Дипломной работы: выбор методов увеличения нефтеотдачи в условиях

метки: Месторождение, Озеркинский, Метод, Пласт, Скважина, Воздействие, Жидкость, Закачка

Основная цель данной дипломной работы – выбор методов увеличения нефтеотдачи в условиях разработки Ванкорского нефтегазового месторождения. Исходя из этого, были поставлены следующие задачи: предоставить полную характеристику геологического строения месторождения, проанализировать текущее состояние разработки основных продуктивных пластов Ванкорского месторождения, дать оценку примененным методам увеличения нефтеотдачи, интенсификации притока, на основе проведенного анализа, сделать рекомендации по выбору подходящих методов увеличения нефтеотдачи в условиях разработки Ванкорского месторождения.

В соответствии с целями и задачами была построена структура работы: 1 глава посвящена характеристике геологического строения месторождения; 2 глава посвящена анализу текущего состояния разработки Ванкорского месторождения, 3 глава описывает существующие методы увеличения нефтеотдачи, дает их характеристику и применимость к условиям Ванкорского месторождения.

Выбор методов увеличения нефтеотдачи в условиях разработки Ванкорского месторождения построен на выделении критериев применимости методов воздействия для геолого-физических параметров продуктивных пластов.

Основными объектами разработки на Ванкорском месторождении являются газонефтяная залежь Як-III-VII, нефтегазоконденсатная залежь Нх-IIIIV и нефтяная залежь Нх-I.

Ванкорское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в Туруханском районе и Таймырском муниципальном районе Красноярского края на территории двух участков – Ванкорского и Северо-Ванкорского. Лицензии выданы АО «Ванкорнефть»: КРР 12564 НР от 02.08.2004 до 31.12.2112 гг. на добычу углеводородного сырья и геологическое изучение недр южной части Ванкорского месторождения (Ванкорский лицензионный участок); ДУД №14356 НР от 13.12.2007 до 13.12.07-15.05.25 гг. на разработку северной части месторождения (Северо-Ванкорский лицензионный участок).

В соответствии с Положением об установлении и изменении границ участков недр, представленных в Пользование 19 июля 2014 выдано дополнение №2 к лицензии КРР 12564НР Ванкорской площади, в границы участка недр вкючается дополнительная площадь нераспределенного фонда недр (часть Восточно-Лодочного участка).

В 2014 году к лицензии КРР 12564 НР выдано дополениее №3 по которому владелец лицензии должен обеспечить соблюдение требований утвержденной в установленном порядке проектной документации на развелку и разработку месторождения, в том числе в части уровней добычи углеводородного сырья. Также данным дополнением определяется соответствие объема утилизации попутного нефтяного газа в соответствии с утвержденной в установленном порядке проектной документацией на разработку месторождения.

Основные методы увеличения нефтеотдачи пластов

... закачки воды или газа. Эти методы принято называть вторичными . На третьем этапе для повышения эффективности разработки месторождений применяются методы увеличения нефтеотдачи (МУН) . Распределение остаточной нефтенасыщенности пластов требует, чтобы методы увеличения нефтеотдачи эффективно воздействовали на нефть, ...

В 2008 и 2015 году запасы УВ Ванкорского месторождения были утверждены ГКЗ РФ (протоколы ГКЗ №1761-дпс от 29.12.2008 г. и протокол ГКЗ №4081-дсп от 03.03.2015 г соответственно).

Для проектирования приняты начальные геологические и извлекаемые запасы УВ, утвержденные в ГКЗ и числящиеся на государственном балансе по состоянию на 01.01.2015 г. в соответствии с протоколами ГКЗ.

Во второй половине 2009 г. Ванкорское месторождение было введено в разработку. Добыча газа ведется на объекте Дл-I-III, добыча нефти — на четырех объектах разработки: Як-III-VII, Сд-IX, Нх-I и Нх-III-IV согласно проектному документу «Дополнение к технологической схеме разработки Ванкорского месторождения» 2013 года (протокол ЦКР Роснедра №5730 от 07.11.2013 г).

По состоянию на 01.01.2015 г. на Ванкорском месторождении пробурено 625 скважин, в т.ч. добывающих 355, нагнетательных 172, газовых 22, водозаборных 76.

По состоянию на 01.01.2015 г. в целом по месторождению накопленная добыча нефти составляет 91 924 тыс.т, жидкости – 145 629 тыс.т, конденсата – 1 187 тыс.т, газа газовых шапок – 15 314 млн.м3, свободного газа – 2 410 млн.м3.

1. Геолого-физическая характеристика месторождения

1.1. Геологическое строение Ванкорского месторождения

1.1.1. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

В геологическом строении Ванкорского месторождения принимают участие метаморфические образования архейско-среднепротерозойского возраста, осадочные образования ранне-средне-позднепалеозойского и мезозойско-кайнозойского возраста. Сводный литолого-стратиграфический разрез юрских и меловых отложений Ванкорского месторождения приведен на рисунке 1.1. Глубоким бурением изучены только отложения мезозойскокайнозойского возраста.

Рисунок 1.1 — Сводный литолого-стратиграфический разрез юрских и

меловых отложений Ванкорского месторождения

Продуктивные горизонты Ванкорского месторождения приурочены к терригенным отложениям и имеют песчаный состав, по возрасту они приурочены к нижнемеловым отложениям нижнехетской и яковлевской свит.

Меловая система (нижний мел — K1)

Нижнехетская свита (K1nch).

Отложения свиты залегают согласно на отложениях верхней юры. Свита, представлена преимущественно алевролитами и аргиллитами, неравномерно известковистыми. Песчаные и алеврито-песчаные разности имеют подчиненное значение. Порода серого и зеленовато-серого цвета с тонкими прослоями обугленного растительного детрита, встречается глауконит и пирит. Для отложений характерны сложные виды косой слоистости, обусловленной совместным воздействием волн и течений, встречаются деформационные текстуры, окатыши глин, обилие фауны различной сохранности, биотурбация незначительная, в основном ходы обитания. Возраст свиты берриас — ранний валанжин. К отложениям свиты приурочены продуктивные пласты Нх-I, Нх-III-IV.

Толщина свиты в скважине Вн-11 составляет 454 м.

Суходудинская свита (K1sd) согласно залегает на отложениях нижнехетской свиты, представлена переслаиванием песчаников с глинистоалевритовыми породами. Некоторые глинистые пачки имеют региональное развитие. Мощность отдельных песчаных пластов достигает 60 м. Глинистые пачки толщиной до 40 м, сложены тонким переслаиванием аргиллитов и алевролитов.

Уренгойское месторождение

... теплого периода приходится около 50 % всех осадков. Рис. 1.1 Среднемесячные температуры воздуха Уренгойского месторождения Условные обозначения: ряд 1 - м/с Уренгой, ряд 2 - м/с Тазовское. Годовая ... м. Нижне-среднеюрские келловейские (J1-J2k) отложения выделены в большинстве районов. Континентальные породы этого возраста объединены в тюменскую свиту. В последнее время в верхних горизонтах тюменской ...

Песчаники светло-серого и серого цвета, иногда с зеленоватым оттенком, мелко-среднезернистые, глинистые, с известковистыми и каолинизированными прослоями. Алевролиты серые, буровато-серые в зависимости от содержания глинистого и углистого материала, с линзочками и прослоями мелкозернистого песчаника и аргиллита. Песчаники и алевролиты преимущественно хорошей сортировки, аркозовые, цементируются слюдисто-глинисто-каолинитовым и карбонатным материалом, содержание которого меняется. В песчаниках часто наблюдаются немногочисленные угловатые обломки темно-серых аргиллитов, пропластки и линзовидные включения углисто-глинистого материала и обугленного детрита, по плоскостям наслоения намывы слюды. Аргиллиты темно-серые, в различной степени алевритистые, зачастую содержат линзы, прослои алевролитов и песчаников более светлого цвета. В аргиллитах много растительных остатков, конкреций и включений сидерита, обломков обугленной древесины. Глинистая часть состоит из гидрослюды, хлорита, смешанослойных, каолинита. Возраст свиты ранний валанжин — ранний готерив датируется по комплексу фораминифер и спорово-пыльцевому комплексу. К отложениям свиты приурочен продуктивный пласт Сд-IX.

Толщина свиты в скважине СВн-1 достигает 601 м.

Яковлевская свита (K1jak) залегает на отложениях малохетской свиты. Представлена отложениями надводных дельтовых равнин аргиллитоподобными глинами, углистыми рассланцованными аргиллитами, алевролитами, слаболитифицированными песчаниками, содержащими прослои углей, известковых и сидеритовых песчаников, известняков, гальку кремнистых и магматических пород. Слоистость пород тонкая, косая, горизонтальная, перекрестная, линзовидная, обусловленная наличием прослоев углистого и слюдистого материала. Цвет пород варьирует от светло-серого, почти белого до черного. Пачки глинисто-алевритовых и песчаных пород невыдержанны по составу и мощности. В верхней части разреза количество глинистых пород увеличивается. Отличительной особенностью разреза яковлевской свиты является наличие прослоев углей мощностью 2-4 м, выделяемых внутри глинисто-алевритовых пачек.

В отложениях яковлевской свиты, обнаружены редкие находки макро и микрофауны и спорово-пыльцевой комплекс, указывающий на апт-альбский возраст пород. С отложениями свиты связаны продуктивные пласты Як-I, Як-II, Як-III-VII.

Толщина яковлевской свиты изменяется от 561 м (скважина СВн-1) до 652 м (скважина Вн-8).

Меловая система (нижний-верхний отделы — K1-2)

Долганская свита (K1-2dl) согласно залегает на отложениях яковлевской толщи. Представлена серыми и зеленовато-серыми песчаниками и песками, с прослоями буровато-серых алевролитов и аргиллитов, с включением растительных остатков.

Пески и песчаники мелко-среднезернистые часто алевритистые, от рыхлых до уплотненных, слюдистые, прослоями каолинизированные, кварцполевошпатового состава. Алевролиты и глины серые, темно-серые с зеленоватым оттенком, тонкослоистые, частично каолинизированные. В песчаниках встречаются известковые и сидеритовые конкреции. В целом для пород характерно наличие редких тонких прослоек углей, обломков древесины, галек глин. Фауны в отложениях долганской свиты не обнаружено. Альбсеноманский возраст пород определен по спорово-пыльцевому комплексу. С отложениями свиты связан продуктивный пласт Дл-I-III. Толщина свиты составляет 233-271 м.

Проницаемость пород-коллекторов

... проницаемости, факторы, влияющие на проницаемость, изменение проницаемости в процессе разработки, методы повышения проницаемости. ГЛАВА I. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ПОНЯТИИ ПРОНИЦАЕМОСТИ Проницаемость -- важнейший параметр, характеризующий проводимость коллектора, т. е. способность пород пласта ... в нее были внесены некоторые изменения, связанные с тем, что к обратно пропорционален вязкости (х и пропорционален ...

1.1.2. Тектоническое строение района

Рассматриваемая территория находится в пределах Большехетской структурной мегатерассы, положительного незамкнутого элемента I порядка в пределах Надым-Тазовской синеклизы в соответствии с рисунком 1.2.

Большехетская структурная мегатерраса представляет собой сложно построенную зону, нарушающую монотонность восточного борта Надым– Тазовской синеклизы, имеет субмеридиональную ориентировку. Размеры (35110) х 300 км, мегатерраса осложнена двумя валообразными поднятиями третьего порядка – Сузунским и Лодочным, а также одной незамкнутой структурой второго порядка – Русскореченским выступом. В их пределах выделены Тайкинское, Токачинское, Сузунское, Ванкорское, Лодочное и Тагульское локальные поднятия.

Рис. 1.2 — Структурно-тектоническая схема района работ

Ванкорская структура осложняет северное окончание Лодочного валообразного поднятия.

Ванкорское поднятие по всем картируемым уровням представляет собой брахиантиклинальную структуру, вытянутую с юга на север.

По кровле долганской свиты (отражающий горизонт Iа) поднятие замыкается изо-гипсой — 1000 м, имеет длину 38 км, и ширину 11-13,8 км, соотношение длинной и корот-кой осей 3,5-2,7. Высота поднятия 80 м, площадь 443 км2. Южный купол поднятия окон-туривается изогипсой -950 м, имеет высоту 30 м и площадь 61,3 км2. Северный купол по этому уровню не сформирован. На его месте находится мелкая брахиантиклиналь ампли-тудой менее 10 м.

По кровле нижнеяковлевской подсвиты (отражающий горизонт Iб’) Ванкорское поднятие оконтуривается изогипсой -1650 м, имеет длину 30,8 км и ширину 11,2-12,2 км. Соотношение длинной и короткой осей 2,7-2,5. Высота поднятия 90 м, площадь 321,3 км2. Северный и Южный купола замыкаются изогипсой -1590 м. Южный купол имеет высоту 20 м и площадь 30,5 км2. Северная часть разделена на два малоамплитудных купола мощ-ностью менее 10 м и площадью 14,8 км2.

В нижней части суходудинской свиты (отражающий горизонт Iг) Ванкорское под-нятие оконтуривается изогипсой -2380 м, имеет длину 26,1 км и ширину 5,3-7,6 км. Соот-ношение длинной и короткой осей 4,9-3,4. Высота поднятия 60 м, площадь 144,6 км2. Южный купол замыкается изогипсой -2360 м. Южный купол имеет высоту 40 м и пло-щадь 65,2 км2. Северный купол по этому уровню не сформирован.

По кровле нижнехетской свиты (отражающий горизонт Iд) Ванкорское поднятие оконтуривается изогипсой -2660 м, имеет длину 32,2 км и ширину 14,6 – 13,6 км. Соотно-шение длинной и короткой осей 2,2-2,4. Высота поднятия 110 м, площадь 373 км2. Юж-ный купол замыкается изогипсой -2600 м. Южный купол имеет высоту 50 м и площадь 68,4 км2. Северный купол по этому уровню не сформирован.

По средней части нижнехетской свиты (отражающий горизонт Iд2) Ванкорское поднятие оконтуривается изогипсой -2760 м, имеет длину 30,8 км и ширину 12,7-331,2 км2. Южный купол замыкается изогипсой -2700 м. Южный купол имеет высоту 40 м и площадь 56,4 км2. Северный купол по этому уровню не сформирован.

1.2. Гидрогеологические и инженерно-геологические условия

Ванкорское нефтегазоконденсатное месторождение в гидрогеологическом отношении приурочено к краевой северо-восточной зоне Западно-Сибирского артезианского бассейна, в вертикальном разрезе которого выделяется два гидрогеологических этажа, различающихся по своим гидродинамическим и гидрогеохимическим особенностям.

Обоснование технологии глушения скважин при подземном ремонте ...

... скважина геологический пластовый месторождение Рис. 1.1. Обзорная карта района работ (Фрагмент общегеографической карты Среднего ... месторождения 1.1 Общие сведения о месторождении В административном отношении Рогожниковское месторождение ... крупного купола и ... месторождения используется на собственные нужды нефтедобычи и выработку собственной электроэнергии на ГТЭС, при этом коэффициент утилизации ...

Верхний этаж, как правило, образован двумя гидрогеологическими комплексами, характеризующимися преимущественно свободным, а в нижних частях затрудненным и редко весьма затрудненным водообменом.

В районе Ванкорского месторождения первый гидрогеологический комплекс представлен терригенными песчано-алевритистыми и глинистыми отложениями четвертичного возраста толщиной до 100 м.

Второй гидрогеологический комплекс составляют отложения танамской, насоновской и дорожковской свит верхнемелового возраста. В пределах месторождения второй гидрогеологический комплекс опробован в колонне в скважине Вн-6 (860-865 м) и в скважине Вн-20 (870-910 м), где из отложений насоновской свиты получены притоки пластовой воды дебитом 2,2 м3/сут и 720 м3/сут, средний динамический уровень соответственно 183 м и 176 м.

Глинистые породы дорожковской свиты, а также ее аналогов на сопредельных территориях бассейна, рассматриваются как региональный туронский флюидоупор, разделяющий проницаемые горизонты верхнего (второго) и нижнего (третьего) гидрогеологических этажей. Толщина туронской региональной покрышки в пределах Ванкорской площади составляет 150 м.

На уровне нижнего гидрогеологического этажа, с которым связана нефтегазоносность, выделяют три водоносных комплекса: апт-альбсеноманский, неокомский и юрский.

Апт-альб-сеноманский комплекс включает отложения долганской и яковлевской свит нижнемелового возраста, которые представлены в основном слабосцементированными породами: песками, песчаниками, алевролитами и пластами глин. Мощность пород комплекса на Ванкорском месторождении составляет порядка 920 м (Вн-13).

Водопритоки из отложений долганской свиты на Ванкорской площади исследованы в скважине Вн-20, дебит составил 720 м3/сут при СДУ 80 м.

Приток пластовых вод из горизонта Як-I получен при испытании в колонне двух скважин: Вн-7 c дебитом 11,5 м3/сут при СДУ 410 м и Вн-17 с дебитом 22,6 м3/сут при СДУ 491 м.

При испытании продуктивных пластов Як-III-VII в трех объектах скважины Вн-9 и в одном объекте скважины Вн-6 получены слабые притоки пластовой воды с нефтью, а в скважине СВн-2 получен приток воды дебитом 8 м3/сут при СДУ 350 м.

Глинистые отложения в подошвенной части яковлевской свиты разделяют апт-альб-сеноманский гидрогеологический комплекс от нижележащего — неокомского, охватывающего породы малохетской, суходудинской и нижнехетской свит нижнего мела.

На Ванкорском месторождении максимальная вскрытая мощность отложений неокомского комплекса составляет 1194 м (Вн-11).

Притоки пластовых вод пласта Сд-IX получены в скважинах 164, 184 (отбор проб при помощи MDT) и СВн-1 (испытание после вторичного вскрытия).

При испытании пласта Hx-I в двух объектах получены притоки фильтрата с пленкой нефти (Вн-11, СВн-3).

Приток воды пласта Hx-I получен в скважине Вн-17. Дебит воды составил 56,65 м3/сут при СДУ 482 м.

При испытании пластов Hx-III-IV в 2 объектах, испытанных в колонне, получены притоки воды с пленкой нефти (Вн-7, СВн-4).

Проект строительства эксплуатационной скважины на нефть глубиной ...

... состояния техники и технологии буровых работ на предприятии Строительство буровой скважины можно разделить на два этапа: ... месторождение проходит сеть нефтепроводов и ЛЭП. Пластовые воды продуктивных горизонтов гидрокарбонатно-натриевые, реже - хлоркальциевые, ... рекомендациями, изложенными в технических описаниях и инструкциях по эксплуатации, прилагаемых заводами-поставщиками этого оборудования, ...

В трех скважинах получены притоки пластовой воды (Вн-5, Вн-16, Вн-17, СВн-2, СВн-3).

Совместные притоки нефти, газа и воды получены в пяти объектах (Вн-9, Вн10, СВн-2).

Притоки нефти с водой — в двух объектах (Вн-8, Вн-12).

В пределах Большехетского НГР отложения юрского водоносного комплекса развиты повсеместно и представлены преимущественно глинистыми породами, переслаивающимися с песчаными и песчано-алевритистыми разностями пород. Полностью отложения комплекса не вскрыты ни одной из скважин. Региональным водоупором для отложений юрского водоносного комплекса являются глины яновстанской свиты верхней юры. На Ванкорском НГКМ вскрытая мощность отложений комплекса составляет порядка 1151 м (скв. Вн-11).

В скважине Вн-11 опробовались в колонне горизонты сиговской, малышевской и вымской свит, притоки пластовых вод не получены, объекты “сухие”. Ближайшие площади, где были получены притоки пластовых вод из отложений юрского водоносного комплекса (малышевской и сиговской свит) – Тазовская, Южно-Соленинская, Туколандо-Вадинская.

Таблица 1.1 — Минерализация пластовой воды Ванкорского НГКМ

Пласт Абс. отметка, м Минерализация, г/л

Подсчёт запасов, 2008 г. Подсчёт запасов, 2014 г. Нс -800 — 3,8 Дл -976 11,5 11,5 Як-I -1600 13,5 15,3 Як-II Як-III-VII Сд-IX -2335 13 20,5 Нх-I -2550 12 17,1 Нх-III-IV -2716 10 14,2

На данный момент, благодаря проводимым замерам забойных давлений и температур во время гидродинамических исследований скважин до начала разработки месторождения (2008-2010 гг.), удалось уточнить температуру пластов Як-III-VII, Нх-I и Нх-III-IV. Для данных пластов температура была посчитана, как среднее значение среди всех замеров забойной температуры (Таблица 1.2).

Для остальных пластов значения пластовой температуры не пересматривалось.

Таблица 1.2 — Пластовая температура Ванкорского месторождения Пласт Пластовая температура, оК

Подсчёт запасов, 2008 г. Подсчёт запасов, 2015 г. Дл 285 285 Як-I 302 302 Як-II 303 303 Як-III-VII 303 304,5 Сд-IX 326 326 Нх-I 332 331 Нх-III-IV 338 336

1.3. Физико-гидродинамическая характеристика продутивных пластов

Продуктивная толща Ванкорского месторождения представляет собой неравномерное переслаивание песчаников, алевролитов и глин с преобладанием песчано-алевролитовых разностей. Промышленная нефтегазоносность связана с нижнемеловыми отложениями от альба (Дл-I-III) до берриаса (Нх-III-IV), что соответствует интервалам глубин 950-2800 м.

Коллектор продуктивного пласта Дл-I-III долганской свиты охарактеризован керном в 17 скважинах, среднее значение пористости 30,1% по 246 определениям. Среднее значение проницаемости – 547,7 мД по 207 определениям. Среднее значение коэффициента водонасыщенности в газовой части коллектора 32% по 41 определению из 3 скважин.

Коллектор продуктивного пласта Як-I яковлевской свиты охарактеризован керном в 8 скважинах, среднее значение пористости 27,7% по 48 определениям. Среднее значение проницаемости 726,2 мД по 57 определениям. Исследование коэффициента водонасыщенности в нефтегазонасыщенной части коллектора не проводилось.

Коллектор продуктивного пласта Як-II яковлевской свиты охарактеризован керном в 5 скважинах, среднее значение пористости 22,5% по 13 определениям. Среднее значение проницаемости 102,4 мД по 13 определениям. Среднее значение коэффициента водонасыщенности 21% по 2 определениям.

Растворимость газов в нефти

... сжимаемости свойственны нефтям, находящимся в пласте в условиях, близких к критическим и, в частности, нефтям, окаймляющим газоконденсатные залежи. С количеством растворенного газа в нефти связана величина объемного коэффициента, определяющегося отношением объема нефти в пластовых условиях ...

Коллектор продуктивного пласта Як-III яковлевской свиты охарактеризован керном в 5 скважинах, среднее значение пористости 25% по 17 определениям. Среднее значение проницаемости 268,5 мД по 16 определениям. Среднее значение коэффициента водонасыщенности 32% по 7 определениям.

Коллектор продуктивных пластов Як-III-VII яковлевской свиты охарактеризован керном в 24 скважине среднее значение пористости 27,5% по 1050 определениям. Среднее значение проницаемости 569,8 мД по 1094 определениям. Среднее значение коэффициента водонасыщенности в газонефтенысыщенной части пласта 23% по 162 определениям.

Коллектор продуктивного пласта Сд-IX суходудинской свиты охарактеризован керном в 5 скважинах, среднее значение пористости 23% по 245 определениям. Среднее значение проницаемости 331 мД по 243 определениям. Среднее значение коэффициента водонасыщенности в нефтенасыщенной части 29% по 9 определениям.

Коллектор продуктивного пласта Нх-I нижнехетской свиты охарактеризован керном в 20 скважинах, среднее значение пористости 19% по 371 определению. Среднее значение проницаемости 31,3 мД по 379 определениям. Среднее значение коэффициента водонасыщенности в нефтенасыщенной части 45% по 168 определениям.

Коллектор продуктивных пластов Нх-III-IV нижнехетской свиты охарактеризован керном в 27 скважинах среднее значение пористости 19,9% по 1483 определениям. Среднее значение проницаемости 172,6 мД по 1527 определениям. Среднее значение коэффициента водонасыщенности нефтегазонасыщенной части 37% по 416 определениям.

Сведения об объемах исследований керна продуктивных пластов Дл-I-III, Як-I, Як-II, Як-III-VII, Сд-IX, Нх-I, Нх-III-IV из разведочных, поисковооценочных и эксплуатационных скважин, выполненных для изучения свойств продуктивных пластов-коллекторов приведены в Приложении А.

Для исследования образцов в термобарических условиях, cоздавалась среда со следующими параметрами указанными в таблице 1.4.

Таблица 1.4 — Пластовые условия для продуктивных пластов-коллекторов

Пласт Пластовые условия

Рпл=9.63–11 МПа; Рэфф=12 МПа; Рг=22 МПа, Т=12–30°С; С=10.3–12 г/л, Дл-I-III

УЭС р-ра=0.45–0.673 Омм

Рпл=15.9–16.13 МПа, Рэфф=19.3–25.3 МПа, Рг=33.2–37.7 МПа, Т=32– Як-III-VII

37°С, С=13.5–16.5 г/л, УЭС р-ра=0.24–0.467 Омм

Рпл=23.5 МПа, Рэфф=32 МПа, Рг=52 МПа, Т=53°С, С=13.5–20 г/л, УЭС Сд-IX

р-ра=0.198–0.601 Омм

Рпл=25.4–26.8 МПа, Рэфф=25.4–43.9 МПа, Рг=62.3–69.3 мПа, Т=59–65°С, Нх-I

С=7.4–12 г/л, УЭС р-ра=0.243–0.682 Омм

Рпл=27.2–27.6 МПа, Рэфф=34.9–46.2 МПа, Рг=62–69.3 МПа, Т=63–65°С, Нх-III-IV

С=10–14 г/л, УЭС р-ра=0.227–0.673 Омм

2. Состояние разработки месторождения

2.1. Анализ текущего состояния разработки месторождения

Основными эксплуатационными объектами Ванкорского месторождения являются: Дл-I-III (газ), Як-III-VII (нефть), Сд-IX (нефть), Нх-I (нефть) и Нх-IIIVII (нефть и конденсат).

По состоянию на 01.01.2015 г. на Ванкорском месторождении пробурено 355 добывающих скважин на основные эксплуатационные объекты, в т.ч. 230 скважины на объект Як-III-VII, 82 скважины на Нх-III-IV, 41 скважина – на НхI, 22 газовых – Дл-I-III, 172 – нагнетательных (81–Як-III-VII, 54–Нх-III-IV, 37 Нх-I) и 76 водозаборных.

Природный газ. Нефть. Каменный уголь

... в металлургии. А сера, которую извлекают из нефти в процессе переработки, идет на производство серной кислоты. газ уголь топливо нефть 3. Каменный уголь Каменный уголь - это осадочная порода, представляющая собой продукт ...

Ввод скважин осуществляется в соответствии с утвержденным проектным документом. Реализация проектного фонда скважин – 92%.

В добывающем фонде находится 400 скважин, из них 380 действующих, бездействующих 5, наблюдательных 14, 1 ликвидированная. Из 380 скважин действующего добывающего фонда 25 работают фонтаном, 355 оборудованы ЭЦН.

В нагнетательном фонде 174 скважины, из них 128 действующих, наблюдательных 1, в отработке на нефть 45.

В газовом фонде 22 скважины, из них 21 действующая, 1 наблюдательная.

В бездействующем и ликвидированном фондах находится 6 скважин или менее 1% от пробуренного фонда.

По состоянию на 01.01.2015 г. в целом по месторождению накопленная добыча нефти составляет 91 924 тыс.т, жидкости – 133 601 тыс.т, конденсата – 1 187 тыс.т, газа газовых шапок – 15 314 млн.м3, свободного газа – 2 410 млн.м3.

Накопленная закачка воды по состоянию на 01.01.2015 г. составила 104 723 тыс.м3.

Максимальный уровень добычи нефти в целом по месторождению был достигнут в 2014 г.

За 2014 г. добыча нефти составила 21 517 тыс.т, жидкости – 40 851 тыс.т, конденсата – 490 тыс.т, свободного газа 768 млн.м3, газа газовых шапок – 4 773 млн.м3.

Среднегодовой дебит нефти – 174,4 т/сут, жидкости – 331,1 т/сут (при обводненности продукции – 50%).

В настоящее время в разработке из 8 выделенных объектов находятся 5 объектов: Дл-I-III, Як-III-VII, Сд-IX, Нх-I и Нх-III-IV.

2.2. Анализ текущего состояния разработки продуктивного пласта Як-III-VII

По состоянию на 01.01.2015 г. на объект пробурено 311 скважин, в т.ч. добывающих 230, нагнетательных 81.

В добывающем фонде находится 244 скважины, из них действующих 237, бездействующих 4, наблюдательных 2, ликвидированных 1.

В нагнетательном фонде 82 скважины, из них 68 под закачкой воды, 14 в отработке на нефть.

Проектный фонд реализован на 94%.

По состоянию на 01.01.2015 г. по объекту накопленная добыча нефти составляет 61 926 тыс.т, жидкости – 95 672 тыс.т, газа газовой шапки – 8 674 млн.м3.

Текущий отбор нефти от НИЗ – 20,6% при текущей обводненности – 51,7%. При этом текущий отбор газа газовой шапки от НГЗ – 61,9%.

Накопленная закачка воды по состоянию на 01.01.2015 г. составила 80 818 тыс.м3, накопленная компенсация отборов закачкой воды составила 51%.

Текущее пластовое давление равно 13 МПа при начальном пластовом давлении 15,9 МПа и давлении насыщения – 15,9 МПа.

За 2014 г. добыча нефти составила 14 425 тыс.т, жидкости – 29869 тыс.т, газа газовой шапки – 2 012 млн.м3.

Среднегодовой дебит нефти – 186,7 т/сут, жидкости – 408,9 т/сут.

Схема размещения скважин – в южной и центральной частях залежи предусматривается совмещенная блочно-квадратная и трехрядная сетки горизонтальных скважин со стороной квадрата 2000 м и длиной горизонтального участка добывающих скважин 1000 м; по северной части залежи происходит уплотнение ячейки до 1400 м при длине ствола 700 м. Внутри блока и на стыках блоков размещены скважины уплотнения (Рисунок 2.1).

Южная и центральная части

Северная часть залежи

залежи

Геологические особенности, влияющие на процесс разработки

Пласт характеризуется речной обстановкой осадконакопления, что приводит к значительной неоднородности ФЕС, а также высокой расчлененности (14.6 д.ед.).

Добыча нефти и газа на Ярино-Каменноложском, Кокуйском и Уньвинском ...

... режим эксплуатации фонтанной скважины устанавливается на определенный промежуток времени, исходя из ее характеристики, принятой системы разработки нефтяного месторождения, а также получения максимального дебита нефти, ... устанавливают забойный штуцер. Режим работы скважины (дебиты нефти. газа и воды, давление забойное ... Освоение скважины при фонтанной добычи нефти (вызов притока продукции из пласта после ...

Кроме этого, исходя из особенности распространения глин, пласт делится на две условные области — северную и южную. Несмотря на близкие значения расчленённости, в северной части пропластки глин характеризуются значительно большими толщинами сравнительно с южной частью, что приводит к снижению нефтенасыщенной толщины, а также более явному выделению изолированных друг от друга линз коллектора (Рисунок 2.2, 2.3).

Рисунок 2.2 — Геологический разрез по проницаемости с севера на юг

пласта Як-III-VII

Для более эффективной разработки северной части залежи было выполнено уплотнение блочно-квадратной сетки скважин до 700 м с сопутствующим снижением длины горизонтальной секции. Уплотнение сетки позволило вовлечь в разработку большее количество несвязанных линз.

Рисунок 2.3 — Особенности распределения литологии и выделение двух зон

пласта Як-III-VII

Режим и схема разработки

На объекте действует комбинированный режим разработки включающий в себя:

• Газонапорный режим (расширение ГШ) – заметное влияние оказывал только в начале разработки, до формирования системы ППД, на данный момент влияние невелико;
• Упругий водонапорный режим – оказывает заметную поддержку пластового давления за счет больших объемов воды в аквифере;
• Жесткий водонапорный режим – режим разработки вносящий наибольший вклад в процесс разработки, на данный момент составляет 55 % от всей энергии пласта;
• Режим растворенного газа – по причине заметного снижения пластового давления ниже давления насыщения составляет вторую по величине долю пластовой энергии.

На Рисунке 2.4 представлена принципиальная схема процесса разработки залежи.

Рисунок 2.4 — Принципиальная схема процесса разработки объекта Як-III VII

Одним из потенциально негативных эффектов при данном типе разработки может являться опережающее снижение давления в газовой шапке за счет прорывов газа в добывающие скважины (если давление в ГШ окажется ниже, чем в нефтенасыщенной зоне) и последующая фильтрация подвижной нефти в газонасыщенную зону, что приведет к потере извлекаемых запасов за счет появления остаточной нефтенасыщенности в области ГШ. Таким образом, необходимо контролировать положение контактов и не допускать миграции подвижной нефти в ГШ. В случае перемещения ГНК вверх, необходимо рассмотреть вариант ограничения притока газа в добывающие скважины либо вариант барьерного заводнения.

Так как начальное пластовое давление эквивалентно давлению насыщения, а схема разработки предполагает снижение пластового давления до момента завершения формирования системы ППД, то в пласте будет происходить процесс разгазирования нефти и миграции высвободившегося газа в ГШ.

Прямая оценка количества газа разгазирования, попавшего в ГШ, или добытого в скважинах невозможна, так как по составу газ разгазирования и газ газовой шапки близки друг к другу. Таким образом, невозможно поскважинно разбить попутный добываемый газ на газ разгазирования и газ газовой шапки используя прямые методы оценки. В качестве промежуточного решения, для поскважинного расчета объемов добываемого растворенного газа и газа газовой шапки используется обратный пересчет путем вычета из общего газового фактора значения начального газосодержания.

2.3. Анализ текущего состояния разработки продуктивного пласта Нх-I

По состоянию на 01.01.2015 г. на объект пробурено 78 скважин, в т.ч. добывающих 41, нагнетательных 37.

В добывающем фонде находится 52 скважины, из них 51 действующая, 1 наблюдательная.

В нагнетательном фонде 37 скважин, 26 под закачкой воды, 11 в отработке на нефть.

Проектный фонд реализован на 78,8 %.

По состоянию на 01.01.2015 г. по объекту накопленная добыча нефти составляет 5 677 тыс.т, жидкости – 6748 тыс.т.

Текущий отбор нефти от НИЗ – 11,4 % при текущей обводненности – 30,2%.

Накопленная закачка воды по состоянию на 01.01.2015г. составила 4 502 тыс.м , накопленная компенсация отборов закачкой воды составила 33 %.

Текущее пластовое давление равно 19 МПа при начальном пластовом давлении 25,9 МПа и давлении насыщения – 23,9 МПа.

За 2014 г. добыча нефти составила 1 340 тыс.т, жидкости – 1918.9 тыс.т.

Среднегодовой дебит нефти – 76 т/сут, жидкости – 119 т/сут.

Схема размещения скважин – однорядная сетка горизонтальных скважин с расстоянием между рядами – 1000м, между скважинами – 1000 м, длина горизонтального участка добывающих скважин 1000 м.

Геологические особенности влияющие на процесс разработки

Пласт характеризуется прибрежно-морской обстановкой осадконакопления, песчаные тела латерально протяженные, хорошо выдержанные и однородные.

Верхняя часть пласта представляет сложный баровый комплекс, выклинивающийся в северной части месторождения. Здесь выделяются 3 фации (подошвенная часть бара, склоновая часть бара и осевая часть бара), характеризующиеся сильной проницаемостной неоднородностью и ухудшением фильтрационно-емкостных свойств от кровли к подошве пласта.

Необходимо также отметить нижний интервал пласта, представляющий собой фацию мелководного шельфа, которая выделяется по всему пласту Нх-I. Данный пропласток обладает крайне низкими ФЕС (проницаемость менее 1 мД) и его разработка крайне затруднена (Рисунок 2.5).

Рисунок 2.5 — Разрез по проницаемости – выделение низкопроницаемой

зоны Нх-I

Режим и схема разработки

На объекте действует комбинированный режим разработки включающий в себя:

• Жесткий водонапорный режим – режим разработки реализуемый по мере реализации системы ППД;
• Режим растворенного газа – данный режим вносит наибольший вклад в энергию пласта из-за низкого уровня компенсации ввиду отработки нагнетательных скважин на нефть.

На рисунке 2.6 представлена принципиальная схема процесса разработки залежи.

Рисунок 2.6 — Принципиальная схема разработки объекта Нх-I

Одним из негативных эффектов при данном типе разработки является прорыв воды от нагнетательных скважин, следовательно, необходимо контролировать давления и профили закачки во избежание образования неравномерного фронта вытеснения и преждевременного роста обводненности.

Так как начальное пластовое давление близко к давлению насыщения, а схема разработки предполагает снижение пластового давления до момента завершения формирования системы ППД, то в пласте будет происходить процесс разгазирования нефти и миграции высвободившегося газа в купольную зону пласта. С учетом крайне малого объема газовой шапки можно считать весь добываемый попутный газ – газом разгазирования.

2.4. Анализ текущего состояния разработки продуктивного пласта Нх-III-IV

По состоянию на 01.01.2015 г. на объект пробурено 136 скважин, в т.ч. добывающих 82, нагнетательных 54.

В добывающем фонде находится 102 скважины, из них 90 действующих, 1 бездействующая, наблюдательных 11.

В нагнетательном фонде 55 скважин, из них 34 действующих, 1 наблюдательная, 20 в отработке на нефть.

Проектный фонд реализован на 93%.

По состоянию на 01.01.2015 г. накопленная добыча нефти составляет 24 301 тыс.т, жидкости – 31144 тыс.т, конденсата – 1 187 тыс.т, газа газовой шапки –6 640 млн.м3.

Текущий отбор нефти от НИЗ – 18,1% при текущей обводненности – 36,5 %, текущий отбор газа газовой шапки от НГЗ – 12,6 %, текущий отбор конденсата от НИЗ – 17,5%.

Накопленная закачка воды по состоянию на 01.01.2015г. составила 19 404 тыс.м , газа – 1 895 млн. м3, накопленная компенсация отборов составила 32 %.

Текущее пластовое давление на уровне 21 МПа при начальном пластовом давлении 26,3 МПа и давлении насыщения – 26,3 МПа.

За 2014 г. добыча нефти составила 5 741 тыс.т, жидкости – 9042 тыс.т, газа газовой шапки – 2 762 млн.м3, конденсата 490 тыс.т.

Среднегодовой дебит нефти – 185 т/сут, жидкости – 299,4 т/сут.

Схема размещения скважин – однорядная сетка горизонтальных скважин с расстоянием между рядами и скважинами 1000м в южной подгазовой зоне пласта; блочно-квадратная сетка горизонтальных скважин со стороной квадрата 2000 м, длина горизонтального участка добывающих скважин 1000 м по северной части залежи.

Геологические особенности, влияющие на процесс разработки

Пласт характеризуется прибрежно-морской обстановкой осадконакопления, песчаные тела латерально протяженные, хорошо выдержанные и однородные.

В интервале пласта можно выделить 3 основных пропластка сильно отличающихся по ФЕС:

• Нх-III – верхний интервал пласта, крайне низкая проницаемость (2 мД)
• Суперколлектор (СК) – очень высокая проницаемость (более 400 мД), центральный интервал пласта, за счет высокой проницаемости данный пропласток вносит наибольший вклад в текущую добычу нефти с объекта.
• Нх-IV – нижний интервал пласта, сравнительно невысокая проницаемость (25 мД), на севере залежи полностью водонасыщен. Запасы нефти в данно пропласте находятся в южной и центральной подгазовой зоне пласта.

Разрезы по проницаемости для разных участков пласта представлены на рисунке 2.7.

Рисунок 2.7 — Разрез по проницаемости – особенности геологического

строения пласта Нх-III-IV

Режим и схема разработки

На объекте действует комбинированный режим разработки включающий в себя:

• Газонапорный режим (расширение ГШ) – оказывает значительное влияние на процесс разработки, один из основных источников пластовой энергии;
• Упругий водонапорный режим – оказывает слабую поддержку пластового давления по краям залежи;
• Жесткий водонапорный режим – режим разработки вносящий значительный вклад в процесс разработки, на данный момент система ППД сформирована не до конца, ожидается перевод из отработки в нагнетание скважин внутриконтурного заводнения;
• Режим растворенного газа – по причине снижения пластового давления ниже давления насыщения также составляет значительную часть пластовой энергии.

На рисунке 2.8 представлена принципиальная схема процесса разработки залежи.

Рисунок 2.8 — Принципиальная схема разработки объекта Нх-III-IV

Одним из негативных эффектов при данном типе разработки является опережающее снижение давления в газовой шапке за счет прорывов газа в добывающие скважины (давление в ГШ оказывается ниже, чем в нефтенасыщенной зоне) и последующая фильтрация подвижной нефти в газонасыщенную зону, что ведет к потере извлекаемых запасов. Также, учитывая наличие суперколлектора, вероятны быстрые прорывы краевой воды и газа в добывающие скважины вскрывающие СК.

Так как начальное пластовое давление эквивалентно давлению насыщения, а схема разработки предполагает снижение пластового давления до момента завершения формирования системы ППД, то в пласте будет происходить процесс разгазирования нефти и миграции высвободившегося газа в ГШ. Однако на севере залежи возможно образование техногенной ГШ в процессе снижения пластового давления в силу особенностей структуры пласта.

Прямая оценка количества газа разгазирования попавшего в ГШ или добытого в скважинах невозможна. В качестве промежуточного решения, для поскважинного расчета объемов добываемого растворенного газа и газа газовой шапки используется обратный пересчет путем вычета из общего газового фактора значения начального газосодержания

Для минимизации потерь подвижной нефти необходимо контролировать уровень давления в газовой шапке и отслеживать положение ГНК в наблюдательных и вводимых из бурения скважинах. В случае значительной разницы давления между ГШ и нефтенасыщенной зоной и перемещением ГНК вверх, необходимо рассмотреть вариант увеличения объемов закачки рабочего агента в ГШ либо применение барьерного заводнения.

На данный момент прямые замеры давления в ГШ возможны в области газонагнетательных скважин, по результатам проведенных замеров наблюдается рост давления в газовой шапке (на 01.06.2014 по сравнению с моментом начала закачки газа) с 215 до 225 атм.

2.5. Анализ текущего состояния разработки продуктивного пласта Сд-IX (нефтяной)

Объект введен в разработку в 2013 г.

По состоянию на 01.01.2015 г. на объект пробурены 2 добывающие скважины.

По состоянию на 01.01.2015 г. по объекту накопленная добыча нефти составляет 19,2 тыс.т, жидкости – 36,6 тыс.т.

Текущий отбор нефти от НИЗ – 0,8 % при текущей обводненности – 48,8%.

За 2014 г. добыча нефти составила 10,9 тыс.т, жидкости – 21,3 тыс.т.

Среднегодовой дебит нефти – 16 т/сут, жидкости – 30,3 т/сут .

Объект Дл-I-III

В газовом фонде 22 скважины, из них 21 действующая, 1 наблюдательная.

По состоянию на 01.01.2015 г. из газового объекта Дл-I-III добыто 2 410 млн. м³. свободного газа, обор от НГЗ – 4,5 %. Текущее пластовое давление – 9,1 МПа при начальном пластовом давлении 9,6 МПа.

За 2014 г. из объекта добыли 768 млн. м³ свободного газа при среднесуточном дебите свободного газа 109,4 тыс. м³/сут.

Данный объект используется в качестве регулятора поставок газа в Единую систему газоснабжения России ОАО «Газпром». Годовые отборы свободного газа определяются в зависимости от добычи растворенного газа нефтяных объектов разработки Як-III-VII, Нх-I, Сд-IX и Нх-III-IV, технологическими потребностями объектов подготовки и энергетики, закачки газа в пласт Нх-III-IV.

Динамика основных показателей разработки по месторождению в целом и по объектам отдельно представлена на Рисунках 2.9 – 2.14 (Приложение Б).

На Ванкорском месторождении по состоянию на 01.01.15 ведётся добыча нефти на четырёх объектах разработки: Як-III-VII, Сд-IX, Нх-I и Нх-III-IV. Основным способом эксплуатации скважин пласта Як-III-VII, Нх-I и Нх-III-IV является ЭЦН (99%, 98% и 76% от действующего фонда объекта соответственно).

Доля фонтанирующих скважин по пласту Нх-III-IV снизилась с 77% с конца 2012 года до 24% на начало 2015 года.

3. Методы увеличения нефтеотдачи

3.1. Классификация методов увеличения нефтеотдачи

Методы увеличения нефтеотдачи пластов (МУН) – методы, направленные на увеличение степени извлечения углеводородов из залежи после завершения стадии добычи первичными методами [26].

Классификация МУН:

• Физико-химические методы (заводнение с применением поверхностноактивных веществ, полимерное заводнение, мицеллярное заводнение и т.п.);
• Газовые методы (закачка углеводородных газов, жидких растворителей, углекислого газа, азота, дымовых газов);

• Тепловые методы (вытеснение нефти теплоносителями, воздействие с помощью внутрипластовых экзотермических окислительных реакций);
• Микробиологические методы (введение в пласт бактериальной продукции или ее образование непосредственно в нефтяном пласте).

Под термином «современные МУН» понимаются технологии, связанные с тепловым, газовым, химическим, микробиологическим воздействием на пласты.

Масштабы применения современных МУН в мире непрерывно увеличиваются.

До сих пор предпочтение отдается тепловым и газовым методам, доля дополнительной добычи за счет применения которых превышает 95%.

Активизация применения третичных методов является актуальнейшей проблемой для будущего нефтяной отрасли России.

На нескольких месторождениях Татарстана и Западной Сибири начали использовать водогазовые методы воздействия, тепловые методы применяются в Коми на Усинском, Ярегском месторождениях, физико-химические методы в Башкирии, Татарстане, проектируются опытные работы по термогазовому воздействию на пласты баженовской свиты в Западной Сибири. Это, наряду с другими факторами, положительно повлияло на динамику изменения среднего коэффициента нефтеотдачи в стране за последние годы. После многолетнего снижения до 2000 года, когда средний проектный КИН опустился до 0,30, величина этого показателя начала увеличиваться и сейчас в соответствии с балансом запасов составляет около 0,38, что находится на уровне других развитых нефтедобывающих стран.

В международной практике роль воспроизводства сырьевой базы нефтедобычи за счет внедрения современных методов увеличения нефтеотдачи на базе инновационных техники и технологий быстро растет и становится все более приоритетной.

Инновационному развитию нефтедобычи в таких странах как США, Канада, Норвегия, Китай, Индонезия и др. способствует создание специальных государственных программ промысловых испытаний и освоения современных методов увеличения нефтеотдачи (МУН), а также экономические условия, побуждающие недропользователей активно участвовать в реализации этих программ.

К настоящему времени, благодаря такому инновационному развитию нефтедобычи, мировые доказанные извлекаемые запасы увеличились в 1,4 раза, т.е. на 65 млрд. т, а проектная нефтеотдача — до 50%, что в 1,6 раза больше, чем в России.

Одним из наиболее перспективных третичных методов является термогазовый метод увеличения нефтеотдачи.

За период 2004-2006 гг. добыча нефти в США за счет применения термогазового метода увеличилась в 4,34 раза, благодаря успешной реализации такой программы в США уже более 15 лет удается за счет постоянного роста нефтеотдачи поддерживать практически постоянный объем доказанных извлекаемых запасов нефти на уровне примерно 3-4 млрд.тонн, что обеспечивает стабильно высокий уровень добычи нефти.

В последние годы в ряде российских нефтяных компаний ведется работа по обоснованию и подготовке промысловых испытаний термогазового МУН в различных геолого-промысловых условиях, в том числе:

• ОАО «Сургутнефтегаз» (Ай-Пимское и Маслиховское месторождения Баженовской свиты);
• ОАО «РИТЭК» (Галяновское и Средне-Назымское месторождения Баженовской свиты);
• ОАО «Газпром нефть» (Приобское месторождение);
• ОАО « Зарубежнефть» (залежи Центрально-Хоравейского поднятия с карбонатными и низкопроницаемыми коллекторами в Ненецком автономном округе и Висовое месторождение в ХМАО).

Термогазовый метод повышения нефтеотдачи (ТГВ) был впервые предложен в 1971 г. во ВНИИнефть. Метод основан на закачке воздуха в пласт и его трансформации в эффективные вытесняющие агенты за счет низкотемпературных внутрипластовых окислительных процессов.

В результате низкотемпературных окислительных реакций непосредственно в пласте вырабатывается высокоэффективный газовый агент, содержащий азот, углекислый газ и ШФЛУ. Высокая эффективность достигается за счет реализации полного или частичного смешивающегося вытеснения.

Преимущества метода — использование недорогого агента, значительное увеличение нефтеотдачи пласта (по фактическим проектам зафиксировано увеличение нефтеотдачи до 60% и более):

• Закачка воздуха и его трансформация в эффективные вытесняющие агенты (углекислый газ, легкие углеводороды) за счет внутрипластовых окислительных и термодинамических процессов;
• Использование природной энергетики пласта — повышенной пластовой температуры (свыше 60-70°С) для самопроизвольного инициирования внутрипластовых окислительных процессов и формирования высокоэффективного вытесняющего агента;
• Активные самопроизвольные окислительные процессы могут идти при более низких температурах, так как реальные пласты содержат катализаторы (CuO, MnO2, Cr2O3, NiO, CoO и др.);

— Быстрое инициирование активных внутрипластовых окислительных процессов является одним из важнейших следствий использования энергетики пласта, интенсивность окислительных реакций довольно быстро возрастает с увеличением температуры и давления.

В течение 2007-2011гг. рядом научных коллективов РТ производились экспериментальные стендовые исследования и опытные работы на экспериментальной скважине для обоснования и внедрения методов увеличения нефтеотдачи (МУН) за счет активации природных нанокатализаторов содержащихся в пластовых водах нефтяных месторождений, в проточных химических реакторах (ПХР).

В процессе исследований были разработаны научные основы процессов происходящих в ПХР, технические и технологические параметры проточных химических реакторов, условия применения их на скважинах.

На первом месте среди физико-химических способов воздействия находится полимерное заводнение. Главным назначением полимеров в процессе увеличения нефтеотдачи пластов является повышение охвата при заводнении и выравнивание неоднородности пластов.

Существуют такие технологии, в которых используются полимеры:

• комплексное воздействие полимерными гелеобразующими системами совместно с интенсифицирующими реагентами (щёлочи, кислоты, ПАВы) используется на позднем этапе разработки;
• полимерное заводнение или закачка оторочки на находящихся на начальном этапе разработки неоднородных по проницаемости объектах с высоковязкой нефтью;
• циклическое полимерное заводнение с применением раствора сшитого полиакриламида с содержанием неионогенного ПАВ;
• воздействие вязкоупругими составами (ВУС) для того, чтобы выровнять профиль приемистости и интенсификации добычи нефти;
• циклическое воздействие на пласт лолимерсодержащими поверхностноактивными системами;
• полимерное воздействие во время закачки в пласт углекислоты;
• щёлочно-полимерное заводнение.

Особенно эффективным метод ВУС является для тех пластов, которые характеризуются слабой гидродинамической связью и резкой неоднородностью. Этот способ выравнивает проницаемость, помогая таким образом увеличить охват пласта полимерным воздействием и уменьшить скорость обводнения выкачиваемой нефти.

К модифицированным технологиям причисляется воздействие на обводнённые продуктивные пласты полимер-дисперсной системой (ПДС) на основе ПАВ суспензий глин. Их использование заключается во внутрипластовом образовании вязкоупругих дисперсных систем между водонефтенасыщенной породой и химическими реагентами. Это даёт возможность увеличить нефтеотдачу во время позднего этапа разработки, в то время, когда малоэффективными являются традиционные методы.

Одним из достаточно эффективных способов физико-химического воздействия на пласт служит щелочное заводнение. Этот способ базируется на понижении поверхностного натяжения на границе раствора щёлочи и нефти. При этом появляются стойкие водонефтяные эмульсии достаточно высокой вязкости, способные выравнивать подвижность вытесняющего и вытесняемого агентов. Щелочное заводнение является эффективным для нефти большой вязкости и неоднородных пластов.

Чтобы доотмыть остаточную нефть используют способ закачки большеобъёмных оторочек поверхностно-активными веществами (ПАВ).

Во время завершающего этапа разработки важное значение имеет ограничение притоков закачиваемой и пластовой воды. Для этого используют разнообразные способы ремонтно-изоляционных работ, позволяющих не только уменьшить обводнённость продукции, но ещё и увеличить охват пласта процессом разработки запасов. Чаще всего используется ликвидация заколонной циркуляции или изоляция цементом обводнённых пропластков. Если по отдельным высокопроницаемым пропласткам, которые практически не отделены глинистыми перемычками от необводнённых интервалов, происходит прорыв воды, то применяется способ селективной (избирательной) изоляции. Различными вариациями этого способа являются:

• закачка полимерно- и волокнисто-наполненных дисперсных систем (ПНДС и ВДС), силиката натрия (жидкое стекло);
• использование кремнийорганических соединений (Акор, продукт 119204).

Наиболее приоритетными методами увеличения нефтеотдачи пластов, более всего подготовленными технически и технологически, являются тепловые, когда вводится тепло в продуктивный пласт.

Тепловые МУН – это методы интенсификации притока нефти и повышения продуктивности эксплуатационных скважин, основанные на искусственном увеличении температуры в их стволе и призабойной зоне. Применяются тепловые МУН в основном при добыче высоковязких парафинистых и смолистых нефтей. Прогрев приводит к разжижению нефти, расплавлению парафина и смолистых веществ, осевших в процессе эксплуатации скважин на стенках, подъемных трубах и в призабойной зоне.

Паротепловое воздействие на пласт. Вытеснение нефти паром – метод увеличения нефтеотдачи пластов, наиболее распространенный при вытеснении высоковязких нефтей. В этом процессе пар нагнетают с поверхности в пласты с низкой температурой и высокой вязкостью нефти через специальные паронагнетательные скважины, расположенные внутри контура нефтеносности. Пар, обладающий большой теплоемкостью, вносит в пласт значительное количество тепловой энергии, которая расходуется на нагрев пласта и снижение относительной проницаемости, вязкости и расширение всех насыщающих пласт агентов – нефти, воды, газа.

Газовые МУН

Закачка воздуха в пласт. Метод основан на закачке воздуха в пласт и его трансформации в эффективные вытесняющие агенты за счет низкотемпературных внутрипластовых окислительных процессов. В результате низкотемпературного окисления непосредственно в пласте вырабатывается высокоэффективный газовый агент, содержащий азот углекислый газ и ШФЛУ (широкие фракции легких углеводородов).

К преимуществам метода можно отнести:

• использование недорого агента – воздуха;
• использование природной энергетики пласта – повышенной пластовой температуры (свыше 60–70oС) для самопроизвольного инициирования внутрипластовых окислительных процессов и формирования высокоэффективного вытесняющего агента.

Быстрое инициирование активных внутрипластовых окислительных процессов является одним из важнейших следствий использования энергетики пласта для организации закачки воздуха на месторождениях легкой нефти. Интенсивность окислительных реакций довольно быстро возрастает с увеличением температуры.

Химические МУН

Химические МУН применяются для дополнительного извлечения нефти из сильно истощенных, заводненных нефтеносных пластов с рассеянной, нерегулярной нефтенасыщенностью.

Объектами применения являются залежи с низкой вязкостью нефти (не более 10 мПа*с), низкой соленостью воды, продуктивные пласты представлены карбонатными коллекторами с низкой проницаемостью.

Вытеснение нефти водными растворами ПАВ. Заводнение водными растворами поверхностно-активных веществ (ПАВ) направлено на снижение поверхностного натяжения на границе «нефть – вода», увеличение подвижности нефти и улучшение вытеснения ее водой. За счет улучшения смачиваемости породы водой она впитывается в поры, занятые нефтью, равномернее движется по пласту и лучше вытесняет нефть.

Вытеснение нефти растворами полимеров. Полимерное заводнение заключается в том, что в воде растворяется высокомолекулярный химический реагент – полимер (полиакриламид), обладающий способностью даже при малых концентрациях существенно повышать вязкость воды, снижать ее подвижность и за счет этого повышать охват пластов заводнением.

Вытеснение нефти щелочными растворами. Метод щелочного заводнения нефтяных пластов основан на взаимодействии щелочей с пластовыми нефтью и породой. При контакте щелочи с нефтью происходит ее взаимодействие с органическими кислотами, в результате чего образуются поверхностноактивные вещества, снижающие межфазное натяжение на границе раздела фаз «нефть – раствор щелочи» и увеличивающие смачиваемость породы водой. Применение растворов щелочей – один из самых эффективных способов уменьшения контактного угла смачивания породы водой, то есть гидрофилизации пористой среды, что приводит к повышению коэффициента вытеснения нефти водой.

Вытеснение нефти композициями химических реагентов (в том числе мицеллярные растворы).

Мицеллярные растворы представляют собой прозрачные и полупрозрачные жидкости. Они в основном однородные и устойчивые к фазовому разделению, в то время как эмульсии нефти в воде или воды в нефти не являются прозрачными, разнородны по строению глобул и обладают фазовой неустойчивостью.

Механизм вытеснения нефти мицеллярными растворами определяется их физико-химическими свойствами. В силу того что межфазное натяжение между раствором и пластовыми жидкостями (нефтью и водой) очень низкое, раствор, устраняя действие капиллярных сил, вытесняет нефть и воду. При рассеянной остаточной нефтенасыщенности заводненной пористой среды перед фронтом вытеснения мицеллярным раствором разрозненные глобулы нефти сливаются в непрерывную фазу, накапливается вал нефти – зона повышенной нефтенасыщенности, а за ней – зона повышенной водонасыщенности.

Микробиологическое воздействие – это технологии, основанные на биологических процессах, в которых используются микробные объекты. В течение процесса закачанные в пласт микроорганизмы метаболизируют углеводороды нефти и выделяют полезные продукты жизнедеятельности:

• спирты, растворители и слабые кислоты, которые приводят к уменьшению вязкости, понижению температуры текучести нефти, а также удаляют парафины и включения тяжелой нефти из пористых пород, увеличивая проницаемость последних;
• биополимеры, которые, растворяясь в воде, повышают ее плотность, облегчают извлечение нефти при использовании технологии заводнения;
• биологические поверхностно-активные вещества, которые делают поверхность нефти более скользкой, уменьшая трение о породы;
• газы, которые увеличивают давление внутри пласта и помогают подвигать нефть к стволу скважины.

  3.2.

Анализ эффективности применения методов интенсификации притока нефти, изоляции водопритока

Поскольку в разработку Ванкорское месторождение было введено совсем недавно, работ по воздействию на пласт и ПЗС было проведено очень мало. Из вторичных способов разработки используется метод поддержания пластового давления путем закачки воды и газа. Третичные способы разработки (МУН) на месторождении не реализовывались. Для интенсификации притока нефти к добывающим скважинам использовалась солянокислотная обработка.

Кислотные обработки

Кислотные обработки относятся к физико-химическим методам интенсификации притока и приемистости [1].

В августе 2010 г. компания Трайкан Велл Сервис провела первую и на момент анализа единственную кислотную обработку на скважине 456 Ванкорского месторождения. Предварительно был разработан кислотный пакет Платинум на основе проб жидкости и пластового образования, доставленных компанией «Ванкорнефть». Интервал кислотной обработки охватил 3 секции горизонтального участка скважины: с 2920 м до 3000 м, с 3050 м до 3150 м и с 3205 м до 3250 м. Промывка скважины кислотным раствором была ориентирована на весь интервал с 3250 м до 2920 м. Для промывки скважины в целом было использовано 10 м3 12% соляной кислоты. Для самой кислотной обработки использовалось 37 м3 12% соляной кислоты. В качестве присадок использовались следующие материалы: ASA-60, AI –3, MS – 1, IC – 7. Скважина осваивалась азотом. Кислотная обработка была спроектирована исключительно для устранения повреждения на основе формирований остаточного кальция. Данная работа не была направлена на какой-либо другой механизм повреждения.

Скважина была введена в эксплуатацию в августе 2009 году со стартовым дебитом нефти 152 т/сут, обводненностью 12% и забойным давлением 100 атм. В последний месяц до обработки скважина эксплуатировалась со следующими средними параметрами: дебит нефти 42 т/сут, дебит жидкости 48 т/сут, обводненностью 13,5%, забойное давление 66 атм. После обработки скважины была пущена в работу в середине сентября. После выхода на установившийся режим рабочие параметры скважины составили: дебит нефти 54 т/сут, дебит жидкости 63 т/сут, обводненность 14,4%, забойное давление 51 атм. Обращает на себя внимание значительное увеличение обводненности в первые недели после обработки (на 8%), затем обводненность упала. Таким образом, после обработки забойное давление было снижено на 15 атм, обводненность увеличилась на 1%, коэффициент продуктивность возрос на 20%.

На 01.01.2013 г. дополнительная добыча нефти за счет СКО составила 0,5 тыс.т, эффект от воздействия продолжается. Учитывая, что солянокислотная обработка проводилась исключительно с целью устранения повреждения ПЗС формированиями остаточного кальция, данную обработку на этой скважине можно оценить как успешную, но эффективность невысокая.

В декабре 2012 г. ООО «КРС Евразия» была проведена соляно-кислотная обработка нагнетательной скважины №213 на объекте Нх 3-4. Наряду с кислотной обработкой были проведены повторные перфорации следующих интервалов: 3496 — 3526 м., 3471 – 3493 м., дострелы в интервалах 3493 – 3496 и 3526 – 3546 м.

По результатам замеров приемистость скважины выросла с 29 м3/сут. до 150 м3/сут. Средняя приемистость на 01.01.2013 г. составляет около 140 м3/сут при буферном давлении 165 атм. Данную обработку скважины и дополнительную перфорацию можно оценить как успешное геологотехнологическое мероприятие.

Гидроразрыв пласта

Для пилотного проекта по гидроразрыву пласта (ГРП) на Ванкорском месторождении были отобраны четыре скважины пласта Нх-1: №723 и №735 введенные как новые с ГРП, а также №724 и №728 с ГРП на эксплуатационном фонде.

По результатам исследований направлений максимального и минимального стрессов был сделан вывод, что все скважины пласта Нх-1 направлены перпендикулярно направлению распространения максимальных напряжений, следовательно все трещины должны быть поперечными.

Для скважин переходящего фонда было принято решение произвести перфорацию сетчатого фильтра перфораторами ЗПКО-73 БО плотностью 38 отверстий на метр с последующим ГРП в отстрелянном интервале.

На новых скважинах проводился ГРП первого интервала на перфорированном интервале с последующей отсыпкой интервала проппантом. На следующем этапе проводилась перфорация второго интервала при помощи ГНКТ 51 мм. перфораторами с малогабаритными зарядами DynaWell. Аналогичные работы проводились при подготовке ГРП на третьем интервале.

Параметры работы скважин и эффективность ГРП приведены в таблицах ниже:

Таблица 3.1 — Параметры работы скважин после ГРП на переходящем фонде (одностадийные ГРП)

Параметры до ГРП Расчетные параметры Запускные параметры

Qжи Qнеф Об Qжи Qнеф Об ∆Qнеф Qж Qне Об ∆Qнеф Скважи Кус д ти в д ти в ти Дата ид фти в ти на т запуска

м3/с м3/с м3/

т/сут % т/сут % т/сут т/сут % т/сут

ут ут сут

724 7 31 24 7 92 61 20 36,8 10.06.2011 94 60 22 36,6 728 12 54 44 0 111 91 0 47 31.03.2011 111 91 0 47

На 01.01.2013г. параметры работы скважин следующие:

 Скважина №724 работает с дебитом нефти – 33 т/сут, дебит жидкости

• 54.5 м3/сут. и обводненностью 39 %;

 Скважина №728 работает с дебитом нефти 10 т/сут с обводненностью

1 %.

Таблица 3.2 — Параметры работы новых скважин с многостадийным ГРП Скважина Расчетные параметры Запускные параметры

Qжид Qнефти Обв Дата Qжид Qнефти Обв

Куст %

запуска

м3/сут т/сут % м3/сут т/сут % достижения

723 7 104 81 5 13.05.2011 124 82 20 100,4 735 12 86 71 0 30.05.2011 172 75 47 106

На 01.01.2013г. параметры работы скважин следующие:

 Скважина № 723 работает с дебитом нефти 39 т/сут., дебитом

жидкости 69 м3/сут. и обводненностью 44 %;

•  Скважина №735 работает с дебитом нефти 36 т/сут., дебитом жидкости

92 м3/сут. и обводненностью 61 %.

Исходя из результатов многостадийного ГРП были выделены основные проблемы при проведении данного ГТМ:

1. Конструкция и заканчивание скважин:

 Низкое качество заколонного цементирования горизонтальных

участков;

 Риски возникновения неконтролируемых утечек через подвеску

хвостовика;

 Отсутствие контроля утечек через заколонные пакера при

нецементируемом заканчивании;

•  Ограничение размера перфоратора проходным диаметром пакера ГРП.

2. Технология проведения

 Высокие потери давления на трение в призаобойной зоне;

•  Несовершенство сборки многосекционных систем перфораторов;

 Ограничение максимального размера проппанта перфорационными

отверстиями.

3. Длительность работ

 Среднее затраченное время на проведение многостадийного ГРП (3

операции) составило 29 суток;

 Затраты времени на несовершенство технологии, увеличение

длительности работ из-за проведения дополнительных операций при

перфорации.

4. Проблемы освоения скважин

 Значительное поглощение при промывке горизонтальных участков

вплоть до потери циркуляции;

•  Недохождение до забоя и высокий риск прихвата ГНКТ.

Исходя из результатов проведения пилотного проекта многостадийного гидроразрыва пласта Нх-1 на Ванкорском месторождении, можно сделать следующие выводы. Во-первых, использование новых перфорационных систем нуждается в увеличении надежности в местах соединения двух секций перфораторов. Во-вторых, для уменьшения времени работ, возможных рисков утечек необходимо изменение конструкции заканичвания горизонтального на систему аналогичную StageFrac.

По результатам работы скважины №728 можно сделать вывод о низкой эффективности одностадийного ГРП, эффект от которого продлился в течение двух месяцев. Снижение эффекта возможно связано с прекращением дренирования приобщенных маломощных низкопроницаемых пропластков, в результате чего скважина вернулась к первоначальному режиму работы до проведения ГРП.

Увеличение обводненности происходит за счет приобщения нижних алевролитистых пропластков. В связи с чем, необходимо проводить постоянный контроль обводненности и анализировать работу скважин в течение следующих за ГРП двух-трех месяцев.

3.3. Выбор методов увеличения нефтеотдачи в условиях разработки Ванкорского нефтегазового месторождения

Анализ эффективности применения методов воздействия на залежи месторождений России и зарубежья, а также проведенный комплекс лабораторных исследований по испытанию различных композиций реагентов позволили выделить критерии применимости методов воздействия для геологофизических параметров продуктивных пластов. Кроме того, при определении критериев применимости использованы данные, опубликованные в научнотехнической литературе. Результаты проведенных работ по применению методов воздействия на залежи показали, что их технологическая эффективность в основном определяется особенностями геолого-физического строения продуктивных горизонтов и состоянием их разработки.

Основными объектами разработки на Ванкорском месторождении являются газонефтяная залежь Як-III-VII, нефтегазоконденсатная залежь Нх-IIIIV и нефтяная залежь Нх-I. Основными особенностями данных объектов, определяющими выбор метода воздействия, являются:

•  высокая неоднородность коллекторов;
•  низкие коэффициенты начальной нефтенасыщенности пластов;
•  высокая газонасыщенность пластовой нефти;
•  наличие газовых шапок и подошвенной воды;
•  высокая глинистость пластов;
•  повышенная вязкость нефти залежи Як-III-VII;

 низкие значения эффективных нефтенасыщенных толщин и

проницаемости (Нх-I);

•  наличие «суперколлектора» (Нх-III-IV);
•  применение закачки воды и газа для ППД.

Для условий залежей Ванкорского месторождения рассмотрена возможность применения следующих методов воздействия: гидродинамических (заводнение); физико-химических (закачка водных растворов ПАВ, полимера, щелочи); газовых (закачка углеводородного газа, диоксида углерода, водогазовое воздействие); тепловых (закачка пара, горячей воды); микробиологических (активизация пластовой микрофлоры, мелассное заводнение) с учетом реальной возможности обеспечения их необходимыми химическими реагентами и оборудованием на разрабатываемом месторождении.

В Приложении В приведены геолого-физические характеристики Ванкорского месторождения и критерии применимости методов воздействия, по которым путем их сопоставления сделано заключение о применимости того или иного метода.

Заводнение – самый распространенный метод воздействия. В качестве рабочего агента используется вода в силу своей вытесняющей способности, широкой доступности и дешевизны. Достоинства и недостатки данного метода достаточно подробно освещены в литературе [5, 7, 11].

Промысловый опыт внедрения заводнения на нефтяных месторождениях показывает, что наиболее эффективное вытеснение нефти достигается при использовании минерализованной воды, химический состав которой максимально соответствует составу пластовой воды. В этом случае обеспечивается сохранение коллекторских свойств пласта, отсутствуют негативные явления (кольматация призабойной зоны нагнетательных скважин, отложение солей и набухание глин) и происходит наиболее эффективное вытеснение нефти.

На Ванкорском месторождении в настоящее время система ППД путем закачки воды находится в заключительной стадии. Единственным технологическим фактором, ограничивающим применение заводнения, является высокая глинистость коллекторов. Поэтому для закачки в пласты рекомендуется использовать подтоварную воду и воду долганской свиты, как наиболее близкую по составу и свойствам к пластовой воде. Применение заводнения в низкопроницаемом глиносодержащем пласте Нх-I имеет только технические проблемы – низкие приемистости нагнетательных скважин и высокие давления нагнетания. Данные проблемы решаются бурением горизонтальных нагнетательных скважин и обработками призабойных зон этих скважин.

Физико-химические методы воздействия

Нагнетание водных растворов ПАВ. Сущность метода заводнения с применением дозированной закачки больших объемов растворов ПАВ низкой концентрации (0.05-0.1 %) заключается в повышении вытесняющих свойств закачиваемой воды за счет снижения межфазного натяжения между водой и нефтью. Исследования, проведенные институтами БашНИПИнефть, ТатНИПИнефть и СибНИИНП по доотмыву остаточной нефти из заводненных пластов, показали, что применение водных растворов ПАВ при данных концентрациях способствует увеличению коэффициента вытеснения нефти на 2-3 %, снижению поверхностного натяжения между водой и нефтью от 35-45 до 7-7.8 мН/м, снижению набухаемости глин в 1.1-2 раза, повышению работающей толщины пласта на 10-42 %, повышению фазовой проницаемости нефти на 4080 %, уменьшению солеобразования в пласте при несовместимости вод [5].

Однако удовлетворительных результатов на испытаниях не было достигнуто из-за высокой адсорбции и низких потенциальных возможностей малоконцентрированных растворов ПАВ.

Нагнетание водного раствора полимера

Полимерное заводнение применяется на нефтесодержащих пластах со сравнительно высокими вязкостью нефти и соотношением коэффициентов подвижности нефти и воды и умеренной неоднородностью. Метод полимерного заводнения не используется для разработки залежей нефти с газовыми шапками, трещинным коллектором, высокой проницаемостью и активным напором подошвенных вод.

В пластах с глинистостью более 5-10% при нагнетании водных растворов полимера в присутствии глины может происходить взаимная коагуляция двух различных коллоидных систем. Кроме того, глинистые минералы за счет значительной площади поверхности горной породы вызывают значительные потери полимера. ПАА легко и сильно адсорбируется в присутствии глинистых минералов.

Несмотря на полимерное заводнение на залежах Ванкорского месторождения рекомендуется провести в рамках ОПИ.

Нагнетание водных растворов щелочи. Основными механизмами вытеснения являются следующие:

•  снижение межфазного натяжения;
•  эмульгирование нефти (образование мелкодисперсной эмульсии);
•  изменение смачиваемости пород.

Однако наряду с положительным действием щелочи на фильтрационные характеристики нефтенасыщенного пласта наблюдаются некоторые факторы, снижающие эффективность их действия за счет образования малорастворимых осадков (солей кальция и магния), что ведет к уменьшению проницаемости пористой среды, а также за счет интенсивного поглощения щелочей набухающими глинистыми минералами, входящими в состав цемента породыколлектора. Закачиваемая щелочь может реагировать с некоторыми силикатами, растворяя их. Этот процесс, хотя и протекает медленно, но его результаты труднопредсказуемы. Щелочной раствор легче всего реагирует с глинистыми и кремнистыми образованиями, имеющими высокоразвитую поверхность. Потери щелочи возрастают с ростом содержания глин. Значительное влияние на нефтевытеснение при нагнетании щелочных растворов оказывает содержание глин выше 15-20%. В этом случае существенно возрастают потери щелочи из-за роста количества щелочи, реагирующей с глиной. При закачке в продуктивный пласт растворов щелочей (NaОН, NaCO3) при смешении с жесткими пластовыми водами они могут образовывать осадки Са(ОН)2; Мg(OH)2; CaCO3; MgCO3.

По жесткости пластовая вода Ванкорского месторождения относится к категории очень жестких. Учитывая высокие значения жесткости и глинистости для данной технологии, можно предположить, что при нагнетании щелочи в залежи Ванкорского месторождения будет происходить образование малорастворимых осадков, нарушение структуры щелочного раствора, что вызовет уменьшение проницаемости и пористости и снижение вытесняющей способности раствора. Эти явления будут отрицательно сказываться на эффективности метода нагнетания водных растворов щелочи, поэтому применение этого метода нецелесообразно.

Газовые методы воздействия

Газовые методы воздействия широко применяются в мире и практически не используются в России. На успешность применения газовых методов в основном оказывают влияние глубина залегания (условие смесимости газовых агентов с пластовой нефтью), толщина и литология пласта.

Нагнетание двуокиси углерода. Механизм вытеснения нефти СО2 имеет свои особенности в зависимости от того, является процесс вытеснения смешивающимся или несмешивающимся. В случае несмешивающегося вытеснения коэффициент вытеснения нефти ниже, чем при смешивающемся вытеснении. Вследствие того, что в пласте имеет место трехфазная фильтрация, характеризуемая повышенным фильтрационным сопротивлением, коэффициент охвата пласта воздействием выше при полном смешивании. Основная причина малой эффективности диоксида углерода как вытесняющего агента при несмешивающемся вытеснении – его малая вязкость (10-15 раз ниже вязкости воды), обуславливающая его быстрые прорывы по крупнопористым и высокопроницаемым слоям (зонам) в добывающие скважины, резкое снижение их дебитов нефти и охвата пластов вытеснением.

Главные проблемы при использовании метода СО2 связаны с наличием источников получения СО2 вблизи от расположения месторождения, с его транспортировкой, коррозионной активностью, а также с отделением СО2 от нефти и его регенерацией для последующей закачки.

На ряду с положительным действие СО2 при закачке его в пласт инициируется выпадение в осадок асфальто-смолистых веществ из нефти. Это осаждение снижает проницаемость пород и осложняет извлечение нефти из пласта.

Из-за значительного содержания в нефти Ванкорского месторождения асфальто-смолистых веществ и отсутствия источников СО2 применение данного метода не рекомендуется.

Нагнетание углеводородного газа. Технология закачки углеводородного газа предназначена для интенсификации разработки и увеличения нефтеотдачи низкопроницаемых пластов, насыщенных легкими и маловязкими нефтями.

Отмечая в пластах Як-III-VII повышенную вязкость нефти, содержание асфальто-смолистых веществ и невысокую пластовую температуру, можно предположить, что минимальное давление смешиваемости сухого углеводородного газа и нефти залежи Як-III-VII составит около 30 МПа. Значит, вытеснение нефти углеводородным газом в пластах Як-III-VII будет несмешивающееся, так как среднее давление на забое нагнетательных скважин будет меньше минимального давления смешиваемости. Такой процесс вытеснения будет характеризоваться значительно меньшей эффективностью, чем смешивающееся вытеснение. Учитывая несмешивающееся вытеснение нефти углеводородным газом и повышенную вязкость нефти, способствующую быстрым прорывам газа к забоям добывающих скважин, данный метод воздействия не рекомендуется применять в условиях залежи Як-III-VII.

Из Приложения В видно, что для геолого-физических характеристик залежей Нх-I и Нх-III-IV Ванкорского месторождения соответствует технология закачки углеводородного газа по всем критериям применимости. На Нх-III-IV нагнетание углеводородного газа реализуется с ноября 2013 года.

Надо заметить, что вытеснение нефти углеводородным газом в пластах нижнехетской свиты будет смешивающееся либо частично смешивающееся, так как для такой глубины давление нагнетания будет больше минимального давления смешиваемости, определенного лабораторными исследованиями (25,5 МПа).

Такой процесс вытеснения будет характеризоваться высокой эффективностью.

Метод водогазового воздействия (ВГВ).

Как показали теоретические исследования и промысловая практика, совместная закачка газа и воды повышает общую эффективность вытеснения нефти по сравнению с отдельным применением только заводнения или закачки газа. Нагнетание воды и газа способствует повышению охвата неоднородных пластов заводнением вследствие снижения относительной проводимости высокопроницаемых пропластков, занятых водогазовой смесью. При оптимальном применении нефтеотдачу пластов можно увеличить на 7-15 % по сравнению с обычным заводнением [5].

Главное условие оптимальности процесса водогазового воздействия на пласт – обеспечить равномерное распределение нагнетаемого газа по заводняемому объему залежи, т.е. одновременный прорыв газа и воды в добывающие скважины. Это не всегда достижимо, поэтому эффективность может быть ниже указанной. Эффективность водогазового воздействия на пласт с увеличением неоднородности повышается. При этом содержание газа в закачиваемой смеси также должно уменьшаться. В сильно неоднородных пластах следует применять различные методы регулирования процесса: применение пен, полимеров, изолирование высокопроницаемых слоев.

Поскольку Ванкорское месторождение обладает значительными ресурсами газа, то рассматривается использование метода водогазового воздействия. Анализ мирового и отечественного опыта применения водогазовых методов для увеличения нефтеотдачи свидетельствует об их высокой эффективности.

Технологии водогазового воздействия на пласты

Попеременное нагнетание воды и газа может быть осуществлено с помощью компрессорной и бескомпрессорной технологий водогазового воздействия.

Компрессорная технология – это наиболее распространенный способ ВГВ, но он имеет существенные недостатки. Во-первых, это проблемы экономического плана. Во-вторых, приемистость нагнетательной скважины для каждого рабочего агента после первого цикла резко снижается – для газа в 8-10 раз, а для воды в 4-5 раз вследствие снижения фазовой проницаемости призабойной зоны скважины [5].

В-третьих, нужно отметить, что компрессорная станция как сложная техническая система нуждается в частом ремонте отдельных элементов, прерывая этим постоянство цикла закачки газа. В-четвертых, компрессоры высокого давления имеют ограничения по составу перекачиваемого газа (содержание жирных фракций не более 5%) и позволяют перекачивать только сухой газ, что снижает прирост нефтеотдачи пластов при ВГВ. Цена компрессоров, позволяющих перекачивать жирный попутный нефтяной газ, значительно возрастает. Со всеми этими проблемами столкнулись на Новогоднем месторождении. Дальнейшее расширение водогазового воздействия в этом регионе (г. Ноябрьск) в силу наличия этих трудностей не произошло.

Известна также бескомпрессорная технология с использованием газа из газовых пластов. Ограничения в применении этого способа следующие: вопервых, на месторождении нет высоконапорных газовых пластов, во-вторых, давления на устье газовых скважин (8,0-11,0 МПа) недостаточно для закачки газа в нагнетательные скважины. Газ придется “дожимать” с помощью какихлибо устройств.

Совместное нагнетание воды и газа за границей обычно представлено комбинированием газовой компрессорной линии и водной насосной, которые объединяются тройниковым соединением.

В нашей стране совместная закачка воды и газа представлена технологиями с использованием различных бустерных плунжерных насосов, струйных аппаратов и насосно-эжекторных систем.

Известны эжекторные технологии совместной закачки воды и газа (с применением струйных аппаратов, расположенных на поверхности или над забоем скважины).

Струйные аппараты (эжекторные устройства) характеризуются простотой конструкции, низкими капитальными затратами на изготовление. К сожалению, создавая достаточно однородную водогазовую смесь, эжекторные технологии могут применяться лишь в ограниченном количестве случаев, так как струйный аппарат это не насос, а устройство, снижающее рабочее давление. Так, в случае, когда струйный аппарат располагается на поверхности, создаваемое им давление водогазовой смеси не достаточно высокое для нагнетания смеси. При расположении струйного аппарата в стволе (или на забое) скважины невозможно регулировать его работу. Для замены проточных частей струйного аппарата его приходится поднимать на поверхность. Данная система была испытана на Советском и Вахском месторождениях Томской области в начале 1990-х г., но информации о проведенном опыте недостаточно.

Насосно-эжекторная технология водогазового воздействия, разработанная сотрудниками кафедры РиЭНМ РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина под руководством профессора, д.т.н. А.Н. Дроздова, позволяет использовать преимущества как струйных аппаратов, так и центробежных насосов. В устройстве струйного аппарата отсутствуют какие-либо движущиеся детали, что положительно влияет на общую надежность системы. Центробежные насосы используются на большинстве месторождениях нашей страны, их межремонтный период достаточно высок, персонал умеет с ними обращаться. Эта технология может применяться как на отдельных скважинах, кустах скважин, так и целом месторождении.

Эта технология предполагает получение с помощью насосно-эжекторной системы (НЭС) мелкодисперсной водогазовой смеси (МВГС) на поверхности с последующей закачкой этой смеси в пласт. Газ низкого давления дожимается до давлений, необходимых для закачки смеси в пласт (до 15,0-20,0 МПа).

Таким образом, технология позволяет избежать необходимости создания высокого давления газа на приеме системы. Использование в системе поверхностно-активных веществ (ПАВ) позволяет не только снизить вредное влияние газа на работу дожимного насоса центробежного типа, но и позволяет создать стабильную мелкодисперсную водогазовую смесь, способную транспортироваться с поверхности в пласт, не разделяясь на составляющие.

Немаловажным замечанием является то, что при этой технологии нет ограничений по составу закачиваемого газа – можно закачивать углекислый газ, углеводородный сухой газ, обогащенный, жирный вплоть до ШФЛУ (широкая фракция легких углеводородов), что очень важно для увеличения нефтеотдачи.

Кроме того, средняя величина КПД насосно-эжекторной системы составляет 35-40%. В данной технологии это означает, что остальные 60-65% потребляемой мощности не теряются бесполезно, а идут на нагрев водогазовой смеси, что предотвращает выпадение гидратов, серьёзно осложняющих процесс водогазового воздействия, и позволяет также в определённой степени поддерживать или повышать пластовую температуру в околоскважинной зоне.

Физико-химическая сущность использования водогазового воздействия с применением пенообразующих нефтеводорастворимых агентов в подгазовой зоне заключается в том, что в процессе закачки оторочки воды, содержащей пенообразующие нефтеводорастворимые агенты, ПНВРА переходит из воды в нефть и, при контактировании этой нефти с газом, вспенивает её. Вследствие этого в пласте под ГНК образуется оторочка вспененной нефти, воды и эмульсии нефти с водой. При этом ОФП нефти растет, а газа падает. В результате образуется пенный барьер, который позволяет эффективно вытеснять нефть к добывающим скважинам, препятствовать формированию газовых конусов и прорывам газа в добывающие скважины, а также уменьшать обводненность добываемой продукции. После закачки оторочки воды с ПНВРА переходят на барьерное заводнение. Экспериментальные исследования показали, что эффективными ПНВРА являются СНПХ-4410, Рекод-501, АФ-912, КПАВ и сульфанол МР.

Из таблицы 3.3 (Приложение В) видно, что для геолого-физических характеристик продуктивных пластов Ванкорского месторождения по всем критериям применимости соответствует водогазовое воздействие. Учитывая преимущества и недостатки технологий ВГВ, указанных выше, для продуктивных пластов Ванкорского месторождения рекомендуется водогазовое воздействие с помощью насосно-эжекторной технологии (горизонтальное вытеснение) и/или через барьерные скважины по технологии ВНИИнефть либо с применением пенообразующих нефтеводорастворимых агентов, либо без ПНВРА (вертикальное вытеснение).

Реализация данного воздействия на Ванкорском месторождении не ограничивается техническими причинами: соответствие конструкции скважин требованиям технологий; реализация этого метода не требует использования компрессорных станций, газораспределительных устройств.

Тепловые методы воздействия

Низкая вязкость пластовой нефти, большие для данного метода глубины залегания залежей исключают целесообразность применения тепловых методов воздействия на Ванкорском месторождении [5].

Микробиологические методы воздействия

Начальная стадия разработки месторождения, большие для данного метода глубины залегания залежей и пластовые давления исключают целесообразность применения микробиологических методов воздействия на Ванкорском месторождении [5].

Таким образом, из всех рассмотренных методов воздействия для залежей Ванкорского месторождения по критериям применимости соответствуют заводнение, нагнетание углеводородного газа и водогазовое воздействие.

Согласно «Дополнению к технологической схеме разработки Ванкорского месторождения» 2009 г., заводнение является основным видом воздействия на залежах Як-III-VII, Нх-I, Нх-III-IV. Также для пластов Нх-III-IV предусмотрено нагнетание углеводородного газа по вертикальной технологии в газовую шапку. С учетом технических возможностей для данного метода рекомендуется использовать сухой газ.

Нагнетание углеводородного газа в пласты Нх-III-IV по горизонтальной технологии в нефтенасыщенную мощность пласта не рекомендуется из-за наличия «суперколлектора». В противном случае, будут происходить быстрые прорывы газа по «суперколлектору» к забоям добывающих скважин, что вызовет загазовывание призабойных зон добывающих скважин и снижение их продуктивности и коэффициента охвата. Нагнетание углеводородного газа в пласт Нх-I по вертикальной технологии в головную часть залежи не рекомендуется из-за малой нефтенасыщенной толщины, низкого коэффициента песчанистости и отсутствия массивной газовой шапки.

Для пласта Нх-I рекомендуется газовое воздействие по горизонтальной технологии. Вытеснение нефти углеводородным газом в залежи Нх-I будет частично смешивающееся либо смешивающееся, так как для такой глубины давление нагнетания будет больше минимального давления смешиваемости, определенного лабораторными исследованиями (25,5 МПа).

Для снижения минимального давления смешиваемости и увеличения эффективности вытеснения рекомендуется закачка оторочки углеводородного растворителя (ШФЛУ) или обогащенного газа с продавкой сухим газом. К применению рекомендуется компрессорная технология. Для обоснования применения газового воздействия по горизонтальной технологии на пласт Нх-I и выполнения технологических расчетов необходимы дополнительные лабораторные исследования по определению минимального давления смешиваемости нефти пласта Нх-I и сухого газа, обогащенного газа, ШФЛУ; по вытеснению нефти водой, сухим газом, обогащенным газом и ШФЛУ в режимах смешивающегося и несмешивающегося вытеснения на керне пласта Нх-I. Для таких низкопроницаемых глинистых пластов, как Нх-I, рекомендуется применять именно газовое воздействие [5, 13].

Из имеющихся технологий ВГВ для Ванкорского месторождения оптимальными являются: насосно-эжекторная система и закачка оторочки воды, содержащей ПНВРА, через барьерные скважины.

Для применения технологии ВНИИнефть им. акад. А.П.Крылова (закачка оторочки воды, содержащей ПНВРА) необходимо наличие в пласте массивной газовой шапки. Поэтому для этой технологии приемлемы только залежи Як-IIIVII и Нх-III-IV.

Водогазовое воздействие по насосно-эжекторной технологии (РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина) может быть эффективно внедрено на залежах Нх-I и Нх-III-IV, так как в этих залежах вытеснение нефти углеводородным газом и водой будет частично смешивающееся либо смешивающееся. Применение водогазового воздействия на залежах Нх-I и Нх-III-IV на начальных стадиях разработки будет гораздо эффективнее использования ВГВ на заключительных стадиях. Необходимо отметить, что внедрение водогазового воздействия на таких пластах с «суперколлектором», как пласты Нх-III-IV, не позволит избежать применения различных потокоотклоняющих технологий. С другой стороны, использование этих технологий позволит повысить эффективность ВГВ [13].

Для обоснования применения водогазового воздействия на пласты Нх-I и Нх-III-IV по насосно-эжекторной технологии и выполнения технологических расчетов необходимы дополнительные лабораторные исследования по определению минимального давления смешиваемости нефти данных залежей и сухого газа, обогащенного газа; по определению оптимального объемного газосодержания водогазовой смеси; по вытеснению нефти водой, сухим и обогащенным газом, водогазовыми смесями в режимах смешивающегося и несмешивающегося вытеснения на керне пластов Нх-I и Нх-III-IV.

В качестве базовой технологии воздействия на залежи Ванкорского месторождения рекомендуется заводнение. Как показывает опыт разработки отечественных и зарубежных месторождений, в том числе Самотлорского и Лянторского, при условии соблюдения необходимых требований, заводнение является эффективным методом воздействия на пласт для поддержания пластового давления [6-9].

Дополнительно к заводнению для пластов Нх-III-IV было рекомендовано и в настоящее время осуществляется нагнетание углеводородного газа в газовую шапку (по вертикальной технологии) для поддержания пластового давления. Для закачки необходимо использовать сухой газ.

Для повышения темпов отбора нефти и увеличения конечной нефтеотдачи на Ванкорском месторождении рекомендованы методы газового и водогазового воздействия. При этом оценить эффективность применения газового или водогазового воздействия в условиях того или иного пласта можно будет только после анализа результатов лабораторных экспериментов. На основе исследований необходимо провести расчеты на гидродинамических моделях, по подбору оборудования и экономические расчеты. И только после этого делать вывод о выполнении опытно-промышленных работ по испытанию данных технологий на эксплуатационных объектах Ванкорского месторождения.

4. Экология и безопасность производства

Введение

Раздел «Экология и безопасность производства» выполнен для предупреждения возможной деградации окружающей среды под влиянием намечаемой деятельности по добыче нефти и газа и обеспечения экологической стабильности территории разработки Ванкорского месторождения.

4.1. Предполагаемое воздействие объекта на атмосферный воздух

В период эксплуатации Ванкорского месторождения выбросы загрязняющих веществ будут происходить от кустовых площадок и одиночных скважин, ОБП, ЦПС, Головной насосной станции, от промежуточных нефтеперекачивающих станций, ДНС, сооружений, относящихся к линейной части нефтепровода (площадки СОД, вертолётно-посадочные площадки, задвижки на трассе нефтепровода, АВП).

В период эксплуатации нефтяных кустовых площадок (22 площадки) источниками выбросов загрязняющих веществ в атмосферу являются запорнорегулирующая арматура, выбросы от автоцистерны, увозящей сточные воды, выбросы факельной горизонтальной установки. Перечень загрязняющих веществ, выделяющихся при работе кустовых площадок, их код, ПДКм.р., ОБУВ, класс опасности и валовые выбросы приведены в таблице 4.1.

При работе одиночных скважин (11 скважин) в период эксплуатации источниками загрязнения атмосферного воздуха будут являться: запорнорегулирующая арматура, выбросы от автоцистерны, увозящей сточные воды, выбросы факельной горизонтальной установки. Перечень загрязняющих веществ, выделяющихся при работе одиночных скважин, их код, ПДКм.р., ОБУВ, класс опасности и валовые выбросы приведены в таблице 4.2.

Таблица 4.1 — Перечень загрязняющих веществ, выделяющихся при работе кустовых площадок Наименование

загрязняю- ПДКм.р. ОБУВ*, Валовые выброса загряз- загрязняющего опас щего мг/м3 выбросы, т/год няющих вещества ности

вещества веществ

Нефтяные кустовые площадки

0415 4 50 5,451534

Смесь углеводородов

предельных

С1-С5 Запорно- Смесь углеводородов 0416 3 30 2,014632 регули- предельных рующая С6-С10 арматура Бензол

Ксилол 0602 2 0,3 0,0263098

Толуол 0616 3 0,2 0,0082698

Сероводород 0621 3 0,6 0,0165374

0333 2 0,008 0,0045921 Блок дозирования Бутанол (спирт хим-реаген- бутиловый) 1042 3 0,1 0,1309 тов

0301 2 0,085 0,001298

Азот (IV) оксид

(Азота диоксид) 0330 3 0,5 0,000187

Сера диоксид Выхлопная (Ангидрид труба авто- сернистый) 0337 4 5,0 0,087912 машины Углерод оксид

Бенз(а)пирен,

(3,4-Бензапирен) 0703 1 0,1  10-5 0,0000000022

Бензин нефтяной

2704 4 5,0 0,014322

0301 2 0,085 0,008646

Азот (IV) оксид 0,4

0304 3 0,001408

(Азота диоксид)

Азот (II) оксид (Азота

оксид) 5,0

0337 4 0,07205

Углерод оксид Труба

Бенз(а)-пирен, (3,4 факельной

0,1  10-5

Бензпирен) установки на 0703 1 0,0000022

Смесь углеводородов кустовой

предельных площадке

С1-С5

Смесь

0415 4 50* 0,002838

углеводородов пре дельных

С6-С10

0416 3 30* 0,000022

Итого: 7,841460

Таблица 4.2 — Перечень загрязняющих веществ, выделяющихся при работе одиночных скважин Наимено вание

загрязняю- Класс опас- ПДКм.р. Валовые выбросы, выброса загрязняющего

щего ности ОБУВ*, мг/м3 т/год загряз- вещества

вещества няющих веществ

Одиночные скважины

0415 4 50 1,590336

Смесь углеводоро дов предельных

С1-С5 Запорно- Смесь углеводоро- 0416 3 30 0,588201 регули- дов предельных рующая С6-С10 арматура Бензол

Ксилол 0602 2 0,3 0,007682

Толуол 0616 3 0,2 0,002414

Сероводород 0621 3 0,6 0,004828

0333 2 0,008 0,001317 Блок дозирован Бутанол (спирт ия хим- бутиловый) 1042 3 0,1 0,02618 реаген-тов

0301 2 0,085 0,001298

Азот (IV) оксид

(Азота диоксид) 0330 3 0,5 0,000187

Сера диоксид Выхлопная (Ангидрид труба авто- сернистый) 0337 4 5,0 0,087912 машины Углерод оксид

Бенз(а)пирен,

(3,4-Бензапирен) 0703 1 0,1  10-5 0,0000000022

Бензин нефтяной

2704 4 5,0 0,014322 Труба Азот (IV) оксид 0301 2 0,085 0,008646 факельной (Азота диоксид) установки Азот (II) оксид 0304 3 0,4 0,001408 на (Азота кустовой оксид) площадке Углерод оксид 0337 4 5,0 0,07205

Бенз(а)пирен, (3,4 Бензпирен)

Смесь 0703 1 0,1  10-5 0,0000022

углеводородов пре дельных

С1-С5

Смесь углеводоро- 0415 4 50* 0,002838

дов предельных

С6-С10

0416 3 30* 0,000022

Итого: 2,409643 4.2. Санитарно-защитные зоны проектируемых сооружений Ванкорского месторождения

Размеры санитарно-защитных зон проектируемых площадок Ванкорского месторождения были определены в соответствии с СанПиН 2.2.1/2.1.1 1200-03 «Санитарно-защитные зоны и санитарная классификация предприятий, сооружений и иных объектов» и СНиП 2.05.06-85* «Магистральные трубопроводы». Поскольку проектируемые площадки и трасса нефтепровода проходят по практически незаселённой, неосвоенной местности размеры СЗЗ приняты на перспективу развития.

Размеры санитарно-защитных зон для проектируемых площадок приведены в таблице 4.3.

Таблица 4.3 — Размеры санитарно-защитных зон для проектируемых площадок Наименование

Категория площадки Ёмкость

нефтепере- Размер

резервуарного Обоснование

качивающей СЗЗ, м

парка, м3

станции

Кустовые

• 1000 п. 4.1.3 СанПиН 2.2.1/2.1.1 1200-03 площадки Головная насосная 180000 1 1000 п. 4.1.3 СанПиН 2.2.1/2.1.1 1200-03 станция

ЦПС 140000 1 1000 п. 4.1.3 СанПиН 2.2.1/2.1.1 1200-03

ДНС — — 1000 п. 4.1.3 СанПиН 2.2.1/2.1.1 1200-03

ОБП — — 1000 п. 4.1.3 СанПиН 2.2.1/2.1.1 1200-03 Промежуточная Приложение № 6 к НПС № 1 20000 2 150 СанПиН 2.2.1/2.1.1 1200-03 Промежуточная Приложение № 6 к НПС № 2 60000 2 150 СанПиН 2.2.1/2.1.1 1200-03 Промежуточная Приложение № 6 к НПС № 3 20000 2 150 СанПиН 2.2.1/2.1.1 1200-03 Промежуточная Приложение № 6 к НПС № 4 20000 2 150 СанПиН 2.2.1/2.1.1 1200-03 Промежуточная Приложение № 6 к НПС № 5 20000 2 150 СанПиН 2.2.1/2.1.1 1200-03 Промежуточная Приложение № 6 к НПС № 6 20000 2 150 СанПиН 2.2.1/2.1.1 1200-03 Терминал 520000 1 500 п. 4.6 СанПиН 2.2.1/2.1.1 1200-03

4.3. Определение предполагаемых размеров ущерба атмосферному воздуху

Ущерб, наносимый воздушной среде при строительстве и эксплуатации проектируемых сооружений, определен как плата за выбросы вредных веществ в атмосферу.

Компенсационные выплаты за выбросы определены согласно Постановлению Правительства РФ от 12 июня 2003 г. № 344 «О нормативах платы за выбросы в атмосферный воздух загрязняющих веществ стационарными и передвижными источниками, сбросы загрязняющих веществ в поверхностные и подземные водные объекты, размещение отходов производства и потребления».

Коэффициент, учитывающий экологические факторы (состояние атмосферного воздуха) для Восточно-Сибирского экономического района (К1), равен 1,4. Так как район проектируемого объекта относится к районам Крайнего Севера, вводится дополнительный коэффициент 2.

Результаты расчета платы за выбросы загрязняющих веществ в атмосферу в период строительства приведены в таблице 4.4.

Таблица 4.4 — Результаты расчета платы за выбросы загрязняющих веществ в атмосферу в период строительства Код ве щества Наименование Класс Коэффициенты Плата за

Валовый Норма-тив,

выбрасываемого опас- выброс,

выброс, т руб./т

вещества ности К1 К2 руб./год

0123 Железа оксид 4 1,316803 52,0 1,4 2 191,73 0143 Марганец и его

соединения 2 0,113322 2050 1,4 2 650,47 0301 Азота диоксид 2 45,394431 52,0 1,4 2 6609,43 0304 Азота оксид 3 7,376593 35,0 1,4 2 722,91 0328 Углерод чёрный (сажа)

3 9,539395 41,0 1,4 2 1095,12 0330 Серы диоксид 3 5,989484 40,0 1,4 2 670,82 0337 Углерода оксид 4 73,160331 0,6 1,4 2 122,91 0342 Фтористые

газообразные

соединения 2 0,092389 410 1,4 2 106,06 0344 Фториды

неорганические плохо

растворимые 2 0,406497 68 1,4 2 77,40 0616 Ксилол 3 4,746254 11,2 1,4 2 148,84 0621 Толуол 3 0,25143 3,7 1,4 2 2,60 0703 Бенз(а)пирен 1 0,000002057 2049801 1,4 2 11,77 1061 Спирт этиловый

4 0,20488 0,4 1,4 2 0,23 1325 Формальдегид

2 0,06669 683 1,4 2 127,54 2704 Бензин нефтяной

4 0,10216 1,2 1,4 2 0,34 2732 Керосин

• 12,846752 2,5 1,4 2 89,93 2735 Масло минеральное

нефтяное — 0,00019 2,5 1,4 2 0,00 2752 Уайт-спирит

• 2,404966 2,5 1,4 2 16,83 2754 Предельные

углеводороды

С12-С19 4 1,600484 2,5 1,4 2 11,20 2902 Взвешенные

вещества 3 0,25143 13,7 1,4 2 9,64 2908 Пыль неорганическая с

содержанием

SiO2 70-20 % 3 0,17245 21 1,4 2 10,14

Итого: 166,0369331 10675,91

Таким образом единовременные платежи за загрязнение атмосферного воздуха в период строительства составят 10675,91 руб.

При эксплуатации месторождения по всем объектам в атмосферу будет выбрасываться 35 наименований загрязняющих веществ.

Валовый выброс вредных веществ от объектов проектируемого месторождения, составит 475,01582 т/год.

Эколого-экономические показатели загрязнения атмосферного воздуха в период эксплуатации приведены в таблице 4.5.

Таблица 4.5 — Эколого-экономические показатели загрязнения атмосферного воздуха в период эксплуатации

Вещество

Плата за

Норматив, Коэффици

Мi т/год выброс,

руб./т енты

руб./год

К1 К2 Азот (IV) оксид (Азота диоксид) 58,062464 52,0 1,4 2 8453,89 Азот (II) оксид (Азота оксид) 8,915733 35,0 1,4 2 873,74 Натрия гидроксид 0,000073 205 1,4 2 0,04 Натрия карбонат 0,028109 52 1,4 2 4,09 Соляная кислота 1,40544 11,2 1,4 2 44,07 Серная кислота 0,126708 21 1,4 2 7,45 Углерод черный (Сажа) 0,1623618 41,0 1,4 2 18,64 Сера диоксид (Ангидрид сернистый) 0,2309751 40,0 1,4 2 25,87 Сероводород 0,8648093 257 1,4 2 622,32 Углерод оксид 97,046393 0,6 1,4 2 163,04 Железа оксид 1,164596 52,0 1,4 2 169,57 Метан 0,964012 0,05 1,4 2 0,13 Смесь углеводородов предельных С1-С5 153,91935 1,2 1,4 2 517,17 Смесь углеводородов предельных С6-С10 110,80389 1,2 1,4 2 372,30 Пентилены (Амилены) 0,0670992 0,6 1,4 2 0,11 Марганец и его соединения 0,00818 2050 1,4 2 46,95 Бензол 0,3277691 21,0 1,4 2 19,27 Ксилол (смесь изомеров –о,-м,-п) 0,1097423 11,2 1,4 2 3,44 Толуол 0,6461078 3,7 1,4 2 6,69 Этилбензол 0,0015248 103 1,4 2 0,44 Фториды газообразные 0,004248 410 1,4 2 4,88 Бенз(а)пирен (3,4-Бензпирен) 0,0000086 2049801,0 1,4 2 49,36 Фториды плохо растворимые 0,015285 68 1,4 2 2,91 Бутанол Спирт н-бутиловый) 0,15708 21 1,4 2 9,24 Бутилацетат 0,261074 21 1,4 2 15,35 Пыль неорганическая с содержанием SiO2 70-20 % 0,6391 21 1,4 2 37,58 Формальдегид 0,00002 2,5 1,4 2 0,00 Бензин (нефтяной, малосернистый в пересчете на углерод) 0,506272 1,2 1,4 2 1,70 Керосин 7,766425 2,5 1,4 2 54,36 Масло минеральное нефтяное 0,726354 2,5 1,4 2 5,08 Корунд белый (пыль абразивная) 0,044982 13,7 1,4 2 1,73 Пыль древесная 25,33 13,7 1,4 2 971,66 Взвешенные вещества 0,008138 13,7 1,4 2 0,31 Углеводороды предельные С12-С19 4,6852335 2,5 1,4 2 32,80 Пыль тонкоизмельчённого резинового вулканизата 0,016272 13,7 1,4 2 0,62

Итого: 475,01582 12536,80

Таким образом, компенсационные платежи за загрязнение атмосферного воздуха в период эксплуатации проектируемых сооружений составит 12 536,80 руб.

Следует отметить, что выбросы загрязняющих веществ по каждой площадке Ванкорского месторождения, размеры санитарно-защитных зон и, соответственно, плата за загрязнение атмосферного воздуха будут уточнены на последующих стадиях проектирования, после проведения нормирования выбросов в атмосферу и установления категории опасности проектируемых площадок.

4.4. Мероприятия по охране земель, поверхностных и подземных вод

Для обеспечения эксплуатационной надежности объектов и сооружений в проекте предусмотрен ряд мероприятий:

• высокие требования к качеству металла труб;
• необходимый запас надежности по толщине стенки труб;

100 % контроль сварных соединений физическими методами контроля;

• изоляционное покрытие трубопроводов и аппаратов, исключающее коррозию металла труб;
• испытание трубопроводов и аппаратов на прочность и плотность давлением, значительно превышающим рабочее.
• строительство переходов коммуникаций через водные преграды производить в период, исключающий негативное влияние строительных машин и механизмов на свободные проход и нерест рыб.

Переходы через реки шириной в межень более 75 м, выполняются подземными с резервными нитками или методом наклонно-направленного бурения.

Работы по переходам рек не должны вестись в периоды их разлива.

Уклон береговых откосов рек по окончании строительства восстанавливается до исходного (первоначального) состояния. По мере необходимости над нефтепроводом вдоль береговых откосов рек размещаются волноотломы или каменная наброска. Для устойчивости трубопроводов против всплытия применяются утяжелители.

Для увеличения надежности подводных переходов, а также улучшения санитарно-гигиенического состояния водных объектов в местах пересечения нефтепровода с водными объектами на обеих сторонах предусматриваются отключающие задвижки.

Для исключения попадания нефтесодержащих стоков в водоемы и подземные воды предусмотрено строительство очистных сооружений.

Для предотвращения проникновения в грунт разлившихся нефтепродуктов и сточных вод и миграции их с грунтовыми водами в подземные и поверхностные источники предусмотрено устройство водонепроницаемого покрытия и противофильтрационных экранов.

Для уменьшения забора свежей воды из источников предусматривается использование очищенных производственно-дождевых сточных вод на технологические нужды предприятия.

Кроме того, в проекте предусмотрено:

 создание централизованной системы контроля, управления и

регулирования технологическими процессами;

 заправка транспортных средств на выделенных для этих целей

площадках;

 выполнение строительных работ исключительно в пределах

монтажной площадки;

 максимально возможное использование существующих дорог и

подъездов;

 — укрепление откосов земляного полотна геосеткой с посевом

спецсостава семян трав;

 — для содействия естественному восстановлению растительного

покрова на участках нарушений проводится комплекс биологической

рекультивации;

•  контролируемый и планируемый слив воды после гидроиспытаний;
•  рекультивация земель;

 оснащение строителей специальными раздельными контейнерами для

сбора строительного мусора и бытовых отходов;

 планировка и устройство твердого покрытия на технологических

площадках.

4.5. Мероприятия по предупреждению и ликвидации аварийных ситуаций

Для уменьшения создания возможных аварийных ситуаций предусмотрены следующие мероприятия:

 трубы приняты из материала, удовлетворяющего требованиям

государственных стандартов;

•  толщина стенки труб принята больше расчетной;

 выполнение контроля качества сварных стыков, испытание

трубопроводов и оборудования на прочность и плотность в

соответствии с требованиями нормативных документов;

•  полная герметизация системы сбора и транспорта нефти;
•  антикоррозионное покрытие оборудования;

 испытание оборудования и трубопроводов на прочность и

герметичность после монтажа;

 оснащение предохранительными клапанами всей аппаратуры, в

которой может возникнуть давление, превышающее расчетное;

 сбор газа с предохранительных клапанов на факел аварийного

сжигания газа.

Локализация аварийных разливов нефти и ГСМ и, соответственно, сокращение воздействия на природную среду обеспечивается устройством обвалования по всему периметру емкостей хранения нефти и ГСМ.

Ликвидация последствий аварий должна выполняться в соответствии с утвержденным на предприятии планом локализации аварийных разливов нефти.

Обустройство месторождения связано со строительством промысловых и транспортных сооружений, строительства дорог, ЛЭП, поселков, что влечет за собой в целом площадной характер нарушения растительного и почвенного покрова, срезки микрорельефа, нарушения поверхностного стока.

Особенно резкое изменение состояния окружающей среды в процессе разведки и освоения месторождения, добычи и транспорта нефти и газа происходит в районах развития многолетней мерзлоты. Это обусловлено тем, что в этих районах природное физико-химическое и термодинамическое равновесие весьма неустойчиво. Восстановление идет в районе медленно и далеко не всегда в желаемом направлении.

Нарушение почвенно-растительного покрова вызывает изменения условий теплообмена, что приводит к повышению среднегодовой температуры грунтов на 0,4-2,0 градуса и увеличению глубины сезонного протаивания в 1,21,7 раза. Участки бульдозерных выемок, заложения карьеров заполняются водой и еще больше углубляются из-за протаивания ММП. Наиболее устойчивы к техногенному воздействию и довольно быстро восстанавливаются участки водоразделов.

Активизацию неблагоприятных для сооружений эрозионнотермокарстовых процессов следует ожидать на дренированных участках, особенно на песчаных склонах. На этих ландшафтах после нарушения может отмечаться иссушение сезонно талого слоя, условия для восстановления растительного покрова неблагоприятны.

В связи с вышеизложенным, для сохранения и восстановления окружающей среды при разработке Ванкорского нефтегазового месторождения, необходимо предусмотреть следующие мероприятия:

• охрана атмосферного воздуха;
• испытание трубопроводов на прочность и герметичность давлением;
• стопроцентный контроль швов сварных стыков трубопроводов;
• применение герметизированной системы сбора углеводородов;
• оборудование всех аппаратов и сосудов, работающих под давлением, предохранительными клапанами.
• запрещение работы на форсированном режиме;
• диспетчерский контроль технологических и вспомогательных процессов.

Защита работающих от производственного шума и вибраций должно достигаться, в основном, подбором соответствующего технологического оборудования. Уровни шума, генерируемого технологическим и вспомогательным оборудованием не должны превышать величин, установленных ГОСТ 12.1.008-83. Оборудование должно быть установлено и отцентрировано таким образом, чтобы уровень вибрации от работающего оборудования не превышал значений, установленных ГОСТ 12.4.012-83. Обеспечение допустимых уровней звукового давления и уровней шума на площадках скважин и на рабочих местах осуществляется соблюдением требований СНиП II-12-77 «Защита от шума». Насосное оборудование и приводная арматура приняты с учетом мероприятий по защите от шума, в соответствии с ГОСТ 12.1.003-76.

Система сбора, транспортировки, хранения, очистки и обезвреживания отходов бурения должна быть предусмотрена в соответствии с РД 39-133-94 «Инструкция по охране окружающей среды при строительстве скважин на нефть и газ».

При оценке воздействия на почвенный покров различают механические воздействия (разрушение и удаление верхних горизонтов почв, которое называют эрозией) и химическое воздействие, связанное с привносом веществзагрязнителей в почвы. Ведение работ способами, предотвращающими возникновение эрозии почв, исключающими или ограничивающими негативное воздействие на состояние и воспроизводство растительности, а также состояние водных и других природных объектов. При размещении площадок на склонах крутизной 10°, сложенных сильнольдистыми грунтами, предусмотреть отсыпку поверхности площадок непучинистым грунтом (песком, песчано-гравийной смесью), а в верхней части склона запланировать нагорные валики; соблюдение правил пожарной безопасности и санитарных правил; осуществление противопожарных мероприятий и др.

Главным мероприятием, позволяющим значительно сократить отводы земель под бурение и обустройство скважин и обеспечить снижение затрат, связанных с отводом земель, является применение кустовых методов строительства скважин и горизонтального бурения. При этом, кроме экономии плодородных земель, сокращается протяженность коммуникаций и дорог, подводимых к скважинам, и повышается эффективность их обслуживания.

Основные действия по охране почв сводятся к выполнению следующих мероприятий:

1. Прокладка дорог к буровым установкам, скважинам и другим объектам производится с учетом минимального разрушающего воздействия на почву.

2. При проведении любых строительно-монтажных работ необходимо:

• снять плодородный слой почвы на определенную глубину с земельного участка, отведенного под строительство объекта или карьера стройматериалов;
• переместить плодородный слой почвы в места временного складирования и хранения для повторного использования при восстановлении земель.

3. Устройство нефтеловушек, дренажа на пониженных участках местности с учетом возможности более полного сбора загрязнителей.

4. Сооружение систем накопления отходов бурения и продуктов испытания скважин (шламонакопителей, амбаров, лотков и т.д.) с гидроизоляцией дна и стенок.

5. Устройство на буровых закрытых помещений или огражденных площадок с гидроизолированным настилом для хранения химреагентов.

6. Сбор, откачка плавающих нефтепродуктов из шламового амбара и нефтеловушек для последующей их утилизации.

7. Обезвреживание отходов бурения методом отвердения ОБР и БШ с последующим захоронением.

8. После завершения работ по строительству последней скважины на кустовой площадке, демонтажа и вывозу оборудования, материалов и обработанных глинистых растворов на новую площадку проводятся работы по восстановлению нарушенных земель.

Мероприятия по охране животного мира и рыбных ресурсов. При проектировании и строительстве предусмотрены мероприятия, обеспечивающие снижение воздействия на животный мир. К ним относятся: минимальное отчуждение земель для сохранения условий обитания животных и птиц; проведение строительных работ в зимний период, что значительно снижает воздействие на орнитофауну в целом, т.к. в этот период многие виды птиц отсутствуют на территории; комплексная автоматизация объектов добычи, сбора, транспорта углеводородов; оборудование водозаборных устройств рыбозащитными сетками; уборка и вывоз остатков материалов, конструкций и отходов производства и потребления по завершении строительства; хранение нефтепродуктов в герметичных емкостях.

Природоохранные мероприятия при обращении с отходами производства. К основным мерам охраны окружающей среды от воздействия отходов производства и потребления можно отнести: применение малоотходной технологии бурения скважин, а также обезвреживание или переработка отходов бурения по технологиям, получившим положительное заключение государственной экологической экспертизы; строительство дренажных емкостей для сбора отходов, образующихся при очистке полости трубопроводов; сбор и утилизация всех видов промышленных отходов, в т.ч. передача их другим специализированным организациям (например, металлолом, отработанные аккумуляторы, масла и т п.).

Выбор методов сбора отходов бурения осуществляется на основе результатов исследований и прогнозируемого класса опасности отходов по ГОСТ 12.1.007-76, условий предоставления во временное краткосрочное пользование земельного отвода, его категории и размеров. Складирование отходов строительства и обустройства скважины следует осуществлять на площадках и в накопителях, исключающих загрязнение окружающей среды.

Для снижения техногенных воздействий при строительстве и эксплуатации сооружений на окружающую природную среду предлагается комплекс организационно-технических мероприятий по уменьшению количества производственно-бытовых отходов:  при строительстве необходимо использовать технологические процессы, базирующиеся на принципе максимального использования сырьевых материалов и оборудования, что обеспечит образование минимальных количеств отходов;  необходимо оптимально организовать сбор, сортировку, очистку, переработку и утилизацию отходов;  рабочий персонал должен быть обучен сбору, сортировке, обработке и хранению отходов, во избежание перемешивания опасных веществ с другими видами отходов, усложняющих утилизацию;  необходимо организовать надлежащий учет отходов и обеспечить своевременные платежи за размещение отходов;  все виды отходов должны складироваться и вывозиться в специально отведенные места, согласованные с местными государственными органами охраны природы и санэпидемнадзора.

Природоохранные мероприятия по охране поверхностных водотоков и подземных вод. Полная герметизация системы сбора и транспортировки нефти и газа, обвалование скважин высотой до 1,0 м с целью локализации загрязнения при возможной аварии, систематический контроль (2 раза в сутки) за состоянием технологического оборудования, оборудование приустьевых площадок скважин бетонными плитами с бордюрами и канализационными емкостями для сбора ливневых и производственных стоков, ежеквартальный контроль за качеством воды, размещение буровых площадок за пределами водоохранных зон рек и ручьев.

Водоохранные зоны для водных объектов определяются в соответствии с Водным кодексом РФ. Ширина водоохранных зон устанавливается для участков рек протяженностью от их истока: до 10 км – 50 м; от 10 км до 50 км – 100 м; от 50 км и более – 200 м.

Ширина водоохранной зоны озера с акваторией менее 0,5 км2 устанавливается в размере 50 м.

В пределах водоохранных зон запрещается:

1) использование сточных вод для удобрения почв;

2) размещение кладбищ, скотомогильников, мест захоронения отходов производства и потребления, радиоактивных, химических, взрывчатых, токсичных, отравляющих и ядовитых веществ;

3) осуществление авиационных мер по борьбе с вредителями и болезнями растений;

4) движение и стоянка транспортных средств (кроме специальных транспортных средств), за исключением их движения по дорогам и стоянки на дорогах и в специально оборудованных местах, имеющих твердое покрытие.

В границах водоохранных зон допускаются проектирование, строительство, реконструкция, ввод в эксплуатацию, эксплуатация хозяйственных и иных объектов при условии оборудования таких объектов сооружениями, обеспечивающими охрану водных объектов от загрязнения, засорения и истощения вод в соответствии с водным законодательством и законодательством в области охраны окружающей среды.

Для обеспечения эксплуатационной надежности объектов и сооружений проектом предусмотрен ряд мероприятий:

1. На подготовительном этапе:

Получение лицензий и разрешений на проведение планируемой деятельности, выбросы, сбросы, размещение отходов.

Подготовка и планирование площадки с учетом рекомендаций по материалам изысканий, обустройство площадки буровой гидроизоляционным покрытием.

Проведение противоэрозионных мероприятий, обустройство системы сбора поверхностного стока, подземного дренажа.

Выбор оптимальной конструкции скважин и технологии цементирования, обеспечивающих изоляцию потенциально опасных горизонтов и исключение межпластовых перетоков.

Строительство системы сбора жидких и твердых производственных отходов. Обустройство площадки для временного накопления отходов.

Обеспечение рационального водопользования, контроль предусмотренных мероприятий по обеспечению нормативов качества ОС подрядчиками и субподрядчиками.

Организация системы локального мониторинга.

2. На этапе бурения и крепления скважин:

Нормирование рецептур буровых растворов для снижения их токсичности, обеспечение удаления жидких и твердых отходов, утилизация буровых шламов. Повторное использование сточных и буровых вод. Снижение расхода воды на приготовление буровых растворов, опрессовку и др.

Оптимизация работы технологического оборудования с целью соблюдения нормативов ПДВ и поддержания уровня концентрации веществ – загрязнителей атмосферного воздуха ниже ПДК за границей СЗЗ. Выбор сокращенного режима работы двигателей (до 20%) в период НМУ (штиль, приземные инверсии, опасные скорости ветра, туманы и т.д.) с целью уменьшения зоны опасных влияний.

Применение улавливающего очистного оборудования для сокращения выбросов и увеличение высоты источника для рассеивания отходящих газов до санитарно-гигиенических норм для дизельных установок. Герметизация на неорганизованных источниках выбросов в атмосферу (емкость блока приготовления растворов, системы сбора и очистки буровых вод, устья скважин, узлов приема и замера пластовых флюидов, емкостей ГСМ).

Регламентирование бурения по ПДК, применение реагентов в технологических жидкостях, способных к фазовым переходам, испарению, исключение легколетучих соединений.

Размещение стационарных источников выбросов (котельная, ДНС, факельный блок и др.) с учетом розы ветров для обеспечения санитарных норм рабочей и селитебной зон.

Соблюдение «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» на всех стадиях строительства, эксплуатации и ремонта скважин.

Внедрение системы (плана) обращения с отходами (нормирование, сбор, транспортировка, учет, контроль, обезвреживание и размещение).

Герметизация скважин и утилизация жидких флюидов при заканчивании и освоении скважин, разработка мер ликвидации при аварийных выбросах.

Затвердевание тампонажного камня должно сопровождаться минимальным объемным захватом газожидкостных флюидов с применением минимизированного содержания реагентов, подтвержденных термодеструкций с выделением вторичных компонентов.

3. На этапе освоения и эксплуатации скважин:

• Периодическая техническая диагностика и дефектоскопия скважин, оценка их остаточного ресурса;
• контроль за состоянием пласта-коллектора;
• флюидогеодинамический контроль за состоянием межкустовых коммуникаций;
• нивелирование устьев скважин, буровых площадок и другие работы по экологогидрогеодинамическому мониторингу.

4. На этапе демонтажа временных сооружений:

 Засыпка и планирование территории буровой.

 Вывоз отходов в специализированные места (полигоны,

шламохранилища, на центральную утилизацию).

 Техническая и биологическая рекультивация.

5. На этапе добычи, транспортировки, подготовки и переработки нефти и газа:

• Обеспечение надежной системы утилизации пластовой воды и различных видов промышленных стоков;
• разработка мероприятий по безопасности утилизации отходов (химических, твердых, бытовых), по использованию производственных и буровых реагентов (хранение, транспортировка, утилизация), по безопасной эксплуатации всех видов продуктопроводов (внутренняя очистка, опрессовка, стабилизация волновых процессов и др.).

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Во всем мире с каждым годом возрастает интерес к методам повышения нефтеотдачи пластов, и развиваются исследования, направленные на поиск научно обоснованного подхода к выбору наиболее эффективных технологий разработки месторождений.

В целях повышения экономической эффективности разработки месторождений, снижения прямых капитальных вложений и максимально возможного использования реинвестиций весь срок разработки месторождения принято делить на три основных этапа.

На первом этапе для добычи нефти максимально возможно используется естественная энергия пласта (упругая энергия, энергия растворенного газа, энергия законтурных вод, газовой шапки, потенциальная энергия гравитационных сил).

На втором этапе реализуются методы поддержания пластового давления путем закачки воды или газа. Эти методы принято называть вторичными.

На третьем этапе для повышения эффективности разработки месторождений применяются методы увеличения нефтеотдачи (МУН).

В соответствии с поставленной целью дипломной работы, выбор методов увеличения нефтеотдачи в условиях разработки Ванкорского нефтегазового месторождения, в работе была изучена полная характеристика геологического строения месторождения, проанализировано текущее состояние разработки основных продуктивных пластов Ванкорского месторождения, приведены примеры ранее проведенных мероприятий по увеличению нефтеотдачи, интенсификации притока, на основе проведенного анализа, даны рекомендации по выбору подходящих методов увеличения нефтеотдачи в условиях разработки Ванкорского месторождения.

Таким образом, из всех рассмотренных методов воздействия для залежей Ванкорского месторождения по критериям применимости соответствуют заводнение, нагнетание углеводородного газа и водогазовое воздействие.

Согласно «Дополнению к технологической схеме разработки Ванкорского месторождения» 2009 г., заводнение является основным видом воздействия на залежах Як-III-VII, Нх-I, Нх-III-IV. Также для пластов Нх-III-IV было предусмотрено и активно осуществляется нагнетание углеводородного газа по вертикальной технологии в газовую шапку. С учетом технических возможностей для данного метода рекомендуется использовать сухой газ.

Помимо вышеперечисленных методов увеличения нефтеотдачи на сегодняшний день получены первые результаты по применению потокоотклоняющих технологий и полимерного заводнения на объекте Як-IIIVII Ванкорского месторождения. Сущность данных технологий заключается в изоляции «холостой» циркуляции воды, т.е. потокоотклоняющих технологиях на данном объекте разработки. После проведения мероприятий по потокоотклоняющим технологиям (ПОТ) новая тенденция динамик добычи нефти и обводненности продукции может не проявляться, для ее установления необходим определенный период времени. Поэтому для подтверждения положительных результатов проведенных обработок по технологии сшитых полимерных составов на объекте Як-III-VII Ванкорского месторождения необходимо дополнительно провести расчеты технологической эффективности спустя 2 – 4 месяца после осуществления опытно-промышленных испытаний ПОТ.

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ

ГКЗ — Государственная комиссия по запасам НГР — нефтегазоносный район НГКМ — нефтегазоконденсатное месторождение НИЗ — начальные извлекаемые запасы НГЗ — начальные геологические запасы ФЕС — фильтрационно-емкостные свойства ГШ – газовая шапка ППД – поддержание пластового давления ГНК – газо-нетфтяной контакт СК – суперколлектор МУН – методы увеличения нефтеотдачи КИН – коэффициент извлечения нефти ТГВ – термогазовый метод ШФЛУ — широкая фракция лёгких углеводородов ПАВ — поверхностно-активные вещества ПДС — полимерно-дисперсная система ВУС — воздействие вязкоупругими составами ПНДС — полимерно-наполненная дисперсная система ПЗС — призабойная зона скважины ГРП – гидроразрыв пласта ГНКТ — гибкие насосно-компрессорные трубы ПАА — полиакриламид ВГВ – водогазовый метод ПНВРА — пенообразующие нефтеводорастворимые агенты ОБП – опорная база промысла ЦПС – центральный пункт сбора ОБУВ — ориентировочный безопасный уровень воздействия вещества СЗЗ – санитарно-защитная зона ГСМ – горюче-смазочные материалы ПДВ — предельно допустимый выброс ПДК — предельно допустимая концентрация

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

[Электронный ресурс]//URL: https://drprom.ru/diplomnaya/ozerkinskoe-mestorojdenie/

1. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов.

М: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина,

2003. 816 с. 2. Ибрагимов Л.Х., Мищенко И.Т., Челоянц Д.К. Интенсификация

добычи нефти.-М.: Наука, 2000. 414 с. 3. Боксерман А.А., Мищенко И.Т. Потенциал современных методов

повышения нефтеотдачи пластов // Технологии ТЭК. — 2006. — №12. с.

30. 4. Багаутдинов А.К., Барков С.Л., Белевич В.А., Бочаров Л.С. и др.

Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и

нефтегазовых месторождений России. В 2 т.: Т.2. М.:ВНИИОЭНГ,

1996. 350 с. 5. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения

нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1985, 308 с. 6. Ефремов Е.П., Вашуркин А.И., Трофимов А.С. и др. Водогазовое

воздействие на опытном участке Самотлорского месторождения //

Нефтяное хозяйство. 1986. — № 12. с. 36-40. 7. Иванов С.В., Бриллиант Л.С. Основные направления

совершенствования физико-химического заводнения на Самотлорском

месторождении // Нефтяное хозяйство. 2000. № 9. с. 47-50. 8. Бриллиант Л.С., Козлов А.И., Ручкин А.А. и др. Совершенствование

технологии ограничения водопритока в скважинах Самотлорского

месторождения // Нефтяное хозяйство. 2000. № 9. с. 72-75. 9. Джафаров И.С., Пьянков В.Н., Сыртланов В.Р. и др. Самотлорское

месторождение: современные подходы к решению задач разработки //

Нефтяное хозяйство. 2002. №6. с. 27-30. 10. Муслимов Р.Х. Современные методы управления разработкой

нефтяных месторождений с применением заводнения: Учебное

пособие. – Казань: Изд-во Казанск. ун-та, 2002. 596 с. 11. Булыгин Д.В., Булыгин В.Я. Геология и имитация разработки залежей

нефти. – М.: Недра, 1996. 382 с.: ил. 12. Михайлов Н.Н. Проницаемость пластовых систем. М.: Российский

государственный университет нефти и газа им. И.М.Губкина, 2006.

186 с. 13. Степанова Г.С. Газовые и водогазовые методы воздействия на

нефтяные пласты. М.: Газоил пресс, 2006. 200 с. 14. Еремин Н.А., Золотухин А.Б., Назарова Л.Н., Черников О.А. Выбор

метода воздействия на нефтяную залежь. Под ред. И.Т.Мищенко. — М.;

• ГАНГ, 1995. – 190 с. 15. Акульшин А.И. Прогнозирование разработки нефтяных

месторождений. – М.: Недра, 1988. 240 с.: ил. 16. Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. М.:

Недра. 1990. 427 с. 17. Поваров И.А., Ковалев А.Г., Макеев Н.И. Интенсификация добычи

нефти из обводненных нефтяных пластов путем попеременного

нагнетания воды и газа // Нефтяное хозяйство. 1973. №12 с. 25-28. 18. Гайдуков Л.А., Михайлов Н.Н. Производительность горизонтальных

скважин в техногенно-измененных неоднородных пластах //

ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ 1/Н (07).

– 2010. — № 2. 19. Обоснование выбора технологий и составов реагентов для

восстановления продуктивности объектов разработки на Ванкорском

месторождении: отчет о НИР/ ООО «РН-УфаНИПИнефть». Уфа, 2010. 20. Газизов А.А., Газизов А.Ш., Кабиров М.М., Ханнанов Р.Г.

Интенсификация добычи нефти в осложненных условиях. – Казань:

Центр инновационных технологий, 2008. 304 с. 21. Петров Н.А., Кореняко А.В., Янгиров Ф.Н., Есипенко А.И.

Ограничение притока воды в скважинах. СПб.: ООО «Недра», 2005.

130 с. 22. Шахвердиев А.Х. Системная оптимизация процесса разработки

нефтяных месторождений. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2004. 452

с.: ил. 23. Петров Н.А., Давыдова И.Н. Подбор пенообразующих композиций для

освоения скважин // Нефтегазовое дело 2010. № 2. 24. Сучков Б.М. Горизонтальные скважины. Москва-Ижевск: НИЦ

«Регулярная и хаотическая динамика», 2006. 424 с. 25. Бейли Б., Крабтри М., Тайри Д., Кучук Ф., Романо К., Рудхарт Л.,

Элфик Д. Диагностика и ограничение водопритоков // Нефтегазовое

обозрение. 2001. Т.6. №1. c. 44-68. 26. Сонич В.П., Мишарин В.А., Черемисин Н.А. и др. Эффективность

применения метолов повышения нефтеотдачи пластов // Нефтяное

хозяйство. — 1997. — №9. — с. 36-39. 27. Мулявин С.Ф. Основы проектирования разработки нефтяных и

газовых месторождений. Учебное пособие. Тюмень: ТюмГНГУ, 2012. 170-178 с.

ПРИЛОЖЕНИЕ А

Таблица 1.3 — Стандартные исследования керна из разведочных и эксплуатационных скважин

Количество

Пористость. (Кп).

% Проницаемость (Кпр).

мД Водоудерживающая способность (Квс).

% скважин по видам

Эфф

анализов

екти

К

вная Значение Значение Значение Свита № скв. оличе Количес Количес

мощ

ство тво тво К К К

ност

опред минималь максималь сопределе минималь максималь определе миним максима п пр вс

ь. м среднее среднее

елени ное ное реднее ний. шт. ное ное ний. шт. альное льное

й. шт.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18

СВн-1 17 1 26.53 26.53 26.53 —

СВн-2 13.1 5 27.93 30.54 29 3 63.14 238.86 160.32

СВн-3 25.4 8 15.6 23.7 19.6 6 0.4 20.7 5.67

СВн-4 25.2 15 23.3 33.81 30 18 5.14 571.9 179.388

Вн-7 35.9 31 8.4 36.4 29.4 22 0.117 1672.9 651.115

Вн-10 23.4 9 24.2 30.2 26.8 —

Вн-12 24.8 15 0.8 34.6 22.9 13 0.01 851.78 134.07

Вн-13 39.7 29 22.2 31.6 25.5 22 1.61 679.86 94.6

Вн-14 10.5 14 21.7 30 24.6 13 5.39 504.75 97.577 Дл-I-III

Вн-14а 13.3 20 20 34.8 26.2 17 2.82 1291 343.87

Вн-17 30 47 2.5 36.6 30.8 45 0.053 2701.3 488.9 8 10.5 32.2 17.6

112 37.9 50 22.8 35.7 30.8 48 3.007 2127.82 501.05 25 10.7 81.02 44.81

149 87 48 3.8 36.4 29 36 0.01 3128 641.409 2 49.17 50.55 49.9

358 47.5 76 4 36 29.7 56 0.008 3055.88 533.557 17 11 73.1 35.9

159 21.1 32 23.3 33.9 31.6 28 3.83 3159.1 1132.7 14 10.7 59.7 17.86

160 6.1 16 2.1 35.8 27 17 0.001 3167.74 265.6

164 12.9 21 18.3 35.6 31.6 16 69.8 4648.8 1145.3 2 19.6 24.9 22.3

184 23.5 54 3 35.2 25.2 45 0.01 2856.19 189.57 29 15.5 89.5 57.3

Количество

Пористость. (Кп).

% Проницаемость (Кпр).

мД Водоудерживающая способность (Квс).

% скважин по видам

Эфф

анализов

екти

К

вная Значение Значение Значение Свита № скв. оличе Количес Количес

мощ

ство тво тво К К К

ност

опред минималь максималь сопределе минималь максималь определе миним максима п пр вс

ь. м среднее среднее

елени ное ное реднее ний. шт. ное ное ний. шт. альное льное

й. шт.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18

итого по Дл-I-III 491 405 97 18 16 7

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18

159 6 3 23.3 27.2 24.7 3 11.9 116.1 156.9 2 27.4 45.92 36.65

112 НК — —

160 9.8 24 6 31 22.6 24 0.1 2183.66 591.9 6 7.97 48.24 17.9

184 12.3 12 28.1 30.5 29.6 12 575.36 1915.33 1303.19 4 7.1 24 12.3

7Н 10.5 8 25.1 30.8 28.4 8 71.2 5628.37 1473.71 1 19.7 19.7 19.7

СВн-3 3.6 13 14.5 21.5 17.5 11 2 15.4 6.3 Як-I

СВн-4 13.6 4 26 30.2 28.5 4 414.2 1379.2 857.7 1 15.78 15.78 15.78

Вн-10 3 13 13 25.5 20.6 3 2.85 156.5 62.03

Вн-13 НК — —

Вн-16 2.2 12 0.1 24.7 15 8 0.001 136.2 45 2 22.3 26.5 24.4

Вн-17 2.7 9 19.1 28 23.6 24 1.7 446.76 112.2 6 20.7 69.13 34.91

ВЛд-1 3.1 9 20.3 29.1 24.8 16 0.2 1151.1 296.63 5 17.4 34.6 29.8

итого по Як-I 107 113 27 10 10 8

112 НК — —

138 НК 1 21 21 21 1 26.97 26.97 26.97

358 1.2 4 13.5 30.7 23.1 3 3.38 1142.1 654.95 2 17 17.2 17.1

7Н 1.2 3 24 24.7 24.3 3 29.9 109.4 59.96 1 24.6 24.6 24.6

СВн-4 НК 1 18.8 18.8 18.8 1 1.6 1.6 1.6

Вн-7 НК 3 11.2 13.6 12.6 2 0.4 1.52 0.95 Количество

Пористость. (Кп).

% Проницаемость (Кпр).

мД Водоудерживающая способность (Квс).

% скважин по видам

Эфф

анализов

екти

К

вная Значение Значение Значение Свита № скв. оличе Количес Количес

мощ

ство тво тво К К К

ност

опред минималь максималь сопределе минималь максималь определе миним максима п пр вс

ь. м среднее среднее

елени ное ное реднее ний. шт. ное ное ний. шт. альное льное

й. шт.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18

Вн-9 1.5 7 12 22.9 20 6 6.74 10.9 9 2 55.14 56.47 55.81

Вн-10 3 2 15.9 23.4 19.6 2 0.001 57.1 28.6

Вн-13 4.3 3 17.1 21.3 18.6 —

Вн-16 2.2 6 13.9 20.2 16 3 1.77 36.04 13.32

Вн-17 НК 3 8.8 13.8 11.3 2 0.052 0.08 0.066

ВЛд-1 4.3 8 17.7 25 21.2 14 0.02 86.44 11.4 2 43.6 44.9 44.3

итого по Як-II 41 37 7 11 10 4

СВн-1 57.6 14 7.1 25.2 18.1 5 0.1 7.7 4.2 4 45.01 87.4 60.75

СВн-2 63.8 44 1.6 32.7 19.1 32 0.001 1052.6 181.4 10 15.1 92.83 45.21

СВн-3 43.2 3 0.6 4.8 3.2 3 0.001 1.7 0.6

СВн-4 50.7 17 15 28.8 23.3 17 0.63 1084.4 338.9 2 19.65 31.75 25.7

Вн-2 60.9 21 6.6 31.8 22.9 11 20 335.5 103 12 5.95 47.6 28.1

Вн-6/4 73.5 12 1.8 14.9 9.8 12 0.001 40.3 8.8 6 12.64 14.85 13.9

Вн-7 74.1 47 10 29.4 24 31 3.82 267.7 52.6 5 38.43 43.85 41.2 Як-III-VII

Вн-8 51.4 20 20.7 31.5 27.3 56 2.52 2520.1 646.7 13 15.45 35.03 27.2

Вн-9 69.7 94 8.8 32.1 24.2 88 0.35 1949.8 334.6 17 17.6 63.1 33.5

Вн-10 55.4 23 11.6 29.7 20.8 10 0.94 621.3 261.1 5 20.15 78.1 42.61

Вн-11 53.5 37 15.4 32.5 27.3 48 2.1 2134.9 555.4 6 15.1 62.6 30.9

Вн-12 76.8 59 0.4 30.7 22.6 59 0.001 2887.4 439.8 7 15 49.3 31.9

Вн-13 66.6 30 7.9 28.4 21.6 12 0.6 168.1 39.3 2 35.9 42.9 39.4

Вн-16 53.9 39 9.9 30.4 21.2 32 0.08 829.6 137.6 3 22.4 35.4 27.2

Количество

Пористость. (Кп).

% Проницаемость (Кпр).

мД Водоудерживающая способность (Квс).

% скважин по видам

Эфф

анализов

екти

К

вная Значение Значение Значение Свита № скв. оличе Количес Количес

мощ

ство тво тво К К К

ност

опред минималь максималь сопределе минималь максималь определе миним максима п пр вс

ь. м среднее среднее

елени ное ное реднее ний. шт. ное ное ний. шт. альное льное

й. шт.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18

Вн-17 39.5 11 2.9 17.5 12.8 8 0.02 169.4 23.1 1 24.3 24.3 24.3

103 62.9 111 1.8 32.1 25.5 110 0.023 3050.02 402.4 15 13 36.2 23.1

112 58.4 78 1.7 32.6 23.3 80 0.01 2467.66 336.205 32 10.91 79.7 25.6

119 82.6 143 3.3 33.3 27.7 142 0.001 2876 748.3 53 7.9 83.8 17.45

127 67.1 54 0.5 31.9 24.5 108 0.001 1824.41 392.014 27 10.95 59.8 32.4

138 56.5 29 4.8 31 25.8 65 0.01 3089.5 465.41 16 9.1 57.1 32.5

149 57.4 104 6.3 34.2 27.6 86 0.03 3594.4 703.31 20 6.3 75.5 24.4

159 64.7 93 1.4 31.2 25 92 0.001 3202.5 362.05 21 10.57 43.41 23.3

160 73.5 76 1.7 32.9 24.6 71 0.023 5138.5 553.42 21 7.36 50.32 20.85

164 57.6 15 0.8 29.6 20.1 15 0.08 1208 151.9 7 21.4 63.1 36.4

184 78.7 72 1.4 32.6 27.5 72 0.001 2772.99 776.4 27 7.9 38.2 19.2

358 64.5 138 1.9 32.8 27.7 131 0.001 3120.9 676.64 18 10.2 32.6 18.63

7Н 60.6 72 0.6 31.1 25.9 72 0.02 2889.19 453.2 19 7.5 47 20.4 итого по Як-III 1456 1468 369 27 27 26 VII

164 42.5 77 7.8 24.3 21 76 0.03 885.1 177.2 26 16.9 76.1 31.5

160 34.8 77 5.5 26.6 21 75 0.03 1832.9 211.7 19 17.3 43.2 29.4

Сд-IX 165 45.6 92 7.8 26.9 22.4 86 0.1 1800.8 271 29 15.8 42.9 25

184 52.4 83 6 29.2 23.5 83 0.4 1766 459.4 37 11.6 43 24.2

СВн-1 38.6 4 9.9 24.2 19.6 3 0.72 601.5 215.3 4 26.4 60.8 42.7

итого по Сд-IX 333 323 115 5 5 5

Нх-I СВн-4 9.6 12 7.9 21.5 15.4 22 0.01 497.47 81.585 1 17.88 17.88 17.88

Количество

Пористость. (Кп).

% Проницаемость (Кпр).

мД Водоудерживающая способность (Квс).

% скважин по видам

Эфф

анализов

екти

К

вная Значение Значение Значение Свита № скв. оличе Количес Количес

мощ

ство тво тво К К К

ност

опред минималь максималь сопределе минималь максималь определе миним максима п пр вс

ь. м среднее среднее

елени ное ное реднее ний. шт. ное ное ний. шт. альное льное

й. шт.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18

Вн-2 7.3 15 6.1 18.9 13.9 10 0.05 0.57 0.373 8 68.4 89.3 77.86

Вн-4/6 8.1 9 6.8 19.3 12.6 8 0.001 2.99 0.638 4 54.76 82.8 71.81

Вн-5 9.3 17 8.7 20.9 14.7 14 0.05 6.71 1.26 13 50.3 91.8 78.4

Вн-8 6.2 17 4 20 14.8 17 0.01 10.92 1.618 1 49.21 49.21 49.21

Вн-9 7.7 36 2.8 21.3 14.3 36 0.001 155.75 7.28 4 37.9 51.91 44.13

Вн-10 11.4 17 5 22.6 14.7 14 0.001 150.1 15.451 11 24.6 92.9 69.9

Вн-11 3.4 7 13.8 20.9 17.2 16 0.001 12.94 1.605 — — —

Вн-12 11.8 11 15.9 21.9 18.9 11 0.87 27.34 9.723 2 13.4 19.3 16.35

Вн-13 15.1 18 6.2 23.7 17.4 9 2.33 1732.4 205.113 7 20.3 61.1 45.76

Вн-16 16.9 36 2.6 19.3 16.3 36 0.001 17.18 1.349 19 42.1 64.9 53.7

ВЛд-1 13.1 30 5.5 24.7 17.3 30 0.04 1455.1 83.695 14 25.07 80.6 58.39

Вн-17 7.7 61 1.8 20.7 10.6 59 0.017 299.15 36.667 15 23.7 84.1 68.04

149 6.4 48 5.1 19 12.6 38 0.001 5.6 0.815 11 39.3 73.2 60.42

127 20.1 99 8.2 21.9 18.2 99 0.06 81.86 12.701 52 14 91.6 44.05

138 12.8 34 4.3 21.9 15.5 41 0.001 93.69 3.828 24 28.28 88.4 59.67

358 13.9 50 3.4 22.4 17.9 50 0.03 604.3 47.9 18 18.5 66.1 45.7

103 15.9 59 5.6 22.7 18.2 59 0.027 93.8 8.549 20 24.6 86.9 45.69

112 17 50 5.5 22.3 17 50 0.02 73.73 6.4 32 34.91 87.44 50.62

119 17.5 49 3.6 20.4 15.3 71 0.001 4.24 0.932 15 52.6 97.2 61.91

159 2.7 10 10.2 18.4 15.6 10 0.06 1.71 0.53 5 35.5 63.3 47.8

160 НК 16 6 14.8 10.8 16 0.016 3.051 0.554 Количество

Пористость. (Кп).

% Проницаемость (Кпр).

мД Водоудерживающая способность (Квс).

% скважин по видам

Эфф

анализов

екти

К

вная Значение Значение Значение Свита № скв. оличе Количес Количес

мощ

ство тво тво К К К

ност

опред минималь максималь сопределе минималь максималь определе миним максима п пр вс

ь. м среднее среднее

елени ное ное реднее ний. шт. ное ное ний. шт. альное льное

й. шт.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18

164 НК 16 9.2 17.6 14.3 16 0.05 1.19 0.26 итого по Нх-I 717 732 276 23 23 20

СВн-1 46.2 72 3 25.1 17.8 49 0.03 1248.6 180.939 70 10.75 94.06 53.14

СВн-2 54.9 43 0.6 21.7 15.3 41 0.001 21.6 2.846 17 47.93 92.8 66.93

СВн-3 52.3 40 0.5 20.6 16 40 0.001 837.35 150.118

СВн-4 49.1 27 5.3 23.6 19.4 56 0.001 1469.75 177.638 6 11.3 51.15 27.8

Вн-4/6 41.1 40 4.2 22.6 17.4 40 0.001 153.45 32.39 34 27.8 91.8 48.4

Вн-5 49.3 24 4.7 30.2 19.1 19 0.09 734.58 184.232 15 17.7 90.8 40.3

Вн-7 53.1 11 2.3 16.7 12 11 0.02 5.4 0.749

Вн-8 42 49 3.6 21 14.1 48 0.02 1359.37 71.633 11 17.51 62.37 38.78

Вн-9 44.4 62 1.7 24.7 17.3 61 0.001 1980.8 215.899 17 13.96 73.13 43.77

Нх-III-IV Вн-10 46.8 58 0.2 24.4 17.2 55 0.001 341.98 22.837 51 21.94 93.31 56.27

Вн-11 47.2 26 13.7 22.4 19 74 0.001 457.29 61.159 12 20.6 49.8 32.85

Вн-12 55.8 64 3.2 24.1 19.7 62 0.001 2415.8 567.756 13 14.9 70.4 32.18

Вн-13 43.3 7 8.4 19.5 15.4 2 0.38 4.28 2.33

Вн-15 52.5 32 9.7 23.2 19.9 32 7.53 2559.78 876.648 11 8.7 36.6 17.66

Вн-17 48.9 128 0.5 25.7 16.3 125 0.001 2695.5 171.439 65 9.15 87.85 44.84

ВЛд-1 45.4 115 0.9 23.6 17.6 117 0.04 802.81 74.107 61 16.72 83.3 41.42

Вн-16 39.9 58 2.5 18.2 13.2 58 0.001 270.08 35.172 20 15.94 58.39 24.02

149 49.5 100 1.9 23.2 17.3 82 0.01 661.87 62.7 32 17.4 68.6 46.4

358 40.9 82 2 22.9 19.1 82 0.03 611.6 105 32 15.3 53.2 30.83

Количество

Пористость. (Кп).

% Проницаемость (Кпр).

мД Водоудерживающая способность (Квс).

% скважин по видам

Эфф

анализов

екти

К

вная Значение Значение Значение Свита № скв. оличе Количес Количес

мощ

ство тво тво К К К

ност

опред минималь максималь сопределе минималь максималь определе миним максима п пр вс

ь. м среднее среднее

елени ное ное реднее ний. шт. ное ное ний. шт. альное льное

й. шт.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18

103 69.4 100 2 22.8 19.8 99 0.023 873.12 58.053 20 12.5 40.6 27.97

138 68.5 134 1.6 22.4 18.4 192 0.001 942.9 86.357 91 11.81 74.5 37.76

112 68.9 59 3.4 24.3 21.7 59 0.021 1232.13 263.202 32 9.01 80.58 25.95

159 57.5 165 1.9 22.7 18.5 165 0.02 1724.66 147.56 30 12.7 55.2 31.6

164 64.9 79 2.2 24.5 18.4 79 0.001 983.07 153.42 16 12.5 56.2 31.57

184 64.3 107 2 25.3 19 107 0.01 1992.7 115.86 35 8 65.3 30.21

160 38.6 116 1.6 22.7 17.3 116 0.007 905.786 77.444 27 10 49.3 28.8

119 52.4 221 1.2 23.4 17.1 221 0.001 1521.29 74.379 40 15.2 96.4 42.46 итого по Нх-III 2019 2092 758 27 27 24 IV итого по

33 33 28 месторождению

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

Рисунок 2.9 — Динамика основных показателей разработки Ванкорского месторождения Рисунок 2.10 — Динамика основных показателей разработки объекта Дл-I-III Ванкорского месторождения Рисунок 2.11 — Динамика основных показателей разработки объекта Як-III-VII Ванкорского месторождения Рисунок 2.12 — Динамика основных показателей разработки объекта Сд-IX Ванкорского месторождения Рисунок 2.13 — Динамика основных показателей разработки объекта Нх-I Ванкорского месторождения Рисунок 2.14 — Динамика основных показателей разработки объекта Нх-III-IV Ванкорского месторождения

ПРИЛОЖЕНИЕ В

Таблица 3.3 — Выбор метода воздействия по критериям применимости для залежей Ванкорского месторождения

МВ и критерии применимости

Средние значения Гидроди

Теплов

геолого-физических намичес Физико-химические Микробиологичес

Газовые методы ые

параметров кие методы кие методы

методы

Ванкорского методы

Параметры месторождения Нагнета Активиз Микробн

Нагнета ние Водогаз Нагнета ация ое

Нагнета Нагнета Нагнета

Заводне ние углевод овое ние пластов (мелассн

ние ние ние CO2

Як- Нх- ние полиме ородног воздейс горячей ой ое)

Нх-I ПАВ щелочи (смеш.)

III-VII III-IV ра о газа твие воды микроф заводнен

(смеш) лоры ие

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

тер. тер. тер. тер.,

тер., тер., тер., тер. тер. тер., тер., тер. карб., Тип породы

карб.

карб. карб. карб. карб. карб. тер.

поров поров поров поровы поровы поровы поровы поровы поровы пор., тр.-пор., Тип коллектора поровый поровый

ый ый ый й й й й й й трещ. пор.

900- 2000Глубина залегания, м 1671 2550 2750 нп нп нп нп нп 30-2000 30-2000 0-1500

6000 6000 Угол падения, град. 0-3 0-3 0-3 0-5 0-5 0-5 0-5 0-90 0-90 0-90 0-5 нп 0-10 Начальное пластовое

15,9 25,4 27,1 нп нп нп нп 8-55 25-55 нп 1-40 1-20 0-15 давление, МПа Начальная пластовая

30 59 65 20-100 10-70 10-90 <150 20-200 20-200 20-100 0-50 20-80 20-60 температура, оС Эффективная нефтенасыщенная 17,3 6,9 17,8 3-100 7-15 нп нп 6-30 6-25/нп 6-25/нп 10-25 >1 3-100 толщина, м

0,004Проницаемость, мкм2 0,42 0,024 0,128 0,1-5 0,1-2 0,1-2 >0,1 0,001-3 0,001-3 0,1-3 0,1-5 0,1-5

0,8 Коэффициент 0,04- 0,04 0,27 0,2 0,2 0,1-0,35 0,1-0,35 0,1-0,35 0,1-0,35 0,1-0,35 0,1-0,3 0,25-0,4 0,1-0,4 пористости, д.ед. 0,35 0,35 Глинистость, % 15 21,3 17,4 0-5 0-10 0-10 0-10 нп нп 0-25 0-25 нп нп Коэффициент нефтенасыщенности, 0,61 0,47 0,54 0,7-1 0,7-1 0,5-1 0,6-1 0,25-1 0,4-1 0,4 -1 0,7-1 0,7-1 0,5-1 д.ед. Плотность пластовой 850 850 693 688 650-1000 800-950 820-950 нп 650-880 650-880 650-950 650-880 650-900 нефти, кг/м3 1000 Вязкость пластовой

8,7 0,6 0,5 0,1-25 0,1-60 10-100 0,1-40 0,01-15 0,4-20 0,1-100 15-100 0,1-20 0,1-60 нефти, мПа*с Массовое содержание АСВ , % 8,96 4,38 5,74 нп 0-40 нп нп 0-15 нп нп 0-40 0-40 0-40 парафинов, % 0,9 4,2 3,8 0-5,5 0-2 нп нп 0-30 нп нп 0-30 0-30 0-30 Общая минерализация

13,5 12 10 нп 0-25 0-20 0-50 нп нп нп нп 0-20 0-100 воды, г/л Жесткость пластовой

5,5 1,5 1,7 нп 0-5 0-5 0-0,025 нп нп нп нп 0-5 нп воды, г/л

метод метод метод метод метод Заключение о метод метод метод метод не метод не

не не не не не применимости примени примен примен примени примени

примен примен примен примен примен метода м им им м м

им им им им им