|
Стр. 4
факторов: структурной характеристики среды, смачиваемости,
градиента давления, истории насыщения и др. Кроме того, поскольку
реальным коллекторам нефти и газа свойственны неоднородности
различного масштаба, то эти функции должны зависеть от масштаба
осреднения. Следовательно, функции относительных проницаемостей,
определенные на кернах, не являются точной характеристикой
многофазного течения в пласте и должны быть модифицированы. В
целях прогноза нефтеотдачи и обводнения залежи с помощью
фильтрационной модели необходимо определять модифицированные
фазовые проницаемости непосредственно на объекте по известной
динамике добычи нефти, воды и газа из участков, разрабатываемых в
первую очередь [74].
Таким образом, построение цифровой модели объекта, как правило,
включает переработку, переинтерпретацию и переосмысление всего
имеющегося материала; создание самого компьютерного отображения
объекта является лишь завершающим элементом исследования.
3.3.6. Представление моделей
Созданные модели должны быть представлены в виде, допускающем
их проверку независимыми экспертами. Для этого должны быть
предоставлены:
- список использованных исходных материалов и литературных
источников;
- исходные материалы в том виде, в котором они были получены
авторами созданной модели (по требованию эксперта);
- результаты переобработки и переинтерпретации по каждому виду
информации в виде, удобном для эксперта (в цифровом виде в ASCII
файлах либо на бумажных носителях в виде разрезов, карт,
графиков).
Итоговая модель должна быть представлена в виде:
- цифрового куба данных (кубов данных) в виде ASCII файлов,
или, при наличии технической возможности, в том формате, который
позволяет эксперту визуализировать модель на дисплее, выводить
различные данные на плоттер и т.д.
На бумажных носителях должны быть представлены:
- послойные карты подсчетных и фильтрационных параметров
(пористости, проницаемости, насыщенности начальной и текущей,
общих, эффективных и нефтенасыщенных эффективных толщин,
песчанистости, удельной продуктивности, удельных запасов);
- структурные карты продуктивных пластов;
- геологические разрезы;
- карты распространения непроницаемых (малопроницаемых)
перемычек, песчаных тел;
- карты зонального (фациального) строения продуктивных пластов;
- прогнозные карты насыщения пласта углеводородами и удельных
запасов на 3-й, 5-й, 10-й, 15-й, 20-й год разработки;
- карты текущих и накопленных отборов и закачки воды по
скважинам (по годам);
- графики (по годам) накопленных отборов и закачки.
Таблицы технологических показателей, полученных на модели,
представляются по формам настоящего Регламента.
Должен быть представлен также список данных, занесенных в базу
данных по месторождению, а также сама база данных в виде ASCII
файлов либо в том формате, который необходим нефтяной компании -
заказчику работ.
Представляется также краткое описание использованного пакета
программ и список процедур, использованных при построении модели,
с необходимыми пояснениями или обоснованиями выбора набора (графа)
процедур.
3.3.7. Создание и экспертиза моделей
Создание цифровых геологических моделей осуществляется
специализированными коллективами - аналитическими центрами
нефтяных компаний, территориальными НИПИ, ВНИИнефтью, ЦГЭ и т.п.
При рассмотрении технологических документов на ЦКР в состав
экспертной группы в обязательном порядке включаются эксперты -
специалисты по созданию компьютерных геолого - технологических
моделей. На заседание ЦКР представляется специальное экспертное
заключение о надежности и достоверности созданной модели в рамках
имеющегося количества и качества исходной информации и возможности
ее использования в режиме постоянно - действующей модели для
регулирования разработки.
3.4. Обоснование выделения эксплуатационных объектов
3.4.1. Обоснование выделения эксплуатационных объектов по
геолого - физическим характеристикам пластов
На многопластовых месторождениях на основании данных
комплексного геолого - промыслового изучения фактического
состояния их разработки, возможностей техники и технологии
эксплуатации скважин с учетом опыта разработки месторождений со
сходными условиями и необходимости достижения высоких
технологических и экономических показателей разработки по всем
продуктивным пластам и месторождению в целом обосновывается
выделение эксплуатационных объектов. На основании анализа данных,
приведенных в предыдущих разделах, для каждого эксплуатационного
объекта, их участков (блоков, зон), выделенных для самостоятельных
расчетов, обосновываются исходные геолого - физические
характеристики (приводятся в табл. П.3.8).
В газонефтяных залежах при определенных геологических условиях
самостоятельным объектом разработки может быть газовая шапка. В
этом случае составляется соответствующая таблица (аналогичная
табл. П.3.8), в которой представляются сведения, характеризующие
геолого - физические свойства газонасыщенной части пласта.
В данном разделе в случае, если месторождение (залежь) имеет
сравнительно продолжительный срок эксплуатации, необходимо
привести данные об эффективности (оправданности) выделения
объектов разработки в предыдущих проектных документах, причем это
следует связать с применяемыми системами разработки этих объектов,
режимами работы скважин. Следует указать на происходившие в
предыдущий период объединения или разукрупнения объектов,
проанализировать причины подобных решений, оценить их
оправданность, проанализировать осложнения, вызванные объединением
или разукрупнением объектов, исследовать эффективность применяемых
мероприятий, направленных на снижение негативных последствий от
этих осложнений.
Учитывая накопленный по месторождению опыт, следует сделать
соответствующие выводы и дать рекомендации относительно выделения
объектов разработки (их разукрупнение, объединение) при дальнейшей
эксплуатации залежи.
При обосновании выбора эксплуатационных объектов необходимо
указать на наличие литологических окон, через которые возможны
межпластовые перетоки, на герметичность цементного камня (это
весьма важно для случаев, если нагнетательные скважины одного
объекта в плане располагаются близко от добывающих скважин другого
объекта, что повышает вероятность межпластовых перетоков по
заколонному пространству), на близость (или различие) в
фильтрационных свойствах, пластовых давлениях, запасах нефти или
газа, степени их выработанности (эти моменты являются
определяющими при принятии решений о разукрупнении объектов или
же, наоборот, совмещении пластов).
Необходимо рассмотреть энергетические характеристики каждого из
объектов, активность законтурных вод. Привести данные о добывных
возможностях каждого из объектов, текущих и вероятных ожидаемых
дебитах (приемистости) скважин, что определяет рентабельность
разработки объекта самостоятельным фондом.
Необходимо представить промысловые данные, если таковые
имеются, о характере и эффективности работы скважин (добывающих и
нагнетательных) при раздельной и совместной эксплуатации пластов
(зон, участков), о характере продвижения закачиваемых вод,
изменения текущего пластового давления во времени, привести
результаты потокометрии, термометрии, а также результаты других
геофизических, а также гидродинамических исследований, которые
несут информацию о характере выработки запасов из рассматриваемых
объектов. Важно оценить эффективность системы разработки (системы
воздействия, схемы размещения и плотности сетки скважин) при
совместной или раздельной эксплуатации объектов, отдельных зон и
участков.
Выделение эксплуатационных объектов необходимо увязать с
возможностями трансформации системы воздействия в процессе
выработки запасов, возможностями внедрения различных методов
увеличения нефтеотдачи без ущерба для других объектов.
При объединении нескольких пластов в целях увеличения добычи
нефти по месторождению необходимо учесть возможности последующего
их разукрупнения. Следует учитывать возможность возврата
обводнившихся скважин с нижележащего объекта на вышележащие.
Необходимо указать объекты возврата, которые по техническим,
технологическим или экономическим причинам нельзя эксплуатировать
как самостоятельным, так и совместным фондом скважин. Следует
учитывать возможность внедрения различных модификаций системы
воздействия (совместная закачка, раздельный отбор; раздельные
отбор и закачка; по отдельным зонам или отдельным скважинам -
совместные или раздельные закачка, отбор и т.д.). При выделении
эксплуатационных объектов необходимо предусмотреть возможность
контроля за выработкой запасов по каждому из объектов, возможность
регулирования этого процесса.
Нужно провести исследования вероятных осложнений, которые могут
возникать при совмещении нескольких объектов в предстоящий период
эксплуатации залежи, раскрыть причины этих осложнений,
рекомендовать методы, направленные на ликвидацию или уменьшение
негативных последствий этих осложнений.
Обоснование выбора эксплуатационных объектов иллюстрируется
соответствующими таблицами, графиками, номограммами по усмотрению
проектантов.
В качестве самостоятельных объектов могут выделяться
водонефтяные, подгазовые и др. зоны в случаях сосредоточения в них
значительных запасов нефти или газа или широкого распространения
их по площади залежи.
3.5. Обоснование технологий и рабочих агентов для воздействия
на пласт
3.5.1. Обоснование технологий воздействия на пласт и
призабойную зону пласта
Обоснование технологий производится на основе петрофизического
анализа пород - коллекторов, определения фильтрационных параметров
кернов, специальных экспериментальных и теоретических
исследований, анализа результатов исследования пластов и скважин и
других лабораторных и промысловых данных. Выбор осуществляется на
основе сопоставительного анализа эффективности возможных
технологий.
Приводятся результаты лабораторных исследований рекомендуемых
технологий, в том числе влияния параметров технологий (величина
оторочки реагента, давление закачки, концентрация реагента и
других) на величину коэффициентов вытеснения и нефтеотдачи.
В случае постадийного освоения технологий воздействия на пласт
приводятся программа необходимых дополнительных лабораторных и
теоретических исследований, программа опытных работ с комплексом
исследования пластов и скважин для объективной оценки
эффективности новой технологии по сравнению с базовой. Излагается
последовательность внедрения новой технологии.
3.5.2. Обоснование рабочих агентов для воздействия на пласт и
призабойную зону пласта
При обосновании выбора рабочего агента для воздействия на пласт
исследуются поглощающие способности скважин, анализируются
результаты гидродинамических исследований, приводятся данные о
пробных закачках воды. Необходимо представить данные о
взаимодействии закачиваемых вод с горными породами, глинистым
цементом, пластовыми водами, нефтью и газом при различных
давлениях и температурах. Все эти исследования особенно важны для
полимиктовых, низкопроницаемых и карбонатных коллекторов,
смолистых и парафинистых нефтей.
В случае использования в качестве рабочего агента воды
необходимо решить вопрос, будет закачиваться холодная или
подогретая вода, и дать допустимое КВЧ. Необходимо указать
источники водоснабжения (речная, подрусловая, морская, сточная
вода и др.). Если на месторождении намечено газовое или
водогазовое воздействие, необходимо провести аналогичные
исследования, указать источники газа и их ресурсы.
При обосновании выбора рабочего агента необходимо указать как
ожидаемые осложнения, так и методы борьбы с ними (содержание
взвешенных частиц, отложение гипса на НКТ и погружном насосном
оборудовании, предупреждение возникающего отложения парафина при
закачке холодной воды при разработке месторождений с парафинистыми
нефтями, разбухание глинистого цемента при закачке пресных вод в
продуктивные пласты, образование кристаллогидратов при газовом и
водогазовом воздействии, невозможность повторного использования
попутных вод в системе ППД при воздействии паром и горячей водой и
т.д.).
При применении методов повышения нефтеизвлечения формулируются
основные требования к агентам, используемым при реализации
конкретного метода, и композициям на их основе. Приводятся
основные сведения об агентах, наличии их ресурсов, свойствах
приготовляемых растворов. При применении композиций на основе
нескольких агентов дается состав смеси и ее основные
характеристики. Приводятся данные о совместимости закачиваемых
агентов с пластовыми жидкостями, о взаимодействии с металлом труб
и оборудования при различных давлениях и температурах.
Требования, предъявляемые к вытесняющим агентам, и меры
безопасности применения агентов составляются в соответствии с РД
по методам, а физико - химические свойства их берутся из ГОСТ и ТУ
и приводятся раздельно для каждого рабочего агента.
В этом разделе необходимо привести данные о технической и
технологической осуществимости рассматриваемого метода воздействия
на пласт в условиях данного месторождения (наличие специального
или серийного оборудования, источников получения компонентов и
т.д.). Необходимо привести данные о техническом состоянии колонны
(коррозия, заколонные перетоки). Следует привести информацию о
возможности обеспечения охраны недр и окружающей среды
(межпластовые перетоки закачиваемого агента через литологические
окна или по заколонному пространству, утилизация попутных вод,
воздействие на окружающую среду и технический персонал при
приготовлении и транспортировке агента к нагнетательной скважине).
3.6. Обоснование расчетных вариантов разработки и их исходные
характеристики
В данном разделе необходимо указать применяемую систему
разработки, ее трансформацию в процессе выработки запасов,
проанализировать причины, вызвавшие эти трансформации. Необходимо
привести данные, свидетельствующие об эффективности и
оправданности этих изменений. Необходимо связать существующую
систему разработки с состоянием выработки запасов, отклонениями
показателей разработки от проектных уровней. Указать осложнения,
возникающие при разработке залежи при существующей системе,
раскрыть их причины, выявить методы, устраняющие эти осложнения
или снижающие их отрицательные последствия, сделать
соответствующие выводы и дать рекомендации, направленные на
повышение эффективности выработки запасов.
На основе анализов, проведенных в этом, а также в предыдущих
разделах, необходимо обосновать выбор расчетных вариантов
разработки, которые могут различаться видами воздействия на
залежь, рабочими агентами, системами размещения добывающих и
нагнетательных скважин и их трансформацией в процессе разработки,
плотностью сеток скважин, режимами работы скважин, числом
самостоятельных объектов разработки, темпами ввода месторождения в
разработку, способами эксплуатации скважин, режимами работы
залежей, характером и очередностью выработки запасов из
нефтенасыщенной и газонасыщенной частей пласта, стационарным или
переменным положением ГНК, применяемыми методами увеличения
нефтеотдачи и интенсификации нефтедобычи с применением скважин с
горизонтальными стволами, массированных гидравлических разрывов
пластов, методов раздельной закачки и эксплуатации пластов,
мероприятиями, направленными на охрану недр и окружающей среды, и
другими характеристиками.
Выбор расчетных вариантов необходимо производить с учетом
особенностей геологического строения и коллекторских свойств
пластов, физико - химических характеристик пластовых жидкостей,
режимов работы пластов и скважин, сложившейся системы разработки,
результатов авторского надзора и анализа разработки месторождения,
степени выработанности и структуры остаточных запасов, ресурсов
необходимой для заводнения воды.
При выборе расчетных вариантов принимается во внимание
необходимость создания условий для максимально возможного охвата
воздействием и эффективного дренирования пластов, опыт разработки
залежей со сходными характеристиками, наличие серийного
оборудования и агентов для реализации проектируемых систем
разработки, экономико - географические особенности района,
природоохранные требования и т.д. Весьма важное, а подчас и
определяющее значение имеет также продолжительность вывода залежи
на стабильную добычу, уровень и продолжительность стабильной
добычи, наличие потребителей, удаленность от магистральных
нефтепроводов.
Для месторождений с широкими водонефтяными, подгазовыми и
газовыми зонами при необходимости рассматриваются варианты с
выделением этих зон в самостоятельные площади разработки. При этом
по каждой из этих зон могут быть свои варианты разработки, которые
должны быть увязаны друг с другом.
Для многопластовых месторождений рассматриваются варианты
совмещенной и самостоятельной разработки пластов с выделением
базисных эксплуатационных объектов и площадей, объектов возврата.
Для газонефтяных месторождений при наличии соответствующих
условий рассматриваются варианты разработки с применением
барьерного заводнения, обосновываются местоположение барьерного
ряда и количество скважин в нем, порядок и очередность их
освоения, сроки создания барьера, продолжительность отработки
нагнетательных скважин на нефть, величины отбора свободного газа
из добывающих газовых скважин, конструкции газовых скважин,
конструкции нефтяных скважин (для случая, если после выработки
нефтяной оторочки скважины переводятся на добычу газа), условия
вскрытия нефтяной части пласта (расстояние между интервалом
перфорации и ГНК, наличие между ними непроницаемых глинистых
экранов), принципы изменения интервалов перфорации (дострелы,
заливки и т.д.), создаваемые депрессии и репрессии, принципы
разработки газовой шапки (после выработки запасов нефтяного слоя),
количество газовых скважин, режимы их эксплуатации и т.д.
Для месторождений, у которых пластовое давление близко к
давлению насыщения, расчетные варианты могут отличаться степенью
снижения забойного давления в добывающих скважинах и пластового
давления относительно давления насыщения. В зависимости от степени
снижения может иметь место выигрыш в текущей добыче нефти, но
потери в КИН, и наоборот. В данном случае необходимо привести
данные исследований этого процесса и обосновать технологические
решения, принимаемые в каждом из вариантов.
Для парафинистых нефтей и нефтей с начальным градиентом сдвига
рассматриваемые варианты могут отличаться температурой
закачиваемой воды и технологией ее закачки (ступенчатое термальное
заводнение). Эти моменты также нуждаются в обосновании.
В расчетных вариантах при наличии достаточного объема геолого -
физической информации о пласте, в частности, данных о
распределении насыщенностей, для конкретных условий должны быть
рассмотрены мероприятия по вовлечению в разработку недренируемых
запасов нефти путем бурения дополнительных скважин и разделения
(разукрупнения) эксплуатационных объектов, объединению пластов,
усилению систем поддержания пластового давления и переход на более
активную систему разработки (перенос фронта нагнетания воды,
внедрение очагового, избирательного заводнения, переход на
площадные системы разработки и т.д.) Следует также рассмотреть
мероприятия по регулированию, связанные с изменением режимов
работы нагнетательных и добывающих скважин: форсирование или
ограничение отборов и закачки жидкости, изменение давлений
нагнетания и отбора (нестационарное заводнение), перенос
интервалов перфорации. Надежное прогнозирование возможного эффекта
от проведения предлагаемых конкретных мероприятий по регулированию
разработки может проводиться только с применением адекватных
моделей фильтрации, идентифицированных с параметрами пласта по
данным истории разработки.
При обосновании расчетных вариантов следует учитывать
необходимость решения вопроса о наиболее полном и рациональном
извлечении попутных ценных компонентов, содержащихся в газе и
пластовой воде, в случае если их запасы имеют промышленное
значение.
В расчетных вариантах рассматриваемые технологические решения
должны быть увязаны с решением экологических проблем (применение
кустового безамбарного бурения, строительство дамб и специальных
защитных сооружений, выделение участков, не устойчивых к
техногенным нагрузкам, охранных зон) и принципами обустройства
наземного хозяйства.
В технологических схемах, проектах и уточненных проектах
разработки число расчетных вариантов должно быть не менее трех с
различными системами размещения скважин.
Если месторождение (залежь) находится в промышленной
разработке, один из расчетных вариантов (базовый) должен совпадать
с фактически реализуемым вариантом технологической схемы или
проектом разработки месторождения с учетом изменившихся
представлений о геолого - физических свойствах продуктивных
пластов и запасов углеводородов.
Обоснование извлекаемых запасов и технологических показателей
разработки мелких месторождений (с балансовыми запасами до 3 млн.
т) проводится для одного варианта "редкого" размещения скважин,
выбираемого с учетом возможного последующего уплотнения сетки и
конкретных геолого - промысловых особенностей разработки
месторождения. Полученная величина коэффициента извлечения нефти
подлежит обязательному последующему уточнению в проектных
документах на разработку.
Поскольку технологические показатели рассчитываются раздельно
по запасам категорий А + В + С1 и С2, то и варианты разработки для
этих категорий рассматриваются отдельно. Для категории С2 можно
ограничиться рассмотрением только одного рекомендуемого варианта
разработки.
В целях равномерной нагрузки на нефтепромысловое и
поверхностное оборудование рассматриваемые расчетные варианты
должны предусматривать продолжительный период стабильной
эксплуатации.
Во всех рассматриваемых вариантах разработки (в технологических
схемах и проектах разработки) выделяется резервный фонд скважин.
Резервные скважины предусматриваются в целях вовлечения в
разработку отдельных линз, зон выклинивания и застойных зон,
которые не вовлекаются в разработку скважинами основного фонда.
Количество резервных скважин обосновывается в проектных документах
с учетом физико - химических свойств нефтей, характера и степени
неоднородности продуктивных пластов (их прерывистости), плотности
сетки скважин основного фонда и т.д.
В технологических схемах, проектах и уточненных проектах
разработки (в проектных документах) обосновывается количество
скважин - дублеров. Эти скважины предусматриваются для замены
фактически ликвидированных из-за старения (физического износа) или
по техническим причинам (в результате аварий при эксплуатации)
добывающих и нагнетательных скважин. Количество, размещение и
порядок ввода скважин - дублеров обосновываются технико -
экономическими расчетами с учетом возможной добычи нефти из
скважин - дублеров, на многопластовых месторождениях - с учетом
возможного использования вместо них скважин возвратного фонда с
нижележащих объектов. Поскольку расчетные варианты могут
характеризоваться различным сроком разработки месторождения,
соответственно и количество скважин - дублеров будет в каждом
варианте различным.
Основные исходные характеристики расчетных вариантов разработки
представляются в табл. П.3.9. В ней же в составе основных данных
показан коэффициент охвата пластов процессом вытеснения. Под
коэффициентом охвата процессом вытеснения понимается отношение
порового объема пласта, охваченного процессом фильтрации, ко всему
поровому объему пласта. Этот коэффициент рассчитывается для всех
рассматриваемых вариантов, систем размещения и плотностей сеток
скважин по характерным участкам (блокам, зонам) с учетом их
геологического строения и неоднородности.
Приводятся зависимости коэффициентов охвата процессом
вытеснения от плотности сетки для различных систем размещения
добывающих и нагнетательных скважин (рис. 3.1).
Для обоснования принятых величин коэффициентов охвата процессом
вытеснения приводятся необходимые графические построения и
результаты расчетов, объем и форма которых определяются авторами
проектных документов (табл. П.3.10).
При обосновании коэффициента охвата пласта вытеснением
необходимо учитывать факт неполного вскрытия пласта перфорацией и
наличия между фильтром скважин и газонефтяным и водонефтяным
контактами непроницаемых глинистых экранов, исключающих из
активной эксплуатации подчас значительные запасы нефти. При этом
должна учитываться динамика перемещения интервалов перфорации.
4. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ВАРИАНТОВ
РАЗРАБОТКИ
4.1. Обоснование предельных толщин пласта для размещения
скважин и сроков выработки извлекаемых запасов, количество
резервных скважин и местоположение скважин - дублеров
По каждому выделенному эксплуатационному объекту для всех
рассматриваемых вариантов приводятся технологические показатели
разработки характерных элементов (табл. П.4.1). С использованием
этих показателей, принятых удельных затрат и критериев
обосновываются предельные нефтенасыщенные толщины пластов для
размещения скважин, их допустимый минимальный начальный дебит по
нефти (табл. П.4.2), накопленная добыча нефти, срок выработки
извлекаемых запасов, предельная обводненность продукции при
отключении скважин (табл. П.4.3). Устанавливаются максимально
допустимые величины технологически обоснованного газового фактора.
Для подгазовых и водонефтяных зон газонефтяных (нефтегазовых)
залежей, если контактные и бесконтактные нефтенасыщенные толщины
могут существенно меняться по площади залежи, величина предельных
толщин размещения скважин приобретает неопределенный смысл. В этом
случае необходимо рассмотреть несколько характерных элементов,
способных отразить специфику данного объекта.
Для больших по площади месторождений в случаях, если имеет
место значительная изменчивость геолого - физических свойств,
параметры характерных элементов желательно задавать в соответствии
с таковыми в различных зонах залежи.
В случае, если залежь практически полностью разбурена, зону
рентабельного размещения скважин следует определять не по
результатам расчета характерных элементов, а на основе анализа
показателей эксплуатации скважин, учитывая при этом не только
экономические критерии, но и наличие инфраструктуры, обустройство
конкретной площади месторождения, техническое состояние каждой
конкретной скважины (ее колонны), остаточные запасы в зоне
размещения скважины, ее добывные возможности, наличие потребителя,
магистрального нефтегазопровода, энергетические, материальные и
трудовые затраты на эксплуатацию конкретной (рассматриваемой)
скважины. Таким образом, в каждом конкретном случае необходим
комплексный учет сложившейся технической и технологической
обстановки (ситуации) на промысле (месторождении).
С учетом характера и степени неоднородности продуктивных
пластов, их прерывистости, свойств пластовых жидкостей, плотности
основных сеток скважин, принятых для них коэффициентов охвата
процессом вытеснения обосновывается количество резервных скважин.
В технологических схемах, проектах и уточненных проектах
разработки обосновывается целесообразность бурения, количество и
местоположение скважин - дублеров.
4.2. Технологические показатели вариантов разработки
С учетом технического задания на проектирование, глубин
залегания, плана расположения, геолого - физических характеристик
и добывных возможностей продуктивных пластов, принятых минимальных
толщин и размещения скважин на них и границ охранных зон
обосновывается динамика разбуривания и последовательность ввода в
разработку отдельных блоков (зон, участков) выделенных
эксплуатационных объектов. В соответствии с принятой динамикой
разбуривания рассчитываются технологические показатели всех
рассматриваемых вариантов разработки. Эти варианты называются
расчетными. Из них выбираются не менее трех вариантов, которые
называются основными.
Технологические показатели разработки эксплуатационных объектов
рекомендуемого варианта приводятся в табл. П.4.4 - П.4.6.
Технологические показатели по основным вариантам приводятся в
Приложении в табл. П.4.7 и П.4.8 по форме табл. П.4.4 и П.4.5.
В этих таблицах для вариантов разработки газонефтяных залежей с
отбором свободного газа из подгазовых зон через добывающие
нефтяные скважины наряду с другими технологическими показателями
дополнительно приводится динамика технологически обоснованных
отборов свободного газа из них, выделяется динамика ввода, фонд
добывающих скважин подгазовых зон, барьерных нагнетательных
скважин и объемов закачки воды в них.
Для вариантов разработки газонефтяных залежей с отбором газа из
газовых шапок через газовые скважины дополнительно приводится
таблица с динамикой ввода и фондом газовых скважин, их средних
дебитов, отборов газа и конденсата из них и другими показателями.
Форма и полное содержание таблицы определяются авторами проектных
документов.
В случае, если на месторождении используется или проектируется
внутрискважинный или бескомпрессорный газлифт, необходимо
представить данные об отборе газа для этих целей.
Технологические показатели вариантов разработки рассчитываются
без учета отборов нефти, газа и жидкости из резервных скважин.
Для месторождений, проектируемых к разработке с использованием
воды из водоносных горизонтов, с учетом добывных возможностей
последних и расчетных потребностей в объемах закачки
обосновывается количество и местоположение водозаборных скважин,
динамика отборов воды из них.
В графических приложениях по рекомендуемому варианту приводятся
схемы разбуривания эксплуатационных объектов. Схемы приводятся на
картах нефтенасыщенных толщин. На карты наносятся границы
распространения принятых минимальных толщин размещения скважин,
номера и границы выделенных участков разбуривания и опытных
участков с забоями пробуренных и проектных скважин. На схемах
приводятся таблицы с принятой последовательностью и динамикой
разбуривания участков по годам на текущие и последующий пятилетки.
В табл. П.4.4 и П.4.5 (табл. П.4.7 и П.4.8) показатели
приводятся за первые 30 лет по годам, далее - по пятилеткам за
весь срок разработки.
В табл. П.4.4 (П.4.7) показатели в графах 2 - 5, 8 - 9 за
период приводятся накопленным итогом. В графах 14 - 17 в периодах
показатели приводятся за последний год периода. Графы 5, 12 и 16
заполняются только для газонефтяных месторождений, разрабатываемых
с отбором свободного газа. Фонд скважин и метраж эксплуатационного
бурения рассчитываются с учетом бурения водозаборных, резервных
скважин, скважин - дублеров и др.
В табл. П.4.5 (П.4.8) показатели в графах 2, 8, 9, 12, 13 и 16
приводятся как суммарные значения за период. В графах 13 и 14 при
применении методов повышения нефтеизвлечения из пластов количество
рабочего агента приводится по каждому компоненту (вода, полимер,
ПАВ, пар и др.) в тысячах тонн. Размерность в скобках приводится
при закачке газа. В графе 12 обводненность продукции скважин
приводится в массовых процентах в поверхностных условиях. Добыча
нефтяного газа (графы 16 и 17) определяется произведением
промыслового газового фактора на добычу нефти.
Для вариантов разработки газонефтяных месторождений с отбором
свободного газа дополнительно приводятся показатели с данными по
газовым и конденсатным факторам, годовым и накопленным отборам
свободного газа и конденсата.
При необходимости табл. П.4.5 (П.4.8) может составляться с
учетом специфики применяемых методов.
Если запасы сопутствующих ценных компонентов имеют промышленное
значение, необходимо привести данные по их отбору.
В случаях, если после выработки нефтяного слоя газонефтяное
месторождение будет разрабатываться как газовое, необходимо
привести соответствующие показатели, характеризующие этот процесс
(количество газовых скважин, динамика отбора газа, конденсата и
т.д.).
4.3. Анализ расчетных коэффициентов извлечения нефти из недр
По категориям запасов и зонам, по эксплуатационным объектам и
месторождению в целом для основных вариантов разработки
анализируются расчетные величины КИН. Величины КИН по
рекомендуемому к утверждению варианту сравниваются с величинами,
утвержденными в ГКЗ РФ, и с величинами, достигнутыми на других
месторождениях со сходными геолого - физическими условиями. При
этом необходимо привести данные, подтверждающие правомочность
аналогии, и учесть экономическую эффективность.
Анализируются расчетные величины КИН по вариантам с применением
и без применения мероприятий по повышению коэффициента
нефтеизвлечения и интенсификации нефтедобычи. Определяется прирост
КИН за счет применения мероприятий по сравнению с базовым
вариантом. Обосновываются полученные значения коэффициентов.
Результаты анализа КИН заносятся в табл. П.4.9.
Необходимо анализировать коэффициенты извлечения всех ценных
компонентов только в случае их промышленного значения.
5. ТЕХНИКО - ЭКОНОМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ ПРОЕКТНЫХ
РЕШЕНИЙ
Экономическая часть проектного документа содержит:
- общие положения;
- показатели экономической оценки;
- оценку капитальных вложений и эксплуатационных затрат;
- характеристику налоговой системы;
- источники финансирования;
- технико - экономический анализ вариантов разработки, выбор
варианта, рекомендуемого к утверждению;
- анализ чувствительности проекта.
5.1. Общие положения
В общих положениях дается краткая характеристика
технологических вариантов, включенных в экономическую оценку,
определяются цель экономического исследования, условия сбыта
добываемой продукции (внутренний, внешний рынок), обосновываются
цены на нее.
5.2. Показатели экономической оценки вариантов разработки (см.
раздел 11.3)
Эффективность проекта оценивается системой расчетных
показателей, выступающих в качестве экономических критериев.
Для оценки проекта использовать следующие основные показатели
эффективности:
- дисконтированный поток денежной наличности (NPV);
- внутреннюю норму возврата капитальных вложений (IRR);
- индекс доходности (PI);
- период окупаемости капитальных вложений.
В систему оценочных показателей включаются также:
- капитальные вложения на освоение месторождения;
- эксплуатационные затраты на добычу нефти;
- доход государства (налоги и платежи, отчисляемые в бюджетные
и внебюджетные фонды РФ).
5.3. Оценка капитальных вложений и эксплуатационных затрат (см.
раздел 11.3.5 - 11.3.7)
5.4. Налоговая система (см. раздел 11.3.8)
5.5. Источники финансирования (см. раздел 11.3.9)
5.6. Технико - экономический анализ вариантов разработки,
обоснование выбора рекомендуемого к утверждению варианта
На основе технологических вариантов разработки рассчитываются
экономические показатели в целом по месторождению. Результаты
расчета приводятся по формам таблиц П.5.1 - П.5.10.
Сопоставление технико - экономических показателей вариантов
разработки по пятилеткам и в целом за проектный срок приводится в
табл. П.5.10. На основе анализа показателей эффективности
выбирается рекомендуемый вариант разработки месторождения.
Сравнение вариантов разработки и выбор лучшего из них
рекомендуется проводить с использованием системы показателей,
описанной в разделе 11.3.
Основным показателем, определяющим выбор рекомендуемого
варианта из всех рассматриваемых, является поток денежной
наличности.
Отдельно взятый интегральный показатель эффективности не
является достаточным для выбора варианта проектируемого объекта.
Решение о принятии варианта к реализации должно приниматься с
учетом значений всех показателей эффективности и интересов всех
участников проекта.
5.7. Технико - экономическая эффективность новых
технологических и технических решений
В разделе приводятся объемы внедрения и результаты расчетов
технологической и экономической эффективности новых
технологических и технических решений, предусматриваемых в
проектных документах по каждому мероприятию отдельно.
Экономическая эффективность по видам мероприятий определяется с
использованием системы показателей, изложенной в Методике (см.
раздел 11).
5.8. Практическое осуществление рекомендуемого варианта
разработки
Формулируются основные задачи по практическому осуществлению
рекомендуемого варианта разработки. Приводится расположение
скважин по объектам, очередность ввода различных объектов,
участков залежей в эксплуатацию, порядок разбуривания
месторождения. Приводится сводная карта размещения скважин всех
эксплуатационных объектов. Рассматриваются вопросы комплексного
подхода к разработке месторождения, извлечению всех сопутствующих
полезных ископаемых.
В случае разработки месторождения несколькими предприятиями по
добыче нефти и газа технико - экономические показатели
рекомендуемого варианта разработки приводятся отдельно по каждому
предприятию.
6. ТЕХНОЛОГИЯ И ТЕХНИКА ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА
6.1. Обоснование выбора рационального способа подъема жидкости
в скважинах, устьевого и внутрискважинного оборудования
Для конкретных рассматриваемых условий эксплуатации скважин,
для каждого способа приводятся показатели эксплуатации скважин по
годам, включающие динамику ввода и фонд скважин, их дебиты по
жидкости и обводненности (табл. П.6.1).
Обосновываются оптимальные пластовые и забойные давления,
максимально возможное снижение этих давлений в добывающих
скважинах.
Обосновываются давления на устьях добывающих скважин,
предельные давления фонтанирования и условия перевода скважин на
мехдобычу, выбор способов механизированной эксплуатации скважин
путем сравнения их технических характеристик с выдачей исходных
данных для дальнейших экономических расчетов (в том числе при
формировании проектных вариантов разработки), а также ограничений
на имеющиеся ресурсы оборудования и рабочих агентов.
Для каждого способа обосновываются конструкции лифтов, выбор
внутрискважинного и наземного оборудования, которое должно
удовлетворять конкретным условиям эксплуатации, особенностям
применения методов повышения нефтеизвлечения, природно -
климатическим условиям, требованиям контроля за процессом
разработки и технологическим режимам работы скважин.
Для газлифтного способа эксплуатации скважин обосновываются
типы рекомендуемых газлифтных установок (компрессорный,
безкомпрессорный, непрерывный, периодический, с плунжером),
ресурсы и источники рабочего агента (газа), устьевое давление и
удельные расходы рабочего агента.
В вариантах одновременно - раздельной эксплуатации нескольких
объектов одной скважиной обосновывается выбор специального
устьевого и скважинного оборудования, обеспечивающего раздельный
отбор продукции пласта из каждого объекта эксплуатации, контроль и
регулирование процесса разработки каждого пласта.
Выбор всего поверхностного и скважинного оборудования
производится на основании технического анализа. Весь комплекс
устьевого и внутрискважинного оборудования должен отвечать
достигнутому техническому уровню лучших образцов оборудования,
обеспечивающего требования эксплуатации скважин при строгом
соблюдении норм и правил техники безопасности и защиты окружающей
среды.
В скважинах, пробуренных вне контура газовых шапок на объекты
эксплуатации с относительно низкими дебитами по нефти и газу,
возможно эффективное применение штанговых насосов.
При имеющейся опасности прорыва газа из газовой шапки может
оказаться эффективной газлифтная эксплуатация и, в первую очередь,
организация бескомпрессорного газлифта с отбором газа из газовой
шапки с условием утилизации всего объема газа.
6.2. Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при
эксплуатации скважин (табл. П.6.2)
Определяются факторы, обусловливающие возможные осложнения при
эксплуатации скважин, обосновываются допустимые депрессии на пласт
и предельные дебиты скважин.
Приводятся обоснование необходимости и содержание мероприятий
по предотвращению выноса песка, образования песчаных пробок,
коррозии, возможного застывания нефти, выпадения из нее солей и
парафина, их отложений на подземном и наземном оборудовании,
загидрачивания лифтов и напорных линий газлифтных скважин,
добывающих скважин с высокими газовыми факторами, неконтролируемых
прорывов подошвенных вод и свободного газа, растепления
многолетнемерзлых пород вокруг устьев скважин, замерзания напорных
линий устьев и стволов нагнетательных скважин и других осложнений.
Обосновывается выбор специального оборудования агрегатов,
реагентов и других средств для реализации намеченных мероприятий.
6.3. Требования и рекомендации к системе сбора и промысловой
подготовки продукции скважин
Требования к системе сбора, транспорта и подготовки продукции
скважин формулируются с учетом геолого - технических условий
разработки нефтяных и газонефтяных месторождений, максимальных
объемов добычи нефти, воды и газа, состава и свойств продукции
скважин, устьевых давлений и способа эксплуатации, недопустимости
потерь (утечек) углеводородов, задач контроля за процессом
разработки, охраны окружающей среды и полной утилизации продукции
скважин.
Определяются факторы, осложняющие эксплуатацию системы сбора и
подготовки продукции скважин, формулируются требования к
мероприятиям по их предупреждению. Все оборудование должно
удовлетворять требованиям надежной работы в данном климатическом
поясе.
С учетом конкретных условий разработки газонефтяного
месторождения формулируются требования к системе и сооружениям
промыслового сбора, подготовки продукции скважин. Мощности
сооружений должны быть рассчитаны на максимальные уровни отборов
нефти, газа и воды, должны обеспечивать высокую эксплуатационную
надежность.
6.4. Техника и технология добычи природного газа и конденсата
С учетом геолого - физических характеристик продуктивных
пластов, состава и свойств пластового газа, проектируемых
показателей эксплуатации добывающих скважин в подгазовых зонах
газонефтяных залежей обосновываются требования к конструкциям
газовых скважин и их забоев, методам вскрытия пластов и освоения
скважин, выбору их подъемного и наземного оборудования,
обосновываются необходимость и объемы мероприятий по
предотвращению осложнений при эксплуатации скважин (разрушение
призабойной зоны, гидратообразование и т.д.), требования к
системам сбора и подготовки продукции газовых скважин.
6.5. Требования и рекомендации к системе ППД (табл. П.6.3)
С учетом геолого - физических характеристик продуктивных
пластов, состава и свойств пород и насыщающих флюидов
формулируются требования к качеству закачиваемых вод,
необходимость их обескислороживания (или применение других
методов, препятствующих жизнедеятельности сульфатвосстанавливающих
бактерий в продуктивных пластах) и снижение коррозионной
активности, допустимое содержание в них механических примесей и
ионов железа, подавление сульфатвосстанавливающих бактерий,
предотвращение солеотложений и регулирования набухания глин,
сохранение устойчивой приемистости нагнетательных скважин,
фильтрационных свойств коллекторов. При использовании в системах
ППД сточных вод обосновывается допустимое содержание в них
эмульгированной нефти, растворенного углеводородного газа и
сероводорода и других веществ (химреагентов).
С учетом обоснованно принятых забойных давлений нагнетания или
коэффициентов приемистости и объемов закачки для различных типов
коллекторов определяются устьевые давления нагнетательных скважин,
мощности системы ППД по годам, порядок освоения и ввода
нагнетательных скважин. Мощности сооружений систем ППД должны быть
рассчитаны на максимальные уровни закачки воды (агента).
6.6. Требования к технологии и технике приготовления и закачки
рабочих агентов в пласт при внедрении методов повышения
нефтеизвлечения
В соответствии с действующими нормами и правилами по приему,
транспортированию и хранению рабочих агентов разрабатываются
требования и мероприятия по повышению нефтеизвлечения из пластов.
Формируются основные требования к процессу, делается выбор
необходимого оборудования и материалов.
7. ТРЕБОВАНИЯ К КОНСТРУКЦИЯМ СКВАЖИН И ПРОИЗВОДСТВУ
БУРОВЫХ РАБОТ, МЕТОДАМ ВСКРЫТИЯ ПЛАСТОВ
И ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН
7.1. Требования к конструкциям скважин, технологиям и
производству буровых работ
С учетом глубины залегания и геолого - физической
характеристики продуктивных пластов, наличия в разрезе
многолетнемерзлых и обваливающихся пород, нефте-, газо- и
|
