3.2.4 Перфорационные методы
Перфорация — высокоэффективный метод интенсификации притока газа к забою скважины и сообщения ее ствола с продуктивным пластом. Разрушение преград (обсадных колонн, цементного камня и породы) по этому методу осуществляется за счет использования абразивного и гидромониторного эффекта высокоскоростных песчано-жидкостных струй, вылетающих с большой скоростью из насадок специального глубинного устройства — пескоструйного перфоратора.
В настоящее время существуют три основных способа перфорации: прострелочно-взрывной, гидропескоструйный и механический. Очень часто вторичное вскрытие выполняется прострелочно-взрывным способом с использованием кумулятивных перфораторов.
В последнее время созданы заряды, способные пробивать стандартную бетонную мишень API на глубину от 184 до 775 мм при диаметре выходного отверстия от 4,6 до 25,0 мм. Однако на практике не во всех случаях использование таких зарядов дает желаемые результаты. Более мощный взрыв неизбежно влечет за собой сильное воздействие на обсадную колонну, что увеличивает вероятность заколонных перетоков и связанных с этим осложнений (прорыв воды, газа, быстрое обводнение продукции и т.д.). Кроме того, кумулятивные перфораторы, пробивая эксплуатационную колонну точечно, вскрывают не все флюидопроводящие каналы и потому не позволяют реализовать полностью потенциальные возможности пласта. Особенно это касается трещиноватых коллекторов, где перфорационный канал может попасть не в трещину, а в матрицу горной породы. При этом любая его протяженность не обеспечит приток жидкости из пласта в скважину. В этой связи применение перфораторов с повышенной пробивной способностью зарядов в таких коллекторах, которыми представлены многие глубокозалегающие залежи, не во всех случаях может быть эффективно.
Повторная перфорация на Дулисьминском месторождении рекомендовано осуществлять кумулятивной перфорацией эксплуатационной колонны (хвостовика) и механическими перфораторами эксплуатационной колонны.
Основные критерии выбор для повторной кумулятивной системы перфорации:
-максимальная глубина проникновения кумулятивной струи в пласт;
-минимальное воздействие фугасного заряда на крепь скважины.
Плотность перфорации при использовании кумулятивного перфоратора колеблется в пределах от 12 отв/м (ПК-103, ПК-105С) до 20 отв/м (ПКО-89), при использовании механического перфоратора сверлящего перфоратора ПС-112 – 5 отв/м.
Практика показывает, что фугасность перфораторных систем типа Dynamit Nobel ниже в сравнении с российскими аналогами при глубине проникновения в горную породу до 750 мм, что обеспечивает качественное вторичное вскрытие продуктивного пласта.
Тип перфоратора, интервалы перфорации, плотность перфорационных отверстий и количество одновременно спускаемых зарядов для каждой конкретной скважины определяется геологической службой нефтегазодобывающего предприятия, на основании результатов ГИС, расстояния от нефтеносного до ближайшего водоносного пласта, качественного состояния цементного кольца за колонной и правильности установки заколонного пакера между этими пластами. Основными факторами, определяющими качество вскрытия пластов являются свойства перфорационной жидкости, тип перфоратора, плотность перфорации, условия перфорации (депрессия, репрессия).
Эффективность вторичного вскрытия зависит от химического состава жидкости в скважине.
Для условий Дулисьминского месторождения с продуктивными пластами, имеющими низкую проницаемость в качестве перфорационной среды применяется кислотные композиции при использовании перфораторов ПКО-89, а также проведение вторичного вскрытия в условиях депрессии на пласт при использовании перфораторов ПР-54, ПР43 ПНКТ-89 и зарубежных аналогов, например, PowerJet (Schlumberger).
Допускается в качестве перфорационной среды использование солевых растворов (NaCl, CaCl2) с добавлением ПАВ, инвертно-эмульсионных растворов (ИЭР).
При расстоянии от интервала перфорации до ВНК более 10 м в пластах с коэффицентом нефтенасыщенности более 0,65 в качестве перфорационной среды рекомендуется использовать инвертно-эмульсионные растворы и перфораторы типа ПКС-80. При вскрытии пластов с коэффициентом нефтенасыщенности менее 0,65 в качестве перфорационной среды используются кислотные жидкости в сочетании с перфораторами ПКО-89.
Репрессия на пласт при проведении перфорации не должна превышать 2,0-2,5 МПа.
3.2.5 Гидроразрыв пласта
Первый ГРП был осуществлен в 1947 году на газовом месторождении «Хуготон» на скважине «Келпер 1» расположенной в графстве “Грант” в Канаде. В СССР ГРП стал выполняться с 1953 года, на основании разработок Христиановича С.А., и Желтова Ю.П. [17].
Первоначально гидроразрыв внедрялся как экономическое средство повышения добычи газа из пластов с относительно низким давлением [18]. В низкопроницаемых (до 10 мд) пластах создается высоко — проницаемый канал (100 — 1000 дарси) притока. Этим обеспечиваются большие площади дренирования, в которые и осуществляется медленная подпитка углеводородами из пласта с очень низкой проницаемостью. Таким образом, вся энергия пласта используется максимально. Значительное влияние на ожидаемые результаты гидроразрывов различных типов и размеров оказывает несущая способность пластовой жидкости.
К настоящему времени это один из общепринятых методов интенсификации нефтегазодобычи во всем мире.
Технология ГРП в настоящее время обеспечивает более 40% дополнительной добычи нефти. На долю других методов увеличения нефтеотдачи и интенсификации притоков — гидродинамических, физико-химических — также приходится до 40% дополнительной добычи нефти. Бурение горизонтальных скважин и зарезка вторых стволов обеспечивают до 3%, на долю прочих технологий приходится 17% дополнительной добычи нефти [19].
С другой стороны, эффективность ГРП как метода увеличение радиуса дренирования, и способа значительно повысить среднесуточную добычи скважины, предопределил применения данного метода как способа освоения скважины. Так согласно статистики компании «Schlumberger» в настоящее время более 60% всех нефтяных скважин, и около 90% газовых осваиваются с применением ГРП [20].
Такая же тенденции стала отмечаться и в отечественной нефтяной промышленности. Если раньше ГРП рассматривался как реанимационное средство, позволяющее значительно повысить продуктивность скважины длительное время находящейся в эксплуатации. То сейчас, ГРП выполняется как на скважинах, недавно выведенных из бурения, так год-два находящихся в эксплуатации. Причем положительный эффект от такого подходя весьма существенный, и позволяет работать с фондом скважин ранее рассматриваемым как малодебитный [21].
Под гидравлическим разрывом называется процесс, при котором давление жидкости воздействует непосредственно на породу пласта вплоть до ее разрушения и возникновения трещины. Продолжающееся воздействие давления жидкости расширяет трещину вглубь от точки разрыва. В закачиваемую жидкость добавляется расклинивающий материал, например, песок, керамические шарики или агломерированный боксит. Назначение этого материала — удержать созданную трещину в раскрытом состоянии после сброса давления жидкости. Так создается новый, более просторный канал притока. Канал объединяет существующие природные трещины и создает дополнительную площадь дренирования скважины. Жидкость, передающая давление на породу пласта, называется жидкостью разрыва [22].
При гидравлическом разрыве поэтапно выполняется решение следующих задач:
а) создание трещины: при нагнетании жидкости под высоким давлением, подходящего состава в пласт со скоростью, превышающей ее поглощения пластом. Давление жидкости возрастает, пока не будут превзойдены внутренние напряжения в породе происходит расслоение породы и образование новых или расширение существующих трещин. Трещины образуются в местах наименьшей механической прочности пород, часто по плоскостям напластовываний, или в наиболее проницаемой части продуктивного пласта.
б) удержание трещины в раскрытом состоянии: как только развитие трещины началось, в жидкость добавляется расклинивающий материал — проппант (или кварцевый песок), переносимый жидкостью в трещину. После завершения процесса гидроразрыва и сброса давления проппант удерживает трещину открытой и, следовательно, проницаемой для пластовых жидкостей.
в) удаление жидкости разрыва: прежде чем начать добычу из скважины, следует удалить жидкость разрыва. Степень сложности ее удаления зависит от характера применяемой жидкости, давления в пласте и относительной проницаемости пласта по жидкости разрыва. Удаление жидкости разрыва весьма важно, так как, понижая относительную проницаемость, она может создавать препятствия на пути притока жидкостей.
г) повышение продуктивности пласта.
Таким образом проведение гидроразрыва преследует две главные цели:
- повысить продуктивность пласта путем увеличения эффективного радиуса дренирования скважины.
- создать канал притока в приствольной зоне нарушенной проницаемости.
Для того, чтобы приступить к ГРП, необходимо собрать и изучить все геолого-промысловые материалы, обследовать скважину и убедиться в отсутствии неисправностей, убедиться в технологическом обеспечении этого процесса. Анализ начальных параметров состоит в обработке таких данных, как: геолого-физические свойства пласта (проницаемость, пористость, насыщенность, пластовое давление, положение газонефтяного и водонефтяного контактов, петрография пород); расположение трещины в пространстве (наименьшее горизонтальное напряжение, модуль Юнга, вязкость и плотность жидкости разрыва, коэффициент Пуассона, сжимаемость породы и т.п.).
Механика ГРП заключается в следующем. В скважину закачивается жидкостью которая проникает в призабойную зону, в ней начинает нагнетаться давление. Давление с устья скважины передается давлению жидкости в порах породы, и возрастает и действует равномерно во всех направлениях. При повышении давления жидкости до момента, когда разрывающая сила жидкости, действующая на породу, превысит силы сцепления этой породы, между минеральными частицами горной породы возникает трещина которая быстро увеличивается и происходит разрыв целостности пласта коллектора.
Гиравлический разрыв пласта принято выполнять в скважинах:
— работающих с дебитами, значительно меньшими потенциально возможных, исходя из емкостно-фильтрационной характеристики продуктивного пласта;
— вскрывших продуктивный пласт с низкой проницаемостью, но с высоким пластовым давлением и значительными запасами газа (нефти).
— работающих со значительно меньшей продуктивностью по сравнению с окружающими;
— с разрушающейся призабойной зоной, с применением пробкообразующих агентов, для снижения депрессии на пласт с целью предупреджения разрушения породы;
— нагнетательных для увеличения приемистости пласта.
Важнейшей частью проектирования гидроразрыва является подбор жидкости разрыва. При этом следует рассмотреть следующие факторы:
1) При проведении гидроразрыва происходит поглощение жидкости в зоне, прилегающей к поверхности трещины. Из — за повышенного насыщения жидкостью зоны вторжения, относительная проницаемость по пластовой жидкости понижается. Если проницаемость по пластовой жидкости низка, а по жидкости разрыва еще ниже, это может привести к полному блокированию притока. Кроме того, в пласте могут быть пучинистые глины, которые набухают при контакте с жидкостью разрыва и понижают проницаемость.
2) Проницаемость песчаной пробки, так же, как и зоны вторжения жидкости, может быть нарушена в результате насыщения жидкостью. Приток по трещине может быть также ограничен наличием в песчаной пробке остаточных после воздействия мехпримесей или полимеров.
3) Многие жидкости склонны к образованию эмульсий или к осадкообразованию. Во избежание риска при выборе надлежащих химических компонентов следует провести лабораторные испытания.
В настоящее время основной объем ГРП на территории России выполняется как отечественные, так и зарубежные компании, такие как «Halliburton», «BJ Services Company», «Catobneft», «СП-МеКаМиннефть», «Schlumberger», «Самотлорсервизис» и другими.
Предлагаемая методика выполнения ГРП на Дулисьминском месторождении является во многом типовой, и уже была многократно опробована как на месторождения Западной, так и Восточной Сибири.
Сам процесс ГРП осуществляется при использовании целого комплекса наземного и подземного оборудования. Состав комплекса наземного и подземного оборудования, применяемого для проведения ГРП состоит из:
1) подъемник 1 единица (А-50У);
2) насосные агрегаты 4-6 единиц (FC2551);
3) пескосмеситель (блендер) 2 единицы (УС-10);
4) песковоз 1 единица (Kenworth Т-200);
5) грузовик с попутным оборудованием 1 единица;
6) компьютерный центр 1 единица;
7) блок манифольда 1 единица;
8) булитовоз 1 единица (KENWORTH);
9) буллиты 2 – 6 единиц;
10) машина для перевозки хим. реагентов 1 единица;
11) пожарная машина 2 единицы;
12) машина скорой помощи 1 единица.
Для спускоподъёмных операций при ГРП применяются отечественный подъёмник А-50У. Они предназначены для спускоподъёмных операций с бурильными и насосно-компрессорными трубами, для разбуривания цементных стаканов, для ловильных работ и т. п.
Для нагнетания жидких сред используются насосные установки для гидроразрыва пластов C.A.T. GmbH модели FC2551 на автошасси Mercedes Benz Actros 4151 8×8.
Пескосмеситель УС-10 состоит из бункера, пневмовибраторов, рабочего и загрузочного шнека, регулятора выдачи сыпучего материала, смесителя, представляющего собой цилиндрическую ёмкость с коническим днищем и лопаткой мешалкой, раздаточного и приёмного коллекторов, а также центробежного пескового насоса. С помощью рабочего шнека песок подаётся из отсеков бункера в смеситель для приготовления смеси. Шнек загрузочный составной во время переезда отводится в сторону и крепится к монтажной раме. На коническом днище бункера предусмотрены два пневмо-вибратора, приводимые от пневмосистемы автомобиля, улучшающих условия поступления проппанта в рабочий шнек. Осматриваются и очищаются через люки в крышке, которые снабжены металлическими решётками, препятствующих попаданию в бункер крупных твёрдых включений. Смеситель, ёмкость с лопастной мешалкой и поплавковым указателем уровня. Готовая песчаная смесь из смесителя отбирается песковым насосом, установленном на раме агрегата и подаётся к насосным установкам. Привод узлов осуществляется от талевого двигателя автомобиля. Для привода шнеков, а также лопастных мешалок применяются передачи с гидромоторами типа Г15-23. Управление осуществляется одним оператором с пульта, расположенного в кабине автомобиля.
Для транспортировки проппанта, приготовления песчано-жидкостной смеси и подачи её на приём насосных установок применяет песковоз Kenworth канадского производства.
Компьютерный центр. Применяется для управления и контроля процесса ГРП. Компьютерный центр оснащён графопостроителем, принтером, двумя дисплеями, отражающие в цифровом и графическом виде параметры разрыва. Станция располагается на платформе автомобилей Mercedes, МАН, МАЗ.
Для поддержания давления в затрубном пространстве в течении всего процесса ГРП порядка 10-12 МПа, с целью снижения разности давлений на пакере, используют цементировочный агрегат ЦА-320.
Автоцистерну при гидроразрыве используют для транспортировки неагрессивных жидкостей и подачи их в пескосмесительные или насосные установки. Используют автоцистерны АЦ-10 и прицеп-цистерны ПЦ-8-8350.
Помимо автоцистерны и прицеп-цистерны, для проведения ГРП используются стандартные ёмкости объёмом 50м3, транспортируемые с помощью булитовоза на базе автомобиля KENWORTH, он способен с помощью лебёдки, самостоятельно брать на себя, перевозить и устанавливать на новом месте ёмкости.
Блоки манифольда предназначены для обвязки насосных установок между собой и устьевым оборудованием. Применение блока манифольда при ГРП сокращает время монтажа и демонтажа коммуникаций обвязки установок между собой и устьевой головкой, а также значительно сокращает эту работу. На Дулисьминском месторождении применяется как отечественный блок манифольда БМ-103.07.00.000, так и импортный Weir SPM.
При подготовке скважины к ГРП она оборудуется специальной арматурой, типа АУ-70СА-89 (или аналогичной). Эта арматура крепится на колонный фланец, оборудована крановой задвижкой и рассчитана на рабочее давление 100МПа, её вес около 100Кг. Арматура используется для обвязки устья скважины с насосными установками при ГРП, позволяет спускать или поднимать насосно-компрессорные трубы с муфтами без нарушения герметизации устья скважины (см. рисунок 3.8).
Для проведения ГРП использует следующее подземное оборудование, в комплекте: колонна труб НКТ 89 мм марки N-80; шаблоны (до 3-х штук); пакер (ПРО); скрепер для очистки интервала посадки пакера; перо-воронка.
Пакер при гидроразрыве используют для разобщения фильтрационной зоны ствола скважины и её верхней части, чем предупреждается порыв эксплуатационной колонны при давлении ГРП, превышающим допустимые для колонны значения.
Пакер ПРО имеет два якоря, механический и гидравлический. Посадка пакера осуществляется после его спуска на НКТ в зону, определённую геологическим отделом, критериями для этого являются качество цементного кольца и максимально близкое расстояние пера-воронки от зоны перфорации (но не в зоне), и замены скважинной жидкости на дизельное топливо или нефть. При посадке пакера подвеску медленно поднимают вверх (не более 1,2 м) и вращением на 0,5 оборота по или против часовой стрелке (в зависимости от направления резьбы труб), затем опускают вниз при этом срабатывает механический якорь, на колонну нагружают 50% веса подвески, при этом уплотнительные резиновые кольца на нём сжимаются и герметизируют колонну. Срыв пакера происходит в обратном порядке. После посадки пакера проверяют его на герметичность, создавая давление в 120 атм. в затрубном пространстве и наблюдая в течении 30-40 минут за его изменением по манометру на трубках и в затрубе, при этом герметичность должна быть 100%.
Гидравлический якорь заякоривается во время работы при наличии перепада давления в НКТ и затрубе. Перед посадкой пакера интервал его посадки очищают скрепером. Шаблоны служат для проверки проходимости колонны пакером.
Для наблюдения за давлением в агрегатах, манифольдах и устьевой арматуре применяют наружные манометры. Их принцип действия основан на том, что в них измеряемое давление вызывает деформацию какого-либо элемента. Для замера и регистрации давления при ГРП к блоку манифольда или устьевой арматуре подсоединяют показывающий и регистрирующий манометры. Их выносят в сторону от насосных установок, напорных линий и манифольдов на безопасное расстояние.
Регистрирующие самопишущие манометры дистанционные, в основном оснащены винтовыми трубчатыми элементами или так называемыми геликоидальными пружинами. В отличии от трубчатой пружины, свободный конец геликоидальной пружины при максимальном давлении даёт значительно больший угол раскручивания, составляющий 50-60º, поэтому они обладают большей чувствительностью.
В настоящее время в большинстве ГРП применяются рабочие жидкости на водной основе. Доступность, дешевизна, создаваемое гидростатическое давление и пожарная безопасность этих жидкостей побудили сервисные компании к разработке таких присадок, как хлорид калия, стабилизаторы глин, ПАВ и деэмульгаторы, чтобы обеспечить гибкость жидкостей на водной основе в самых разнообразных применениях. Уже самым первым исследователям было ясно, что для транспортировки проппанта, уменьшения поглощения жидкости и увеличения ширины, создаваемой трещины воду нужно загустить. WGA-1 позволяет достичь вязкости, которая удовлетворяет эффективному переносу проппантов и снижению потерь жидкости (R-CH2-CH-CH3). Для того, чтобы полимер был устойчив его надо сшить. Существуют системы с линейной и замедленной сшивкой. Если необходима высокая вязкость при высокой температуре и глубокое проникновение в трещину, идеальной жидкостью будет система замедленной сшивки. Однако, при работе в небольших интервалах, при низких давлениях и температурах можно рассмотреть и применение линейной жидкости. Стабильность сшитого геля напрямую связана с его «сдвиговой историей» во время сшивания, т.е. при низких скоростях сдвига пряди полимера укладываются равномерно, и сшивание осуществляется весьма однородным структурированным способом. В результате получаем значительно более высокую вязкость и повышенную устойчивость против температурной, гидролизной и окислительной деградации.
Применяет сшивающий агент гель. представляет собой полимер из длинных цепей, который гидратирует в воде. После того, как разрыв заполнен проппантом, желатинизированая вода должна быть извлечена из пласта. Лучшему выводу воды из разрыва способствует низкая вязкость. WGB-2 окисляет полимер геля, реагируя с атомами углерода, разрушая полимер и тем самым уменьшает вязкость. При температурах ниже 49ºС WGB-2 необходимо катализировать с помощью продукта BXL-A.
«Вспомогательные агенты». NCL-100 – стабилизатор глин (заменитель КСl).
NE-201 представляет из себя нонилфенольную смолу с дополнительными поверхностно-активными веществами для ускорения отрыва воды от нефти. Будучи не ионным, он не нарушает способность формации к смачиванию водой.
Раклиневающий агент Карбо-Лайт (фирмы CARBO Ceramics inc) сочетает в себе низкую объемную плотность с высокой прочностью частиц, что обеспечивает отличную пропускную способность трещины. А в связи с низкой себестоимостью этой системы, закачивание можно спроектировать специфически для получения максимальной отдачи и капиталовложений. Также, благодаря своей однородности, гладкости, обтекаемости и устойчивости раздавливанию, Карбо-Лайт позволяет поддерживать более высокий уровень добычи с момента начала эксплуатации скважины. Химический состав: Al2O3 — 51%, SiO2 — 45%, Другие — 4%.
В качестве перфоратора применяются глубокопроникающие перфорационные системы Dynawell, снаряженные кумулятивными зарядами типа RDX-Hexogen, выпускаемыми немецкой компанией DYNAenergetics (ранее Dynamit Nobel). Либо отечественный аналог ПКО-102.
Рассчитаем основные характеристики гидроразрыва пласта в типовой скважине глубиной 2605 м. Вскрытая толщина пласта h = 11 м. Разрыв произвести по НКТ с пакером в качестве жидкости разрыва и песконосителя применяется загущенная вода с плотностью 1030 кг/м3 и вязкостью 0,275 Па*с. Средний объем закачиваемого пропанта 30,7 тонн на скважину.
Предполагается закачка в скважину Qп (пропанта 16/20 ForeProp) 30 тонн. Для расчета показателей ГРП воспользуемся методикой Мищенко И.Т. [20] Исходные данные приведены в таблице 3.9.
Таблица 3.9 Исходные данные для расчета ГРП
| Параметры | Значения |
| Глубина скважины, Lс (м) | 2605 |
| Величина интервала перфорации, Hин (м) | 11 |
| Внешний диаметр НКТ, dвн (м) | 0,089 |
| Диаметр эксплуатационной колонны, D (мм) | 194 |
| Плотность породы, ρгп (кг/м3) | 2500 |
Рассчитаем вертикальную составляющую горного давления:
Рассчитаем горизонтальную составляющую горного давления:
где – коэффициент Пуассона горных пород ( = 0,275);
Зная составляющие горного давления рассчитаем забойное давление разрыва:
где Е – модуль упругости пород ( МПа )
Q – темп закачки жидкости разрыва, м3/с (Темп закачки возьмем равным Q = 2 м3/мин)
Определим объемную концентрацию песка в смеси:
где Сп – концентрация песка в 1 м3 жидкости (Cп=300кг/м3)
ρп – плотность пропанта ( ρп = 2720 кг/м3 ) ;
Рассчитаем плотность жидкости — песконосителя с песком:
где – плотность жидкости песконосителя;
Рассчитаем вязкость жидкости — песконосителя с песком:
Определим число Рейнольдса:
Коэффициент гидравлического сопротивления получили равным:
Рассчитаем потери на трение:
Учитывая то, что при значении Re>200 значение потерь на трение увеличится в 1,52 раза, вследствие ранней турбулизации потока из-за наличия песка в жидкости:
Рассчитаем давление на устье развиваемое при закачке жидкости — песконосителя :
Агрегат FC2551 на IV скорости развивает рабочее давление 29,8 МПа , а рабочий расход 0,0063 м3/с, следовательно необходимое число агрегатов будет равно:
где Ктс – коэффициент технического состояния агрегата, Ктс = 0,5
Определим объем продавочной жидкости:
Рассчитаем количество жидкости для осуществления ГРП:
где Qж – количество пропанта;
Суммарное время проведения ГРП:
Рассчитаем длину вертикальной трещины:
Определим раскрытость трещины:
Ожидаемый эффект от ГРП определим по приближенной формуле Г.К. Максимовича:
Сведём расчётные параметры ГРП в таблицу 3.10.
Таблица 3.10 – Расчетные параметры ГРП для скважины Дулисьминского месторождения
| Забойное давление разрыва P3разр, МПа | Давление на устье скважины Pу , МПа | Кол-во пропанта Qп, т | Объем жидкости для ГРП Vж , м3 | Объем прода-вочной жидкости Vп , м3 | Размеры трещины | Ожидаемый эффект от ГРП | |
| длина Lтр , м | ширина ω, см | ||||||
| 24.4 | 26.2 | 30 | 100 | 16,2 | 105,2 | 6,2 | 3,78 |
ГРП на Дулисьминском месторождении, отводится место ведущего способа повышения добычи скважины. С его применением всего планируется дополнительно добыть 4827,4 тыс.тонн и выполнить 792 операцию. Соответственно средний прирост добычи от одной операции составляет 6095,2 тонн.
Расчеты показывает, что эффект от ГРП на скважинных Дулисьминского месторождение будет составлять около 3,78, с длинной трещины 105,2 м и шириной 6,2 см.
4. Экономические показатели мероприятий по повышению продуктивности скважин
На Дулисьминском месторождении на период эксплуатации до 2106 года предусмотрены следующие мероприятия: ремонтно-изоляционные работы, физико-химические ОПЗ, перфорационные методы, оптимизация режима насосного оборудования, гидроразрыв пластов.
Таблица 4.1 – Объем и ожидаемая эффективность проектных геолого-технических мероприятий по повышению продуктивности скважин
| Вид ГТМ | Кол-во | Общий эффект, тыс.тонн | Эффект на единицу, тыс.тонн |
| Гидроразрыв пласта | 792 | 4827,4 | 6,09 |
| Перфорационные методы | 152 | 381,3 | 2,6 |
| Физико-химические методы ОПЗ | 132 | 297,4 | 2,25 |
| ВИР и РИР | 366 | 264,6 | 0,722 |
| Оптимизация режима работы | 215 | 776,5 | 3,611 |
| Всего | 1630 | 6547,3 | 15,273 |
Исходя из цен реализации продукции, нормативов эксплуатационных затрат, и стоимости мероприятий за 2017 году сформируем исходные данные для расчета экономических показателей мероприятий по повышению продуктивности скважин (таблица 4.2).
Таблица 4.2 – Исходные данные для расчета экономических показателей
| Показатель | Единица изм. | Значение |
| 1. ЦЕНЫ РЕАЛИЗАЦИИ: | ||
| нефть (внешний рынок) | $/bbl | 448,8 |
| 2. ТРАНСПОРТНЫЕ РАСХОДЫ | $/тонна | 70 |
| 3. НАЛОГИ | ||
| налог на добычу полезных ископаемых | руб./т | 6 425,3 |
| вывозная таможенная пошлина на нефть | руб./т | 11 607,00 |
| 4. ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ РАХОДЫ | ||
| ГТМ: | ||
| ГРП | руб./скв | 11 800 000 |
| Перфорационные методы | руб./скв | 1 105 485 |
| ОПЗ | руб./скв. | 250 000 |
| Оптимизация | руб./скв. | 1 578 000 |
| РИР | руб./скв. | 6 099 000 |
| 5.ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ ДАННЫЕ | ||
| курс доллара | руб./долл. | 62,5 |
Определим цену всего объема мероприятий в ценах 2017 года, результаты сведем в таблицу 4.3.
Таблица 4.3 – Объем и ожидаемая эффективность проектных ГТМ по повышению продуктивности скважин
| Вид ГТМ | Кол-во | Цена, руб./скв | Общая цена, млн.руб. |
| ГРП | 792 | 11 800 000 | 9345,6 |
| Перфорационные методы | 152 | 1 105 485 | 168,03 |
| ОПЗ | 132 | 250 000 | 3,3 |
| Оптимизация | 366 | 1 578 000 | 577,55 |
| РИР | 215 | 6 099 000 | 1311,29 |
| ИТОГО: | 11405,76 | ||
Определим стоимость реализации дополнительно добытой нефти, с учетом транспортных издержек и налогов, при выполнении методов. Результаты сведем в таблицу 4.4.
Таблица 4.4 – Стоимость реализации и сумма налоговых отчислений дополнительной добычи
| Вид ГТМ | Объем нефти, тыс.тонн | Стоимость на внешнем рынке, млн.$ | Стоимость на внешнем рынке, млрд.руб. | Сумма пошлин, налогов, и т.д., млрд.руб./т |
| ГРП | 4827,4 | 2166,53 | 135,41 | 87,05 |
| Перфорационные методы | 381,3 | 171,13 | 10,7 | 6,88 |
| ОПЗ | 297,4 | 133,47 | 7,09 | 5,36 |
| Оптимизация | 264,6 | 118,75 | 7,42 | 4,77 |
| РИР | 776,5 | 348,49 | 21,78 | 14,00 |
| ИТОГО: | 2938,37 | 182,4 | 118,06 | |
Определим разницу между стоимостью дополнительной добычи нефти и суммой налогов и пошлин, и ценой выполнения операций. Результаты сведем в таблицу 4.5.
Таблица 4.5 – Стоимость и затраты дополнительной добычи
| Вид ГТМ | Стоимость на внешнем рынке, млрд.руб. | Сумма пошлин, налогов, и т.д., млрд.руб./т | Цена, млрд.руб. | Разница, млрд.руб. |
| ГРП | 135,41 | 87,05 | 9,35 | 39,01 |
| Перфорационные методы | 10,7 | 6,88 | 0,17 | 3,65 |
| ОПЗ | 7,09 | 5,36 | 0,003 | 1,73 |
| Оптимизация | 7,42 | 4,77 | 0,58 | 2,07 |
| РИР | 21,78 | 14,00 | 1,31 | 6,47 |
| ИТОГО: | 182,4 | 118,06 | 11,41 | 52,93 |
Таким образом, полученный эффект от мероприятий на всем протяжении эксплуатации месторождения до 2106 года, составит 6547,3 тыс. тонн нефти. В ценах 2017 года, при курсе доллара 62,5 рубля, после вычета налогов, пошлин, и стоимости операции, экономический эффект при реализации дополнительной добычи составит: ГРП – 39,01 млрд.руб., перфорационные методы – 3,65 млрд.руб., ОПЗ — 1,73 млрд.руб., оптимизация — 1,73 млрд.руб., РИР — 6,47 млрд.руб.
Соответственно можно предположить, что без значимых изменений внутри соотношения курс доллара/стоимость операции/цена нефти/налоговые сборы, коммерческий эффект от выполнения проектных операций по повышению продуктивности скважин положительный и стабильный.
5. Мероприятия по обеспечению безопасности жизнедеятельности и охраны окружающей среды
5.1 Обеспечение безопасности жизнедеятельности
В соответствии со статьей 24 Закона «О недрах» к основным требованиям по обеспечению безопасного ведения работ, связанных с пользованием недрами относятся:
– проведение комплекса геологических, маркшейдерских и иных наблюдений, достаточных для обеспечения нормального технологического цикла работ и прогнозирования опасных ситуаций, своевременное определение и нанесение на планы горных работ опасных зон;
– осуществление специальных мероприятий по прогнозированию и предупреждению внезапных выбросов газов, прорывов воды, полезных ископаемых и пород, а также горных ударов;
– управление деформационными процессами горного массива, обеспечивающее безопасное нахождение людей в горных выработках;
– разработка и проведение мероприятий, обеспечивающих охрану работников предприятий, ведущих работы, связанные с пользованием недрами, и населения в зоне влияния указанных работ от вредного влияния этих работ в их нормальном режиме и при возникновении аварийных ситуаций.
Мероприятия, обеспечивающие безопасное и безаварийное ведение строительно-монтажных работ, бурения и испытания скважин должны проводиться строго в соответствии с «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (утверждены приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 12.03.2013 г. № 101). На основании и в соответствии с требованиями настоящих Правил организации должны в установленном порядке разработать и утвердить инструкции по промышленной безопасности по профессиям, видам работ (в том числе работ повышенной опасности) с учетом специфики производства и рабочих мест.
Пользователь недр обязан обеспечить безопасное ведение работ, а также соблюдение утвержденных в установленном порядке стандартов (норм, правил) по технологии ведения работ, связанных с пользованием недрами. Реализация этих требований в рамках лицензии на право пользования недрами при освоении месторождений осуществляется:
– организацией и ведением производственного контроля соблюдения требований промышленной безопасности в порядке, установленном постановлением Правительства Российской Федерации № 263 от 10.03.99 г. в рамках созданной на предприятии системы управления промышленной безопасностью;
– обеспечением выполнения государственных нормативных требований охраны труда, представленных в нормативных правовых актах Минтруда «Об утверждении положения о разработке, утверждении и изменен ими нормативных правовых актов, содержащих государственные требования охраны труда» (Постановление Правительства Российской Федерации № 1160 от 27.12.2010 г.);
– обеспечением в рамках общей системы управления организацией проведения внутреннего контроля соблюдения требований промышленной безопасности в порядке, предусмотренном требованиям Приказа Ростехнадзора от 12.03.2013 № 101 «Об утверждении Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности».
При приемке в эксплуатацию опасных производственных объектов, помимо проверки их соответствия проектной документации и требованиям безопасности, устанавливается готовность организации к эксплуатации опасного производственного объекта и к действиям по локализации и ликвидации последствий аварии. Для всех опасных производственных объектов должны быть разработаны мероприятия по локализации и ликвидации последствий аварий. В планах ликвидации аварий следует предусматривать:
– оперативные действия персонала по предотвращению и локализации аварий;
– способы и методы ликвидации аварий и их последствий;
– порядок действий по исключению (минимизации) возможности загораний и взрывов, снижения тяжести возможных последствий аварий;
– эвакуацию людей, не занятых ликвидацией аварии, за пределы опасной зоны.
Производство работ в местах, где имеется или может возникнуть повышенная производственная опасность, должно осуществляться по наряду-допуску. Перечень таких работ, порядок оформления нарядов-допусков, а также перечни должностей специалистов, имеющих право руководить этими работами, утверждаются руководителем предприятия. Производство работ повышенной опасности должно осуществляться в соответствии с инструкциями, устанавливающими требования к организации и безопасному проведению таких работ, утвержденными руководителем предприятия.
Эксплуатация опасных производственных объектов должна осуществляться в соответствии с требованиями промышленной безопасности, установленными Федеральным законом № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21.07.97 г.
Безопасные условия и охрану труда в организации обязан обеспечить работодатель. В процессе производственной деятельности работодатель обязан обеспечить выполнение установленных законодательством условий безопасности, в том числе:
– безопасность работников при осуществлении технологических процессов, а также применяемых в производстве инструментов, сырья и материалов;
– применение средств индивидуальной и коллективной защиты работников;
– приобретение и выдачу специальной одежды, специальной обуви, других средств индивидуальной защиты в соответствии с «Об утверждении межотраслевых правил обеспечения работников специальной одеждой, специальной обувью и другими средствами индивидуальной защиты» приказ Минздравсоцразвития РФ от 01.06.2009 N 290н (ред. от 27.01.2010);
– обучение безопасным методам и приемам выполнения работ;
– недопущение работников моложе 18 лет к работам на опасных производственных объектах, а также работников, не прошедших обязательные медицинские обследования или имеющих медицинские противопоказания (постановление Правительства РФ № 163 от 25 февраля 2000 г., в редакции от 20.06.2011 № 479).
Все работники предприятия, в том числе и руководители, обязаны проходить обучение в области промышленной безопасности и проверку знаний. Подготовка и аттестация специалистов в области промышленной безопасности проводится в объеме, соответствующем их должностым обязанностям.
Первичная аттестация специалистов проводится не позднее одного месяца с момента назначения на должность, при переводе на другую работу, трудоустройство в организацию, поднадзорную Ростехнадзору.
Периодическая аттестация специалистов проводится не реже одного раза в пять лет, если другие сроки не предусмотрены иными нормативными правовыми актами.
Проверка знаний у рабочих должна проводиться не реже раза в 12 мес. в соответствии с квалификационными требованиями производственных инструкций и/или инструкций по данной профессии.
К работам на опасных производственных объектах допускаются работники после обучения безопасным методам и приемам выполнения работ, стажировки на рабочем месте, проверки знаний и практических навыков, проведения инструктажа по безопасности труда на рабочем месте и при наличии удостоверения, дающего право допуска к определенному виду работ. Срок стажировки устанавливается работодателем, но не может быть менее двух недель.
Работы на опасных производственных объектах, связанных с освоением месторождений, в продукции которых содержится сероводород, другие вредные вещества, должны осуществляться в соответствии с требованиями нормативных документов, регулирующих деятельность в таких условиях. На этих объектах работники должны быть обеспечены изолирующими дыхательными аппаратами, лечебно-профилактическим питанием, средствами и препаратами для оказания первой медицинской помощи и т.д.
В планах ликвидации аварий (ПЛА) этих объектов должны быть установлены места «островков» безопасности, порядок эвакуации с учетом конкретных метеоусловий и т.п.
На основании требований «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (утверждены приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 12.03.2013 г. № 101) должна быть разработана необходимая техническая документация, в которой учтены требования к проектированию, к строительству, объектам, рабочим местам, к ведению работ при добыче, сборе, подготовки нефти, газа, конденсата, к ведению геофизических работ.
Требования к проектированию предполагают соблюдение следующих условий:
– поиски и освоение месторождений нефти, газа должны осуществляться по проектам разведки, обустройства, разработки месторождений, включающим проектные решения и мероприятия по обеспечению промышленной безопасности, охране труда, недр и окружающей среды.
– рабочие проекты на строительство скважин, разрабатываемые на основе проектов разведки или разработки месторождений, должны обеспечивать безаварийную проводку ствола, безопасность труда в процессе строительства скважин, их надежность и противоаварийную устойчивость при последующей эксплуатации в качестве опасных производственных объектов.
– проектирование производства нефтяной и газовой промышленности, в том числе строительства, реконструкции, консервации и ликвидации опасных производственных объектов, осуществляется организациями, имеющими Свидетельство СРО на данный вид деятельности (ч. 4. ст. 48 ГК № 190-ФЗ);
– проектная документация на строительство и реконструкцию подлежит экспертизе (государственной и негосударственной), а проектная документация на консервацию, ликвидацию, техническое перевооружение опасного производственного объекта – экспертизе промышленной безопасности;
– изменения, вносимые в проектную документацию, согласно действующему законодательству не подлежат согласованию с органами Ростехнадзора.
Проектная документация должна предусматривать:
– максимальную автоматизацию объектов, исключающую необходимость постоянного пребывания персонала на объекте и обеспечивающую полноту сбора информации о его работе в пунктах управления технологическим процессом;
– систему неразрушающего контроля несущих конструкций и антикоррозионной защиты оборудования, трубопроводов, несущих конструкций;
– многоуровневую систему блокировок и предохранительных устройств, срабатывающих при возникновении аварийных ситуаций;
– выполнение расчетов уровней возможных чрезвычайных ситуаций, включая показатели взрывопожароопасности и токсичности объекта;
– герметизированную систему сбора и транспортирования продукта с полным использованием нефти, газа и сопутствующих компонентов, их утилизацию из мест аварийных утечек;
– расположение объектов обустройства нефтяных месторождений с учетом требований приказа Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 12.03.2013 г. № 101;
– порядок рекультивации нарушенных и загрязненных земель;
– создание и обеспечение необходимыми техническими средствами, автономной системой аварийной связи и оповещения, обеспечивающей оперативное информирование работающих и населения о возможной опасности;
– создание и обеспечение необходимыми техническими средствами автоматизированной системы контроля воздушной среды в целях обеспечения безопасных условий труда и раннего обнаружения возможных аварийных выбросов;
– обеспечение работающих индивидуальными и коллективными средствами защиты от вредных веществ.
Организации, эксплуатирующие опасный производственный объект, обязаны:
– выполнять требования промышленной безопасности, установленные к эксплуатации объектов нормативными техническими документами;
– допускать к работе на опасном производственном объекте работников соответствующей квалификации и не имеющих медицинских противопоказаний к указанной работе;
– иметь в наличии и обеспечить функционирование необходимых приборов и систем контроля производственных процессов;
– обеспечивать проведение экспертизы промышленной безопасности, проводить диагностику, испытание, освидетельствование сооружений и технических устройств в установленном порядке;
– организовывать и осуществлять производственный контроль за соблюдением требований промышленной безопасности;
– создавать и поддерживать в надлежащем состоянии системы наблюдения, оповещения, связи и поддержки действий в случае аварии;
– осуществлять другие действия и мероприятия по обеспечению промышленной безопасности, установленные Федеральным законом «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21.07.1997 N 116-ФЗ и приказа Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 12.03.2013 г. № 101.
Производственные объекты разведки и обустройства нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений, содержащих сероводород и другие вредные вещества, должны быть идентифицированы по классам опасности возможных выбросов и утечек паров и газов в атмосферу в соответствии с требованиями государственных стандартов и санитарными нормами.
В таких случаях проектной документацией должны быть установлены:
– возможность формирования на объектах (в т.ч. при аварийных ситуациях) загазованных зон с концентрацией вредных веществ, превышающей предельно допустимые санитарные нормы;
– границы этих зон, а также локальные участки с опасной концентрацией сероводорода;
– возможность и интенсивность сульфидно-коррозионного растрескивания металла оборудования и технических средств, контактирующих с агрессивной средой, с учетом параметров и критериев требований приказа Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 12.03.2013 г. № 101;
– необходимые мероприятия и уровень защиты при ведении работ в условиях потенциальной и реальной угроз безопасности работников.