Анализ влияния ввода добывающих скважин из бездействия

 

 

1.3. Характеристика технологий  вывода скважин ЦДНГ-3 из длительного  бездействия и их технологическая  эффективность

На сегодняшний день одним из актуальных направлений в НГДУ «Нурлатнефть» является вывод добывающих скважин из бездействия. Работа геологической службы с неэксплуатационным фондом цеха в конечном итоге открывает большие перспективы разработки месторождений. Многие скважины, введенные в эксплуатацию из неработающего фонда своими показателями дали импульс к разбуриванию и вовлечению в активную разработку залежей, первооткрывателями которых они являлись. Активно ведется работа мо методу гидроразрыва пластов. Нефтепромысловая практика показывает, что гидравлический разрыв пласта для терригенных коллекторов и гидрокислотный разрыв для карбонатных коллекторов являются одними из наиболее технологически и экономически эффективных методов повышения уровней добычи нефти и нефтеотдачи пластов. В результате проведения гидроразрыва пласта существенно повышается дебит добывающих и приемистость нагнетательных скважин, а также увеличивается конечная нефтеотдача за счет вовлечения в разработку ранее не дренируемых зон и пропластков.  В данном дипломном проекте эти мероприятия рассмотрены и даны следующие выводы:

1. Метод гидроразрыва пластов. Экономический эффект от

внедрения данного мероприятия Пионерского месторождения ЦДНГ-3 получается за счет дополнительной добычи нефти при использовании технологии. Проведенные экономические расчеты позволяют сделать вывод, что метод является эффективным. Чистая прибыль по мероприятию составила 78 754 рублей. Срок окупаемости составляет 1,91 года, что значит проект окупит свои затраты уже на втором году после начала его внедрения.

2. Вывод добывающих скважин из длительного бездействия. Чистая

прибыль от внедрения данного мероприятия за 2011 год в НГДУ «Нурлатнефть» составила 648524 рублей, индекс доходности инвестиций составил 1,87, что также доказывает высокую эффективность проекта.

Доля скважин, введенных в работу из неэксплуатационного фонда, в целом по цеху, может показаться, на первый взгляд, небольшой (11,3 % от фонда) и годовая добыча из этих скважин составляет лишь 6,7 % от общей добычи цеха. Однако если рассматривать эти показатели в количественном варианте, то выясняется, что работа данных скважин оказывает существенное влияние на деятельность не только ЦДНГ-3 но и НГДУ, в целом.

Так, за 2009 – 20011 годы по цеху было введено в эксплуатацию 51 неработающие скважины с суммарной среднегодовой добычей нефти порядка 45 – 48 тыс. тонн, что по меркам НГДУ сопоставимо с открытием, разбуриванием и вводом в эксплуатацию одного – двух небольших месторождений.

Работа геологической службы с неэксплуатационным фондом цеха в конечном итоге открывает большие перспективы разработки месторождений. Многие скважины, введенные в эксплуатацию из неработающего фонда своими показателями дали импульс к разбуриванию и вовлечению в активную разработку залежей, первооткрывателями которых они являлись.

Так на основании работы скв. 1068 в 2009 году было разбурено и введено в разработку Иргинское поднятие Пионерского месторождения; ввод в эксплуатацию скв. №№  972 и 699 Богдашкинского поднятия Пионерского месторождения предопределил бурение эксплуатационных скважин в 2011 – 2012 годах. И таких примеров множество.

Работа с неэксплуатационным и нагнетательным фондом скважин в настоящее время весьма актуальна. Считаю, что необходимо постоянно анализировать существующие системы разработки месторождений, что позволяет, в свою очередь оптимально использовать пробуренный фонд скважин, рассматривать потенциальных кандидатов для ввода в эксплуатацию с учетом переинтерпретации геолого-геофизических данных, уточнения геологического строения и направления фильтрации пластовых флюидов с целью максимальной выработки запасов.

 

 

 

 

2. ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НГДУ «НУРЛАТНЕФТЬ»

 

1. Теоретические аспекты ввода в эксплуатацию бездействующего фонда скважин. Российский и зарубежный опыт внедрения.

Ввод в эксплуатацию бездействующего фонда скважин проводится посредством применения геолого-технических мероприятий (ГТМ).

В мировой практике существует корреляция между ценами на нефть и числом проектов по ГТМ: снижение цен на нефть приводит к сокращению числа проектов, и наоборот в это время усилия научных кадров концентрируются на выполнении поисковых, теоретических и лабораторных исследований, изучении разрабатываемых и вводимых в эксплуатацию месторождений с точки зрения наиболее оптимальных технологий для каждого из них. Это позволяет определить перспективу и сохранить научные кадры В период высоких цен на нефть возрастают число проектов ГТМ и объем научных исследований.

В мировой практике принято выделять 3 основные группы ГТМ: термические, газовые и химические.

Около 52% проектов - термические, успешность которых составляет 81,1%. В группе термических основная доля (85,57) приходилась на закачку пара с успешностью 83,1%.

Вторая большая группа ГТМ - это газовые (около 34%), успешность которых составляет 82,3%. В составе газовых методов 50% приходилось на закачку углеводородных с наиболее высокой эффективностью 89% и около 43% на закачку СО, с эффективностью 80%.

Наименьшая доля - чуть более 14% - от общего числа проектов ГТМ приходится на химические способы, в числе которых около 83% занимает полимерное заводнение. Общая эффективность химических методов составляет около 71%, в том числе полимерного заводнения - 73,2%.

В общем массиве данных упоминаются один успешный проект по применению поверхностно-активных веществ и единицы проектов по применению ПАВ и единицы проектов по микробиологическому воздействию.

Закономерности изменения во времени числа проектов по ГТМ и добычи нефти за счет них интересно проследить на примере США. Начиная с 1986 г. произошло сокращение числа проектов по всем трем ГТМ: катастрофически - по химическим, но весьма незначительно - по газовым. Несмотря на это, суммарная добыча нефти за счет ГТМ продолжает расти, главным образом за счет газовых методов. Поскольку в общей добыче доля за счет химических ГТМ весьма небольшая, ее резкое уменьшение не могло повлиять на общую картину. Рост общей добычи за счет ГТМ при сокращении числа проектов объясняется увеличением масштабов внедрения доказавших свою эффективность ГТМ: газовых и термических.

На основании приведенных данных можно утверждать, что в мире определены приоритетные ГТМ: это закачка пара, углеводородных газов и С02. Из химических методов наибольшая доля приходится на полимерное заводнение.

Существуют достаточно определенные закономерности: газовые методы предпочтительны для легких и маловязких нефтей, тепловые - преимущественно для нефтей более плотных и вязких, а химические применяются в широком диапазоне свойств. Тепловые методы в основном применяются для коллекторов с более высокими значениями проницаемости и пористости, а газовые - преимущественно для худших пластов. Химические методы занимают промежуточное положение.

Тепловые методы преимущественно применяются на небольших глубинах, газовые- на более глубоких залежах, а химические методы по глубинам также занимают промежуточное положение. При этом 85-95% успешных и обещающих быть успешными проектов оказываются именно в указанных интервалах параметров. Они могут быть приняты как критерии первичного выбора тех или иных ГТМ для конкретных месторождений.

Промышленные испытания ГТМ начались в США с начала 50-х годов прошлого столетия. С тех пор методы увеличения нефтеотдачи пластов за более чем 50-летний период изучения и реализации прошли через несколько этапов своего развития .

Первый этап охватывает период от начала испытания до начала 1970-х годов, когда изучались возможности применения и проводились опытно-промышленные работы на нефтяных месторождениях, составлялись и были начаты крупные проекты по внедрению в основном тепловых и газовых ГТМ.

Второй этап - от начала 70-х до середины 80-х годов прошлого столетия, когда нашли широкое применение ранее отработанные технологии и бурно развивались исследования по разработке и испытанию большого количества новых технологий. В этот период перспективы внедрения ГТМ представлялись весьма оптимистично. Масштабы их применения прогнозировались без видимых технологических и экономических осложнений. Основная концепция применения таких методов в те годы заключалась в стремлении получить максимальный технологический эффект.

Считалось, что высокие коэффициенты вытеснения нефти теплоносителем, химреагентом или различными газами, получаемыми в лабораторных условиях на физических моделях, могут обеспечить высокий технологический эффект при применении этих методов в реальных промысловых условиях. В этот период число действующих проектов выросло более чем в 5 раз - с менее 100 (в конце 1960-х) до 512 в 1985г. Этому в значительной степени способствовала тенденция роста цен на нефть на мировом рынке с 14-15 долл./т до 50-300 долл./т в начале 80-х годов. Делались весьма оптимистичные прогнозы о будущем ГТМ, которые находили поддержку на самых высоких уровнях.

Следующий этап связан с падением цен на нефть на мировом рынке до 110-130 долл./т. Ситуация на мировом рынке отразилась не только (и не столько) на текущем состоянии дел в области внедрения ГТМ, но и - что более важно- на стратегии развития этих методов. Если раньше приоритетными считались процессы, доказавшие свою технологическую эффективность, то в условиях низких цен на нефть основные усилия ученых и промышленников были переориентированы на снижение удельных затрат. Не случайно на всех последних мировых нефтяных конгрессах и международных нефтяных симпозиумах состояние развития новых методов и их перспективы рассматриваются, прежде всего, в контексте с уменьшением затрат и повышением их экономической эффективности. По мнению экспертов, минимальной, благоприятной ценой на нефть для начала внедрения этих процессов считается 20-23 долл./барр. (140-160 долл./т).

Компании по-разному искали пути выхода из кризиса, охватившего практически все сферы мирового нефтегазового бизнеса и приведшего к существенному сокращению активности в области внедрения ГТМ. Решения, принятые в те годы, оказались своевременными и радикальными. Они позволили не затормозить процесс изучения ГТМ и, главное, вселили в представителей компаний и научных кругов оптимизм.

Прежде всего была проведена переоценка приоритетных технологий. Дорогостоящие процессы, требующие огромных вложений на приобретение химреагентов, а также процессы, длительные во времени и дающие незначительный эффект (мицеллярно-полимерное заводнение, щелочное и полимерное заводнение, внутрипластовое горение, закачка в пласт пара), были переориентированы на технологии воздействия не на весь пласт, а на ограниченную призабойную зону, дающие результат сравнительно быстро. Были Скрыты многие мелкие проекты. В других случаях проекты, реализуемые Разными компаниями на одном и том же месторождении, объединялись под Руководством одного оператора, что давало возможность высвобождения Дорогостоящего оборудования и более эффективного его использования.

Приоритетность внедрения ГТМ объясняется особенностями геологического строения месторождений, свойствами нефтей и ранее применяемыми.

Опыт показывает, что первоначальные радужные оценки применения тех или иных ГТМ оказываются при внедрении менее эффективными и более сложными, а физико-химические ГТМ годами проверены на практике. Для повышения эффекта от внедрения ГТМ от сегодняшней практики их стихийного применения в отрасли необходимо перейти к научно обоснованной единой программе, единой методике учета и отчетности дополнительной добычи за счет ГТМ, государственного контроля за разработкой и внедрением новейших ГТМ и увеличением нефтеизвлечения.

 

2.2. Организационная структура предприятия НГДУ "Нурлатнефть"

Под организационной структурой управления предприятием понимается состав (перечень) отделов, служб и подразделений в аппарате управления, системная их организация, характер соподчиненности друг другу и высшему органу управления фирмы, а также набор  координационных и информационных связей, порядок распределения функций управления по различным уровням и подразделениям управленческой иерархии.

Организационная структура НГДУ "Нурлатнефть" ОАО "Татнефть" представлена в Приложении 1.

В составе НГДУ "Нурлатнефть" находятся следующие основные структурные подразделения:

• цех по добыче нефти и газа - осуществляет эксплуатацию нефтяных скважин (по НГДУ «Нурлатнефть» - 4 ЦДНГ);
• цех по подготовки и перекачки нефти - осуществляет подготовку добытой ЦДНГ нефти и перекачку её до магистрального нефтепровода;
• цех капитального и подземного ремонта скважин - осуществляет текущий (подземный) и капитальный ремонт нефтяных и нагнетательных скважин;
• цех по поддержанию пластового давления - осуществляет закачку в нефтяные пласты воды для повышения нефтеотдачи пластов.

Руководство и координацию деятельностью цехов и участков НГДУ осуществляет аппарат управления.

В составе аппарата управления функционируют нижеследующие отделы:

- технологический  отдел добычи нефти;

- геологический отдел;

- отдел разработки нефтяных месторождений 
- отдел кадров;

- отдел организации оплаты  труда;

- планово-экономический  отдел и др.

Цеха состоят из бригад по добыче нефти и газа, возглавляемых мастерами. Количество бригад устанавливается руководством объединения, исходя из условий и объема работы, возложенной на цех. Как правило, одна бригада обслуживает 80-100 скважин. В отдельных случаях, учитывая расположение скважин,  рельеф местности и другие условия работы, допускается обслуживание одной бригадой меньшего количества скважин.