Анализ разработки Вахского нефтяного месторождения Консультанты по

метки: Месторождение, Ярейюское, Скважина, Добыча, Площадь, Толщина, Затрата, Разгазирование

Многие месторождения Западно-Сибирской нефтегазовой провинции находятся на поздней стадии разработки, в том числе и Вахское месторождение. В данных условиях задача поддержания высокого уровня добычи нефти согласно проекта разработки при условии экономической рентабельности производства решается путем повышения коэффициента извлечения нефти из пластов, применения в производстве инновационных технических и технологических решений. В последнее время разработка нефтяных месторождений велась в рыночных условиях, при которых, наряду с новыми технологиями добычи нефти, интенсивно развиваются научные методы проектирования и анализа разработки месторождений.

Разработка нефтяных месторождений в настоящее время ведется в крайне сложных условиях, характерных для поздней стадии разработки большинства месторождений. К таким условиям относятся:

•  ухудшение геолого-физических параметров объектов разработки, структуры запасов нефти и увеличение доли трудноизвлекаемых запасов;
•  высокая обводненность продукции скважин;
•  осложнения, связанные с высоким содержанием в составе продукции скважин асфальтово-смолистых веществ, парафинов и солей.

На основе анализа особенностей разработки Вахского месторождения, определены ближайшие задачи их доразработки и повышения эффективности эксплуатации скважин. Реализация поставленных задач будет происходить на основе принятых систем разработки, стабилизации и наращивании темпов отбора жидкости, активизации разработки месторождений с остаточными запасами, оптимизаций систем разработки путем применения методов увеличения нефтеотдачи пластов и др.

1 Геология месторождения

1.1 Физико-географическая характеристика района

Вахское месторождение расположено в Нижневартовском районе ХантыМансийского автономного округа Тюменской области в 113 км восточнее г. Нижневартовска и в 80 км от г. Стрежевого, находится на землях гослесфонда Излучинского лесничества Нижневартовского лесхоза (рисунок 1.1.) [1].

Мегион

Нижневартовск Тю ме н ска я о б ла ст ь

Ваховск

Нижневартовское Стрежевское Ининское

Фобосское

Вахское

Восточно-Охтеурское

Советское

Северное

Стрежевой Южно-Охтеурское

Приграничное

Полуденное

Малореченское Проточное Горстовое

°Александровское

Кондаковское

°Аленкинское

Т ю ме нс к ая о б л ас т ь

Т о м с к а я

Геолого-промысловый контроль и основы регулирования разработки ...

... и четвертая стадии разработки, характеризующиеся падением добычи нефти, относятся к позднему периоду разработки залежи. 2.2 Анализ динамики обводнения залежи В условиях вытеснения нефти водой геологические условия залегания нефти и свойства ... 5--10 % от суммарного отбора нефти за весь период работы скважины (а в отдельных случаях, например, на месторождении Вэлли в США, значительно больше). За ...

о б л а с т ь

См

Хвойное

а.ѕ

Квартовое

Полуденное (Том)

Кульеганское Никольское

Матюшкинское

Чкаловское

Условные обозначения

Месторождения

Район работ

нефтяные газоконденсатные

Кошильский и

Восточно-Кошильский участки

3Д-сейсморазведочных работ

Рис.

Рисунок 1.1 – Обзорная

1.1 Обзорная карта района

карта работ.

района работ

От промышленных центров – городов Новосибирска и Томска – до города Стрежевого расстояние соответственно 700 и 931 км, до Тюмени – 750 км, от железнодорожной станции Нижневартовска — на расстоянии 70 км.

Географические координаты границ Вахского лицензионного участка приведены на основании лицензии на недропользование. Территория лицензионного участка находится в среднем течении рек Вах и Трайгородская. Площадь составляет 768 км2.

Нефть с Вахского месторождения поступает по нефтепроводу на центральный товарный парк (ЦТП) Советского месторождения, оттуда в магистральный нефтепровод Нижневартовск – Александровское – АнжероСудженск.

Нефтяной газ компресссируется для последующей его подачи по газопроводу «ГКС — Советский ЦТП» и затем потребителям (котельная г.Стрежевой, Нижневартовский ГПЗ).

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.

Распределение осадков крайне неравномерно, зависит от местных условий, особенно от рельефа. В среднем за год выпадает 500 мм осадков. В годовом ходе осадков максимум приходится на лето, а минимум — на зиму, что связано с особенностями атмосферной циркуляции. В теплый период года выпадает 318 мм, а в холодный период года (с ноября по март) сумма осадков составляет 135 мм.

Поверхностные водные объекты представлены речной сетью крупных (р.Вах – правобережный приток р.Обь, правобережные притоки р.Вах – р.Ратьканъёган, р.Ершовая Речка, ручьи без названия и малые левобережные притоки, протоки Никулинский Пасил, Большой и Малый Урей, р.Трайгородская и др.) и мелких (р.Максимкина и др.) водотоков.

В протоку впадают ручьи без названия, которые испытывают большую техногенную нагрузку – на водосборной площади их расположены площадка ЦПС, кустовые площадки, переходы трубопроводов.

По типу водного режима, климатических условий, источников питания, рельефа, условий формирования годового стока и его внутригодового распределения реки рассматриваемой территории относятся к лесной зоне равнинного района.

По характеру водного режима водотоки рассматриваемой территории относятся к рекам с весенне-летним половодьем и паводками в теплое время года. Северная часть месторождения занята грядово-мочажинными и грядовоозерными комплексами, расположенными на выположенной надпойменной и озерно-ингрессионной террасе р.Вах с отметками высот 55-60 м.

Гидродинамические методы исследования скважин на Приразломном месторождении

... Приразломного месторождения разрез апт-альб-сеноманского водоносного комплекса по сравнению с разрезом этого комплекса в районе Усть-Балыкского месторождения ... в пределах от 0.0 м до 0.5 м. В пределах исследуемой территории выделены целующие типы болотных ... В геологическом строении осадочного числа месторождения принимают участие терригенные отложения мезозойского и кайнозойского возраста, подстилаемые ...

В южной части территории, прилегающей к долине р. Трайгородская, в основании водораздельной гряды располагаются переходные болота со сфагново-осоково-березовыми и сфагново-осоково-сосново-березовыми микроландшафтами.

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

Для рассматриваемой территории свойственен равнинный рельеф, малая амплитуда высот, неглубокий урез речных долин, монотонный суглинистый характер поверхностных отложений. Почвообразующие породы представлены рыхлыми флюавиагляционными отложениями – супесями и суглинками, выделены подзолистые, болотно-подзолистые, болотные верховые и низинные, аллювиальные дерновые.

Вахское месторождение открыто в 1965 г., введено в разработку в 1976 г.

1.2 Краткая стратиграфическая характеристика разреза

Геологический разрез Вахского месторождения представлен терригенными отложениями мезокайнозойского чехла, несогласно залегающими на размытой поверхности доюрского складчатого фундамента (рисунок 1.2).

В 1993-1994 гг. в работе по разработке и внедрению методики доразведки крупных зон нефтегазонакопления на основе комплексирования геологогеофизической информации на примере Вахского нефтяного месторождения получены новые данные по геологическому строению палеозойских, верхнесреднеюрских отложений и ачимовской толщи неокома, с которыми связана нефтеносность месторождения [3].

Доюрские образования

Доюрские образования вскрыты двадцатью скважинами, пробуренными в пределах Вахской группы поднятий: №№ 11Р, 72Р, 80Р, 82Р, 88Р, 91Р, 93Р, 97Р, 98Р, 99Р,102Р, 107Р, 304Р, 312Р, 347Р, 952, 1002, 4364, 4529, 4508.

Стратификация разрезов отложений проводилась на основе фаунистических находок в керне, по литофациальному облику пород и сопоставлению с хорошо изученными разрезами палеозоя южных районов Томской области.

В соответствии со «Cхематической геологической картой поверхности доюрского фундамента Западно-Сибирской плиты» (под ред. В.С.Суркова, 1981 г.) в наиболее приподнятой части территории распространены докембрийские граниты – в южной части Вахского месторождения.

Граниты прорывают докембрийские cланцы серицит-кварцево-биотиткварц-амфиболитового состава, распространенные предположительно в пониженных частях рельефа.

Рисунок 1.2 — Сводный геологический разрез Вахского месторождения

Параллельно этим породам, согласно общей ориентировке структурных элементов, по площади простирается комплекс отложений, вскрытый скважиной № 11Р, представленный серыми и темно-серыми филлитами, филлитизированными алевролитами и аргиллитами. Восточнее области развития этих отложений скважинами № 72P и № 102P на Вахской площади и № 304P Кошильской вскрыты породы толщи нижнего девона. Наиболее полный ее разрез, вскрытый в скважине № 102Р, представлен внизу черными известняками, сменяющимися вверх по разрезу чередованием известняков, мергелей, глинистых известняков, известковистых аргиллитов. Отмечаются зоны повышенной трещиноватости с явлениями каолинизации, окремнения и осветления известняков. Выше по разрезу залегают черные глинистые известняки интенсивно брекчированные и вторично карбонатизированные. В верхней части разреза отмечается интенсивный процесс выщелачивания до образования каверн, полостей выщелачивания, что дает основание предполагать в них развитие коллекторов. Отложения диагностируются как глубоководные литофации.

Анализ методов предотвращения и борьбы с отложениями солей при ...

... отложениями солей является одной из главных проблем разработки и добычи нефти на Арланском нефтяном месторождении. ... иногда крупнозернистыми аллевролитами. Песчаники светло- и темно-серые в зависимости от глинистости и углистости, ... запасов ТТНК. Развит на большой части месторождения. Толщина пласта от 0,8 до 16 ... вскрываются разрезы, имеющие разную полноту. Мощные свиты и толщи выпадают из разрезов, ...

Описанное распределение пород предполагается в центральном блоке исследуемой территории. С запада и востока палеозойская поверхность погребена под зффузивно-осадочной толщей пермо-триаса, выполняющей грабены триасового рифтогенеза.

Вскрытая толщина доюрских образований от 12 до 438 метров.

Мезозойская группа

Юрская система

Нижний +средний отделы

Котухтинская свита

В верхней части залегают глины уплотненные темно-серые, с прослоями песчаников и алевролитов. Ниже вскрыты песчаники серые, зеленовато-серые, чередующиеся с алевролитами и уплотненными глинами, выделяемые в пласт Ю10. В основании свиты прослеживается пласт Ю11-12, представленный чередованием песчаников, алевролитов и глин с растительным детритом.

Толщина отложений – до 190 м.

Средний отдел

Тюменская свита

Вскрытая часть разреза тюменской свиты Вахского месторождения, в основном, представлена нефтеносными отложениями средней юры. По литологическим, геохимическим и геологическим данным разрез свиты в продуктивном интервале глубин от угольного пласта У4 до нижневасюганской подсвиты разделен на региональные и зональные циклиты. Региональные циклиты Ю2 и ЮЗ соответствуют горизонтам, зональные — пластам, к которым приурочены залежи нефти. Региональный циклит (горизонт) ЮЗ охватывает толщу пород между угольными пластами У4 и УЗ, имеющими батский возраст. В его пределах выделены зональные циклиты, соответствующие пластам ЮЗ1, ЮЗ2, ЮЗ3 и ЮЗ4. Общая толщина горизонта ЮЗ изменяется от 46 м (скважина № 80Р) до 96 м (скважина № 1247), увеличиваясь в северном направлении. Увеличение толщины обусловлено развитием песчаников.

Породы горизонта Ю3 имеют континентальный генезис, на что указывают геохимические показатели и генетические признаки (текстуры, органические остатки, минеральные включения и т. д.).

Вскрытая толщина отложений свиты изменяется от 230 м до 300 м.

Средний+верхний отдел

Васюганская свита

В ее пределах выделяются: нижневасюганская подсвита, подугольная, межугольная и надугольная толщи.

Нижневасюганская подсвита представлена однородными серыми, бурыми до черных аргиллитами. Присутствие в ее отложениях пирита и сидерита свидетельствует о частично застойных, скорее лагунных условиях ее седиментации. Толщина подсвиты изменяется от 2,0 м до 4,0 метров [3].

Подугольная толща подстилается глинами нижневасюганской подсвиты, а перекрывается угольным пластом У1. По особенностям латеральной выдержанности отдельных литологических единиц подугольная толща разделяется на две пачки: нижнюю, преимущественно песчаную, выделяемую в пласт Ю13, верхнюю песчано-глинистую, соотносимую с пластом Ю12. Разделяются эти пачки либо угольными пропластками, либо маломощными прослоями карбонатизированных песчаников. Мелководные глины нижневасюганской подсвиты в подошве толщи и прибрежно-континентальный угольный пласт в кровле толщи свидетельствуют о регрессивном характере ее строения. Нижняя пачка подугольной толщи — пласт Ю13 — по геофизическим данным имеет неоднородную структуру. Помимо гранулометрической неоднородности коллектора, отмечается широкое развитие прослоев карбонатизированного песчаника. Литологически верхняя часть пласта представлена буровато-серым средне- и мелкозернистым песчаником однородным, с включениями конкреций пирита. Совместное присутствие средне- и мелкозернистых фракций свидетельствует о неудовлетворительной сортировке песчаной составляющей. Текстуры пород горизонтально-слоистые, волнистые, подчеркнутые глинистым или углисто-глинистым материалом, часто сидеритом.

Литология и прогноз коллекторов в неогеновых отложениях Таманского полуострова

... Анастасиевско-Троицкого месторождения. Анализ условий формирования залежей нефти и газа. При составлении дипломного проекта использовались производственные фондовые материалы НТЦ Роснефть, ОАО Краснодарнефтегеофизка, Абинского Управления Геофизических работ. Работа ... газа. Попытки вскрыть подмайкопские отложения на Анастасиевском участке пока ... вследствие резкого уменьшения толщины нефтяного слоя и ...

Толщина отложений васюганской свиты изменяется от 50 м до 100 м.

Верхний отдел

Георгиевская свита

Георгиевская свита, накапливаясь в морских условиях, представлена темно-серыми, черными и черно-бурыми, аргиллитоподобными глинами с плитчатослоистой текстурой. В них наблюдается примесь песчаноалевролитового материала, глауконита, рассеянного пирита [3].

Максимальная толщина свиты достигает восьми метров в погруженных частях до полного выпадения из разреза в сводовых зонах.

Верхний отдел

Баженовская свита

Завершающим этапом осадконакопления юрских отложений являются глинистые породы баженовской свиты, которые представлены глубоководными темно-серыми с коричневатым оттенком аргиллитами.

Толщина данных отложений не превышает 20-30 м.

Меловая система

Отложения меловой системы представлены в разрезе всеми возрастными комплексами и подразделяются на ряд свит: мегионскую, тарскую, вартовскую, алымскую, покурскую, кузнецовскую, ипатовскую, березовскую, славгородскую и ганькинскую.

Нижний отдел

Мегионская свита

Морские отложения куломзинской свиты залегают на образованиях баженовской свиты и представлены аргиллитами с подчиненными прослоями песчаников и алевролитов. Песчаники буровато-серые, серые, светло-серые, средне-мелкозернистые, однородные и тонко-горизонтально слоистые, известковистые. В порах и микротрещинах отмечен битум.

Алевролиты серые, иногда с голубоватым оттенком, разнозернистые, песчанистые, слабоизвестковистые, однородные и с неясно выраженной слоистостью за счет изменений в гранулометрическом составе. В небольших количествах отмечен битум желто-бурый в пленках, каплях и по микротрещинам. Аргиллиты темно-серые и голубовато-серые, известковистые со слюдой и мельчайшим растительным детритом.

К нижней части свиты приурочен пласт Б16-20 (ачимовская пачка, нефтеносный в отдельных скважинах).

Толщина отложений свиты составляет 340-361 м.

Тарская свита

Формирование отложений тарской свиты происходило в прибрежноморских условиях. В основном, это песчаники с подчиненными прослоями алевролитов и аргиллитов.

Песчаники бурые, буровато-серые и светло-серые, однородные, реже с неясно выраженной пологой слоистостью за счет намыва слюды и растительного детрита по плоскостям наслоения, участками известковистые. Бурые песчаники имеют запах нефти.

Алевролиты серые, бурые тонко-горизонтально слоистые, с большим количеством растительных остатков по плоскостям наслоения.

Аргиллиты дымчато-серые, зеленоватые и алевритистые с зеркалами скольжения, горизонтально-слоистые, содержат растительный детрит.

Дипломная работа по разработке нефти

... работы является анализ фактических данных работы оборудования Цеха подготовки и перекачки нефти Ванкорского месторождения, выявление "узких" мест технологической схемы и разработка мотивированных предложений по ... тонкослоистые, слабоволнистые, плитчатые. Толщина свиты от 256 до 261 м. Яковлевская свита (K1a1al3) на ... условий теплообмена в системе грунт-атмосфера. Особая роль в этом принадлежит толщине ...

К песчаникам тарской свиты приурочены пласты Б4, Б3, Б2 и Б0-1.

Толщина отложений тарской свиты 124-138 м.

Вартовская свита

Вартовская свита характеризуется преимущественно песчано-глинистыми отложениями, формировавшимися в мелководно-морских и прибрежноморских условиях. Породы вартовской свиты представлены частым переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов Песчаники светлосерые, темно-серые, мелко- и разнозернистые, иногда, глинистые с присутствием растительного детрита.

Аргиллиты темно-серые, прослойками известковые. В верхней части разреза встречаются темно-коричневые битуминозные аргиллиты [3].

К отложениям вартовской свиты приурочены пласты группы А: А2-А10-12. Пласты группы А не выдержаны по площади, часто переходят в алевролиты и аргиллиты.

Толщина отложений вартовской свиты 286-417 м.

Алымская свита

Отложения вартовской свиты трансгрессивно перекрываются морскими осадками алымской свиты (нижний апт).

Литологически и фациально она подразделяется на две части: нижнюю (песчано-алевролитовую) и верхнюю (глинистую).

Отложения нижней части пачки сложены переслаиванием песчаников и алевролитов с глинами.В практике нефтепоисковых работ эти отложения известны как горизонт А1.

Песчаники серые, светло-серые мелкозернистые кварцевополевошпатовые в верхней части, глинистые.

Верхняя часть свиты, выделенная в кошайскую пачку, представлена глинами темно-серыми аргиллитоподобными с тонкими прослоями алевролитов.

Толщина алымской свиты до 50-70 м.

Нижний+верхний отделы

Покурская свита

Отложения данной свиты сформировались, преимущественно, в континентальных условиях, которые изредка сменялись прибрежно-лагунной обстановкой. Отложения покурской свиты представлены неравномерным чередованием песчаников серых и светло-серых разнозернистых, алевролитов серых и темно-серых, участками глинистых и глин темно-серых, зеленоватосерых и буровато-серых.

Толщина покурской свиты колеблется от 667 м до 748 м.

Верхний отдел

Кузнецовская свита

Морские отложения турона представлены глинами аргиллитоподобными, содержащими глинистые прослои алевролитов и мелкозернистых глауконитовых песчаников с включениями фосфоритовых образований.

Отложения кузнецовской свиты наряду с баженовскими и кошайскими относятся к маркирующим горизонтам региона [3].

Толщина кузнецовской свиты составляет 21-30 м.

Березовская свита

Отложения представлены морскими осадками и подразделяются на две толщи: нижняя (коньяк-нижний сантон) — ипатовская подсвита представлена глинами песчано-алевролитистыми с прослоями песчаников и алевролитов; верхняя толща (верхний сантон-кампан) — славгородская подсвита слагается глинами серыми и зеленовато-серыми, опоковидными с прослоями алевролитов.

Толщина отложений березовской свиты составляет 102-182 м.

Ганькинская свита

Разрез верхнемеловых отложений завершается морскими осадками ганькинской свиты. Свита характеризуется сравнительно однообразной толщей серых известковых глин и мергелей серого и зеленовато-серого цвета, содержащей обильные остатки фауны белемнитов, аммонитов, гастропод и морских ежей.

Толщина отложений колеблется от 70 до 120 м.

Движение флюидов: происхождение нефти и формирование месторождений углеводородов

... преждевременным называть теорией ту или иную концепцию (взгляды) о происхождении нефти и формировании месторождений УВ. Любая теория должна не только объяснять всю совокупность фактов, ... условиях – антропогенное воздействие. Необходимость учета внешнего воздействия на систему флюид – горная порода приводят к значительному усложнению уравнений, описывающих движение флюидов; - в) формирование ...

Кайнозойская группа

Палеогеновая система

Отложения палеогеновой системы, формировавшиеся в условиях постепенно мелеющего моря, представлены морскими осадками талицкой (палеоцен) и люлинворской (нижний + средний эоцен) свит, прибрежноморскими осадками чеганской свиты (верхний эоцен + нижний олигоцен) и континентальными отложениями некрасовской серии (средний + верхний олигоцен).

Толщина отложений палеогеновой системы изменяется от 186 до 299 м.

Четвертичная система

На размытой поверхности палеогеновых отложений с угловым и стратиграфическим несогласием залегают породы четвертичного возраста, представленные песками серыми разнозернистыми, в основании с гравием, с прослоями глин.

Завершает четвертичные отложения почвенно-растительный слой. Толщина отложения 10-40 м.

Литолого-фациальный анализ слагающих толщу осадков, морфология залегания песчаных тел, характер замещения литологических разностей по латерали позволяют предполагать обстановку подводного конуса выноса глубоководного склона шельфа.

1.3 Геолого-физические характеристики пластов

Все залежи продуктивных пластов Вахского месторождения по типу пластово-сводовые, литологически либо тектонически ограниченные/экранированные. Тип коллектора поровый [4].

Начальное пластовое давление закономерно увеличивается с глубиной погружения пластов от 22,5 до 24,5 МПа.

Самой большой общей толщиной характеризуется пласт Ю31+2, самой маломощный пласт – Ю2. Наибольшая нефтенасыщенная толщина отмечается для пласта Ю12+3. Он же характеризуется максимальной площадью нефтеносности.

В каждом тектоническом блоке выделяются самостоятельные отметки ВНК, кроме того для одних и тех же пластов на Кошильской площади водонефтяные контакты отмечаются на гипсометрически более низких отметках, чем на Вахской площади. В общем, абсолютные отметки ВНК изменяются от — 2080 до — 2428 м.

Более подробно сводная геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Вахского месторождения представлена в таблице 1.1.

Физико-гидродинамические свойства пород изучены по результатам лабораторных исследований образцов керна, материалам интерпретации ГИС и данным гидродинамических исследований пластов в скважинах при их испытании.

В рамках представляемой работы проведено сопоставление значений фильтрационно-емкостных параметров, определенных по керну, ГИС и гидродинамике (таблица 1.1).

Таблица 1.1 — Исходные геолого-физические характеристики продуктивных горизонтов

Объект Ю11 Объект Ю12+3 Объект Ю2

Параметры Вахская Кошильская Вахская Кошильская

ИТОГО ИТОГО Вахская

(регион I) (регион II) (регион I) (регион II) Средняя глубина залегания, м 2143 2156 2154 2171 2175 2173 2200 Тип залежи Пластово-сводовые литологически и тектонически экранированные и ограниченные Тип коллектора поровый поровый поровый Площадь нефтеносности*, тыс. м2 255633 36047 291680 229232 65627 294859 453 Средняя общая толщина, м 8,2 7,9 8,1 27,2 26,9 27,1 4,1 Средневзвешеная нефтенасыщенная толщина, м 4,7 4,2 4,7 11,2 10,2 11 2,3 Пористость, % 17 16,3 17 16 16 16 15 Средняя нефтенасыщенность, % 62 60 62 52 48 51 41 Средняя нефтенасыщенность ЧНЗ, % 62 62 62 54 49 53 43 Средняя нефтенасыщенность ВНЗ, % 56 53 56 50 47 49 39 Проницаемость (по ГИС), 10-3 мкм2 45 39 43,7 18,2 18,3 17,9 7,7 Коэффициент песчанистости, доли ед. 0,78 0,8 0,79 0,63 0,64 0,63 0,84 Расчлененность 2 2 2 4,6 4,6 4,6 1,6 Начальная пластовая температура, °С 93 96 — 93 96 — 96,9 Начальное пластовое давление, МПа 22,5 23,8 23 22,5 23,8 23,2 23 Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с 0,91 0,83 — 0,91 0,83 — 0,94 Плотность нефти в пластовых условиях, г/см3 0,742 0,713 — 0,742 0,713 — 0,744 Плотность нефти в поверхностных условиях,г/см3 0,836 0,833 — 0,836 0,833 — 0,84 Абсолютная отметка ВНК, м 2080-2236 2186-2322 — 2100-2263 2270-2355 — 2190-2230 Объемный коэффициент нефти, доли ед. 1,231 1,277 — 1,231 1,277 — 1,207 Содержание серы в нефти, % 0,55 0,62 — 0,55 0,62 — 0,53 Содержание парафина в нефти, % 2,26 2,31 — 2,26 2,31 — 2,28 Давление насыщения нефти газом, МПа 8,4 10,2 — 8,4 10,2 — 8,9 Газосодержание нефти, м3/т 64 94 — 64 94 — 62 Вязкость воды в пластовых условиях, мПа*с — — — — — — Плотность воды в пластовых условиях, г/см3 — 1,02 1,02 1,027 1,02 1,025 Коэффициенты сжимаемости: нефти, 1/МПа*10-4 14,1 15,9 — 14,1 15,9 — 13,9

Выпускной квалификационной работы: «Обзор методов интенсификации ...

... состояния призабойной зоны пласта существенно зависит текущая и суммарная добыча нефти, дебиты добывающих и приемистость нагнетательных скважин. Одни из методов интенсификации на ЮТМ это применение ОПЗ СКО с ГНКТ ...

воды, 1/МПа*10-5 4,4 4,4 4,4

пористой среды,1/МПа*10-5 2,8 2,8 2,8 Коэффициент вытеснения нефти 0,515 0,439 0,300 Коэффициент продуктивности, м3/сут/МПа 3,8 2,9 Окончание таблицы 1.1

Объект Ю31+2 Объект Ю33+4 М

Параметры

Вахская Кошильская ИТОГО Вахская Кошильская ИТОГО Кошильская Средняя глубина залегания, м 2207 2230 2220 2265 2368 2273 2588 Тип залежи Пластово-сводовые тектонически и литологически ограниченные массивная тектонич. огранич.

Тип коллектора поровый поровый каверно-трещено-вато-поровый Площадь нефтеносности*, тыс. м 46625 11609 58234 8443 4498 12941 3281 Средняя общая толщина, м 25,9 23 26,1 14,9 17 15,1 Средневзвешеная нефтенасыщенная толщина, м 10,9 5,7 9,4 5,6 5,3 5,5 3 Пористость, % 17 16,4 16,8 16 17 16 14 Средняя нефтенасыщенность, % 52 49 52 50 50 50 60 Средняя нефтенасыщенность ЧНЗ, % 54 56 54 50 53 50 60 Средняя нефтенасыщенность ВНЗ, % 50 52 50 46 48 47 Проницаемость (по ГИС), 10-3 мкм2 22,6 16,9 22 15,4 14,7 15,4 10** Коэффициент песчанистости, доли ед. 0,63 0,66 0,62 0,71 0,67 0,71 0,39** Расчлененность 4 4,3 4,1 3,1 4,4 3,2 14** Начальная пластовая температура, °С 96,9 96,9 100** Начальное пластовое давление, МПа 23,1 24,5 23,5 — — 23,7 28,7** Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с 0,94 0,94 1,23 Плотность нефти в пластовых условиях, г/см3 0,744 0,744 0,763** Плотность нефти в поверхностных условиях,г/см3 0,84 0,84 0,84 Абсолютная отметка ВНК, м 2230-2324 2351-2391 — 2236-2296 2370-2428 — Объемный коэффициент нефти, доли ед. 1,207 1,207 1,28 Содержание серы в нефти, % 0,53 0,53 0,53 0,53 0,53 0,53 0,39 Содержание парафина в нефти, % 2,28 2,28 2,28 2,28 2,28 2,28 2,93 Давление насыщения нефти газом, МПа 8,9 8,9 21* Газосодержание нефти, м3/т 62 62 62 Вязкость воды в пластовых условиях, мПа*с — — — — — — Плотность воды в пластовых условиях, г/см3 1,026 — 1,026 — — — 1,032** Коэффициенты сжимаемости: нефти, 1/МПа*10-4 13,9 13,9 воды, 1/МПа*10-5 4,4 4,4 пористой среды, 1/МПа*10-5 2,8 2,8 Коэффициент вытеснения нефти 0,458 0,426 0,330 Коэффициент продуктивности, м3/сут/МПа 6,7 1,9 *- утвержденные на гос. балансе;

Установка комплексной подготовки нефти и газа Зайкинского месторождения

... .1 Сырье Сырьем установки комплексной подготовки нефти и газа на пункте сбора является продукция скважин Зайкинского, Зоринского газоконденсатных месторождений, а также газожидкостная смесь Вишневского месторождения. Состав продукции нефтяных скважин представлен в таблицах ...

• параметры, принятые по аналогии.

1.4 Состав и свойства пластовых флюидов

Продуктивные пласты Вахского месторождения охарактеризованы пробами неравномерно. Наиболее полно охарактеризован глубинными пробами пласт Ю11. Значительно хуже охарактеризованы пласты Ю12+3 и Ю31+2. Из пластов Ю2 и Ю33+4 отобраны только единичные пробы. Достаточно много поверхностных и глубинных проб нефти было отобрано при совместном испытании пластов [4].

Пластовые пробы флюидов отбирались глубинными пробоотборниками типа ВПП-300.

После отбраковки ураганных значений газового фактора меньше 50 м 3/т и выше 150 м3/т, по пласту Ю1 региона I Вахской площади газовый фактор по промысловым замерам изменяется от 52 до 134 м3/т. По пласту Ю1 региона II Кошильской площади газовый фактор изменяется в диапазоне от 58 до 145 м 3/т. Замеры газового фактора однозначно не подтвердили наличие зон повышенного газосодержания. Даже после отбраковки ураганных значений на Кошильской площади, например, имеются значения газового фактора как завышенные, так и заниженные.

С учетом этого рекомендуем параметры пластовой и разгазированной нефти и газа для данного проектного документа принять по аналогии с принятыми и утвержденными в ЦКР (2011 г.) [4] и ГКЗ (2010 г.) [3].

В таблице 1.2 представлены параметры пластовой и разгазированной нефти для каждого объекта Вахского месторождения.

Пластовая нефть горизонта Ю1 региона I характеризуется следующими свойствами: газовый фактор после однократного разгазирования составил 84,0 м3/т, после ступенчатой сепарации 64,3 м3/т, вязкость в условиях пласта – 0,91 мПа*с, плотность 741,7 кг/м3.

Разгазированная нефть пласта Ю1 по результатам анализаповерхностных проб и проб после разгазирования глубинных проб этого региона характеризуется параметрами: плотность 845,1 кг/м3, кинематическая вязкость – 7,12 мм2/с, содержание серы – 0,55 % мас., асфальто-смолистых веществ – 8,81 % мас., парафина – 2,26 % мас., выход светлых фракций до 300 оС составил 51,3 %об. По ГОСТ Р 51858-2002 нефть относится ко 1 классу и 1 типу.

Таблица 1.2 — Параметры пластовой нефти и разгазированной нефти регионов Вахского месторождения

Количество

Диапазон Средние

Наименование исследованных

значений значения

проб/скважин

РЕГИОН I Вахская площадь пласт Ю11; Ю12-3

Пластовое давление, МПа 87/41 22,2-22,9 22,5

Пластовая температура, оС 83/43 92,0-94,3 93,0

Давление насыщения нефти газом, Мпа 84/43 5,7-12,5 8,4

Газосодержание при однократном

105/59 53,0-131,4 84,0 разгазировании, м3/т Объёмный коэффициент при однократном

86/43 1,157-1,404 1,275 разгазировании, доли ед. Газосодержание при дифференциальном

105/59 39,0-94,6 64,3 разгазировании, в рабочих условиях, м3/т Объёмный коэффициент при дифференциальном разгазировании в 86/43 1,116-1,385 1,231 рабочих условиях, доли ед. Плотность нефти в пластовых условиях,

83/41 679,5-799,2 741,7 кг/м3 Вязкость нефти в пластовых условиях,

59/27 0,48-1,40 0,91 мПа*с Коэффициент сжимаемости пластовой

39/20 11,9-19,9 14,1 нефти, 1/Мпа*10-4 Плотность нефти при однократном

105/59 831,0-857,0 845,1 разгазировании, кг/м3 Плотность нефти при дифференциальном

105/59 822,7-847,4 836,0 разгазировании, кг/м3 Плотность газа при однократном

75/40 1,036-1,561 1,324 разгазировании, кг/м3 Плотность газа при ступенчатом

46/24 0,884-1,256 1,093 разгазировании, кг/м3 Продолжение таблицы 1.2

Количество

Диапазон Средние

Наименование исследованных

значений значения

проб/скважин

РЕГИОН II Кошильская площадьпласт Ю11; Ю12-3 Пластовое давление, МПа 12/5 23,7-23,9 23,8 Пластовая температура, оС 12/5 95,5-96,8 96,0 Давление насыщения нефти газом, МПа 12/5 9,2-12,9 10,2 Газосодержание при однократном

14/6 96,9-135,1 110,1 разгазировании, м3/т Объёмный коэффициент при однократном

12/5 1,292-1,498 1,356 разгазировании, доли ед. Газосодержание при дифференциальном

14/6 81,0-120,0 94,2 разгазировании, в рабочих условиях, м3/т Объёмный коэффициент при дифференциальном разгазировании в 12/5 1,175-1,483 1,277 рабочих условиях, доли ед. Плотность нефти в пластовых условиях,

12/5 636,0-746,9 712,7 кг/м3 Вязкость нефти в пластовых условиях,

8/4 0,57-1,07 0,83 мПа*с Коэффициент сжимаемости пластовой

12/5 13,2-22,6 15,9 нефти, 1/МПа*10-4 Плотность нефти при однократном

14/6 833,7-852,0 844,6 разгазировании, кг/м3 Плотность нефти при дифференциальном

14/6 827,0-838,0 832,9 разгазировании, кг/м3 Плотность газа при однократном

12/5 1,124-1,347 1,257 разгазировании, кг/м3 Плотность газа при ступенчатом

12/5 0,938-1,100 1,037 разгазировании, кг/м3 Окончание таблицы 1.2

Количество

Диапазон Средние

Наименование исследованных

значений значения

проб/скважин

пласт Ю2;Ю3 Пластовое давление, МПа 15/11 23,1-23,7 23,5 Пластовая температура, оС 15/11 95,6-97,5 96,9 Давление насыщения нефти газом, МПа 15/11 7,7-9,8 8,9 Газосодержание при однократном

22/15 61,0-91,0 77,0 разгазировании, м3/т Объёмный коэффициент при однократном

15/11 1,193-1,299 1,249 разгазировании, доли ед. Газосодержание при дифференциальном

22/15 48,0-82,2 62,4 разгазировании, в рабочих условиях, м3/т Объёмный коэффициент при дифференциальном разгазировании в 15/11 1,151-1,250 1,207 рабочих условиях, доли ед. Плотность нефти в пластовых условиях,

15/11 719,1-785,5 744,4 кг/м3 Вязкость нефти в пластовых условиях,

10/8 0,71-1,22 0,94 мПа*с Коэффициент сжимаемости пластовой

12/8 12,5-16,1 13,9 нефти, 1/МПа*10-4 Плотность нефти при однократном

22/15 838,0-858,0 848,9 разгазировании, кг/м3 Плотность нефти при дифференциальном

22/15 829,6-847,0 839,9 разгазировании, кг/м3 Плотность газа при однократном

13/11 1,186-1,350 1,262 разгазировании, кг/м3 Плотность газа при ступенчатом

12/11 1,005-1,140 1,075 разгазировании, кг/м3

Пластовая нефть горизонта Ю1 региона II характеризуется параметрами: газовый фактор после однократного разгазирования составил 110,1 м3/т, после ступенчатой сепарации 94,2 м3/т, вязкость в условиях пласта – 0,83 мПа*с, плотность 712,7 кг/м3 Разгазированная нефть пласта Ю1 по результатам поверхностных проб и проб после разгазирования глубинных проб этого региона характеризуется параметрами: плотность 850,7 кг/м 3, вязкость – 8,37 мм2/с, содержание серы – 0,62 %мас, асфальто-смолистых веществ – 9,87 % мас., парафина – 2,31 % мас., выход светлых фракций до 300 оС составил 49,4 % об. По ГОСТ Р 51858-2002 нефть относится ко 2 классу и 2 типу.

Параметры пластовой нефти для пласта Ю2 и Ю3 приняты единые для I и II региона. Пластовая нефть пласта Ю2 и Ю3 характеризуется следующими параметрами: газовый фактор после однократного разгазирования составил 77,0 м3/т, после ступенчатой сепарации 62,4 м3/т, вязкость в условиях пласта – 0,94 мПа*с, плотность 744,4 кг/м3 Разгазированная нефть по результатам поверхностных проб и проб после разгазирования глубинных проб этого пласта характеризуется параметрами: плотность 850,0 кг/м3, вязкость – 8,00 мм2/с, содержание серы – 0,53 % мас., асфальто-смолистых веществ – 9,78 % мас., парафина – 2,28 % мас., выход светлых фракций до 300 оС составил 49,7 % об. По ГОСТ Р 51858-2002 нефть относится ко 1 классу и 1 типу.

Пласт М охарактеризован одной пробой нефти, отобранной с устья скважины № 347Р. Глубинные пробы нефти с этого объекта не отбирались. Для данного проектного документа рекомендуем оставить параметры пластовой и разгазированной нефти принятые в ГКЗ: газовый фактор 62 м3/т; плотность разгазированной нефти – 840,0 кг/м3; объемный коэффициент – 1,282 [3].

Специальные гидрогеологические исследования на месторождении не проводились. Изучались только химический состав и физические свойства пластовых вод продуктивных пластов и апт-альб-сеноманского горизонта, используемого для поддержания пластового давления, отобранных при эксплуатации и на стадии разведки месторождения.

1.5 Запасы нефти и газа

В 2014 году по данным эксплуатационного бурения оперативно пересчитаны запасы нефти по залежам пластов Ю11, Ю12+3 и Ю31+2 Кошильской площади Вахского месторождения (протокол Роснедр № 18/540-пр от 19.09.2014 г.)[5].

На Государственном балансе запасы углеводородов Вахского нефтяного месторождения учтены также по шести подсчетным объектам: Ю11, Ю12+3, Ю2, Ю31+2, Ю33+4, М, представленным на двух площадях месторождения: Вахской и Кошильской. На 01.01.2015 г. в целом запасы Вахского месторождения поставлены на государственный баланс в количестве (геологические/извлекаемые) по категории В+С1 – 309 864/103 638 тыс. т, по категории С2 – 7 374/1 987 тыс. т.

Начальные геологические запасы газа, растворенного в нефти, составляют 21016 млн. м3

Состояние запасов нефти Вахского месторождения на 01.01.2014 г. с учетом запасов утвержденных в ГКЗ при оперативном пересчете в 2014 г. (протокол Роснедр № 18/540-пр от 19.09.2014 г.) представлено в таблице 1.3

Согласно «Классификации запасов нефти и горючих газов…» Вахское месторождение по сложности геологического строения, резкой литологической неоднородности коллекторов относится ко II группе (сложных) месторождений. Таблица 1.3 — Состояние запасов нефти на 01.01.2014 г.

Начальные запасы нефти, тыс.тонн Текущие запасы нефти, тыс.тонн

Утв.ГКЗ МПР России Начальные запасы нефти, тыс.тонн на 01.01.2014 г.

(протокол №2545 от 19.08.2011 г., протокол на государственном балансе на 01.01.2014 г. (с учетом ОПЗ 2014 г.протокол №18/540 Пласт Площадь №18/540 — пр от 19.09.2014 г) пр от 19.09.2014 г.)

Геологические Извлекаемые КИН Геологические Извлекаемые КИН Геологические Извлекаемые Текущий

КИН,

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

д.ед. Ю1 Вахская 85318 302 30886 83 0,362 0,275 85318 302 30886 83 0,362 0,275 61802 302 7370 83 0,276

Кошильская 9242 563 2895 154 0,311 0,272 9675 — 3012 — 0,311 — 7963 563 1616 154 0,138

Итого по Ю11 94560 865 33781 237 0,357 0,274 94993 302 33898 83 0,357 0,275 69765 865 8986 237 0,262 2+3 Ю1 Вахская 147833 — 50457 — 0,341 — 147833 — 50457 — 0,341 — 117908 — 20532 — 0,202

Кошильская 30911 2902 7457 765 0,241 0,264 26971 4443 6456 1156 0,239 0,260 30390 2902 6936 765 0,017 Итого по Ю12+3 178744 2902 57914 765 0,324 0,264 174804 4443 56913 1156 0,326 0,260 148298 2902 27468 765 0,170 Ю2 Вахская — 44 — 7 — 0,159 — 44 — 7 — 0,159 — 44 — 7 0

Итого по Ю2 — 44 — 7 — 0,159 — 44 — 7 — 0,159 — 44 — 7 0 Ю31+2 Вахская 31837 36 10568 9 0,332 0,250 31837 36 10568 9 0,332 0,250 26231 36 4962 9 0,176

Кошильская 2014 1648 669 473 0,332 0,287 838 2005 278 575 0,332 0,287 1993 1648 648 473 0,010

Итого по Ю31+2 33851 1684 11237 482 0,332 0,286 32675 2041 10846 584 0,332 0,286 28224 1684 5610 482 0,166 3+4 Ю3 Вахская 2345 273 632 38 0,270 0,139 2345 273 632 38 0,270 0,139 2290 273 577 38 0,023

Кошильская — 1427 — 422 — 0,296 — 1427 — 422 — 0,296 — 1427 — 422 0 Итого по Ю33+4 2345 1700 632 460 0,270 0,271 2345 1700 632 460 0,270 0,271 2290 1700 577 460 0,023 М Кошильская 364 179 74 36 0,203 0,201 364 179 74 36 0,203 0,201 364 179 74 36 0 Итого по Вахскому

309864 7374 103638 1987 0,334 0,269 305181 8709 102363 2326 0,335 0,267 248941 7374 42715 1987 0,197 месторождению

2 Технологическая и специальная часть

2.1 Проектные показатели разработки месторождения

Пересчет запасов Вахского месторождения в 2011 г. послужил основанием для выполнения в 2011 г. проектного документа «Дополнение к проекту разработки Вахского месторождения» (протокол № 5335 от 29.12.2011 г.) который на настоящий момент является действующим проектным документом, с утвержденным 3 вариантом и основными положениями и технологическими показателями [6]:

Проектные максимальные уровни:

• добычи нефти — 1669 тыс. т (2019 г.)
• добычи жидкости -10718 тыс. т (2028 г.)
• закачки воды — 11285 тыс. м3 (2028 г.)
• добычи растворенного газа — 121 млн.

м3 (2019 г.).

Использование растворенного газа – 95 % с 2016 года по рекомендации Минэнерго.

Выделено шесть объектов разработки:

• Ю11, Ю12+3, Ю2 , Ю31+2, Ю33+4, М;

• На Кошильской освоенной западной части площади в неохваченных бурением зонах предполагается использовать избирательную систему размещения скважин.
• фонд скважин для бурения — 202 скважины, в т.

ч. 161-добывающих, 41 нагнетательных, бурение 27 БС и шести ГБС.

• общий фонд скважин — 1546, в т. ч. добывающих — 643, нагнетательных 369, в консервации — 149. пьезометрических — 127, наблюдательных – 11, водозаборных -41, ожидающих ликвидацию — 88, ликвидированных — 118;
• достижение КИН по категории АВС1 — 0,335, в том числе по объектам:

Объекты КИН Кохв Квыт

Ю11 0,358 0,688 0,520

Ю12+3 0,324 0,790 0,410

Ю31+2 0,332 0,738 0,450

Ю33+4 0,270 0,643 0,420

М 0,203 0,615 0,330

В том числе по распределенному участку недр основные положения и технологические показатели:

На Кошильской площади освоенной западной части в неохваченных бурением зонах предложено использовать избирательную систему размещения скважин.

• фонд скважин для бурения — 200 скважин, в т. ч. 159 — добывающих, 41 нагнетательных, бурение 27 БС и шести ГБС.
• общий фонд скважин — 1544, в т.

ч. добывающих — 641. нагнетательных 369, в консервации — 149, пьезометрических — 127, наблюдательных — 11, водозаборных -41, ожидающих ликвидацию — 88, ликвидированных — 118.

• достижение КИН по категории АВС1 — 0,335. в том числе по объектам:

Объекты КИН Кохв Квыт

Ю11 0,359 0,690 0,520

Ю12+3 0,324 0,790 0,410

Ю31+2 0,332 0,738 0,450

Ю33+4 0,270 0,643 0,420

М 0,203 0,615 0,330

В том числе по недропользователю ОАО «Томснефть» ВНК (Вахский ЛУ и Кондаковский ЛУ) основные положения и технологические показатели:

Проектные максимальные уровни:

• добычи нефти — 1620 тыс. т (2019 г.)
• добычи жидкости — 10630 тыс. т (2028 г.)
• закачки воды — 11285 тыс. м3 (2028 г.)
• добыча растворенного газа — 117 млн. м3 (2019 г.)
• выделение шести объектов разработки: Ю11, Ю12+3, Ю2, Ю31+2, Ю33+4, М;
• система размещения скважин — очагово-избирательная на всех объектах. На Кошильской освоенной западной части площади в неохваченных бурением зонах предложено использовать избирательную систему размещения скважин. В восточной части Кошильской площади – бурение скважин по обращенной 9ти точечной системе размещения скважин, на участках совпадения объектов Ю11 и Ю12+3 скважины перфорируются на оба объекта;
• фонд скважин для бурения — 196 скважин, в т.

ч. 155 — добывающих, 41 – нагнетательных, бурение 27 БС и шести ГБС.

• общий фонд скважин – 1540, в т. ч. добывающих — 637 , нагнетательных – 369, в консервации — 149, пьезометрических — 127, наблюдательных — 11, водозаборных — 41, ожидающих ликвидацию — 88, ликвидированных — 118.
• достижение КИН по категории АВС1 — 0,329, в том числе по объектам:

Объекты КИН Кохв Квыт

Ю11 0,341 0,656 0,520

Ю12+3 0,340 0,829 0,410

Ю31+2 0,332 0,738 0,450

Ю33-4 0,270 0,643 0,420

М 0,203 0,615 0,330

В том числе по недропользователю ООО «СН-Нижневартовск» (Максимкинский ЛУ) основные положения и технологические показатели:

Проектные максимальные уровни:

• добычи нефти — 35 тыс. т (2021 г.)
• добычи жидкости — 45 тыс. т (2021 г.)
• закачки воды — 0 тыс. м3
• добыча растворенного газа — 2,2 млн.

м3 (2021 г.).

• использование растворенного газа – 95 % с 2020 г. (год ввода в разработку);
• выделение двух объектов разработки — Ю11 и Ю12+3;
• фонд скважин для бурения — 4 добывающих;
• общий фонд скважин – 4 добывающих;
• достижение КИН по категории АВС1 — 0,334, Квыт — 0,450, Кохв — 0,742.

Согласовать программу исследовательских работ (в том числе доразведки).

ОАО «Томскнефть» ВНК», ООО «Славнефть-Нижневартовск» основные положения:

• выполнить программу исследовательских работ (в том числе доразведки) в полном объеме и в установленные сроки;
• вскрытие пластов производить при нулевом скин-факторе;
• обеспечить научное сопровождение разработки месторождения (рисунок 2.1).

Рисунок 2.1 — История проектирования разработки Вахского месторождения

в целом

2.2 Характеристика текущего состояния разработки Вахского

месторождения

Вахское нефтяное месторождение открыто в 1965 году. Месторождение разрабатывается с 1976 года с наиболее крупного по площади Вахского участка, расположенного на территории Тюменской области. Южная часть Вахского участка, расположенная в Томской области разрабатывается с 1984 года, разработка Кошильской площади началась с 1988 года.

В настоящее время Вахское месторождение полностью разбурено эксплуатационной сеткой скважин и на данном этапе развития месторождение делится на Вахскую и Кошильскую площади, разделенные глубинным тектоническим разломом, четко фиксируемым по сейсмическим данным.

Динамика основных показателей разработки по годам Вахского месторождения представлена на рисунке 2.2.

На Вахском месторождении по состоянию на 01.01.2014 год накопленная добыча нефти и жидкости составила 60923 тыс. т и 133454 тыс. т. Что составляет 58,8 % от утвержденных начальных извлекаемых запасов (103638 тыс. т).

Текущий коэффициент нефтеизвлечения равен 0,197 д. ед. Водонефтяной фактор – 1,19 д. ед. Годовая обводненность равна 82 %. Накопленная закачка воды составляет 201317 тыс. м3. Накопленная и текущая компенсация отбора равна 124 % и 90 % соответственно.

На 01.01.2014 год на Вахском месторождении пробурено 1389 скважин, из них добывающих — 1260, нагнетательных — 82 и водозаборных — 47. На дату анализа на месторождении под закачку переведено 330 добывающих скважин, а также четыре добывающих скважины в поглощающий фонд и три в водозаборный фонд. Из нагнетательного фонда переведено в добывающий 11 скважин, а также одна скважина выбыла в водозаборный фонд. Таким образом по состоянию на 01.01.2014 год (на конец 2013 года) всего добывающий фонд скважин составляет 933 ед., нагнетательный — 400 ед., поглощающий — 4 ед. и водозаборный — 52 ед. (рисунок 2.3).

За всю история разработки максимальный фонд действующих добывающих скважин был достигнут в 1990 году (651 ед.), который в последующее десятилетний период сократился почти в двое, составив 294 ед. в 2000 году. На конец 2014 года он составил 380 скважин.

Основная доля добычи нефти приходится на Тюменскую область и составляет 99 % от всей добычи. Томская область намного меньше по площади, поэтому основная доля фонда 98 % расположена тоже в Тюменской области.

Вахское месторождение, расположенное на территории Тюменской области состоит из Вахской и Кошильской площадей и разрабатывается объектами: Ю11, Ю12+3, Ю31+2, Ю33+4.

добыча нефти, тыс.т

9000 90

добыча жидкости, тыс.т

8500 закачка, тыс.м3

8000 обводненность, % 80

7500 Добыча нефти и жидкости тыс.т., закачка тыс.м3

7000 70

6500

Обводненность, %

6000 60

5500

5000 50

4500

4000 40

3500

3000 30

2500

2000 20

1500

1000 10

0 0

1976

1977

1978

1979

1980

1981

1982

1983

1984

1985

1986

1987

1988

1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

Год

Рисунок 2.2 – Динамика основных показателей разработки Вахского месторождения

Дебит нефти и жидкости,т/сут

20

40

60

80

10

1976

1977

1978

1979

1980

1981

1982

1983

1984

1985

1986

1987

1988

1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

дебит жидкости, т/сут

2002

действ. фонд добыв. скв.

2003

2004

2005

2006

Рисунок 2.3 – Динамика фонда скважин Вахского месторождения

2007

2008

дебит нефти, т/сут

2009

2010

действ. фонд нагнет. скв.

2011

2012

2013

50

150

250

350

450

550

700

Год

Действ. фонд добыв. и нагнет. скважин

Пласт М, расположенный на Кошильской площади в разработку не введен. Южная часть Вахской площади, расположенная в Томской области разрабатывается только объектом Ю11. Основные показатели состояния разработки на 01.01.2014 год по объектам, площадям, областям и в целом по месторождению представлены в таблице 2.1.

Вахское месторождение находится на третьей стадии разработки. Наблюдается значительное снижение уровня добычи нефти с 1991 года. А также стремительный рост обводненности с 1995 года.

Максимальные отборы нефти по месторождению достигались в период 1986-1990 гг. и составляли порядка 2,6 млн. т в год. Третья стадия разработки месторождения началась по мере отбора 25,9 % от начальных извлекаемых запасов. В последующем, добыча нефти постепенно снижалась,. затем, благодаря широкомасштабным эффективным работам по ГРП, в 1993 г. добыча нефти возросла до 2308 тыс. т и держалась практически стабильной на уровне 2289-2213 тыс. т в течение последующих трех лет (1994-96 гг.).

Затем наблюдается постепенный спад добычи нефти до 1074 тыс. т в 2006 год. Благодаря проведенным ГТМ (наибольшая доля — 67 % дополнительной добычи нефти приходится на ГРП и 17 % — на БС) в 2006-2008 гг. удается поднять уровень добычи нефти в 2008 году до 1263 тыс. т, что практически соответствует проектному уровню добычи нефти (1285,5 тыс. т).

В последующие годы наблюдается падение добычи нефти. В 2010 г. фактическая добыча нефти меньше проектного уровня на 28 %.

С 2011 по 2013 гг. благодаря проведенным ГТМ и бурению новых скважин наблюдается постепенный рост добычи нефти до 1456,5 тыс. т в 2013 году, превышая проектный уровень на 10 %. Годовая добыча и жидкости за 2013 год составила 8091 тыс. т. Таблица 2.1 — Основные показатели разработки на 01.01.2014 год по объектам, в целом по месторождению по площадям и областям

Объекты разработки Итого по

Тюменская Томская Вахская Кошильская

Показатели месторож

область область площадь площадь

Ю11 Ю12+3 Ю31+2 Ю33+4 дению

Добыча нефти (за 2013 г.), тыс. т 456,8 846,8 151,0 1,9 1456,5 1421,1 35,4 1257,7 198,8 Нак. добыча нефти, тыс. т 24795 30446 5627 55 60923 60053 870 59102 1821 Добыча жидкости (за 2013 г.), тыс. т 3047,1 4446,3 591,2 6,0 8090,6 7965,0 125,6 7232,6 858,0 Нак. доб. жидкости, тыс. т 61285 61327 10763 79 133454 132030 1424 127996 5458 Обводненность, % 85,0 81,0 74,5 68,0 82,0 82,2 71,8 82,6 76,8 Дебит нефти, т/сут 8,4 9,4 8,7 3,4 11,9 11,8 20,6 11,8 13,2 Дебит жидкости, т/сут 56,3 49,6 33,9 10,7 66,2 66,1 73,1 67,6 56,8 Годовая закачка воды, тыс. м3 2574,7 4697,0 649,5 3,1 7924,4 7873,3 51,1 7108,6 815,8 Нак. закачка воды, тыс. м3 79382 104197 17596 142 201317 197098 4219 195277 6040 Компенсация отбора тек., % 78,8 96,7 98,8 45,3 90,2 91,1 35,9 90,9 84,7 Компенсация отбора нак., % 108,5 137,0 133,1 137,2 123,9 122,7 229,8 125,5 94,1 Приемистость нагн. скв., м3/сут 90,4 101,2 73,6 8,7 123,9 123,8 142,4 123,8 125,0 Коэф.эксплуат. добыв. скв. 0,933 0,942 0,938 0,968 0,937 0,937 0,915 0,935 0,942 Коэф.эксплуат. нагнет. скв. 0,978 0,976 0,978 0,980 0,977 0,977 0,982 0,977 0,971 Добыча газа (за 2013 г.), млн. м3/год 34 63 10 0,1 107 104 3 92 15 Нак. добыча газа, млн. м3/год 2036 2683 455 4 5178 5110 68 5027 151

Вся добыча нефти на сегодня осуществляется механизированным способом и только две скважины №№ 1058 и 2030 работают на фонтане. Средний дебит нефти и жидкости по месторождению составляет 12 т/сут и 66 т/сут, приемистость нагнетательной скважины равна 124 м3/сут).

Промышленная нефтеносность месторождения установлена в юрских отложениях (горизонты Ю1, Ю2, Ю3) и породах палеозоя (пласт М).

По объектам разработки значения накопленной добыча нефти на 01.01.2014 год распределились следующим образом рисунок 2.4:

•  Ю11 — 24795 тыс. т (41 %);
•  Ю12+3 — 30446 тыс. т (50 %);
•  Ю31+2 — 5627 тыс. т (9 %);
•  Ю33+4 — 55 тыс. т (0,1 %);
• Накопленная добыча нефти на 01.01.2014г Добыча нефти за 2013 год — 1457 тыс.т.

60924тыс.т

24796; 30446; 457; 847; 41% 54; 50% 31% 2; 151,0;

5628; 58%

0,1% 0,1% 10%

9%

Ю1-1 Ю1-2+3 Ю3-1+2 Ю3-3+4 Ю1-1 Ю1-2+3 Ю3-1+2 Ю3-3+4

Рисунок 2.4 — Распределение значений накопленной и годовой добычи нефти на 01.01.2014 г.

Годовая добыча нефти по объектам за 2013 год распределилась следующим образом:

•  Ю11 — 457 тыс. т (31 %), максимальный отбор — 1679 тыс. т (1984 год);
•  Ю12+3 — 847 тыс. т (58 %), максимальный отбор — 1589 тыс. т (1988 год);
•  Ю31+2 — 151 тыс. т (10 %), максимальный отбор — 385 тыс. т (1995 год);
•  Ю33+4 — 2 тыс.

т (0,1 %), максимальный отбор — 6 тыс. т (2009 год).

Анализируя полученные данные, можно сделать вывод, что основными объектами разработки являются объекты Ю11 и Ю12+3. Так как основная доля годовой (31 % и 58 %) и накопленной добычи (41 % и 50 %), а также остаточных извлекаемых запасов (21 % и 63 %) приходится на эти объекты.

2.3 Анализ показателей работы фонда скважин

На 01.01.2014 год (на конец 2013 года) всего добывающий фонд скважин Вахского месторождения в целом составляет 933 ед., нагнетательный — 400 ед., поглощающий — 4 ед. и водозаборный — 52 ед. Соотношение добывающих и нагнетательных скважин по месторождению составляет 1:2,3.

Основная часть фонда 90 % (1251 скважина) сосредоточена на Вахской площади месторождения, а на Кошильской площади расположены оставшиеся 10 % фонда (138 скв.).

На этих двух площадях числится 54 и 21 скважина разведочного фонда. Всего добывающий фонд скважин составляет по площадям 836 и 97 скважины, нагнетательный соответственно 368 и 32 скважины.

Характеристика фонда скважин по месторождению и по площадям на 01.01.2014 г. приведена в таблице 2.2. На рисунке 2.5 представлен добывающий и нагнетательный фонд скважин.

Рисунок 2.5- Структура добывающего и нагнетательного фонда скважин на 01.01.2014

год по Вахскому месторождению

Скважины объектов разработки Ю11, Ю12+3 и Ю31+2 пробурены на Вахской и Кошильской площадях. А скважины объекта Ю33+4 пробурены только на Вахской площади. Разбуривание объекта Ю31+2 на Кошильской площади началась с ноября 2011 года скважиной № 14.

Эксплуатационный фонд Вахского месторождения (действующий, бездействующий и в освоении) добывающих скважин (457 ед.) составляет 49 % от всего добывающего фонда скважин (933 ед.).

Эксплуатационный фонд добывающих скважин (408 ед.) на Вахской площади составляет 49 % от всего добывающего фонда скважин (836 ед.).

На Кошильской площади эксплуатационный фонд скважин (49 ед.) составляет 51 %. Если рассмотреть содержание эксплуатационного фонда добывающих скважин по объектам, то наибольшее количество скважин находится на основных объектах разработки Ю11 (197 ед.) и Ю12+3 (323 ед.), остальные скважины на Ю31+2 (62 ед.) и Ю33+4 (3 ед.).

На месторождении добыча нефти ведется из 380 скважин, из них работают на ЭЦН — 376 ед., ШГН — 2 ед. (№ 1432, № 1266), фонтанным способом – 2 ед. (№ 1058, № 2030).

В бездействующем добывающем фонде находится 76 скважин, причем половина это скважины находящиеся в бездействии с прошлых лет (37 ед.).

Основные причины бездействия это малодебитность, обводненность, аварийное состояние скважины и ожидание работ по подземному или капитальному ремонту. Коэффициент использования добывающих скважин равен 0,832 д. ед. Таблица 2.2 — Характеристика фонда скважин Вахского месторождения в целом, по областям и площадям на 01.01.2014 г Кат Вахское месторождение его Характеристика фонда скважин Кошильская Томская Тюменская

Вахская площадь ИТОГО рия площадь область область

1 2 3 4 5 6 7

Пробурено 1138 122 28 1232 1260

Приобщено — — — — Возвращено с других горизонтов — — — — Переведены из нагнетательных 10 1 0 11 11

1148 1243 1271

ВСЕГО 123 (12*) 28

(203*+3**+1***) (215*+3**+1***) (215*+3**+1***)

836 910 933

ВСЕГО за декабрь 2013года 97 (12*) 23

(203*+3**+1***) (215*+3**+1***) (215*+3**+1***)

Действующие 332 (99*+1**) 48 (10*) 5 375 (109*+1**) 380 (109*+1**)

из них: Фонт. Добывающие

2 (1*) 0 0 2 (1*) 2 (1*)

ШГН 1 1 (1*) 0 2 (1*) 2 (1*)

ЭЦН 329 (98*+1**) 47 (9*) 5 371 (107*+1**) 376 (107*+1**)

76 74 76

Бездействующие 0 2

(11*+1**+1***) (11*+1**+1***) (11*+1**+1***)

В освоении после бурения 0 1 0 1 1

В консервации 151 (28*+1**) 13 5 159 (28*+1**) 164 (28*+1**)

Пьезометрические 95 (16*) 13 (1*) 2 106 (17*) 108 (17*)

Наблюдательные 10 (6*) 0 1 9 (6*) 10 (6*)

Переведены под закачку 305 25 5 325 330

Переведены на другие гориз. — — — — Переведены в другой фонд 7 1 0 8 8

В ожидании ликвидации 72 (21*) 2 3 71 (21*) 74 (21*)

Ликвидированные 100 (22*) 20 (1*) 5 115 (23*) 120 (23*)

Пробурено 74 8 4 78 82

Приобщено — — — — Возвращено с других горизонтов — — — — Переведены из добывающих 305 25 5 325 330

ВСЕГО 379 (70*+3**) 33 (6*) 9 403 (76*+3**) 412 (76*+3**)

ВСЕГО за декабрь 2013года 368 (70*+3**) 32 (6*) 9 391 (76*+3**) 400 (76*+3**) Нагнетательные

Под закачкой 173 (52*+2**) 20 (4*) 1 192 (56*+2**) 193 (56*+2**)

Бездействующие 131 (15*+1**) 6 (2*) 6 131 (17*+1**) 137 (17*+1**)

В освоении 0 1 0 0 1

В консервации 1 3 0 4 4

Пьезометрические 34 (1*) 0 1 33 (1*) 34 (1*)

Наблюдательные 2 0 0 2 2

В отработке на нефть 10 1 0 11 11

Переведены на другие гориз. — — — — Переведены в другой фонд 1 0 0 1 1

В ожидании ликвидации 12 (2*) 1 0 12 (2*) 13 (2*)

Ликвидированные 15 1 1 15 16

Пробурено 39 8 0 47 47

Переведены из другого фонда 4 1 0 5 5 Водозаборные

ВСЕГО 43 9 0 52 52

из них: действующие 12 1 0 13 13

бездействующие 20 0 0 20 20

в освоении 1 8 0 9 9

ликвидированные 9 0 0 9 9

пьезометрические 1 0 0 1 1 Поглощающие

Пробурено 0 0 0 0 0

Переведены из другого фонда 4 0 0 4 4

ВСЕГО 4 0 0 4 4

из них: бездействующие 2 0 0 2 2

в консервации 2 0 0 2 2

Примечание: * — количество скважин совместно работающих на два объекта

** — количество скважин совместно работающих на три объекта

*** — количество скважин совместно работающих на четыре объекта

2.4 Анализ системы поддержания пластового давления

Вахское месторождение введено в разработку в 1976 году, спустя три года в 1979 году на месторождение введено ППД. Отбор от начальных извлекаемых запасов на 1979 года составлял 1 %. Основными объектами разработки являются – Ю11, Ю12+3 и Ю31+2. Объект Ю33+4 отнесен к возвратному. С начала разработки закачено 201317 тыс. м3, накопленная компенсация составила 124 %. За период разработки в реализации системы заводнения участвовали 419 скважин. На 01.01.2014 года закачка производится в 193 скважинах, из них на объект Ю11 работают 88, на объект Ю12+3 –140, на объект Ю31+2 – 24, на объект Ю33+4 – 1. Средняя приемистость действующих нагнетательных скважин составила 124 м3/сут. Соотношение действующих добывающих и действующих нагнетательных скважин составило, в целом по месторождению – 2:1. Пластовое давление на 01.01.2014 г. на всех объектах разработки, кроме Ю33+4, ниже первоначального давления.

На дату анализа систему ППД на Вахском месторождении можно охарактеризовать как разбалансированную, так как до конца не реализованы изложенные в предыдущих проектных документах (до 2010 г.) принципы формирования систем заводнения на объектах. В восточной части Кошильской площади – бурение по обращенной 9-ти точечной системе размещения скважин, на участках совпадения объектов Ю11 и Ю12+3 скважины эксплуатация на оба объекта.

В целом по текущему состоянию ППД можно сказать следующее:

•  месторождение разрабатывается по очагово-избирательной системе;
•  за годы активной эксплуатации залежей, прошедших со времени принятия решения о реорганизации системы воздействия, в результате избирательной промывки существенно изменилось положение фронтов закачиваемых и законтурных вод, претерпел количественные и качественные изменения фонд добывающих скважин;

•  частая смена системы воздействия негативно сказывалась на добыче, уровни которой с каждой сменой становились менее зависимыми от уровней закачки;
•  вследствие работы большого числа нагнетательных скважин на два и более пласта, возможность регулирования закачки в таких скважинах значительно затрудняется;
•  по объектам выявлена не производительная закачка, с помощью анализа по материальному балансу, это связано как с заколонными перетоками, так и с законтурной областью и влиянием неоднородности;

—  для окончательного формирования проектной системы ППД в первую очередь необходимо решить проблемы с добывающим фондом. Для этого вывести скважины высокообводненного фонда из бездействия, предварительно проведя исследования на источник обводнения и техническое состояние эксплуатационной колоны, в случаи необходимости провести изоляционные работы, исследовать скважины на предмет остаточной нефтенасыщенности и другие мероприятия. На объектах разработки составить программу ГТМ направленную на выравнивание пластового давления в зоне отборов и стабилизации компенсации в районе 100 %.

2.5 Анализ причин обводненности скважинной продукции

Анализ причин обводненности добывающего фонда скважин Вахского месторождения проводился на основе анализа диагностического графика зависимости водонефтяного фактора и его производной от времени.

Методика разработана путем систематического изучения числовых моделей, описывающих состояние скважины во время добычи. Выделяется три основных процесса, вносящих наибольший вклад в характеристику работы фонда:

1) конусообразование, вызванное движением ВНК (в случае наличия подошвенных вод), либо прорывом воды по высокопроницаемому пропластку с последующим снижением нефтенасыщенности по другим горизонтам в призабойной зоне;

2) обводнение скважины по высокопроницаемым пропласткам, наиболее актуально в случае одновременной эксплуатации нескольких пластов или пластов с высокой неоднородностью по проницаемости;

3) проблемы в прискважинной зоне связанные с негерметичностью обсадной колонны или пакера, а также низкое качество цемента, приводящее к перетокам из водоносных горизонтов.

2.6 Анализ эффективности методов интенсификации и увеличения

нефтеотдачи пластов

Для повышения эффективности выработки запасов нефти Вахского месторождения применяются различные методы интенсификации добычи и повышения нефтеотдачи. Основными мероприятиями по интенсификации притока добывающих скважин являются: гидравлический разрыв пласта (ГРП), перфорационные методы (дострел, перестрел, приобщение), методы депрессий (метод глубоких депрессий (МГД), вибрационное воздействие, изоляционные методы, а также обработки химреагентами (соляно- и глинокислотные обработки, воздействие ПАВ и др.).

С 2006 г. одним из перспективных направлений стало бурение вторых стволов из скважин, эксплуатация которых была прекращена из за высокой обводненности или аварии. Также проводились работы по выравниванию фронта вытеснения с применением потокоотклоняющих составов [9].

В общей сложности на скважинах Вахского месторождения за период разработки 2000-2013 гг. проведено 1629 скважино-операций различных видов ГТМ и МУН в 654 скважинах.

На рисунке 2.6 представлено распределение всех видов ГТМ и МУН проведенных за рассматриваемый период разработки на Вахском месторождении. Как можно заметить, основным методом является ГРП, доля которого составляет 32,3% от всех скважино-операций.

В целом по Вахскому месторождению по всем методам увеличения нефтеотдачи и интенсификации притока дополнительная добыча составила 7143,4 тыс.т. На рисунке 2.7 представлено распределение дополнительной добычи нефти по мероприятиям по состоянию на 01.01.2014 год. Можно отметить, что практически 90% (6215,4 тыс.т) от всей дополнительно добытой нефти полученной за счет проведения геолого-технических мероприятий приходится на ГРП и ЗБС [10].

Количество скважино 500

операций

300

184 194

132

78 90 100 92

100 63 53 41

14 27 36

Геолого-технические мероприятия

ГРП ЗБС ВНС с ГРП ПВЛГ

ОПЗ доб.скв. МУН РИР доб. скв. ИДН

ФО ЛА ПВЛГ наг.скв. ОПЗ наг.скв.

Рисунок 2.6 – ГТМ и МУН проведенные на Вахском месторождении за период

2000-2013 гг.

6000

Дополнительная добыча, тыс.т

5144

5000

4000

3000

2000

1071,4 1096,7

1000

336,7 132,8

90,4 19,5 59,1 56,9 56,6 176

Геолого-технические мероприятия

ГРП ЗБС

ВНС с ГРП (с учетом переход.доб.) ВНС с ГРП (без учета переход.доб.)

ПВЛГ ОПЗ доб.скв.

МУН РИР доб. скв.

ИДН ФО

ЛА

Рисунок 2.7 – Дополнительная добыча нефти по мероприятиям на Вахском

месторождении за период 2000-2013 гг.

На рисунке 2.8 показана удельная дополнительная добыча нефти по видам ГТМ на одну успешную скважино-операцию. Наибольшие показатели получены также на ГРП и ЗБС. Удельная добыча на скв

17,4

операцию, тыс.т

14,5

15 13,7

5,3

1,7 1,4 1,0 1,7

0,6 0,9 0,5

Геолого-технические мероприятия

ГРП ЗБС

ВНС с ГРП (с учетом переход.доб.) ВНС с ГРП (без учета переход.доб.)

ПВЛГ ОПЗ доб.скв.

МУН РИР доб. скв.

ИДН ФО

Рисунок 2.8 – Дополнительная добыча нефти по мероприятиям на Вахском

месторождении на одну скважино-операцию

2.7 Анализ выработки запасов нефти объектов Вахского месторождения

Эффективность системы разработки нефтяного месторождения с заводнением, каковым является Вахское, во многом определяется полнотой вовлечения в разработку промышленных запасов нефти и характером их выработки. От этого зависят как темпы добычи, так и полнота извлечения нефти из недр.

О состоянии выработки запасов нефти Вахского месторождения можно судить по степени вовлеченности промышленных извлекаемых запасов в разработку, динамике темпа отбора, текущему коэффициенту нефтеотдачи и коэффициенту охвата воздействием на залежь нагнетания воды, который можно оценить по изменению дебитов и условиям эксплуатации скважин на рассматриваемых участках.

В настоящее время на месторождении в разработке находятся 4 объекта: Ю11, Ю12+3 , Ю31+2 и Ю33+4.

Общий объем геологических запасов по категории В+С1, числящихся на государственном балансе на 01.01.2014 г., составляет 309864 тыс.т, извлекаемых – 103638 тыс.т, утвержденный КИН равен 0,334 доли ед. Основной объем запасов нефти Вахского месторождения сосредоточен в пластах васюганской свиты, то есть в объектах разработки Ю11и Ю12+3 (88 %).

Объект Ю33+4 характеризуются небольшим объемом и низкой удельной плотностью запасов нефти, в связи, с чем отнесен к возвратному и разрабатывается только совместным фондом.

Максимальный уровень добычи нефти по Вахскому месторождению достигнут в 1987 г. и составил 2618 тыс.т, чему способствует интенсивное разбуривание восточной и северной частей месторождения в этот период, а также вовлечение в разработку в 1987 г. третьего по величине запасов объекта Ю31+2.

С 1991 года фиксируется падение суммарной добычи нефти и жидкости в целом по месторождению, а обводненность продукции даже немного снижается. Показательно, что годовая закачка в этом же году является максимальной за весь период разработки. Такая ситуация явилась следствием значительного сокращения действующего добывающего фонда скважин в данный период, при практически неизменном нагнетательном фонде. Очевидно, что вследствие происходит значительная перекомпенсация отборов жидкости закачкой.

В 1993 году, благодаря широкомасштабным эффективным работам по гидроразрыву пластов добыча нефти возросла и даже превысила уровень 1991 года. В течение двух лет (1993-1994 гг.) она оставалась практически стабильной. В то же время низкодебитные и высокообводненные скважины начинают активно выводиться в бездействующий фонд. В результате остановки добывающих скважин удается замедлить и даже на некоторое время (1991-1994 гг.) снизить обводненность. Благодаря проводимым мероприятиям в период 1993-1994 годы текущее состояние разработки значительно улучшается.

Начиная с 1996 года, происходит постепенное снижение уровня добычи нефти и рост обводненности. Одной из главных причин является недостаточная работа с бездействующим фондом, доля которого на месторождении все увеличивается, а также достаточно быстрый рост обводненности продукции. В 2007-2008 году удалось остановить падение добычи нефти и даже немного увеличить ее за счет проведения эффективных ГТМ, таких как ГРП, доп. перфорация, ЗБС и т. д. Тем не менее, остановить рост обводненности не удалось.

Накопленная добыча нефти в целом по Вахскому месторождению на 01.01.2014 г. составляет 60923 тыс.т, текущий КИН по категории В+С1 равен 0,197 д.ед. Отбор от начальных извлекаемых запасов – 58,8 % при обводненности продукции в 82 %, что, несомненно, свидетельствует о неблагоприятном состоянии выработки запасов нефти на месторождении. Для достижения проектной величины коэффициента нефтеизвлечения необходимо отобрать еще 42715 тыс.т нефти, что составляет 41,2 % от объема начальных извлекаемых запасов категорий В+С1 по месторождению. На одну действующую добывающую скважину приходится порядка 112,4 тыс.т нефти. Кратность извлекаемых запасов нефти при данных условиях разработки составит 29,3 лет.

Наглядно состояние выработки запасов нефти представлено на рисунках 2.9 и 2.10.

Рирсунок 2.9 — Качество выработки запасов нефти на 01.01.2014 г. по объектам

Вахского месторождения

Рисунок 2.10 — Состояние выработки запасов нефти по объектам Вахского

месторождения

2.8 Анализ выполнения проектных решений

С 2009 по 2010 годы разработка месторождения проводилась согласно проектному документу: «Анализ разработки Вахского месторождения» (протокол ТКР № 823 от 24.10.2006 г.) [7].

За этот период разработки фактические годовые уровни добычи нефти отличались от проектных в меньшую сторону. Максимальное отклонение от проектного уровня наблюдается в 2010 г. годовая добыча нефти отстает от проектной на 28 %, что обусловлено несоответствием фактического фонда действующих скважин проектному, а также большим ростом на 16-20 % фактической обводненности продукции добывающих скважин, чем предполагалось по проекту. Накопленная по состоянию на 01.01.2011 г. добыча нефти ниже проектного уровня на 1,5 %, накопленная добыча жидкости превышает проектную величину на 4 %. Фактические объемы закачки воды в 2009-2010 гг. выше, чем по проекту, так как в этот период приемистость нагнетательных скважин в среднем на 51 % превышала проектную величину. Эксплуатационный и действующий фонд добывающих скважин в течение всего рассматриваемого периода меньше проектного составляет на 01.01.2011 г. 18 и 29 % соответственно.

В данной работе будем проводить сопоставление проектных и фактических показателей разработки по месторождению в целом, а также по объектам разработки с 2011 по 2013 гг., за этот период разработка месторождения ведется согласно последнему проектному документу «Дополнение к проекту разработки Вахского месторождения» (протокол № 5335 от 29.12.2011 г.) [6].

На рисунке 2.11 и в таблице 2.3 отображено сопоставление основных проектных и фактических показателей разработки Вахского месторождения в целом.

Суммарная добыча нефти по месторождению за рассматриваемый период (2011 – 2013 гг.) составила 3638 тыс. т, что фактически на 371 тыс. т (10 %) выше проектного уровня. Причина превышения годовой добычи нефти в том, что ввод скважин из бурения за период 2011-2013 гг. больше проектного на 57 %, добыча нефти по новым скважинам (223 тыс. т) на 28 % выше проектной (174 тыс. т).

Рисунок 2.11 — Сопоставление основных проектных и фактических показателей

разработки Вахского месторождения

Аналогичная картина наблюдается по добычи жидкости, она превышает проектные значения на протяжении рассматриваемого периода. В 2011 году наблюдается превышение фактической добычи жидкости над проектной на 27 %, в 2012 на 36 %, в 2013 на 39 %. Превышение фактической обводненности над проектной составляет от 4 % до 6 %.

Суммарный отбор жидкости за рассматриваемый период по факту составляет 22416 тыс. т, что на 34 % больше проектного уровня (16726 тыс. т).

Эксплуатационный и действующий фонд добывающих скважин в течение всего рассматриваемого периода (2011-2013 гг.) больше проектного фонда. Отклонение возрастает с каждым годом и достигает максимального значения в 2013 г. Эксплуатационный и действующий фонд добывающих скважин превышает проектный фонд в 2013 г. на 39 % и 16 %.

Доля действующего фонда в 2011, 2012, 2013 годы значительная и составляет в среднем 81, 86, 83 % соответственно от эксплуатационного фонда, это свидетельствует о том, что количество скважин находившихся в бездействии не большое. Но по проекту эта доля скважин составляет 89, 98, 100 %, что значительно выше (9, 11, 16 %), чем фактическая доля. Таблица 2.3 — Сравнение проектных и фактических показателей разработки по Вахскому месторождению

Анализ разработки Вахского

Дополнение к проекту разработки Вахского № месторождения (протокол №823

месторождения (протокол №5335 от 29.12.2011г.)

Показатели от 24.10.2006г.) пп 2009 2010 2011 2012 2013

проект факт проект факт проект факт проект факт проект факт 1 Добыча нефти всего, тыс.т/год 1428,0 1178,8 1626,3 1166,9 1107,8 1202,1 1202,3 1350,5 1328,2 1456,5 2 в т.ч.: из переход. скважин 1329,3 1165,8 1522,0 1111,1 1085,8 1184,0 1147,4 1254,3 1230,7 1347,9 3 из новых скважин 98,7 13,0 104,3 55,8 22,0 18,0 54,9 96,3 97,5 108,6 4 Ввод новых добыв. скв. всего, шт. 8 3 6 13 5 10 9 15 12 16 5 в т.ч: из эксплуатац. бурения 8 3 5 13 5 10 9 15 12 16 6 из развед. бурения 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0 7 переводом с других объектов 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 8 Перевод с других категорий 0 9 0 12 0 12 0 33 0 51 9 Ввод боковых стволов, шт. 12 0 13 8 3 3 10 12 3 16 10 Среднесут.деб.неф. новых скв., т/сут 95,6 43,8 134,7 44,8 73,2 34,5 38,1 36,2 50,8 38,6 11 Сред.число дней работы нов.скв.,дни 129 99 129 96 60 52 160 177 160 176 12 Средняя глубина новой скв., м 2507 2612 2597 2760 2500 2865 2500 2767 2500 2800 13 Экспл. бурение, всего, тыс.м 37,6 7,8 31,2 35,9 17,5 28,6 32,5 44,7 42,5 53,2 14 в т.ч.: добывающих скв., тыс.м 20,1 7,8 15,6 35,9 12,5 28,6 22,5 41,5 30,0 44,8 15 вспомогат. и специальных скв.,тыс.м 17,5 0,0 15,6 0,0 5,0 0,0 10,0 3,2 12,5 8,4 16 Расчет.время раб. нов.скв.пред.г.,дни 0 194 328 99 0 96 329 52,3 329 177,2 17 Расчет.доб.нефти нов.скв.пред.г.,дни 0 63 251 13 0,0 55,8 120,3 18,0 112,7 96,3 18 Доб.нефти переход.скв. пред.г.,тыс.т 1285,5 1196,4 1329,3 1165,8 0,0 1111,1 1085,8 1184,0 1147,4 1254,3 19 Рас.доб.нефти переход.скв.дан.г.,тыс.т 1285,5 1259,5 1580,2 1178,8 1166,9 1166,9 1318,1 1202,1 1260,1 1350,5 20 Ожид.доб.н. переход.скв.дан.г.,тыс.т 1329,3 1165,8 1522,0 1111,1 1175,8 1184,0 1202,3 1254,3 1230,7 1347,9 21 Измен.доб.нефти переход.скв.,тыс.т 43,8 -93,6 -58,2 -67,8 8,9 17,2 -115,8 52,2 -29,4 -2,6 22 Проц.измен.доб.нефти переход.скв.,% 3,4 -7,4 -3,7 -5,7 0,8 1,5 -8,8 4,3 -2,3 -0,2 23 Мощность новых скважин, тыс.т 279,3 43,1 295,0 191,4 120,3 113,3 112,7 178,5 200,1 202,8 24 Выбытие добыв. скв., шт. 0 8 1 22 23 9 22 17 5 7 25 в т. ч. под закачку, шт 0 2 0 3 0 3 3 7 0 5 26 Фонд доб.скв. на конец года, шт 405 350 431 353 335 366 322 397 329 457 27 в т. ч. нагнет. в отработке, шт 0 36 0 37 0 35 0 44 0 48 28 Дейст. фонд доб.скв. на кон. г., шт 377 258 403 286 298 296 316 343 329 380 29 Перевод скв. на мех. добычу, шт 0 1 27 13 298 9 18 31 13 17 30 Фонд механизир. скважин, шт 405 347 431 350 298 359 316 384 329 447 31 Ввод нагнет. скважин, шт 7 11 6 5 2 4 7 9 5 10 32 в т.ч: из эксплуатац. бурения, шт 0 11 0 5 0 4 0 1 0 3 33 Выбытие нагнет. скважин, шт 0 0 0 3 22 4 0 3 0 4 34 Фонд нагн. скв. на конец года, шт 315 317 321 319 297 319 304 325 309 331 35 Дейст. фонд нагн.скв. на кон. г., шт 238 167 266 163 169 152 174 173 180 193 36 Сред.деб. действ.скв. по жид., т/сут 46,0 69,3 46,3 69,6 55,5 70,3 54,2 71,7 55,0 66,2 37 Сред.деб. переход.скв. по жид., т/сут 45,3 68,9 45,5 69,6 55,2 70,4 53,1 71,7 54,3 65,7 38 Сред.деб. новых скв. по жид., т/сут 105 191,4 160,6 69,4 134,1 69,6 128,1 72,3 94,0 88,0 39 Сред.деб. действ.скв. по нефти, т/сут 14,4 14,0 14,8 12,9 11,5 12,5 11,8 12,8 12,5 11,9 40 Сред.деб. переход.скв. по нефти,т/сут 13,5 13,8 14,0 12,5 11,3 12,4 11,4 12,2 11,8 11,3 41 Сред. прием. нагн.скв. по воде,м 3 /сут 79,2 113,6 75,5 115,7 96,8 120,5 97,1 122,6 98,9 123,9 42 Сред.обвод. продук. действ.ф.скв., % 68,8 79,9 68,0 81,4 79,3 82,3 78,3 82,1 77,2 82,0 43 Сред.обвод. продук. переход.скв., % 70,2 79,9 69,3 82,1 79,6 82,4 78,6 82,9 78,2 82,8 44 Сред.обвод. продук. новых скв., % 8,9 77,1 16,1 35,4 45,4 50,4 70,2 49,9 46,0 56,2 45 Доб. жидкости всего, тыс.т 4573,5 5858,5 5078,0 6282,3 5356,1 6778,4 5539,2 7546,6 5830,7 8090,6 46 в т. ч.: из переходящих скв., тыс.т 4465,2 5801,7 4953,7 6195,9 5315,8 6742,0 5354,7 7354,4 5650,2 7842,8 47 из новых скв., тыс.т 108,3 56,9 124,3 86,4 40,2 36,4 184,4 192,2 180,6 247,7 48 Добыча жидкости с нач.разраб, тыс.т 101400 104756 106478 111039 116395 117817 121934 125364 127765 133454 49 Добыча нефти с нач.разраб, тыс.т 56174 55747 57800 56914 58023 58116 59225 59466 60553 60923 50 Коэф. нефтеизвлечения, д.ед. (В+С1 ) 0,185 0,180 0,190 0,184 0,185 0,188 0,188 0,192 0,193 0,197 51 Отбор от утв.изв.зап., % (В+С1 ) 58,3 53,8 60,0 54,9 55,2 56,1 56,3 57,4 57,6 58,8 52 Темп отб.н. от нач.утв.изв.зап.,%(В+С1 ) 1,5 1,1 1,7 1,1 1,1 1,2 1,1 1,3 1,3 1,4 53 Темп отб.н. от тек.утв.изв.зап.,%(В+С1 ) 3,4 2,4 4,0 2,4 2,3 2,6 2,6 3,0 2,9 3,3 54 Закачка воды, тыс.м 3 /год 5914,2 6651,7 6359,7 6600,0 5343,2 6942,0 5434,4 7112,2 5763,2 7924,4 55 Закачка воды с нач.разраб, тыс.м 3 169503 172738 175863 179338 184682 186280 190116 193393 195879 201317 56 Компен. отбора текущая, % 112,5 103,6 108,6 96,5 90,4 94,4 88,5 86,8 88,7 90,2 57 Компен. отбора с нач.разраб., % 132,1 131,5 131,1 129,8 126,9 128,0 125,3 125,8 123,8 123,9 58 Добыча нефтяного газа, млн.м 3 /год 102,8 80,2 117,1 79,3 76,2 87,0 85,5 97,0 96,7 107,0 59 Нак. добыча газа, млн.м 3 /год 4045 4808 4162 4887 4963 4974 5049 5071 5145 5178

В 2011 году по проекту планировалось ввести в разработку из бурения 5 добывающих скважин, по факту было пробурено 9 скважин на Кошильской площади (№№ 12, 13, 14, 15, 16, 21, 23, 25, 26) и одна скважина на Вахской площади (№ 1006Б).

В 2012 году по проекту предполагалось ввести в разработку из бурения 9 добывающих скважин по факту пробурено 15 скважин на Кошильскую площадь (№№ 17, 18, 19, 20, 27, 28, 29, 30, 31, 33, 34, 39, 43, 64, 75).

В 2013 г. по проекту планировалось ввести в разработку из бурения 12 скважин, по факту было пробурено 8 скважин на Кошильской площади (№№ 36, 46, 55, 65, 66, 71,72, 73) и 8 скважин на Вахской площади (№№ 8023, 8024, 8026, 8027, 8029, 8030, 8032, 72Б).

Не смотря на превышение фактического ввода скважин из эксплуатационного бурения над проектным, среднесуточный дебит нефти новых скважин в 2011-2013 гг., все равно отстает от проектного в 2011 г. на 53 %, в 2012 г. на 5 %, в 2013 г. на 24 %.

Фактические объемы закачки с 2011 по 2013 гг. существенно превышают проектные значения в 2011 г. на 30 %, в 2012 г. на 31 %, в 2013 г. на 38 %, не смотря на то, что количество действующих нагнетательных скважин в 2011 г. на 10 %, а в 2012 г. на 1 % ниже проектных значений. Фактическая приемистость нагнетательных скважин за этот период превышает проектную на 24-26 %. В 2013 г. фонд действующих нагнетательных скважин на 7 % больше проектных значений и приемистость выше проектной на 25 %.

Коэффициент использования всех скважин на протяжении всего рассматриваемого периода ниже проектного значения в среднем на 10 %. Если рассматривать отдельно фактический коэффициент добывающего фонда, то за период с 2011 по 2012 гг. наблюдается увеличение коэффициента использования добывающих скважин до 0,864 д. ед., что на 12 % ниже проектного значения (0,981 д. ед.).

А в 2013году он уменьшается до 0,832 д. ед., что на 17 % ниже проектного значения (1,000 д. ед.).

Увеличение коэффициента использования связано с ростом эксплуатационного и действующего фонда добывающих скважин. Коэффициент использования нагнетательного фонда скважин в 2011-2012 гг. не смотря на увеличение из года в год, все равно отстает от проектного коэффициента в среднем за данный период на 12 %. В 2013 г. фактический коэффициент использования нагнетательного фонда равен проектному (0,583).

Не высокий коэффициент использования скважин показывает, что большинство скважин находится в бездействующем фонде, причина этому не выполнение программы вывода нагнетательных скважин из бездействия.

Коэффициент эксплуатации добывающих скважин близок к проектному значению и составляет в среднем 0,9 д. ед.

Вахское месторождение расположено в двух областях: Тюменской и Томской. Основная доля 99 % накопленной добычи и эксплуатационного фонда находится в Тюменской области. В таблицах 2.4 — 2.5 и на рисунках 2.12 — 2.13 представлено сравнение проектных и фактических показателей разработки по областям.

9000

400 Добыча нефти,

проект

8000 Добыча нефти, факт

Добыча жидкости,

Добыча нефти, жидкости(тыс.т), закачка(тыс.м3)

Дейст.фонд доб. и наг. скв., обводненность(%)

7000 проект

Добыча жидкости,

6000 факт

250 Закачка, проект

5000

Закачка, факт

4000 Дейст.фонд наг.скв.,

проект

Дейст.фонд доб.скв.,

3000

проект

Дейст.фонд доб.скв.,

2000 факт

Дейст.фонд наг.скв.,

50 факт

1000

Обводненность,

проект

0 0 Обводненность, факт

2009 2010 2011 2012 2013

Рисунок 2.12 — Сопоставление основных проектных и фактических показателей

разработки Вахского месторождения (Тюменская область) Рисунок 2.13 — Сопоставление основных проектных и фактических показателей

разработки Вахского месторождения (Томская область) Таблица 2.4 — Сравнение проектных и фактических показателей разработки по Вахскому месторождению (Тюменская область)

Анализ разработки Вахского Дополнение к проекту разработки Вахского № месторождения (протокол №823 месторождения (протокол №5335 от 29.12.2011г.)

Показатели пп 2009 2010 2011 2012 2013

проект факт проект факт проект факт проект факт проект факт

1 Добыча нефти всего, тыс.т/год 1395,9 1177,8 1586,5 1154,4 1099,9 1190,1 1182,2 1323,5 1302,2 1421,1

2 в т.ч.: из переход. скважин 1297,2 1164,8 1482,2 1098,6 1079,3 1172,1 1135,2 1227,3 1204,8 1312,5

3 из новых скважин 98,7 13,0 104,3 55,8 20,6 18,0 47,0 96,3 97,5 108,6

4 Ввод новых добыв. скв. всего, шт. 8 3 6 13 5 10 9 15 12 16

5 в т.ч: из эксплуатац. бурения 8 3 5 13 5 10 9 15 12 16

6 из развед. бурения 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0

7 переводом с других объектов 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

8 Перевод с других категорий 26 9 19 11 0 12 0 32 0 50

9 Ввод боковых стволов, шт. 12 0 13 8 0 3 0 11 0 16 10 Среднесут.деб.неф. новых скв., т/сут 95,6 43,8 134,7 44,8 25,8 34,5 32,6 36,2 50,8 38,6 11 Сред.число дней работы нов.скв.,дни 129 99 129 96 160 52 160 177 160 176 12 Средняя глубина новой скв., м 2507 2612 2597 2760 2500 2865 2500 2767 2500 2800 13 Экспл. бурение, всего, тыс.м 37,6 7,8 31,2 35,9 17,5 28,6 32,5 44,7 42,5 53,2 14 в т.ч.: добывающих скв., тыс.м 20,1 7,8 15,6 35,9 12,5 28,6 22,5 41,5 30,0 44,8 15 вспомогат. и специальных скв.,тыс.м 17,5 0,0 15,6 0,0 5,0 0,0 10,0 3,2 12,5 8,4 16 Расчет.время раб. нов.скв.пред.г.,дни 0 194,1 328 99,0 0 96 329 52,3 329 177,2 17 Расчет.доб.нефти нов.скв.пред.г.,дни 0 66,5 251 13,0 0,0 55,8 42,3 18,0 96,4 96,3 18 Доб.нефти переход.скв. пред.г.,тыс.т 1261,5 1196,4 1297,2 1164,8 0,0 1098,6 1079,3 1172,1 1135,2 1227,3 19 Рас.доб.нефти переход.скв.дан.г.,тыс.т 1261,5 1262,9 1548,1 1177,8 0,0 1154,4 1121,6 1190,1 1231,6 1323,5 20 Ожид.доб.н. переход.скв.дан.г.,тыс.т 1297,2 1164,8 1482,2 1098,6 1079,3 1172,1 1135,2 1227,3 1204,8 1312,5 21 Измен.доб.нефти переход.скв.,тыс.т 35,7 -98,1 -65,9 -79,2 1079,3 17,7 13,6 37,1 -26,9 -11,0 22 Проц.измен.доб.нефти переход.скв.,% 2,8 -7,8 -4,3 -6,7 0,0 1,5 1,2 3,1 -2,2 -0,8 23 Мощность новых скважин, тыс.т 279,3 43,1 295,0 191,4 42,3 113,3 96,4 178,5 200,1 202,8 24 Выбытие добыв. скв., шт. 0 8 1 22 23 9 22 16 5 7 25 в т. ч. под закачку, шт 0 2 0 3 0 3 3 7 0 5 26 Фонд доб.скв. на конец года, шт 394 345 418 347 329 360 316 391 323 450 27 в т. ч. нагнет. в отработке, шт 0 35 0 36 0 34 0 44 0 48 28 Дейст. фонд доб.скв. на кон. г., шт 367 256 391 281 293 291 309 338 322 375 29 Перевод скв. на мех. добычу, шт 0 1 25 13 293 9 16 31 13 17 30 Фонд механизир. скважин, шт 394 342 418 344 293 353 309 378 322 440 31 Ввод нагнет. скважин, шт 7 11 6 5 2 4 7 9 5 10 32 в т.ч: из эксплуатац. бурения, шт 0 11 0 5 0 4 0 1 0 3 33 Выбытие нагнет. скважин, шт 0 0 0 3 22 4 0 3 0 4 34 Фонд нагн. скв. на конец года, шт 308 310 314 312 290 312 297 318 302 324 35 Дейст. фонд нагн.скв. на кон. г., шт 236 167 263 162 169 152 174 172 180 192 36 Сред.деб. действ.скв. по жид., т/сут 46,6 69,6 47,1 70,1 55,7 70,5 54,7 71,6 55,3 66,1 37 Сред.деб. переход.скв. по жид., т/сут 46,0 69,1 46,3 70,1 55,8 70,5 53,8 70,0 54,5 64,4 38 Сред.деб. новых скв. по жид., т/сут 105,0 191,4 160,6 69,4 45,4 69,6 114,7 72,3 94,0 88,0 39 Сред.деб. действ.скв. по нефти, т/сут 14,4 14,0 14,9 13,0 11,5 12,5 11,8 12,8 12,6 11,8 40 Сред.деб. переход.скв. по нефти,т/сут 13,5 13,9 14,0 12,5 11,4 12,4 11,5 11,9 11,8 11,0 41 Сред. прием. нагн.скв. по воде,м 3 /сут 78,9 113,6 74,9 115,8 96,8 120,6 97,1 122,5 98,9 123,8 42 Сред.обвод. продук. действ.ф.скв., % 70,6 79,9 68,3 81,5 79,3 82,2 78,4 82,1 77,3 82,2 43 Сред.обвод. продук. переход.скв., % 70,59237 79,9 69,7 82,1 79,6 82,4 78,6 83,0 78,3 83,0 44 Сред.обвод. продук. новых скв., % 8,9 77,1 16,1 35,4 43,2 50,4 71,6 49,9 46,0 56,2 45 Доб. жидкости всего, тыс.т 4519,4 5855,8 5012,0 6240,7 5315,0 6688,1 5465,4 7409,9 5733,5 7965,0 46 в т. ч.: из переходящих скв., тыс.т 4411,1 5799,0 4887,7 6154,3 5278,7 6651,8 5300,2 7217,7 5552,9 7717,2 47 из новых скв., тыс.т 108,3 56,9 124,3 86,4 36,3 36,4 165,2 192,2 180,6 247,7 48 Добыча жидкости с нач.разраб, тыс.т 100412 103726 105424 109967 115283 116655 120748 124065 126482 132030 49 Добыча нефти с нач.разраб, тыс.т 55404 54964 56991 56118 57219 57308 58401 58632 59703 60053 50 Коэф. нефтеизвлечения, д.ед. (В+С1 ) 0,189 0,180 0,195 0,184 0,185 0,188 0,189 0,192 0,193 0,197 51 Отбор от утв.изв.зап., % (В+С1 ) 59 53,9 60,7 55,0 55,4 56,2 56,5 57,5 57,8 58,9 52 Темп отб.н. от нач.утв.изв.зап.,%(В+С1 ) 1,5 1,2 1,7 1,1 1,1 1,2 1,1 1,3 1,3 1,4 53 Темп отб.н. от тек.утв.изв.зап.,%(В+С1 ) 3,5 2,4 4,1 2,5 2,3 2,6 2,6 3,0 2,9 3,3 54 Закачка воды, тыс.м 3 /год 5865,6 6651,7 6274,7 6585,4 5343 6932,3 5434 7068,3 5763 7873,3 55 Закачка воды с нач.разраб, тыс.м 3 165490 168639 171764 175224 180567 182156 186002 189225 191765 197098 56 Компен. отбора текущая, % 113 104 109 97,0 91,5 95,5 90,1 87,9 90,7 91,1 57 Компен. отбора с нач.разраб., % 130 130 129 128,1 126,6 126,5 125,1 124,5 123,7 122,7 58 Добыча нефтяного газа, млн.м 3 /год 100,5 80,1 114,2 78,5 75,7 86,0 84,5 95,0 95,5 104,0 59 Нак. добыча газа, млн.м 3 /год 3989 4747 4103 4825 4899 4911 4983 5006 5079 5110 Таблица 2.5 — Сравнение проектных и фактических показателей разработки по Вахскому месторождению (Томская область)

Анализ разработки Вахского Дополнение к проекту разработки Вахского

месторождения (протокол месторождения (протокол №5335 от №

Показатели №823 от 24.10.2006г.) 29.12.2011г.) пп 2009 2010 2011 2012 2013

проект факт проект факт проект факт проект факт проект факт 1 Добыча нефти всего, тыс.т/год 32,1 1,1 39,8 12,5 7,8 11,9 20,1 27,0 26,0 35,4 2 в т.ч.: из переход. скважин 32,1 1,1 39,8 12,5 6,5 11,9 12,2 27,0 26,0 35,4 3 из новых скважин 0,0 0,0 0,0 0,0 1,4 0,0 8,0 0,0 0,0 0,0 4 Ввод новых добыв. скв. всего, шт. 0 0 0 0 1 0 2 0 0 0 5 в т.ч: из эксплуатац. бурения 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 6 из развед. бурения 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7 переводом с других объектов 0 0 0 0 1 0 2 0 0 0 8 Перевод с других категорий 2 0 2 1 0 0 0 1 0 1 9 Ввод боковых стволов, шт. 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 10 Среднесут.деб.неф. новых скв., т/сут 0 0,0 0,0 0,0 8,5 0,0 24,9 0 0,0 0 11 Сред.число дней работы нов.скв.,дни 0 0 0 0 160 0 160 0 0 0 12 Средняя глубина новой скв., м 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 13 Экспл. бурение, всего, тыс.м 0 0 0 0 0,0 0,0 0,0 0 0,0 0 14 в т.ч.: добывающих скв., тыс.м 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0 0,0 0 15 вспомогат. и специальных скв.,тыс.м 0 0 0 0 0,0 0,0 0,0 0 0,0 0 16 Расчет.время раб. нов.скв.пред.г.,дни 0 0 0 0 0 0 329 0 329 0 17 Расчет.доб.нефти нов.скв.пред.г.,дни 0 0 0 0 0,0 0,0 2,8 0 16,3 0 18 Доб.нефти переход.скв. пред.г.,тыс.т 24,0 0,0 32,1 1,1 7,2 12,5 6,5 11,9 12,2 27,0 19 Рас.доб.нефти переход.скв.дан.г.,тыс.т 24 0,0 32,1 1,1 7,2 12,5 9,3 11,9 28,5 27,0 20 Ожид.доб.н. переход.скв.дан.г.,тыс.т 32,1 1,1 39,8 12,5 6,5 11,9 12,2 27,0 26,0 35,4 21 Измен.доб.нефти переход.скв.,тыс.т 8,1 1,0 7,7 11,4 -0,8 -0,5 2,9 15,1 -2,5 8,5 22 Проц.измен.доб.нефти переход.скв.,% 33,8 7493 24,0 1071 -10,4 -4,3 31,3 126,5 -8,9 31,4 23 Мощность новых скважин, тыс.т 0,0 0,0 0,0 0,0 2,8 0,0 16,3 0 0,0 0 24 Выбытие добыв. скв., шт. 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 25 в т. ч. под закачку, шт 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 26 Фонд доб.скв. на конец года, шт 11 5 13 6 7 6 9 6 9 7 27 в т. ч. нагнет. в отработке, шт 0 1 0 1 0 1 0 0 0 0 28 Дейст. фонд доб.скв. на кон. г., шт 10 2 12 5 5 5 7 5 7 5 29 Перевод скв. на мех. добычу, шт 0 0 2 0 1 0 2 0 0 0 30 Фонд механизир. скважин, шт 11 5 13 6 5 6 7 6 7 7 31 Ввод нагнет. скважин, шт 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 32 в т.ч: из эксплуатац. бурения, шт 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 33 Выбытие нагнет. скважин, шт 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 34 Фонд нагн. скв. на конец года, шт 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 35 Дейст. фонд нагн.скв. на кон. г., шт 2 0 3 1 0 0 0 1 0 1 36 Сред.деб. действ.скв. по жид., т/сут 17,9 9,2 18,3 33,3 27,8 63,3 37,6 78,7 42,3 73,1 37 Сред.деб. переход.скв. по жид., т/сут 17,9 9,2 18,3 33,3 28,2 63,3 33,2 78,7 42,3 73,1 38 Сред.деб. новых скв. по жид., т/сут 0,0 0,0 0,0 0,0 24,6 0,0 60,0 0,0 0,0 0,0 39 Сред.деб. действ.скв. по нефти, т/сут 10,6 3,6 11,0 10,0 5,3 8,3 10,3 15,5 11,3 20,6 40 Сред.деб. переход.скв. по нефти,т/сут 10,6 3,6 11 10,0 4,9 8,3 7,4 15,5 11,3 20,6 41 Сред. прием. нагн.скв. по воде,м 3 /сут 72,4 0,0 101,3 88,4 0,0 82,5 0,0 123,6 0,0 142,4 42 Сред.обвод. продук. действ.ф.скв., % 40,7 60,9 39,8 70,1 80,9 86,8 72,7 80,3 73,3 71,8 43 Сред.обвод. продук. переход.скв., % 40,7 60,9 39,8 70,1 82,5 86,8 77,7 80,3 73,3 71,8 44 Сред.обвод. продук. новых скв., % 0 0 0 0 65,4 0,0 58,6 0,0 0,0 0,0 45 Доб. жидкости всего, тыс.т 54,1 2,7 66,0 41,6 41 90,3 74 136,8 97 125,6 46 в т. ч.: из переходящих скв., тыс.т 54,1 2,7 66,0 41,6 37 90,3 55 136,8 97 125,6 47 из новых скв., тыс.т 0 0 0 0 4 0 19 0 0 0 48 Добыча жидкости с нач.разраб, тыс.т 1073 1030 1139 1071 1112 1162 1186 1299 1283 1424 49 Добыча нефти с нач.разраб, тыс.т 803 783 843 796 804 807 824 834 850 870 50 Коэф. нефтеизвлечения, д.ед. (В+С1 ) 0,156 0,160 0,163 0,163 0,164 0,165 0,168 0,171 0,174 0,178 51 Отбор от утв.изв.зап., % (В+С1 ) 53,2 46,4 55,8 47,2 44,9 47,9 46,0 49,5 47,5 51,6 52 Темп отб.н. от нач.утв.изв.зап.,%(В+С1 ) 2,1 0,06 2,600 0,74 0,4 0,7 1,1 1,6 1,5 2,1 53 Темп отб.н. от тек.утв.изв.зап.,%(В+С1 ) 4,3 0,12 5,6 1,38 0,8 1,3 2,0 3,1 2,7 4,2 54 Закачка воды, тыс.м 3 /год 48,6 0,0 85 14,6 0 9,7 0 43,9 0 51,1 55 Закачка воды с нач.разраб, тыс.м 3 4163 4100 4248 4114 4114 4124 4114 4168 4114 4219 56 Компен. отбора текущая, % 70 0 100 31 0,0 10,1 0,0 29,4 0,0 35,9 57 Компен. отбора с нач.разраб., % 286 293 276 284 275,8 267,2 261,2 246,2 244,2 229,9 58 Добыча нефтяного газа, млн.м 3 /год 2,3 0,072 2,9 0,847 0,6 0,810 0,7 2,0 0,7 3,0 59 Нак. добыча газа, млн.м 3 /год 68 61 61 62 63 63 63 65 64 68

Суммарная добыча нефти (74 тыс. т) по Томской области за период 20112013 гг. превышает проектную добычу нефти (54 тыс. т) на 38 %. Бурение новых скважин на территории Томской области за рассматриваемый период не проводилось. Действующий фонд добывающих скважин меньше проектного на 29 %. Увеличение объемов добычи нефти и жидкости, особенно с 2012 по 2013 гг. связано, с проведением ГТМ, в частности ЗБС на скважине № 423 в 2012 г. (скважина добывает более 70 т/сут).

В Тюменской области суммарная добыча нефти (3935 тыс. т) за период 2011-2013 гг. превышает проектную добычу нефти (3584 тыс. т) на 350 тыс. т (10 %).

Превышение фактических отборов нефти и жидкости за рассматриваемый период (2011-2013 гг.) напрямую связано с превышением фактических значений эксплуатационного и действующего фонда добывающих скважин над проектными в 2012 году на 24 и 9 % соответственно, а в 2013 на 39 и 17 %, а также с проведением ряда успешных ГТМ [7].

В целом при сравнении проектных и фактических показателей разработки по месторождению, можно отметить, что фактические уровни добычи нефти превышают проектные значения по месторождению на 8-12 %.

Среди причин вызвавших превышение уровней добычи нефти выделяются:

• превышение фактического фонда действующих скважин проектному фонду;
• превышение темпов отбора от темпов отбора, заложенных в проекте, на 12-16 %.
• больший коэффициент эксплуатации скважин, чем был предусмотрен в проекте;
• превышение фактической дополнительной добычи нефти по различным мероприятиям над проектными значениями в 4,4 раза.

3 Экономическая часть

Коммерческая эффективность разработки Вахского месторождения оценивалась с использованием системы показателей, отражающих деятельность предприятия применительно к условиям рыночной экономики, с включением в экономические расчеты платежей и налогов, предусмотренных действующим законодательством в области налогообложения согласно действующим “Методическим рекомендациям по оценке эффективности инвестиционных проектов” (издательство «Экономика», 2000 г.) [6].

В соответствии с этим принимается:

•  дисконтированный поток денежной наличности — сумма прибыли от реализации углеводородов и амортизационных отчислений, уменьшенная на величину капиталовложений, направляемую на освоение месторождения, приведенная к начальному году по ставке дисконта 10%;

•  рентабельный срок разработки — период от начала реализации проекта до момента, когда величина накопленного дисконтированного денежного потока (NPV) после достижения положительного значения начинает уменьшаться [15];
•  срок окупаемости капитальных вложений определяется количеством лет, по истечении которых начальные отрицательные значения накопленной денежной наличности полностью компенсируются последующими ее положительными значениями;
•  внутренняя норма возврата капитальных вложений (IRR) представляет собой значение дисконта, при котором величина суммарного потока наличности за расчетный период равна нулю. IRR не может быть вычислена в следующих ситуациях: все значения годового потока наличности отрицательны, все значения годового потока наличности положительны;
•  индекс доходности дисконтированных инвестиций (PI) – отношение суммы дисконтированных элементов денежного потока от операционной деятельности к абсолютной величине дисконтированной суммы денежного потока от инвестиционной деятельности. PI равен увеличенному на единицу отношению NPV к накопленному дисконтированному объему инвестиций;
•  доход государства — налоги и платежи, отчисляемые в бюджетные фонды страны.

Экономическая оценка разработки месторождения (в условиях безналоговой среды) отражает эффективность проекта с точки зрения интересов недропользователя и государства в целом и определяется как разница между выручкой от реализации углеводородов и затратами капитальными вложениями и чистыми эксплуатационными (текущими) расходами.

3.1 Оценка капитальных вложений

Капитальные вложения на разработку Вахского месторождения включают в себя затраты на строительство скважин и их обустройство, рассчитанные в планируемых на 2014 г. ценах без учета НДС [15].

Расчет стоимости строительства скважин производился исходя из запланированной на 2014 г. стоимости 1 метра проходки и средней глубины скважины. В стоимости скважин не учтены затраты на подготовительные работы. Затраты на строительство скважин представлены в таблице 3.1.

Таблица 3.1 — Стоимости строительства скважин на месторождении, тыс. руб. (без НДС)

ИТОГО,

Стоимость Глубина,

Бурение скважин: тыс.

1 м., руб. м.

руб. — наклонно-направленной 13 303,8 2 800 37 250,5 — наклонно-направленной уплотняющей 29 976,8 2 800 83 935,1 — наклонно-направленной с отбором керна 13 834,8 2 800 38 737,4 — наклонно-направленной уплотняющей с отбором керна 30 507,9 2 800 85 422,0 — горизонтальная (в т.ч. ГС-500 м.) 17 997,1 3 300 59 390,5 — горизонтальная (в т.ч. ГС-500 м., пилот 700м.) 18 772,7 4 000 75 090,8 — горизонтальной уплотняющей (в т.ч. ГС-500 м.) 30 635,9 3 300 101 098,5 — горизонтальной уплотняющей (в т.ч. ГС-500 м., пилот 700м.) 31 411,5 4 000 125 645,9 — водозаборной 14 438,1 1 800 25 988,6 — ГРП 5 181,5

Расчет капитальных вложений производился по укрупненным нормативам, с учетом существующего обустройства, в разрезе следующих направлений:

• бурение;
• подготовительные работы;
• сбор и транспорт нефти и газа;
• заводнение и промводоснабжение;
• прочие объекты и затраты;
• оборудование не входящее в сметы строек;
• природоохранные мероприятия.

Прочие капитальные вложения рассчитываются в процентном отношении (10 %) к сумме затрат на нефтепромысловое строительство.

Затраты на оборудование не входящее в сметы строек рассчитаны исходя из необходимости замены каждые 5 лет быстро изнашивающегося оборудования, средняя стоимость оборудования 1555,8 тыс. руб. на 1 новую скважину и 373 тыс. руб. в 5 лет на 1 скважину действующего добывающего механизированного фонда. Затраты на капитальное строительство при разработке месторождения в динамике по годам представлены в таблице 3.2. Структура и динамика капитальных вложений представлены на рисунках 3.1. и 3.2.

Бурение скважин

59%

ОНСС

8% Обустройство

скважин, кустов

Природоохранные 6%

Линейные

3% Площадные объекты

Прочие затраты объекты 20%

3% 1%

Рисунок 3.1 — Структура капитальных вложений

5000,0 350

Динамика капитальных вложений, млн. руб. без НДС

3781

3641

4000,0 300

3465

ОНСС

Прочие КВ 3000,0 250

Линейные объекты

2191

ВНС,

1659

1653

1648

1479

2000,0 200

1307

1298

ВНС, шт.

642 1000,0 150

337

143

141

129

125

123

121

120

117

110

109

104

92

91

87

0,0 100

2014

2018

2022

2026

2030

2034

2036

2038

2040

2042

2044

2046

2048

2050

2052

2054

2056

2016

2020

2024

2028

2032

• 1000,0 40 36 4036 50

151817 4 6 1516

• 4 — — — 6 -2000,0 — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — —

Рисунок 3.2 — Динамика капитальных вложений Таблица 3.2 — Расчет капитальных вложений в миллионах рублей

Показатель Всего 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021-2145 1. Эксплуатационное бурение 18 192,52 1 792,9 1 628,2 640,9 889,4 772,5 — 419,7 12 049,0 1.1 Наклонно-направленные 13 719,3 1 460,2 1 232,2 563,2 378,5 600,5 — — 9 484,7

кол-во скважин, шт. 226,0 39,0 33,0 15,0 10,0 16,0 — — 113,0 1.2 Горизонтальные (в т.ч. уплотняющие) 1 557,8 — 193,9 — 328,4 — — 125,6 909,9

кол-во скважин, шт. 18,0 — 3,0 — 5,0 — — 1,0 9,0 1.3 Водозаборные 52,0 — — — 52,0 — — — кол-во скважин, шт. 2,0 — — — 2,0 — — — 1.4 Уплотняющие наклонно-напр. 2 029,3 83,9 — — 83,9 83,9 — 257,8 1 519,8

кол-во скважин, шт. 24,0 1,0 — — 1,0 1,0 — 3,0 18,0 1.5 ГРП 834,2 248,7 202,1 77,7 46,6 88,1 — 36,3 134,7

кол-во, шт. 161,0 48,0 39,0 15,0 9,0 17,0 — 7,0 26,0 2. Промышленное строительство 9 320,88 1 614,0 414,4 548,9 636,4 426,3 101,8 122,0 5 456,9 2.1 Обустройство скважин 1 129,2 167,3 150,6 62,7 75,3 71,1 — 16,7 585,5

кол-во , шт. 270,0 40,0 36,0 15,0 18,0 17,0 — 4,0 140,0 2.2 Строительство кустов 781,9 240,6 120,3 120,3 180,4 120,3 — — кол-во, шт. 13,0 4,0 2,0 2,00 3,0 2,0 — — 2.3 НСК (в т.ч. реконструкция) 1 786,5 214,3 69,7 48,1 73,5 61,4 68,1 28,2 1 223,3

протяженность, км. 215,42 25,8 8,4 5,8 8,9 7,4 8,2 3,4 147,5 2.4 Нефтепроводы (в т.ч. реконструкция) 1 253,3 95,7 — 8,3 — — — 22,9 1 126,3

протяженность, км. 151,1 11,5 — 1,0 — — — 2,8 135,8 2.5 Водоводы (в т.ч. реконструкция) 1 296,9 143,9 9,6 100,3 25,0 19,6 24,5 22,2 951,8

протяженность, км. 185,4 20,6 1,4 14,3 3,6 2,8 3,5 3,2 136,0 2.6 Газопроводы 1 046,5 96,1 — — — — — 20,8 929,6

протяженность, км. 137,2 12,6 — — — — — 2,7 121,9 2.7 Дороги 542,6 254,1 4,0 67,1 165,7 51,6 — — протяженность, км. 21,0 9,8 0,2 2,6 6,4 2,0 — — 2.8 ВЛ-6 189,1 73,3 12,0 36,8 58,6 8,3 — — количество, шт. 59,5 23,1 3,8 11,6 18,5 2,6 — — 2.9 Строительство, расширение и реконструкция

447,6 181,9 10,6 55,4 — 55,4 — — 144,4 площадочных объектов -ЦПС 144,4 — — — — — — — 144,4 -УПСВ 78,3 78,3 — — — — — — -БКНС 110,8 0,1 — 55,4 — 55,4 — — -ВКС 103,5 103,5 — — — — — — -Дорожно-контрольный пункт ТН 10,6 — 10,6 — — — — — 2.10 Прочие КВ 847,4 146,7 37,7 49,9 57,9 38,8 9,3 11,1 496,1 3. ОНСС 2 440,14 90,4 87,3 57,2 60,1 62,9 36,3 42,7 2 003,3 4. Природоохранные мероприятия 1 011,52 144,1 61,6 51,2 62,3 45,3 7,1 16,9 623,0

ИТОГО CAPEX 30 965,1 3 641,3 2 191,5 1 298,3 1 648,2 1 307,1 145,2 601,3 19 804,6

3.2 Оценка эксплуатационных затрат

Эксплуатационные затраты на добычу нефти рассчитаны в соответствии с удельными текущими затратами и объемными технологическими показателями вариантов разработки на основе фактических издержек на добычу нефти в ОАО «Томскнефть» ВНК за 2013 г. сложившиеся по Вахскому месторождению [6].

Себестоимость определена в разрезе следующих статей:

• обслуживание скважин;
• электроэнергия на извлечение жидкости;
• искусственное воздействие на пласт;
• сбор и транспорт нефти и газа;
• технологическая подготовка нефти;
• общепроизводственные расходы;
• методы воздействия на пласт;
• амортизационные отчисления.

Затраты на обслуживание скважин определяются в зависимости от количества действующих скважин и включают в себя заработную плату (основную и дополнительную) производственных рабочих, затраты на содержание и эксплуатацию оборудования и регламентный капитальный ремонт скважин.

Общепроизводственные затраты, не связанные с добычей нефти (затраты АУП) рассчитываются в зависимости от объема добываемой нефти, так как эти затраты формируются в целом по предприятию и разносятся по месторождениям пропорционально добычи нефти месторождения.

Прочие затраты не зависящие от фонда скважин включают в себя цеховые расходы и прочие производственные расходы и рассчитываются как условно-постоянные затраты, имеющие ступенчатую динамику, зависящую от значительного снижения добычи нефти по отношению к текущему году. При превышении планируемых уровней добычи нефти над уровнями текущего года прочие затраты остаются неизменными на уровне фактических [15].

Энергетические затраты по извлечению нефти рассчитаны в соответствии с прогнозным расчетом объемов механизированного подъема жидкости.

Искусственное воздействие на пласт складываются из затрат на электроэнергию для закачки воды.

Расходы на сбор и транспорт нефти и газа рассчитываются в зависимости от объема добываемой жидкости и газа и затрат по этим статьям калькуляции без учета амортизационных отчислений.

Расходы на технологическую подготовку нефти и газа рассчитываются в зависимости от объема добываемой нефти и газа и затрат по этим статьям калькуляции без учета амортизационных отчислений [6].

Амортизационные отчисления рассчитаны исходя из классификации основных средств по амортизационным группам и срока полезного использования в соответствии с Федеральным законом РФ №158-ФЗ от 22 июля 2008 года «О внесении изменений в главы 21, 23, 24, 25 и 26 части второй налогового кодекса Российской Федерации и некоторые другие акты законодательства Российской Федерации о налогах и сборах».

В состав эксплуатационных затрат включены расходы на мероприятия повышающие нефтеотдачу: ГРП на действующих скважинах, перевод под закачку, ПВЛГ, ПНЛГ, ЗБННС, ЗБГС, вывод из бездействия скважин, изоляционные работы и дополнительная перфорация. Стоимость проводимых мероприятий по Вахскому месторождению представлена в таблице 3.3.

Таблица 3.3 — Стоимость мероприятий по повышению нефтеотдачи по объектам разработки Вахского месторождения

Вид мероприятия Стоимость, тыс.руб./опер. ГРП 5604,7 Перевод под закачку 1306,4 Доп. перфорация 1220,0 ПВЛГ/ПНЛГ 1294,8 ЗБС 30153,6 ЗБГС 38739,4 Изоляционные работы 2501,9 Вывод из бездействия скважин 1705,4

Целевые средства для финансирования работ по завершению эксплуатации месторождения были оценены исходя из сложившегося по каждому варианту объема капитальных затрат и существующего фонда скважин. Размер ликвидационных затрат учтен в статье «Внереализационные расходы» и рассчитан исходя из 20 % от величины новых капитальных вложений на обустройство месторождения и 1 271,1 тыс. руб. на каждую существующую скважину. Отчисление ликвидационных затрат на скважины осуществляются по факту выбытия скважин из эксплуатации, а ликвидационные затраты на объекты обустройства отнесены на последний год разработки.

Кроме традиционных статей затрат в составе эксплуатационных затрат на добычу нефти учтены также расходы на экологию, платежи и налоги, отчисляемые в бюджетные фонды.

Удельные текущие затраты представлены на рисунке 3.3.

Средние удельные текущие затраты на ТУТ 4368,3 руб./тн. 16 000

14 000

12 000

10 000

8 000

6 000

4 000

2 000

2014

2017

2020

2023

2026

2029

2032

2035

2038

2041

2044

2047

2050

2053

2056

2059

2062

2065

2068

2071

2074

2077

2080

2083

2086

2089

2092

2095

2098

2101

2104

2107

2110

Средние удельные текущие затраты на ТУТ, руб./т.

Рисунок 3.3 – Удельные текущие затраты на тонну условного топлива

Средние операционные затраты на ТУТ, позволяющие получать прибыль составляют 5 510,3 руб./т, т.е. месторождение с прибылью может работать до 2043 г., дальнейшая разработка месторождения для недропользователя невыгодна. Это связано с тем, что все скважины работают до 98 % обводненности при предельной рентабельной обводненности 96,1% и дебите нефти 4,1 т/сут. при этом дебит по жидкости 105,3 т/сут.

3.3 Налоговая система

Недропользователь выплачивает все налоги, предусмотренные действующим законодательством РФ, с учетом поправок, вступивших в силу на момент расчетов. В таблице 3.4 приведено распределение налогов в федеральный, областной и местный бюджеты. В таблице 3.5 представлен перечень налогов и платежей, включенных в экономическую оценку вариантов разработки, и показан порядок их расчета [15].

Таблица 3.4 — Распределение налогов в федеральный, областной и местный бюджеты

Ставка налога Распределение суммы налога по бюджетам, % Внебюджетные Наименование налога

федеральный областной местный фонды Налог на добычу Нефть 2014 г. -5 968 руб./т 100 — — полезных ископаемых 2015 г. – 6 416 руб./т

2016 г. – 6 767 руб./т Страховые взносы 2014-2015гг. — 30 % — — — 100

с 2016г. – 34% Страхование от 0,5 % — — — 100 несчастного случая Налог на 18 % 100 — — добавленную стоимость (НДС) Экспортная пошлина 2014 г. -13 116 руб./т 100 — —

2015 г. – 12 706 руб./т

2016 г. – 12 297 руб./т Налог на имущество 2,2 % — 100 — предприятий Прочие налоги по фактическим данным

ОАО «Томскнефть» — — 100 ВНК 2013 г. Налог на прибыль 20 % 10 (2/20) 90 (18/20) — Таблица 3.5 — Основные налоги Российской Федерации для нефтегазодобывающих предприятий

Вид налога Ставка налога и база начисления Налоги, относимые на себестоимость 1. Налог на добычу полезных Нефть 2014г. — 5 968 руб. за тонну, ископаемых

2015г. — 6 416 руб. за тонну,

2016г. – 6 767 руб. за тонну

493 – 2014 г., 530- 2015г., 559 – 2016г. с учетом коэффициента,

характеризующего динамику мировых цен на нефть – Кц и

коэффициента, характеризующего степень выработанности запасов –

Кв)

Кц = (Ц-15)*Р/261, где

Ц – средний за налоговый период уровень цен нефти «Юралс» в

долларах США за баррель;

Р – среднее значение за налоговый период курса доллара США к

рублю, устанавливаемого Центральным банком РФ

Кв = 3,8-3,5*N/V, где

N – сумма накопленной добычи нефти на конкретном участке недр

(включая потери при добыче) по данным государственного баланса

запасов полезных ископаемых за календарный год;

V – начальные извлекаемые запасы нефти, утвержденные в

установленном порядке в соответствии с данными государственного

баланса запасов полезных ископаемых.

В случае, если степень выработанности запасов не превышает 0,8, то

коэффициент Кв принимается равным 1, если степень

выработанности запасов превышает 1 коэффициент Кв принимается

равным 0,3.

В случае, если величина начальных извлекаемых запасов нефти (Vз)

по конкретному участку недр меньше 5 млн. тонн и степень

выработанности запасов (Свз) конкретного участка недр,

определяемая в порядке, установленном настоящим пунктом,

меньше или равна 0,05, , характеризующий величину запасов

конкретного участка недр (Кз) рассчитывается по формуле:

Кз = 0,125 х Vз + 0,375,

где Vз — начальные извлекаемые запасы нефти в млн. тонн с

точностью до 3-го знака после запятой, утвержденные в

установленном порядке с учетом прироста и списания запасов нефти

(за исключением списания запасов добытой нефти и потерь при

добыче) и определяемые как сумма запасов категорий А, В, С1 и С2

по конкретному участку недр по данным государственного баланса

запасов полезных ископаемых, утвержденного в году,

предшествующем году налогового периода.

Коэффициент, характеризующий степень сложности добычи нефти

(Кд), принимается:

1) равным 0 — при добыче нефти из конкретной залежи

углеводородного сырья, отнесенной к баженовским, абалакским,

хадумским и доманиковым продуктивным отложениям в

соответствии с данными государственного баланса запасов полезных

ископаемых;

2) равным 0,2 — при добыче нефти из конкретной залежи

углеводородного сырья с утвержденным показателем проницаемости

не более 2 10 ^(-3)мкм2 и эффективной нефтенасыщенной толщиной

пласта по указанной залежи не более 10 метров; Окончание таблицы 3.5

3) равным 0,4 — при добыче нефти из конкретной залежи

углеводородного сырья с утвержденным показателем проницаемости

не более 2 10 ^(-3)·мкм2 и эффективной нефтенасыщенной толщиной

пласта по указанной залежи более 10 метров;

4) равным 0,8 — при добыче нефти из конкретной залежи

углеводородного сырья, отнесенной к продуктивным отложениям

тюменской свиты в соответствии с данными государственного

баланса запасов полезных ископаемых;

5) равным 1 — при добыче нефти из прочих залежей углеводородного

сырья, характеристики которых не соответствуют характеристикам,

указанным в подпунктах 1 — 4.

Коэффициент Кд в размере, установленном подпунктами 1 и 4

пункта 1 настоящей статьи, применяется до истечения 180 налоговых

периодов, начинающихся с 1 января года, в котором степень

выработанности запасов конкретной залежи углеводородного сырья

впервые превысила 1 процент. По истечении указанного срока

значение коэффициента Кд принимается равным 1.

Коэффициент Кд в размере, установленном подпунктами 2 и 3,

применяется до истечения 120 налоговых периодов, начинающихся с

1 января года, в котором степень выработанности запасов конкретной

залежи углеводородного сырья впервые превысила 1 процент. По

истечении указанного срока значение коэффициента Кд принимается

равным 1. 2. Страховые взносы Всего 2014-2015гг. -30 %. С 2016г. – 34% от начисленной суммы

ФОТ (но не более 624 тыс. руб./чел. в год), в том числе: — пенсионный фонд 2014-2015гг. — 22 %, с 2016г. – 26% от начисленной суммы фонда

оплаты труда — фонд социального страхования 2,9 % от начисленной суммы фонда оплаты труда — фонд медицинского страхования 5,1 % от начисленной суммы фонда оплаты труда 3. Страхование от несчастного случая 0,5 % от начисленной суммы фонда оплаты труда 4. Прочие налоги По Вахскому месторождению взяты по фактическим данным ОАО

«Томскнефть» ВНК на 2013 г. и составляют 9 076 тыс. руб. Налоги, относимые на выручку от реализации и финансовый результат 1. Налог на добавленную стоимость 18 % от добавленной стоимости, определяемой как разница между

стоимостью реализованной продукции и стоимостью материальных

затрат, отнесенных на издержки. В случае использования в расчете

затрат без НДС, базой начисления налога будет выручка от

реализации продукции. 2. Налог на имущество предприятий 2,2 % от стоимости основных фондов. 3. Экспортная пошлина 2014г. — 13 116 руб. за тонну,

2015г. – 12 706 руб. за тонну,

2016г. – 12 297 руб. за тонну (при сложившейся за предшествующий

месяц средней ценой нефти сырой марки «Юралс» в долларах США

за тонну менее 109,5 доллара США – 0 %, при превышении за

предшествующий месяц сложившейся средней цены нефти сырой

марки «Юралс» 109,5 доллара США за тонну, но не более 146

долларов США за тонну (включительно) – 35 % от разницы; свыше

146, но не более 182,5 доллара США (включительно) – в размере

12,78 доллара за тонну и 45 % от разницы, свыше 182,5 доллара

США – 29,2 доллара за тонну и 2014г. -59 % от разницы, 2015г. –

57%, 2016г. – 55%).

4. Налог на прибыль 20% от балансовой прибыли, остающейся от выручки после

компенсации эксплуатационных затрат и выплаты всех налогов.

4 Безопасность и экологичность

Целью раздела является анализ вредных и опасных факторов труда оператора по добыче нефти и разработка мер защиты от них, оценка условий труда и микроклимата рабочей среды.

Несоблюдение требований безопасности производства может привести к производственным травмам, а экологической безопасности – к загрязнению окружающей среды.

Так как предприятия по добыче нефти и газа являются опасными производственными объектами, в данном разделе рассмотрены мероприятия по безопасной эксплуатации оборудования и охране окружающей среды.

4.1 Анализ потенциальных опасных и вредных производственных

факторов при проведении работ

Основное рабочее место оператора по добыче нефти – кустовая площадка нефтяного промысла, которая представляет собой открытую территорию с технологическим оборудованием (фонтанная арматура, силовые кабели и станции управления скважин, а также оборудование для замера скважинной продукции).

При добыче нефти и газа на людей, окружающую среду и инженернотехнический комплекс негативное действие оказывают физические, химические, биологические и психофизиологические факторы:

1) Производственный шум. Источниками производственного шума являются электродвигатели, дымососы и вентиляционные установки, дробилки, трансформаторы, станки, электромашины, нефтедобывающее оборудование, транспортные средства и др. Сильный шум создаётся при редуцировании газа, продувке скважин, проведении обработок ПЗП [17].

2) Выхлопные газы и химические реагенты: выхлопные газы автотранспорта, разлившиеся химические реагенты, сгораемые газы на факелах, нефтепродукты, разлившиеся в водоемы при порывах трубопроводов. Для данного производства свойственно применение химических реагентов, имеющих раздражающее, сенсибилизирующее и канцерогенное воздействие на организм человека – это ингибиторы коррозии, применяемые на всем участке движения нефтяных эмульсий, диэмульгаторы, стабилизаторы [6].

Для обработок призабойных зон пласта используются химические реагенты токсического характера.

3) Кровососущие насекомые. В летне-осенний период особенно тягостны для человека летающие кровососущие насекомые. Они забираются под одежду, забиваются в нос, уши, наносят бесчисленные укусы, переносящие вирусы и бактерии.

4) Физические и моральные перегрузки (статические, динамические нагрузки).

Работники устают физически, руководители зачастую испытывают статические нагрузки, так как почти весь рабочий день проводят сидя в балках. Нервно-эмоциональные нагрузки – это переутомление, перенапряжение зрения от работы за компьютером и слуха у работающих на шумных объектах.

5) Электрический ток. К основным электроопасным объектам относятся скважины, оборудованные УЭЦН и ШСНУ, к которым подведены линии электропередач; трансформаторы, станции управления, создающие опасность поражения электрическим током. При работах на скважинах с УЭЦН увеличивается зона поражения электротоком, т.к. резко возрастает длина токопроводящего кабеля, причём часть его проходит по поверхности [18].

6) Взрывопожароопасность объектов. К пожаро- и взрывоопасным объектам относятся: цех подготовки и перекачки нефти, товарные парки нефти, а также все оборудование по подготовке скважинной продукции, находящееся под давлением. Помещения, в которых взрывоопасные смеси не образуются при нормальных условиях работы, но могут образоваться при авариях и неисправностях: помещения нефтяных насосных, газовых компрессорных станций, газораспределительных будок. Оборудование, используемое при нефтедобыче и при ремонте нефтепромыслового оборудования, относится к классу опасного [6].

7) Движущиеся машины и механизмы: кронблоки, талевая система, всевозможные лебедки, пневматические и полуавтоматические ключи, наземное оборудование скважин, станки качалки и другие элементы [6].

По основному виду экономической деятельности установлен XXX класс профессионального риска, характеризующий уровень производственного травматизма, профзаболеваемости и расходов по обеспечению по программе обязательного социального страхования [16].

4.2 Инженерные и организационные решения по обеспечению

безопасности работ

Кустовая площадка располагается на открытой территории промысла и подвергается воздействию окружающих температур и влажности. Высокая температура воздуха способствует быстрой утомляемости работающего, может привести к перегреву организма, тепловому удару или профзаболеванию. Низкая температура воздуха может вызвать местное или общее охлаждение организма, стать причиной простудного заболевания либо обморожения [6].

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

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

Распределение осадков крайне неравномерно, зависит от местных условий, особенно от рельефа. В среднем за год выпадает 500 мм осадков. В годовом ходе осадков максимум приходится на лето, а минимум на зиму, что связано с особенностями атмосферной циркуляции. В теплый период года выпадает 318 мм, а в холодный период года (с ноября по март) сумма осадков составляет 135 мм.

используемого оборудования (к лаборатории)

Для соблюдения санитарных норм в производственных помещениях и на рабочих объектах разрабатываются следующие мероприятия:

1) в помещениях, на объектах и рабочих местах, где возможно выделение в воздух паров, газов и пыли (АГЗУ, ДНС, УПСВ, ЦППН), а также в случаях изменений технологических процессов, осуществляется контроль воздушной среды;

2) рабочие места, объекты, проезды и проходы к ним в темное время суток освещены.

Комфортные условия работы создаются обеспечением оптимальных параметров освещения и состава воздуха производственных и бытовых помещений.

Искусственное освещение выполняется в соответствии с требованиями ПУЭ и строительных норм и правил, уровень освещенности рабочих мест соответствует отраслевым нормам проектирования искусственного освещения объектов. В производственных помещениях и в зонах работы на открытых площадках предусмотрено аварийное и эвакуационное освещение, которое обеспечивает равномерное распределение яркости на рабочей поверхности; замеры уровня освещенности проводятся не реже одного раза в год, а также после реконструкции помещений и систем освещения [19].

Отопление и вентиляция производственных и бытовых зданий и помещений соответствует санитарным нормам [20].

Производственные объекты, рабочие места в зависимости от условий

работы и принятой технологии производства имеют соответствующие средства защиты.

Комфортные условия работы на кустовой площадке обеспечиваются мероприятиями:

• утепление культбудки в холодное время года;
• контроль воздушной среды;
• использование средств индивидуальной защиты, когда невозможно избежать воздействия неблагоприятных климатических условий;
• организация перерывов в работе.

4.4 Обеспечение безопасности технологического процесса

Для обеспечения производственной безопасности необходимо проведение инженерно-технических мероприятий:

• обеспечение пожаровзрывобезопасности;
• защита от действия вредных веществ при их выбросах и сбросах;
• защита от поражения электрическим током и статическим электричеством;
• обеспечение безопасности эксплуатации герметичных систем, находящихся под давлением;
• обеспечение безопасности эксплуатации машин, механизмов и производственных помещений;
• обеспечение комфортных условий труда работников;
• защита от вредного воздействия шума и вибрации.

Для отвода в землю атмосферного электричества в результате прямого удара молнии установлены молниеотводы [21].

Электробезопасность может быть обеспечена строгим выполнением требований действующих электротехнических нормативов.

Не допускается выполнение работ без устного или письменного (наряда) разрешения; запрещается работать в одиночку; до проведения работ надо выполнить все необходимые организационные и технические мероприятия по обеспечению техники безопасности. Для повышения безопасности весь персонал, использующий или обслуживающий электроустановки, подлежит регулярному медицинскому осмотру, проходит обучение, переквалификацию и проверку знаний по технике безопасности и др [6].

На предприятии периодически контролируется состояние изоляции и испытание ее электрической прочности. Работники обеспечиваются диэлектрическими перчатками, ботами, резиновыми ковриками, изолирующими подставками и др [18].

Важным источником информации и оповещения персонала являются предупреждающие таблички («Высокое напряжение», «Опасная зона», «Не включать, работают люди», «Внимание! Пуск автоматический!»), которые вывешивают непосредственно у данных объектов.

Основные мероприятия по защите от статического электричества: уменьшение интенсивности генерации электрических зарядов за счет подбора конструкционных материалов, облицовки оборудования, уменьшения силы трения и скорости истечения жидкости; устранение зарядов статического электричества путем заземления частей оборудования, нейтрализаторов статического электричества [18].

Основные инженерно-технические мероприятия по защите от электромагнитных полей: ослабление электромагнитных полей за счет устройства отражающих или поглощающих излучение экранов; уменьшение мощности электромагнитных излучений; удаление источника электромагнитных излучений от рабочего места или наоборот [18].

Для снижения уровня шума и вибрации применяются:

• звукоизоляция ограждающих конструкций: уплотнение по периметру притворов окон, ворот, дверей, звукоизоляция мест пересечения ограждающих конструкций инженерными коммуникациями;
• устройство звукоизолированных кабин наблюдения и дистанционного управления, укрытия, кожухи, СИЗ (специальные наушники);

• звукопоглощающие конструкции и экраны; для защиты от вибрации применяется виброизоляция, представляющая собой упругие элементы, размещенные между вибрирующей машиной и основанием [22].

Для устранения или уменьшения опасности токсичных веществ применяются СИЗ: для органов дыхания – фильтрующие противопылевые, газопылезащитные средства, шланговые противогазы ПШ-1, кислородноизолирующие приборы (КИП), автономные дыхательные аппараты; для глаз – очки, маски, светофильтры; для тела – противопылевые комбинезоны; для рук – перчатки и т. д [23].

Искусственное групповое защитное заземляющее устройство (УЗЗ) состоит из вертикальных электродов и горизонтально расположенной соединительной полосы, соединенных между собой сваркой или болтовым соединением. Для обеспечения надежной защиты от электропоражения устройство заглубляется в землю на 0,7–0,8 м. В данной работе определено сопротивление растеканию сложного заземления, состоящего из вертикальных стержневых заземлителей и горизонтальной полосы, соединяющей их в контур. Их размеры и размещение в земле показаны на рисунке 4.1, Rдоп = 4 Ом.

В результате выполненных расчетов полученная величина сопротивления растеканию контура заземления ниже нормативного значения (Rдоп = 4 Ом).

4.5 Обеспечение взрывопожарной и пожарной безопасности

Для взрывопожароопасных технологических процессов предусматриваются автоматические системы противоаварийной защиты, обеспечивающие безопасную обстановку.

Причинами образования пожароопасных концентраций паров нефти или нефтяного газа в смеси с воздухом, а также токсических и вредных веществ являются недостаточная герметизация оборудования, несовершенство технологических процессов, отсутствие установок по улавливанию ядовитых и опасных газов, паров и пыли, неэффективная вентиляция и др.

Мероприятия по пожарной безопасности:

1) предупреждение пожаров;

2) ограничение сферы распространения огня;

3) максимальное сохранение ценностей в зоне пожара;

4) создание условий эффективного тушения пожаров.

На каждом участке предприятия устанавливается противопожарный режим, соответствующий их пожарной опасности:

• определяются и оборудуются места для курения;
• определяются места и допустимое количество единовременно хранящихся в помещении сырья, полуфабрикатов и готовой продукции;
• устанавливается порядок уборки горючих отходов и пыли, хранения промасленной одежды;
• определяется порядок обесточивания электрооборудования.

Регламентируются порядок проведения временных огневых и других пожароопасных работ, порядок осмотра и закрытия помещений после окончания работы, порядок действия работников при обнаружении пожара.

На предприятии определен порядок и сроки прохождения противопожарного инструктажа и занятий по пожарно-техническому минимуму, а также назначены ответственные за их проведение.

На промыслах компании в качестве первичных средств пожаротушения рекомендуются применять огнетушители, асбестовые полотна, грубошерстные ткани (кошма, войлок), воду и песок.

4.6 Обеспечение безопасности в аварийных и чрезвычайных ситуациях

В процессе добычи нефти возможны следующие виды ЧС: разгерметизации соединений на фонтанной арматуре и технологических агрегатов; открытое газонефтеводопроявление (фонтан); пожар; розлив нефти и химических реагентов на кустовой площадке; плохие погодные условия (морозы; проливные дожди и.т.д.)

Для всех опасных производственных объектов должны быть разработаны планы ликвидации аварий, которые предусматривают: оперативные действия персонала по предотвращению и локализации аварий; способы и методы ликвидации аварий и их последствий; порядок действий по исключению (минимизации) возможности загораний и взрывов, снижения тяжести возможных последствий аварий; эвакуацию людей, не занятых ликвидацией аварии, за пределы опасной зоны.

Для предотвращения последствий ЧС рекомендуются следующие мероприятия:

• прогнозирование аварийных ситуаций путём диагностики состояния технологического оборудования;
• площадки размещения технологического оборудования выполнять из сборных бетонных плит и ограждать бордюрным камнем;
• площадки должны иметь дождеприемные колодцы, через которые загрязненные дождевые стоки и разлившаяся при аварии жидкость стекает в закрытую сеть производственнодождевой канализации в очистные сооружения с последующей утилизацией;

• по периметру площадки куста предусмотрено обвалование, устройство приустьевых площадок для сбора возможных утечек с сальников фонтанной арматуры и загрязненного поверхностного стока, со сбросом в дренажноканализационную емкость, с дальнейшей закачкой в систему нефтесбора;
• разрабатывается план ликвидации аварий;
• сооружение защитных дамб на участках трубопроводов с линиями стекания, направленных вдоль оси трасс;
• закрытая система сбора и транспорта нефти, автоматическое отключение насосов, установка запорной арматуры для отключения участка трубопровода в случае его порыва;
• локализация при средних аварийных разливах осуществляется путем установления барьеров из земли с устройством защитных экранов;
• локализация больших объемов разлитой нефти производится с помощью отрывных траншей;

• При возникновении аварийных ситуаций запланированы ликвидационные мероприятия: ликвидировать источник разлива нефти;
• оценить объем происшедшего разлива и оптимальный способ его ликвидации;
• локализовать нефтяной разлив и предотвратить его дальнейшее распространение;
• собрать и вывезти собранную с почвы, болотной и водной поверхности нефть на комплексный пункт сбора продукции скважин или ближайший пункт утилизации [24].

4.7 Экологичность проекта

В целях предотвращения и уменьшения загрязнения атмосферного воздуха на предприятии осуществляются мероприятия:

• полная герметизация системы сбора и транспорта нефти;
• оснащение предохранительными клапанами всей аппаратуры, в которой может возникнуть давление, превышающее расчетное, с учетом нормативных требований;
• откачка нефти из аппаратов и дренаж при ремонтных работах оборудования в аварийные емкости [25].

В целях снижения негативного воздействия на поверхностные и подземные воды от вновь проектируемых объектов предусматриваются: использование для бурения воды из подземных источников; проведение буровых работ за пределами водоохранных зон [26].

Для исключения или снижения загрязнения поверхностных и подземных вод буровыми растворами предусмотрено применение: нетоксичных и малотоксичных химреагентов, соответствующих 4 классу опасности; экологически чистых буровых растворов с повышенными смазочными свойствами, заменяющими нефть.

Мероприятия по охране почвенно-растительного покрова:

• при выборе площадок и трасс под строительство использование лесов I и II групп, а также считающихся малопригодными для сельскохозяйственного и лесохозяйственного пользования;
• формирование линейных коммуникаций в единых коридорах минимальной ширины;
• установление твердых границ полосы отвода земли;
• для площадочных объектов принята сплошная система организации рельефа, решенная в насыпи из привозного грунта;
• замена устаревшего и износившегося оборудования.

В целях снижения ущерба животному миру и ихтиофауне предусмотрены следующие мероприятия:

• концентрация эксплуатационных скважин и вспомогательного оборудования на ограниченных площадях – на кустовых площадках;
• устройство гидроизоляции глинистым грунтом обваловки и оснований кустовых площадок, емкостей с горюче-смазочными материалами;
• проведение планово-предупредительного ремонта оборудования;
• подземная прокладка трубопроводов, исключающая гибель и нарушения условий жизни диких животных и птиц.

Заключение

На Вахском месторождении нефтеносными являются объекты Ю11, Ю12+3 васюганской свиты; Ю21+2, Ю31+2, Ю33+4 тюменской свиты, а также палеозойские отложения пласта М. По геологическому строению месторождение сложное, пласты характеризуются фациальной изменчивостью, разбиты дизъюнктивными нарушениями по всей площади, залежи нефти литологически и тектонически экранированные. Коллектора характеризуются различными ФЕС, а нефти продуктивных пластов – различными физикохимическими свойствами.

Вахское месторождение находится на третьей стадии разработки, за исключением Кошильской площади. На всех эксплуатируемых объектах разработки используется очагово-избирательная система разработки. Отсутствие постоянной площадной системы отрицательно сказалось на формировании фронта вытеснения, привело к прорывам воды, обводнению скважин и запиранию целиков нефти. На месторождении отмечается рост обводнения продукции и выход значительной части скважин из числа действующих.

В целом, проведенные мероприятия по интенсификации добычи нефти и повышению нефтеотдачи показали высокую эффективность. Дополнительно за счет ГТМ в период 2000-2010 гг. было добыто 7143,4 тыс.т. нефти, что составляет 39% от годовой добычи нефти за этот период времени. Наибольшая доля (72%) дополнительной добычи нефти за период 2000-2010 гг. приходится на ГРП, а также на ЗБС (15 %).

От остальных ГТМ эффекты незначительны. Таким образом, основные перспективы повышения эффективности выработки запасов нефти пластов Вахского месторождения связаны с мероприятиями по интенсификации притока к добывающим скважинам и увеличению доли выработки запасов с помощью применения гидроразрыва пласта и ЗБС.

Список сокращений

ВНК – водонефтяной контакт ЦКР – центральная комиссия по разработке месторождений полезных ископаемых ГКЗ – государственная комиссия по запасам КИН – коэффициент извлечения нефти ГОСТ – государственный общесоюзный стандарт МПР – министерство природных ресурсов БС – боковой ствол ГБС – горизонтальный боковой ствол ЛУ – лицензионный участок ГТМ – геолого-технические мероприятия ГРП – гидравлический разрыв пласта ЭЦН – электроцентробежный насос ШГН – штанговый глубинный насос МУН – методы увеличения нефтеотдачи пластов ОПЗ – обработка призабойной зоны РИР – ремонтно-изоляционные работы ИДН – интенсификация добычи нефти ЛА – ликвидация аварий ЗБС – зарезка боковых стволов ФО – форсированные отборы жидкости ПВЛГ – перевод на вышележащий горизонт ГИС – геофизические исследования скважин ППД – поддержание пластового давления IRR – внутренняя норма доходности NPV – чистая текущая стоимость РД – руководящий документ

Список использованных источников

[Электронный ресурс]//URL: https://inzhpro.ru/bakalavrskaya/yareyyuskoe-mestorojdenie/