкінський родовища нафти, природоохоронна діяльність диференціюється у відповідності зі здатністю біоти відновлюватися і залишатися у вихідному стані під впливом нафтопромислової навантаження на територію. Біотичних співтовариствам властиві внаслідок процесу синантропізації, спрощена структура, висока резистентність по відношенню до нафтопромисловому впливу і значні відновлювальні здібності.
Можливі аварійні ситуації приведуть до трансформації біоти, але значущих наслідків для біоти Воткінського району Удмуртської Республіки не буде.
Дотримання регламентують та рекомендованих вимог, а також застосування передових методів в галузі охорони навколишнього середовища не призводить до порушення (деградації) природного комплексу в цілому.
При сформованій техногенного навантаження і повне виконання природоохоронних заходів, забруднення навколишнього природного середовища знаходиться в допустимих межах.
Проведені заходи з охорони навколишнього природного середовища дозволяють мінімізувати можливі збитки від експлуатації родовища і при виникненні аварійних ситуацій.

3. ЕКОНОМІЧНИЙ РОЗДІЛ

3.1. Обгрунтування показників економічної ефективності

Для розрахунку прогнозованих економічних показників проекту використовували сукупність критеріїв, описаних в РД 153-39-007-96.
Ефективність проведення Распе + ПСКО оцінимо системою розраховуються показників, що виступають у якості економічних критеріїв, економічна ефективність запропонованого проекту буде полягати в додатково видобутої нафти.
Для оцінки проекту пропонується використовувати такі основні показники ефективності:
- Дисконтований потік готівки (NPV), повинен бути більше 0;
- Індекс прибутковості (PI), у НК «Роснефть» за PI більше 1 пропонований проект може бути прийнятий до реалізації;
- Період окупності вкладених коштів (П ок), у НК «Роснефть» період окупності вкладених засобів повинен бути не більше 5 років, при дотриманні цього параметра проекти приймаються до реалізації.
- Економічний ефект від впровадження заходу.
У систему оціночних показників включаються також:
- Експлуатаційні витрати на видобуток нафти;
- Дохід держави (податки і платежі, що відраховуються у бюджетні та позабюджетні фонди країни).
Для економічної оцінки варіантів розробки можуть використовуватися базисні, поточні (прогнозні), розрахункові та світові ціни.

3.2. Нормативна база, вихідні дані для розрахунків економічних показників проекту і розрахунок показників

Вихідні дані для розрахунку економічних показників проекту представлені в табл. 23.
Таблиця 23
Вихідні дані для розрахунків економічних показників
Показник
Значення
Ціна реалізації нафти, руб.
4 374,85
Податки враховуються в собівартості, руб.
2 221,19
Вартість бригадо-години ВРХ, руб.
2 460,00
Тривалість ВРХ, бригадо-год.
150,00
Вартість Распе, руб / т.
18 000,00
Вартість комплексу ГІС, руб.
89 000,00
Додаткова видобуток нафти, тонн
22 141,30

 

3.2.1.Виручка від реалізації

Виручка від реалізації продукції (В t) розраховується як добуток ціни реалізації нафти на обсяг видобутку:
(5)
де Ц н, - відповідно ціна реалізації нафти в t-му році;
Q н, - відповідно видобуток нафти в t-му році.
У нашому випадку виручка від реалізації буде йти від додатково видобутої нафти. Розрахуємо показники за 1 рік.
Ціна реалізації нафти в 2007 р . - 4 734,85 руб.
Додаткова видобуток нафти від реалізації проекту відображена в табл. 15.
Так по свердловині 562 виручка від реалізації складе:
4 734,85 руб. * 1 696,00 тонн = 8030 171,83 руб.
По інших свердловинах наведемо дані в табл. 24.
Таблиця 24
Виручка від реалізації за проектом
Родовище
№ вкв.
Приріст Q нафти, т / добу
Додаткова видобуток нафти за 1 рік, тонн
Виручка від реалізації, руб.
Мішкінський
562
4,6
1696,0
8 030 171,83
Мішкінський
504
7,2
2609,8
12 357 182,46
Мішкінський
510
6,6
2404,8
11 386 533,44
Мішкінський
514
4,8
1765,2
8 357 739,09
Мішкінський
524
8,9
3265,5
15 461 630,15
Мішкінський
533
4,5
1652,4
7 823 730,12
Мішкінський
2075
4,4
1606,7
7 607 285,80
Мішкінський
347
4,4
1603,8
7 593 533,42
Мішкінський
1505
7,8
2860,5
13 544 010,61
Мішкінський
1509
7,3
2676,8
12 674 061,63
У цілому за проектом
60,7
22141,3
104 835 878,53

3.2.1. Експлуатаційні витрати

При оцінці варіантів розробки експлуатаційні витрати можуть бути визначені за видами витрат - статтями калькуляції або елементів витрат. У цих методичних рекомендаціях викладено спосіб розрахунку цих витрат, що базується на статтях калькуляції.
Експлуатаційні витрати розраховуються відповідно до питомими поточними витратами і об'ємними технологічними показниками в розрізі наступних статей:
- Обслуговування видобувних і нагнітальних свердловин:
- Енергетичні витрати для механізованого видобутку рідини;
- Підтримання пластового тиску;
- Збір і транспорт нафти і газу;
- Технологічна підготовка нафти;
- Капітальний ремонт свердловин;
- Амортизація свердловин.
Витрати на обслуговування видобувних свердловин визначаються в залежності від кількості діючих свердловин і включають в себе заробітну плату (основну та додаткову) виробничих робітників, цехові витрати, загальновиробничі витрати, а також витрати на утримання та експлуатацію устаткування.
Енергетичні витрати розраховуються залежно від обсягу механізованої видобутку рідини. При розрахунку цих витрат виходять із середньої вартості електроенергії та її питомої витрати.
Витрати на збір, транспорт нафти і газу, технологічну підготовку нафти розраховуються залежно від обсягу видобутої рідини без урахування амортизаційних відрахувань.
Витрати з підтримання пластового тиску складаються з витрат на обслуговування нагнітальних свердловин, витрат на закачування води. При визначенні витрат на закачування води виходять з обсягу закачиваемой в пласт води, її вартість і енергетичних витрат. Норматив для визначення енергетичних витрат при закачуванні води в пласт встановлюється, виходячи з питомої витрати електроенергії і вартості 1 кВтSYMBOL 215 \ f "Symbol" \ s 14Чч електроенергії.
За проектом Распе + ПСКО експлуатаційні витрати будуть складатися з: витрат на капітальний ремонт свердловин, проведення ГІС, витрат на розспів.
Вартість капітального ремонту свердловини визначається як добуток вартості бригадо-години роботи бригади ВРХ - 2 460 руб., На тривалість ремонту свердловини - 150 бригадо-годин:
2460 руб. * 150 бр.-год. = 369 000 руб.
Вартість комплексу ГІС по одній свердловині становить 89 000 руб.
Вартість 1 тонни Распе - 18 000 руб.
Повністю всі експлуатаційні витрати по кожній свердловині відображені в табл. 25.
Таблиця 25
Експлуатаційні витрати за проектом
Родовище
№ вкв.
Витрати
на ВРХ, руб.
Витрати на ГВС, руб.
Витрати на розпил, руб.
Всього експлуатаційних витрат, руб.
Мішкінський
562
369000,00
89000,00
138600,00
596 600,00
Мішкінський
504
369000,00
89001,00
143640,00
601 641,00
Мішкінський
510
369000,00
89002,00
113400,00
571 402,00
Мішкінський
514
369000,00
89003,00
152460,00
610 463,00
Мішкінський
524
369000,00
89004,00
178920,00
636 924,00
Мішкінський
533
369000,00
89005,00
126000,00
584 005,00
Мішкінський
2075
369000,00
89006,00
131040,00
589 046,00
Мішкінський
347
369000,00
89007,00
22680,00
480 687,00
Мішкінський
1505
369000,00
89008,00
95760,00
553 768,00
Мішкінський
1509
369000,00
89009,00
131040,00
589 049,00
У цілому за проектом
3690000,00
890045,00
1233540,00
5 813 585,00

3.2.2. Платежі та податки

Оцінка варіантів розробки повинна проводитися у відповідності з податковою системою, встановленою в законодавчому порядку.
Нижче слід перелік податків, що відраховуються до бюджетні і позабюджетні фонди країни, і показаний порядок їх розрахунку (див. табл. 26).
Від фонду оплати праці обчислюються платежі в розмірі 26%.
Плата за землю розраховується залежно від розміру площі родовища і встановлених ставок у руб. / га.

Таблиця 26
Перелік податків, що відраховуються до бюджетні і позабюджетні фонди

Показники
Од. ізм.
Значення
1.Налог на додану вартість
%
18,0
2. Єдиний соціальний податок
%
26,0

Показники
Од. ізм.
Значення
3. Обов'язкове страхування від нещасних випадків
%
0,5
4. Податок на видобуток корисних копалин
руб. / т.
290,00
5. Податок на майно
%
2,2
6. Добровільне особисте страхування
%
3,0
7. Податок на прибуток
%
24,0
8. Прибутковий податок
%
13,0
Таблиця 27
Складові витрат враховуються в собівартості
Стаття витрат
Сировина, матеріали і паливо,%
2,48
Енергія,%
3,68
Заробітна плата,%
3,01
Амортизація, що входить в собівартість,%
6,61
Витрати на капітальний і поточний ремонт усіх основних засобів,%
4,78
Витрати на геофізику і сейсморозвідувальні роботи,%
0,66
Витрати на проведення ГТМ (зарізання 2-х стволів та ін),%
2,63
Витрати на транспорт,%
2,51
Майнові платежі,%
0,25
Інші витрати,%
6,81
Податки і платежі, що враховуються в собівартості,%
67,35

3.2.3. Прибуток від реалізації (n t)

Прибуток від реалізації - сукупний дохід підприємства, зменшений на величину експлуатаційних витрат з включенням до них амортизаційних відрахувань і загальної суми податків, які направляються у бюджетні та позабюджетні фонди. Розрахунок прибутку здійснюється з обов'язковим приведенням різночасових доходів і витрат до першого розрахункового року. Дисконтування здійснюється шляхом розподілу величини прибутку за кожен рік на відповідний коефіцієнт приведення.
(6)
де n t - прибуток від реалізації продукції;
Т - розрахунковий період оцінки діяльності підприємства;
B t - виторг від реалізації продукції в t-му році;
Е t - експлуатаційні витрати з амортизацією в t-му році;
H t - сума податків;
Е н - норматив дисконтування, частки од. (0,1);
t, t p - відповідно поточний і розрахунковий рік.
Розрахуємо прибуток від реалізації по свердловині 562:

Прибуток від реалізації за рештою свердловин та в цілому за проектом представлені в табл. 28.
Таблиця 28
Прибуток від реалізації за проектом
Родовище
№ вкв.
Виручка від реалізації, руб.
Експлуатаційні витрати, руб.
Сума податків, руб.
Прибуток від реалізації, руб.
Мішкінський
562
8 030 171,83
596 600,00
3 767 068,14
3 333 185,18
Мішкінський
504
12 357 182,46
601 640,00
5 796 930,54
5 416 919,92
Мішкінський
510
11 386 533,44
571 400,00
5 341 585,24
4 975 952,91
Мішкінський
514
8 357 739,09
610 460,00
3 920 734,61
3 478 676,80
Мішкінський
524
15 461 630,15
636 920,00
7 253 271,23
6 883 126,29
Мішкінський
533
7 823 730,12
584 000,00
3 670 223,39
3 245 006,12
Мішкінський
2075
7 607 285,80
589 040,00
3 568 686,27
3 135 963,21
Мішкінський
347
7 593 533,42
480 680,00
3 562 234,83
3 227 835,08
Таблиця 28 (продовження)
Родовище
№ вкв.
Виручка від реалізації, руб.
Експлуатаційні витрати, руб.
Сума податків, руб.
Прибуток від реалізації, руб.
Мішкінський
1505
13 544 010,61
553 760,00
6 353 688,55
6 033 238,23
Мішкінський
1509
12 674 061,63
589 040,00
5 945 583,08
5 581 307,77
У цілому за проектом
104 835 878,53
5 813 540,00
49 180 005,88
45 311 211,51

3.3. Розрахунок економічних показників проекту

3.3.1. Потік готівки (NPV)

Дисконтований потік готівки - сума прибутку від реалізації, амортизаційних та інвестиційних відрахувань, зменшена на величину інвестицій, що спрямовуються на освоєння нафтового родовища - визначається як сума поточних річних потоків, приведених до початкового року.
(7)
де NPV - поточна потік готівки;
n t - прибуток від реалізації в t-му році;
A t - амортизаційні відрахування в t-му році;
K t - початкові інвестиції в проект в t-му році.
Амортизаційних відрахувань у зв'язку з відсутністю капітальних витрат по даному проекту немає.
Розрахуємо потік готівки по свердловині 562:

Потік готівки по решті свердловин та в цілому за проектом наведено в табл. 29.
Таблиця 29
Потік готівки за проектом
Родовище
№ вкв.
Експлуатаційні витрати, руб.
Прибуток від реалізації, руб.
Потік готівки, руб.
Мішкінський
562
596 600,00
3 333 185,18
2 487 804,70
Мішкінський
504
601 640,00
5 416 919,92
4 377 527,20
Мішкінський
510
571 400,00
4 975 952,91
4 004 139,01
Мішкінський
514
610 460,00
3 478 676,80
2 607 469,81
Мішкінський
524
636 920,00
6 883 126,29
5 678 369,36
Мішкінський
533
584 000,00
3 245 006,12
2 419 096,47
Мішкінський
2075
589 040,00
3 135 963,21
2 315 384,74
Мішкінський
347
480 680,00
3 227 835,08
2 497 413,71
Мішкінський
1505
553 760,00
6 033 238,23
4 981 343,85
Мішкінський
1509
589 040,00
5 581 307,77
4 538 425,25
У цілому за проектом
5 813 540,00
45 311 211,51
35 906 974,10

3.3.2. Індекс прибутковості (PI)

Індекс прибутковості (PI) характеризує економічну віддачу вкладених коштів і являє собою відношення сумарних приведених чистих надходжень (прибутку від реалізації нафти і амортизаційних відрахувань) до сумарного дисконтованою обсягу капітальних вкладень:
(8)
де n t - прибуток від реалізації продукції;
Т - розрахунковий період оцінки діяльності підприємства;
A t - амортизаційні відрахування в t-му році;
Kt - початкові інвестиції в проект в t-му році.
Е н - норматив дисконтування, частки од.;
t, t p - відповідно поточний і розрахунковий рік.
Амортизаційних відрахувань у зв'язку з відсутністю капітальних витрат по даному проекту немає.
Індекс прибутковості по свердловині 562 складе:

Індекс прибутковості по інших свердловинах і в цілому за проектом наведено в табл. 30.
Таблиця 30
Індекс прибутковості по проекту Распе + ПСКО
Родовище
№ вкв.
Експлуатаційні витрати, руб.
Прибуток від реалізації, руб.
Індекс прибутковості, PI
Мішкінський
562
596 600,00
3 333 185,18
5,59
Мішкінський
504
601 640,00
5 416 919,92
9,00
Мішкінський
510
571 400,00
4 975 952,91
8,71
Мішкінський
514
610 460,00
3 478 676,80
5,70
Мішкінський
524
636 920,00
6 883 126,29
10,81
Мішкінський
533
584 000,00
3 245 006,12
5,56
Мішкінський
2075
589 040,00
3 135 963,21
5,32
Мішкінський
347
480 680,00
3 227 835,08
6,72
Мішкінський
1505
553 760,00
6 033 238,23
10,90
Мішкінський
1509
589 040,00
5 581 307,77
9,48
У цілому за проектом
5 813 540,00
45 311 211,51
7,79

3.3.3. Період окупності вкладених коштів

Період окупності (П ок) - це тривалість періоду, протягом якого початкові негативні значення накопиченої готівки повністю компенсуються її позитивними значеннями. Період окупності для пропонованого проекту може бути визначений з наступного рівності:
(9)
Дані по періоду окупності пропонованого проекту представлені в табл. 31.
Таблиця 31
Період окупності за проектом Распе + ПСКО
Родовище
№ вкв.
Період окупності, років.
Мішкінський
562
0,29
Мішкінський
504
0,19
Мішкінський
510
0,20
Мішкінський
514
0,29
Мішкінський
524
0,16
Мішкінський
533
0,30
Мішкінський
2075
0,31
Мішкінський
347
0,25
Мішкінський
1505
0,16
Мішкінський
1509
0,19
У цілому за проектом
0,22

3.4. Економічна оцінка проекту

Вимоги НК «Роснефть» до прийнятих до реалізації проектів: індекс дохідності більше 1, період окупності проекту не більше 5 років. За цими критеріями запропонований до реалізації проект Распе + ПСКО повністю підходить: індекс дохідності 7,79, період окупності 0,22 року.
Проект буде рентабельним при зниженні ціни реалізованої нафти з 4 734,85 руб. до 2 780 руб. При ціні реалізованої нафти 2 780 руб. PI проекту складе 1,03, період окупності збільшиться до 1 року доби. При зниженні ціни реалізованої нафти нижче 2 780 руб. PI проекту буде вже нижче 1.

3.5. Порівняння техніко-економічних показників проектованого варіанта з базовим варіантом

Порівняємо техніко-економічні показники проекту Распе + ПСКО з проектом звичайного ПСКО. Результати порівняння представлені в табл. 32.
Таблиця 33
Порівняння ТЕП проекту Распе + ПСКО з проектом ПСКО
Показники
Проект Распе + ПСКО (пропонований)
Проект ПСКО (базовий)
Відхилення
Додаткова видобуток нафти за 1 рік, тонн
22 141,33
12 652,19
9 489,14
Виручка від реалізації, руб.
104 835 878,53
59 906 216,31
44 929 662,23
Експлуатаційні витрати за проектом, руб.
5 813 540,00
4 334 000,00
1 479 540,00
Прибуток від реалізації, руб.
45 311 211,51
24 972 141,64
20 339 069,87
Потік готівки, руб.
35 906 974,10
18 761 946,95
17 145 027,15
Індекс прибутковості
7,79
5,76
2,03
Період окупності вкладених коштів, років.
0,22
0,28
- 0,06
КІН
0,1731
0,1705
0,0026
Як видно з табл. 29 незважаючи на великі експлуатаційні витрати за проектом Распе + ПСКО, пропонований проект принесе велику здобич нафти, більший прибуток, а так само має більш високий індекс прибутковості і менший період окупності вкладених коштів у порівнянні з проведенням ПСКО за звичайною технологією.

ВИСНОВОК
В останні роки на Мішкінський родовищі відбувається зниження питомої ефективності ПСКО. Це пов'язано з кратністю обробок, висока розчленованість і неоднорідність по проникності розроблюваних об'єктів, а так само з ефектом екранізації поверхні порового простору порід, за рахунок АСПО, незмінна технологія проведення обробок.
Аналіз ефективності проведених ГТМ, по Мішкінський родовищу показує, що проведення комплексних обробок Распе + ПСКО з метою зниження ефекту екранізації, збільшення глибини проникнення в пласт кислоти, збільшення ступеня охоплення пласта впливом, недопущення утворення агрегатованих структуроутворюючих рідин і як наслідок зниження кількості відмов обладнання.
Рекомендується проводити обробки Распе + ПСКО на свердловинах, де останнім часом спостерігається зниження забійного тиску і припливу рідини у свердловину.
Проведення комплексних обробок Распе + ПСКО тягне за собою більше збільшення приросту дебіту свердловин в порівнянні зі звичайними ПСКО, зниження кількості відмов насосного обладнання.
Пропонований проект Распе + ПСКО є економічно привабливішим порівняно зі звичайними ПСКО за рахунок збільшення додаткового видобутку нафти, збільшення індексу прибутковості, зниження періоду окупності.

Список використаних джерел
1) Протокол № 5992, затвердження запасів нафти Мішкінський родовища, м. Москва, 1970 р .
2) Технологічна схема розробки Мішкінський нафтового родовища. Звіт. Бугульма, УКО «ТатНІПІнефть», 1986 р .;
3) «Авторський нагляд за розробкою Мішкінський родовища нафти», Філія ВАТ «Сиданко» в м. Іжевську «Іжевський нафтової науковий центр», 2004, 293 с.
4) Сучков Б.М. Проведення СКО в динамічному режимі, Нафтове господарство - 1987. № 6. С. 52-55.
5) Амія В. А., Уголев В.С. Фізико-хімічні методи підвищення продуктивності свердловин, М.: Недра. 1970. - 279 с.
6) Сургуч М.Л., Калганов В. І., Гавура О. В. та ін Витяг нафти з карбонатних колекторів. М.: Недра. 1987. - 230 с.
7) Мартос В.М. Нова технологія інтенсифікації припливу рідини в глибоких свердловинах / / ВНІІОЕНГ, РНТС Серія «нафтопромислове справа». 1972. № 2. С. 30-32.
8) Амія В.А., Галлямов М.Н., Ілюк В.А. та ін Обробка карбонатних колекторів кислотними пенами / / ВНІІОЕНГ. РНТС. Серія «нафтопромислове справа». 1977. № 3. С. 14-17.
9) Амія В.А., Амія А.В., Казакевич Л.В., Бекина Є.П. Застосування пінних систем в нафтовидобутку М.: Недра. 1987. 229 с.
10) Богомільний Є.І. Обробка привибійної зони свердловин композиціями на основі соляної кислоти і водорозчинного ПАР на родовищах Удмуртської АРСР / / Тез. докл. Всесоюз. конферен. Проблеми розвитку нафтогазового комплексу країни / Москва. 1991. 41 с.
11) Кудінов В.І., Сучков Б.М. Інтенсифікація видобутку в'язкої нафти з карбонатних колекторів. Самара: Кн. вид., 1996. 440 з.
12) Мустафін Г.Г., Лерман Б.А. Аналіз ефективності методів впливу на привибійну зону пласта / / ВНІІОЕНГ. РНТС Сер. Нафтопромислове справу., 1983. № 7. С. 7-8.
13) Богомільний Є. І. Інтенсифікація видобутку високов'язких парафінистих нафт з карбонатних колекторів Удмуртії. - Москва-Іжевськ: Інститут комп'ютерних досліджень. 2003. 271 с.
14) Кудінов В.І., Дацік М.І., Зубов Н.В. та ін Промисловий розвиток високоефективних технологій теплового впливу на Греміхінском родовищі Удмуртії / / нафтопромислове справу. 1993. № 10. С. 169-176.
15) Кудінов В.І. Удосконалення теплових методів розробки родовищ високов'язких нафт. - М.: Нафта і газ, 1996. 282 с.
16) Байбаков Н.К., Гаруша А.Р. Теплові методи розробки нафтових родовищ. - М.: Недра. 1989. 343 с.
17) Мустали Я. А., Ілюк В. А., Мавлютова І. І. Пароцікліческое вплив на привибійну зону пласта / / нафтопромислове справу. 1979. № 8. С. 9-11.
18) Сургуч М.Л., Кузнєцов О. Л., Сімкін Е.М. Гідродинамічна, акустичне теплове циклічне вплив на пласт. М.: Недра. 1975. 195 с.
19) Сургуч М.Л. Побічні і третинні методи збільшення нафтовіддачі пластів. М.: Недра. 1985. 308 с.
20) Стандарт НК «Роснефть» «Порядок добору кандидатів на проведення, розрахунку ефекту та оцінки ефективності ГТМ». М. 2005.
21) «Технологічний режим роботи свердловин станом на травень місяць» по НГВУ «Воткінськ».
22) Правила безпеки в нафтовій і газовій промисловості (ПБ 08-624-03). Наказ Федеральної служби з екологічного, технологічного і атомного нагляду від 20.04.06 № 384.

Рис. 7.
Турнейского ярус
Відкладення Черепетське горизонту представлені переслаіваніе вапняків здебільшого глинистих, аргілітів з підлеглими прошарками мергелів, доломітів. Глинисто-карбонатні відклади Черепетське горизонту в цілому є непроникною покришкою для поклади нафти Малевської-упінского горизонту. Нефтенасищен в Черепетське відкладеннях пласт Т-3, пласти Т-1 і Т-2 складені вапняками заглінізірованнимі. Основні запаси нафти в турнейского ярусі приурочені до пласту пористо-кавернозних вапняків загальною товщиною до 36 м , Що залягає в покрівлі Малевської-упінского горизонту. Пласт досить добре витриманий по площі, середня нефтенасищенной товщина складає 14,4 м . Покришкою служать аргіліти підошви Черепетське горизонту. У більшості свердловин простежуються серед пористих щільні різниці вапняків товщиною від 0,8 м до 8,0 м , Коефіцієнт розчленованості дорівнює 3,98. Поклад має масивне будову. У підошовної частини залягає прошарок щільних (за промислово-геофізичними даними) нізкопроніцаемих порід товщиною 3 - 10 м , Що відокремлює його від пластів Т-5, Т-6.
Однак аналіз кернового матеріалу з цього прошарку, виконаний у Пермському відділенні ВНІГНІ, свідчить про наявність у ньому тріщинуватості.
Колектора характеризуються високою пошарової і зональної неоднорідністю і порівняно невисокими фільтраційно-ємнісними властивостями. Пористість у середньому становить 16%, проникність - 0,213 мкм 2. Середня нефтенасищенной товщина 14.4 м . Середньозважена по товщині нефтенасищенной 75%.
Рівень ВНК встановлений на абс. відм. -1352 - 1356 м (Рис. 8).
Схематичний геологічний розріз відкладів турнейского ярусу
Рис. 8.

1.3.

1.4. Фізико-гідродинамічна характеристика продуктивних колекторів

Фізико-гідродинамічна характеристика продуктивних пластів Черепановского підняття грунтується на лабораторному вивченні керна піднятого з пробурених ВАТ "Удмуртнефть" 19 свердловин, а також на результатах досліджень керна з 17 свердловин, пробурених трестом "Удмуртнефтеразведка". З них свердловини 247-р, 249р, 250р, 251р, 252р, 253р, 255р пробурені ВАТ "Удмурнефть" безпосередньо в районі підняття, а інші знаходяться на частини Воткінського підняття, розташованої біля Черепановского купола. Слід зазначити, що в матеріалах результатів досліджень тресту "Удмуртнефтеразведка" представлена ​​проникність зразків керна, виміряна в основному в напрямку, перпендикулярному напластованию, а в даних лабораторії петрофізики "УдмуртНІПІнефть" більший обсяг складають результати, отримані при вимірі проникності в напрямку, паралельному напластованию гірських порід . Це дозволяє порівняти фільтраційні характеристики пластів в різних напрямках. Співвідношення коефіцієнтів газопроникності вздовж нашарування і перпендикулярно нашарування для колекторів Верейського горизонту, башкирського і турнейского ярусів становлять відповідно 1,14,1,78 і 1,62.
Продуктивні пласти турнейского ярусу представлені вапняками різними за структурою: середньо-мелкокомковатой з детритом, в різній мірі доломітізірованний. Грудочки складені мікрозерниста кальцитом із окремими ромбоедрів доломіту. Цемент убогий, регенераційної-порового або порового типу, кальцитове спільно з доломітовим складу. Пори розміром від 0,015 до 1 мм , Частіше 0,05 - 0,25 мм , Округлі, прямолінійні.
Продуктивні відклади башкирського ярусу складені коричнево-сірими форамініферового-сгустковатимі пористими вапняками і вапняково-раковини пісковиками. Поровий простір сформовано порами розміром 0,025 - 0,5 мм внутрішньо-і межфрагментнимі, сполученими. Цемент убогий, кальцитова, порового типу. У вапняково-черепашкових пісковиках уламкові частина (60-80%) представлена ​​окатанних детритом, частково перекрісталізованним тонкозернистим кальцитом, іноді доломітом. Уламки зцементовані тонкозернистим доломітом порового типу і середньо-грубозернистим доломітом регенераційної-базального типу. Пори розподілені нерівномірно, дві третини з них великі (0,15 - 1,5 мм ), Межфрагментние, овальної і полігональної форми, третя частина пір - внутріфрагментние, розміром 0,02 - 0,1 мм , Не сполучені. Слабопорістие вапняки детриту-грудкуватих. Пори в основному межфрагментарние, полігональні, розміром 0,04 - 0,12 мм . Цемент кальцитова з ромбоедрів доломіту крустіфікаціонно-порового типу.
Продуктивні відкладення Верейського горизонту складені вапняками коричнево-сірими мелкокомковатой, рідше середньо-крупнокомковатимі з прошарками вапняково-черепашкових пісковиків. У мелкокомковатой різницях вапняків пори в основному межфрагментарние різноманітної форми, сполучені, розміром 0,025 - 0,3 мм . Цемент кальцитова тонкозернистий, рідше доломітові тонко-дрібнозернистий базально-порового або порово-регенераційного типу в комбінації з регенераційних. У крупнокомковатих вапняках розмір пор до 0,45 мм ; Цемент кальцитова порово-плівкового і типу, ділянками ангидрітовий регенераційного типу. У вапняково-черепашкових пісковиках пори межфрагментние округлі з нерівними порізаними краями, розміром 0,06 - 0,25 мм , Сполучені і дрібні (0,015 - 0,05 мм ) Округлі внутріфрагментние. Цемент - тонкозернистий кальцит крустіфікаціонного типу та середньо-крупнозернистий доломіт в комбінації з гідрослюди регенераційної-базального типу.

1.5. Властивості і склад нафти газу, конденсату і води.

Характеристика властивостей флюїдів, що насичують продуктивні пласти родовища, вивчена за даними досліджень глибинних і поверхневих проб, виконаних у лабораторіях ВАТ "Удмуртгеологія" та інституту "УдмуртНІПІнефть".
Нафта Верейського горизонту.
Для пласта В-II щільність нафти в пластових умовах склала 0,8828 т / м 3, в'язкість нафти в пластових умовах 16,9 мПа × с, об'ємний коефіцієнт 1,056, газосодержание 21,6 м 3 / т.
Нафта башкирського ярусу.
Середнє значення густини нафти в пластових умовах 0,8851 т / м 3, тиск насичення 7,6 МПа, об'ємний коефіцієнт від 1,032, в'язкість нафти в пластових умовах 21,3 мПа × с, газосодержание 14,82 м 3 / т.
Нафта турнейского ярусу.
За своїм фізичним властивостям нафту не відрізняється від нафти турнейского поклади Мішкінський родовища, тому її параметри в пластових умовах характеризуються за аналогією з параметрами нафти турнейского поклади Мішкінський родовища. Нафта характеризується як важка, (середнє значення щільності в пластових умовах 0,9134 т / м 3), високов'язка, з невеликим газосодержание.
Таблиця 1
Параметри нафти
Параметри
Стратиграфія (горизонт, ярус)
Верейський
Башкирський
Турнейского
Щільність нафти в пластових умовах, т / м 3
0,8793
0,8851
0,9134
Щільність нафти в поверхневих умовах, т / м 3
0,8951
0,8929
0,9225
В'язкість нафти в пластових умовах, мПа * с
16,9
21,3
63,73
Об'ємний коефіцієнт нафти, частки од.
1,056
1,032
1,012
Газосодержание, м 3 / т
21,6
14,82
6,13
Вміст сірки в нафті,%
2,89
2,7
3,51
Зміст парафіну в нафті,%
4,51
4,73
4,73
Тиск насичення нафти газом, МПа
9,2
7,6
7,8
Щільність води в пластових умовах, т / м 3
1,169
1,161
1,17
З даних табл. 1 можна зробити висновок про закономірності зміни властивостей нафт в залежності від глибини залягання або віку об'єктів, їх містять. Так нафти турнейского пласта, в порівнянні з верейську, більш важкі, в них менше світлих фракцій, вони більш в'язкі. Із зростанням глибини також зменшується газосодержание (і, отже, зменшується об'ємний коефіцієнт нафти) і збільшується тиск насичення через збільшення вмісту азоту в попутному (розчиненому) газі.
Розчинений в нафті газ є азотно-вуглеводневим і характеризується високою щільністю, з вмістом азоту у відкладеннях відповідно Верейського горизонту - 33,17%, башкирського ярусу - 39,29%.
Газ турнейского ярусу за своїм складом, у порівнянні з газом верейську і башкирських пластів, має низьку щільність по повітрю 1,181, більш високий вміст азоту (64,61%), невеликий вміст вуглеводнів.
Попутний нафтовий газ Мішкінський родовища містить велику кількість інертних, негорючих складових, тому він утилізується в атмосферу за допомогою факелів.
Пластові води розглянутого родовища характерні для регіону в цілому, і для московських, башкирських, Візейська і турнейского відкладів є розсолами хлоридно-кальцієві типу. Чітко вираженої тенденції зміни фізико-хімічних властивостей пластових вод по продуктивної інтервалу розрізу не відзначається, за винятком зменшення в'язкості в пластових умовах зі зростанням глибини через підвищення температури. Середня щільність пластових вод 1,17 г / см ³, а мінералізація - 260 г / л. Газовий фактор пластової води незначний, а розчинений газ в основному представлений азотом.
За товарним якостям нафти Мішкінський родовища характеризуються як важкі, високосірчисті, парафінистих і смолисті.

1.6. Запаси нафти і газу, конденсату

Запаси нафти Мішкінський родовища затверджені ДКЗ СРСР (протокол № 5992 від 1970 року) / 1 / окремо за двома поднятиям (Воткінське, Черепановского). Початкові запаси нафти, затверджені протоколом ДКЗ № 5992 і в цілому по родовищу становили 206761 тис. т геологічних і 74286 тис. т видобутих, в тому числі за категоріями: 44306 тис. т геологічних і 16066 тис. т видобутих категорії B; 123769 тис. т геологічних і 45014 тис. т видобутих категорії С1; 38686 тис. т геологічних і 13206 тис. т видобутих категорії С2.
За результатами виконувалися в процесі розробки родовища робіт (буріння свердловин, сейсморозвідувальні роботи) на родовищі неодноразово здійснювалися переклади запасів нафти в більш високі категорії, списання не підтверджених запасів, прирости запасів нафти.
Залишкові запаси нафти станом на 01.01.2004 р. в цілому по родовищу складають: 142 535 тис. т геологічних і 35 540 тис. т видобутих категорії B + C1, 38 686 тис. т геологічних і 13 206 тис. т видобутих категорії С2 . Накопичена видобуток нафти на 31.12.2006 р. склала 28 649 тис. т.

Початкові балансові запаси нафти, які значаться на момент складання проектних документів і на 01.01.2004 р.
Поклад, пласт
Запаси, тис.т
балансові
на момент складання проектного документу
на 01.01.2004 р.
на момент складання проектного документу
на 01.01.2004 р.
на момент складання проектного документу
на 01.01.2004 р.
на момент складання проектного документу
на 01.01.2004 р.
на момент складання проектного документу
на 01.01.2004 р.
B
З 1
В + З 1
З 2
B + C 1 + C 2
ВСЬОГО
44247
108596
131307
93289
175554
201885
38681
5628
214235
207513
в т. ч.
верейську поклад
21620
49937
57978
44875
79598
94812
29468
4866
109066
99678
башкирська поклад
4747
24401
26564
15810
31311
40211
8175
762
39486
40973
Візейська поклад
3541
15840
17005
6606
20546
22446
20546
22446
турнейского поклад
14339
18418
29760
25998
44099
44416
1038
45137
44416


Таблиця 3
Початкові видобувні запаси нафти, які значаться на момент складання проектних документів і на 01.01.2004 р.
Поклад, пласт
Запаси, тис.т
добувані
на момент складання проектного документу
на 01.01.2004 р.
на момент складання проектного документу
на 01.01.2004 р.
на момент складання проектного документу
на 01.01.2004 р.
на момент складання проектного документу
на 01.01.2004 р.
на момент складання проектного документу
на 01.01.2004 р.
B
З 1
В + З 1
З 2
B + C 1 + C 2
ВСЬОГО
16068
39470
47612
32877
63680
72347
13204
1915
79906
74262
в т. ч.
верейську поклад
7351
17210
19723
14619
27074
31829
10020
1656
37094
33485
башкирська поклад
1614
8349
9032
5319
10646
13668
2779
259
16447
13927
Візейська поклад
1487
6725
7250
2803
8737
9528
8737
9528
турнейского поклад
5616
7186
11607
10136
17223
17322
405
17628
17322

2. ТЕХНОЛОГІЧНИЙ РОЗДІЛ

2.1. Поточний стан розробки родовища

На Мішкінський родовищі, згідно технологічної схеми / 2 /, виділено 4 об'єкти розробки: верейську (I), башкирська (II), яснополянський (III) і турнейского (IV). У розробці знаходиться два підняття - Воткінське і Черепановского.
Мішкінський родовище належить до числа низькопродуктивних по більшості об'єктів розробки у зв'язку з несприятливими геолого-фізичними параметрами пластів і нафт. Нафта має підвищену в'язкість по I, II і III об'єктам, і високу за IV. Верейський, башкирська і турнейского об'єкти представлені покладами з карбонатними, кавернозному-тріщинуватими високорасчлененнимі колекторами. Розробка їх в умовах традиційних методів із закачуванням води протікає досить неефективно. Відбувається випереджувальний обводнення видобувних свердловин закачиваемой і пластовою водою.
Основна площа Мішкінський родовища охоплена трикутної сіткою з відстанями між видобувними і нагнітальними свердловинами 500 метрів (7-точковий елемент). Північно-західна і західна частини родовища разбурени по ущільненій сітці 250 × 500 метрів (13-крапковий елемент).
Станом на 31.12.2006 року в цілому по родовищу видобуто 28 649 тис.т. нафти. Поточний коефіцієнт нафтовилучення становить 0,127.
У 2006 році фактичний видобуток нафти склала 994 тис. т.
Всі об'єкти Мішкінський родовища розробляються із застосуванням штучної підтримки пластового тиску. Реалізовано майданні системи заводнення на I, II і III об'єктах. Основним агентом закачування є прісна вода. На IV об'єкті проводиться промисловий експеримент із закачування розчину полімеру і води. Досвідчені роботи із закачування гарячої води на II об'єкті, що проводяться з 1987 року, припинені з технічних причин (звичайна конструкція нагнітальної свердловини не дозволяє використовувати в якості агента гарячу воду). Експеримент із закачування гарячої води на двох елементах III об'єкта, передбачений у технологічній схемі, не здійснювався / 3 /.
Для підвищення ефективності звичайного заводнения технологічною схемою / 2 / передбачалося проведення закачування в циклічному режимі. Проте конкретних програм проведення нестаціонарного заводнения в проектному документі запропоновано не було. У 1995 році інститутом «УдмуртНІПІнефть» в рамках звіту «Системний авторський нагляд за розробкою нафтових родовищ АТ« Удмуртнефть »за II квартал 1995 р» була розроблена програма дослідних робіт за циклічним заводненню на Мішкінський родовищі. В даний час в безморозний період року циклічна закачування води здійснюється на I і II об'єктах за програмою складеної ВАТ «Удмуртнефть». Кількісну оцінку від впровадження циклічної закачування виконати важко, у зв'язку з відсутністю методики поділу ефекту від проведення ГТМ і ціклікі.
Накопичений обсяг закачування станом на 31.12.2006 року в цілому по родовищу склав 70 179 тис. м3. У 2006 році розміщено 3856 тис. м3. Основні показники розробки з Мішкінський родовищу наводяться в табл. 4 і на рис. 9, 10.
Таблиця 4
Показники розробки з Мішкінський родовищу
Показники розробки
2002
2003
2004
2005
2006
Видобуток нафти, всього, тис. т.
878
941
1041
1073
994
за рахунок методів підвищення нафтовіддачі (БГС), тис. т.
151
169
61
86
10
Накопичена видобуток нафти, тис. т.
24599
25540
26581
27654
28649
в т.ч. за рахунок методів підвищення нафтовіддачі (БГС), тис. т.
741
910
971
1057
1067
Видобуток рідини, всього, тис. т.
4672
5173
5793
6857,3
7332,5
Накопичена видобуток рідини, тис. т.
61153
66326
72119
78976
86308
Закачка робочого агента, тис.м3
3204
3316
3317,5
3422
3856
Накопичена закачування, тис.м3
56266
59583
62901
66323
70179
Фонд видобувних свердловин на кінець року, шт.
930
938
897
874
879
Фонд нагнітальних свердловин на кінець року, шт.
225
225
229
236
244
Діючий фонд видобувних свердловин на кінець року, шт.
863
771
771
802
806
Діючий фонд нагнітальних свердловин на кінець року, шт.
216
210
212
222
224
Середньодобовий дебіт однієї видобувної свердловини по нафті, т / добу.
2,9
3,5
4,0
4,0
3,0
по рідини, т / добу.
15,5
19,3
21,5
25,6
25,67

Основні показники розробки Мішкінський родовища (видобуток, закачування)

Рис. 9.
Основні показники розробки Мішкінський родовища (дебіт, фонд)
Рис.10.

2.2. Техніко-експлуатаційна характеристика фонду свердловин

Станом на 31.12.2006 р. на родовищі числиться 1298 свердловин. З них 879 видобувних (806 діючих), 244 нагнітальних (224 діючих), 26 поглинаючих свердловин. Характеристика фонду свердловин наведено в табл. 5.
Таблиця 5
Характеристика фонду свердловин станом на 31.12.2006 р.
Показники
Од. ізм.
2006 р .
Балансовий фонд свердловин
вкв.
1298
Нафтовий фонд свердловин
Експлуатаційний фонд
вкв.
879
в т.ч.: УЕЦН
вкв.
152
УШГН
вкв.
723
газліфт
вкв.
0
фонтан
вкв.
0
інші
вкв.
4
Діючий фонд
вкв.
806
в т.ч.: УЕЦН
вкв.
144
УШГН
вкв.
660
газліфт
вкв.
0
фонтан
вкв.
0
інші
вкв.
2
Той, хто дає продукцію
вкв.
770
Простоюючий
вкв.
36
Недіючий фонд
вкв.
73
Нагнітальний фонд
Експлуатаційний фонд
вкв.
244
Діючий фонд
вкв.
224
Під закачуванням
вкв.
218
Простоюючий фонд
вкв.
6
Недіючий фонд
вкв.
18
Таблиця 5 (продовження)
Показники
Од. ізм.
2006 р .
Фонд освоєння
вкв.
2
Фонд інших свердловин (експлуатаційний)
вкв.
26
водозабірний
вкв.
0
газовий
вкв.
0
поглинаючий
вкв.
26
Поза експлуатаційного фонду
Всього
вкв.
149
Законсервований фонд
вкв.
35
П'єзометричного фонд
вкв.
0
Наглядова фонд
вкв.
89
Фонд ліквідований і в очікуван. ліквідації
вкв.
25
Таблиця 6
Розподіл свердловин по дебіту нафти і обводнення
Інтервал обводнення,%
Діапазон дебітів нафти, т / добу.
Всього
0-5
5,1-10
10,1-20
20,1-35
35,1-60
> 60
Кол.
%
0-5
0
0
0
0
0
0
0
0,00
5,1-20
7
3
5
1
0
1
17
2,11
20,1-50
105
57
20
3
0
1
186
23,08
50,1-90
335
66
11
4
0
0
416
51,61
більше 90
173
8
6
0
0
0
187
23,20
Всього
620
134
42
8
0
2
806
100
%
76,92
16,63
5,21
0,99
0,00
0,25
100


Таблиця 7
Розподіл свердловин по дебітом рідини і обводнення
Інтервал обводнення,%
Діапазон дебітів рідини, т / добу.
Всього
0-5
5,1-10
10,1-20
20,1-35
35,1-60
> 60
Кол.
%
0-5
0
0
0
0
0
0
0
0
Інтервал обводнення,%
Діапазон дебітів рідини, т / добу.
Всього
5,1-20
7
2
5
2
0
1
17
2,11
20,1-50
72
58
47
13
1
1
192
23,82
50,1-90
74
130
111
66
28
7
416
51,61
більше 90
35
15
34
35
22
40
181
22,46
Всього
188
205
197
116
51
49
806
100
%
23,33
25,43
24,44
14,39
6,33
6,08
Аналізуючи табл. 6 і 7, можна відзначити наступне:
· Більшість добувних свердловин (76,92%) працює з дебітами по нафті менше 5 т / добу, що пов'язано з низькою продуктивністю родовища. Це підтверджується і розподілом свердловин по дебітом рідини (48,78% фонду працює з дебітами рідини менше 10 т / добу);
· Всі свердловини видобувного фонду обводнені, 23,2% свердловин працюють з обводненість вище 90%.

2.3. Аналіз поточного стану розробки Мішкінський родовища

2.3.1. Порівняння проектних і фактичних показників розробки

Фактичні показники розробки істотно нижче проектних табл.8. Основною причиною відставання фактичних рівнів видобутку нафти від проектних величин є дефіцит пробуреного фонду видобувних свердловин і низькі темпи розбурювання.
Істотно відстає від тих. схеми закачування робочого агента на 31 768 тис. м 3, що так же зумовлено дефіцитом нагнітального фонду свердловин (відставання від тих. схеми на 57 свердловин).
Таблиця 8
Порівняння проектних і фактичних показників розробки
Показники розробки
Од.
1999
2000
2001
2002
2003
Видобуток нафти, усього
тис.т
1377
1374
1351
1331
1298
981
967
915
878
941
Накопичена видобуток нафти
тис.т
24769
26143
27494
28825
30123
21840
22807
23721
24599
25540
Коефіцієнт нафтовилучення
%
12
13
14
14
15
11
11
12
12
13
Видобуток рідини, всього
тис.т
5948
6205
6562
6847
7067
3633
3844
4385
4672
5173
Накопичена видобуток рідини
тис.т
63176
69381
75943
82790
89857
48252
52096
56481
61153
66326
Закачка робочого агента
тис.м 3
5788
5965
6327
6619
6840
2518
2780
2958
3204
3316
Накопичена закачування
тис.м 3
65600
71565
77892
84511
91351
47325
50105
53063
56266
59583
Фонд видобувних свердловин на кінець року
шт.
1246
1322
1398
1445
1445
928
932
946
930
938
Фонд нагнітальних свердловин на кінець року
шт.
282
282
282
282
282
225
225
225
225
225
Дійств. фонд видобувних свердловин на кінець року
шт.
1236
1311
1386
1433
1433
889
902
902
863
771
Дійств. фонд Нагній. свердловин на кінець року
шт.
273
273
273
273
273
203
214
212
216
210
Середньодобовий дебіт однієї видобувної свердловини
т / добу
3,3
3,1
2,9
2,7
2,6
по нафті
3,3
3,2
3,0
2,9
3,5
по рідини
т / добу
14,4
14,0
14,0
14,0
14,2
12,2
12,6
14,4
15,5
19,3
Середньодобовий дебіт однієї видобувної свердловини по нафті перевищує проектні показники (на 0,9 т / добу. В 2003 р .), Що досягнуто за рахунок проведення заходів з інтенсифікації видобутку нафти, в першу чергу таких як: ЗБС, ОПЗ і оптимізація роботи механізованого фонду. У той же час середньодобовий дебіт видобувних свердловин по рідині вище планових показників.

2.4. Вибір та обгрунтування застосування пропонованих технічних рішень

2.4.1. Аналіз застосовуваних на Мішкінський родовищі заходів з інтенсифікації видобутку нафти

Експлуатація нафтових родовищ супроводжується погіршенням проникності порід колекторів в привибійній зоні свердловин. Однією з причин такого погіршення є відкладення асфальто-смоли-парафінових відкладень (АСПО) на поверхні породи, обумовлене підвищеним вмістом цих компонентів у високов'язких нафтах.
З метою відновлення проникності до величини, яка дорівнює або близька до першої, застосовують різні методи обробки привибійної зони свердловин (ОПЗ).
Щорічно близько половини обсягу нафти на родовищі добувається за рахунок геолого-технічних заходів (ГТМ) поточного року і продовжуються ефектів від ГТМ минулих років.
Загальні підсумки ГТМ за видами за п'ять останніх років представлені в табл. 9.
Основна кількість додаткової нафти в останні п'ять років отримано за рахунок трьох видів заходів з інтенсифікації видобутку нафти: буріння бокових горизонтальних стовбурів, обробки привибійної зони свердловин, оптимізації механізованого фонду, і склало 591,7 тис. т (за сумою ефектів за рік проведення ГТМ) .
Таблиця 9
Показники ефективності ГТМ на видобувному фонді
Показники
Єдін. ізм.
2002 р .
2003 р .
2004 р .
2005 р .
2006 р .
Всього ГТМ за рік
Меропр.
233
367
305
186
226
- Свердловин від видобувного фонду
%
27
47,5
34,0
21,3
28,0
Додаткова видобуток нафти за ГТМ
- Поточного року
тис.т
75,78
163,45
195,126
127,376
83,683
від всього видобутку за рік
%
8,6
17,4
18,7
11,9
8,4
від ГТМ минулих років
тис.т
432,8
536,5
Питома ефективність ГТМ
- По відпрацьованому часу
т / сут.отр.
2,0
2,3
3,7
4,3
2,1
- За тривалістю ефекту
т / сут.еф.
3,0
3,7
6,1
7,0
3,3
- На 1 меропрітяіе
т / меропр.
325,2
445,4
639,8
684,8
370,3
Тривалість ефекту
на добу.
25036
44573
31960
18128
25084
Відпрацьоване час
на добу.
38030
70291
52975
29676
39271
Введення з бездії і з інших категорій
- Кількість
меропр.
10
1
0
6
9
- Додатковий видобуток нафти
тис.т
1,22
0,02
0
0,88
2,904
- Питома ефективність
т / сут.еф.
0,5
0,3
0
1,0
1,4
т / сут.отр.
0,5
0,3
0
1,0
1,4
т / меропр.
122
20
0
146,7
322,7
Тривалість ефекту
на добу.
2448
75
0
903
2037
Відпрацьоване час
на добу.
2581
75
0
903
2037
Введення бічних горизонтальних стовбурів
- Кількість
меропр.
1
4
11
18
3
- Додатковий видобуток нафти
тис.т
2,14
25,04
61,1
85,985
9,896
- Питома ефективність
т / сут.еф.
6,7
55,9
33,1
20,3
24,1
т / сут.отр.
6,7
55,9
33,1
20,3
24,1
т / меропр.
2140
6260
5553
4777
3298,7
Тривалість ефекту
на добу.
319
448
1845
4240
410
Відпрацьоване час
на добу.
319
448
1845
4240
410
Перехід на новий горизонт
Показники
Єдін. ізм.
2002 р .
200
Додати в блог або на сайт

Цей текст може містити помилки.

Геологія, гідрологія та геодезія | Диплом
666.9кб. | скачати


Схожі роботи:
Технологія видобутку нафти
Техніка і технологія видобутку нафти
Наслідки інтенсивного видобутку нафти
Новітні технології по відновленню нафтових свердловин і підвищення видобутку нафти
Забезпечення безпеки технологічних процесів видобутку переробки транспортування нафти і газу
Підбір обладнання для збільшення видобутку нафти з допомогою штангового глибинного насоса
Хто диктує умови гри на нафтовому ринку
Загальний потенціал інтенсифікації буряківництва і його структура
Сорт як динамічний фактор потенціалу інтенсифікації буряківництва
© Усі права захищені
написати до нас
Рейтинг@Mail.ru