Министерство образования и науки Российской Федерации ПЕРМСКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ

Министерство образования и науки Российской Федерации
ПЕРМСКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ
УНИВЕРСИТЕТ
(ПНИПУ)
УДК 553.98 552.01 578.2 622.27
№ госрегистрации 01200959844
Инв.№
УТВЕРЖДАЮ
Проректор по науке и
инновациям,
д-р. техн. наук, проф.
__________В.Н.Коротаев
«___»__________ 2011г.
ОТЧЕТ
О НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКОЙ РАБОТЕ
5 этап
В рамках федеральной целевой программы «Научные и научно-педагогические кадры
инновационной России» на 2009-2013 годы
гос.контракт № 02.740.11.0039 от 15.06.2009г.
по теме:
НАУЧНОЕ ОБОСНОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОГО И ЭКОЛОГИЧЕСКИ БЕЗОПАСНОГО
СОВМЕСТНОГО ОСВОЕНИЯ РЕСУРСОВ НЕФТИ И КАЛИЙНО-МАГНИЕВЫХ СОЛЕЙ В
ПЕРМСКОМ КРАЕ
(заключительный, этап № 5)
Руководитель НИР,
д.г-м.н., профессор
______________
Пермь 2011
В.И. Галкин
СПИСОК ИСПОЛНИТЕЛЕЙ
Руководитель темы,
д.г.-м.н., профессор
___________________ В.И. Галкин (введение, раздел 5.1,
подпись, дата
заключение)
Исполнители темы:
Д.г.-м.н., профессор
____________________ А.В. Растегаев (раздел 5.1)
подпись, дата
Д.г.-м.н., профессор
____________________ С.В. Галкин (раздел 5.2)
подпись, дата
К.т.н., профессор
____________________ Г.М. Толкачев (разделы 5.1)
подпись, дата
Д.т.н., профессор
____________________ Ю.А.Кашников (раздел 5.1)
подпись, дата
Д.т.н., профессор
____________________ С.Г.Ашихмин (раздел 5.1)
подпись, дата
К.г.-м.н., доцент
____________________ И.А.Козлова (введение, раздел 5.3,
подпись, дата
заключение)
К.т.н., ст.пр.
____________________ И.С. Путилов (раздел 5.3)
подпись, дата
К.т.н., н.с.
____________________ И.А. Акимов (раздел 5.1)
подпись, дата
Ст.пр.
___________________
подпись, дата
И.Н.Пономарева (раздел 5.2)
Ст.пр.
___________________
подпись, дата
С.Н.Кривощеков (раздел 5.2)
Аспирант
___________________
подпись, дата
А.А.Ефимов (раздел 5.3)
К.т.н., доцент
___________________
подпись, дата
Г.П.Хижняк (раздел 5.1)
Ассистент, аспирант
___________________ Н.А. Филькина (раздел 5.3)
подпись, дата
Ассистент
___________________
подпись, дата
В.В.Поплыгин (раздел 5.2)
Ассистент, аспирант
___________________
подпись, дата
Д.В.Шустов (раздел 5.3)
2
Аспирант
___________________
подпись, дата
М.А.Носов (раздел 5.2)
Студент гр. ГНГ-07-2
___________________ О.А.Мелкишев (раздел 5.3,
подпись, дата
граф. оформл. проекта)
Студент гр. ГНГ-08-1
___________________ М.А.Шадрина (раздел 5.3,
подпись, дата
граф. оформл. проекта)
Студент гр. ГНГ-09-1
___________________ М.О.Катаев (раздел 5.3,
подпись, дата
граф. оформл. проекта)
Студент гр. ГНГ-10-2
___________________ И.В.Санников (раздел 5.3,
подпись, дата
граф. оформл. проекта)
Нормоконтролер
3
РЕФЕРАТ
Отчет 165 с., 1ч., рис. 27, табл. 18, источников 38
Нефть, калийно-магниевые соли, комплексное освоение минеральных
ресурсов, социально-экономическая оценка, научно-техническая программа
освоения ресурсов.
Объект
исследования
–
территориально
совмещенные
нефтяные
месторождения и ВКМКС, совместная разработка которых должна быть проведена в
условиях эффективности и экологической безопасности.
Цель работы – оценка возможности разработки нефтяных месторождений под
толщей калийно-магниевых солей при условии обеспечения эффективного и
экологически безопасного освоения минеральных ресурсов Соликамской впадины;
применение научно-практических результатов НИР в научных исследованиях
студентов, аспирантов и молодых ученых.
В результате проведенных исследований в рамках 5 этапа
«Программа
научно-технического
безопасного
и
комплексного
обеспечения
освоения
эффективного,
ресурсов
Соликамской
разработана
экологически
депрессии».
Реализация данной программы создаст условия для комплексного решения
проблемы освоения и эффективного использования ресурсов углеводородов и
калийных солей Пермского края в интересах экономического развития и
энергетической безопасности региона. Результаты выполненной экономической
оценки проведения геолого-разведочных работ на подготовленных структурах и
промышленной разработки нефтяных месторождений, расположенных в пределах
кондиционных запасов калийно-магниевых солей, показывают их высокую
рентабельность. Разработаны учебно-методические комплексы по дисциплинам
основных направлений НОЦ.
4
СОДЕРЖАНИЕ
Стр.
Обозначения и сокращения
6
Введение
8
5.1. Разработка программы научно-технического обеспечения
эффективного, экологически безопасного и комплексного освоения
ресурсов Соликамской впадины
11
5.1.1. Направление 1. Технико-технологические мероприятия по
обеспечению промышленной и экологической безопасности процесса
строительства скважин в солях
5.1.2.
Направление
2.
15
Обеспечение
геомеханической
и
геодинамической безопасности комплексного освоения ресурсов
Соликамской впадины
54
5.1.3. Направление 3. Оптимизация систем разработки месторождений
углеводородов на территории Соликамской депрессии
65
5.2. Социально-экономическая оценка преимущества ввода в
эксплуатацию нефтяных месторождений на территории ВКМКС для
Пермского края
91
5.2.1. Оценка эффективности разработки типового месторождения на
территории ВКМКС
97
5.2.2. Геолого-экономическая оценка эффективности инвестиционных
проекторов на подготовленных структурах Соликамской депрессии в
пределах ВКМКС
120
5.3. Разработка учебно-методических материалов для учебных
комплексов по основным направлениям НОЦ
144
Заключение
152
Список использованных источников
161
5
ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ
ВКМКС – Верхнекамское месторождение калийно-магниевых солей
НОЦ – научно-образовательный центр
НГЗ – начальные геологические запасы нефти
НИЗ – начальные извлекаемые запасы нефти
ИП – инвестиционный проект
ЧДД – чистый дисконтированный доход
ВНД – внутренняя норма доходности
ИД – индекс доходности инвестиций
СО – срок окупаемости
ГТМ – геолого-технические мероприятия
НДС – налог на добавленную стоимость
ДП – денежный поток
ДДП – дисконтированный денежный поток
ППД – система поддержания пластового давления
ПЦТ – породы пестроцветной толщи
ТКТ – терригенно-карбонатной толща
СМТ – соляно-мергельная толща
ОБР – отработанный буровой раствор
БСВ – буровые сточные воды
БШ – буровой шлам
ПДК – предельно-допустимая концентрация
ГС – горизонтальные скважины
БС – боковой ствол
КИН – коэффициент извлечения нефти
6
ГИС – геофизические исследования скважин
РПЦТМ – расширяющийся портландцементный тампонажный
РМФТМ – расширяющийся магнезиально-фосфатный тампонажный атериал
РМФТМ-МКП – расширяющийся магнезиально-фосфатный тампонажный материал
для цементирования межколонного
НЕГР – нестабилизированный естественный глинистый буровой раствор
ПСБР – полисолевой буровой раствора
ХМФБР – хлормагниево-фосфатный буровой раствор
7
ВВЕДЕНИЕ
Работы в рамках выполнения государственного контракта № 02.740.11.0039 от
15.06.2009г. по теме: «Научное обоснование эффективного и экологического
безопасного совместного освоения ресурсов нефти и калийно-магниевых солей в
Пермском крае» предусматривали выполнение 5 этапов исследований.
Работы по первому этапу предусматривали полный сбор и систематизацию
данных и параметров по проблемам совместного освоения залежей нефти и
минеральных солей. Наименование разрабатываемой продукции на 1 этапе:
комплекс геологических, геофизических, геохимических и
геодинамических
особенностей строения осадочных горных пород подсолевого комплекса и техникотехнологические средства строительства нефтяных скважин и оценка качества их
строительства с позиций обеспечения сохранности залежи калийно-магниевых
солей. В связи с этим, на первом этапе исследований предполагается обосновать
комплексный подход к решению проблемы совмещенной и экологически
безопасной добычи углеводородного и калийного сырья на территории ВКМКС.
Наименование разрабатываемой продукции на 2 этапе: схема распределения
нефтегазоносности; методика прогноза открытия новых нефтяных месторождений в
подсолевых отложениях ВКМКС; прогноз механизма поведения горного массива и
земной поверхности при ведении работ по добыче калийных солей и нефти. В связи
с этими задачами предусматривалось выполнение локально-зональной оценки
перспектив нефтегазоносности Соликамской депрессии и района ВКМКС;
проведение горно-геологического районирования ВКМКС по условиям подземной
разработки солей и промышленной ценности руд и анализ геомеханической и
геодинамической оценки влияния добычи нефти на безопасную эксплуатацию
калийной залежи ВКМКС.
На 3 этапе разрабатываемой продукцией являлись схема уточненного геологотектонического
строения
ВКМКС
и
технико-технологические
средства
строительства нефтяных скважин, оценка качества их строительства с позиций
8
обеспечения сохранности залежи калийно-магниевых солей. Работы по данному
этапу предусматривали уточнение геолого-тектонического строения ВКМКС по
данным геолого-геофизических исследований и результатам комплексного изучения
недр и проведение оценки качества строительства глубоких нефтяных скважин,
пробуренных за период с 1976 по 2008 год территории ВКМКС.
На 4 этапе исследований необходимо разработать алгоритм обоснования
временной
последовательности
освоения
рассматриваемых
видов
полезных
ископаемых на участках с промышленными категориями запасов калийных солей
при максимальной экономической эффективности. С этой целью предполагается
выполнить технико-экономическое обоснование освоения месторождений нефти и
перспективных
структур
на
территории
ВКМКС;
оценку
возможных
технологических вариантов комплексного освоения недр на примере освоения
типового месторождения нефти на территории ВКМКС, обеспечивающего
минимальные потери солей в целиках. Итогом является проведение анализа
экологических последствий совместной разработки калийных солей и нефтяных
залежей.
На заключительном этапе проводимых работ предполагается разработать
систему направлений и средств
обеспечения промышленной и экологической
безопасности при разработке калийного и нефтяных месторождений на территории
ВКМКС. Для решения этой задачи необходимо разработать программу научнотехнического
обеспечения
эффективного,
экологически
безопасного
и
комплексного освоения ресурсов Соликамской депрессии и выполнить социальноэкономическую
оценку
преимущества
ввода
в
эксплуатацию
нефтяных
месторождений на территории ВКМКС для Пермского края.
В течение всего срока реализации проекта предусматривается
внедрение
результатов в учебный процесс и привлечение к научно-исследовательской работе
студентов, аспирантов и молодых ученых. С этой целью предполагается: проведение
лабораторных исследований студенческими научными группами и аспирантами с
анализом
исследований и публикацией результатов экспериментов;
разработка
заданий на курсовое и дипломное проектирование по основным направлениям
9
НОЦ; разработка и включение в основную образовательную программу нового
курса лекций «Бурение и крепление скважин в солях» и методических указаний по
проведению научно-исследовательских работ студентами
магистрами.
10
старших курсов и
5.1.
РАЗРАБОТКА
ПРОГРАММЫ
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОГО
ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОГО, ЭКОЛОГИЧЕСКИ БЕЗОПАСНОГО И
КОМПЛЕКСНОГО ОСВОЕНИЯ РЕСУРСОВ СОЛИКАМСКОЙ ВПАДИНЫ
На основании выполненных ранее исследований разработана программа
комплексного освоения ресурсов углеводородов и калийных солей «Программа
научно-технического обеспечения эффективного, экологически безопасного и
комплексного освоения ресурсов Соликамской депрессии», далее Программа.
Основной целью программы является комплексное решение проблемы
освоения и эффективного использования ресурсов углеводородов и калийных солей
Пермского
края
в
интересах
экономического
развития
и
энергетической
безопасности региона.
Для реализации этой цели необходимо решить следующие задачи:
- активизировать деятельность недропользователей в районе Соликамской
депрессии;
- обеспечить экологическую безопасность бурения глубоких скважин на
территории ВКМКС;
- обеспечить геомеханическую и геодинамическую безопасность освоения
минерально-сырьевых ресурсов;
- ориентировать деятельность недропользователей в районе Соликамской
депрессии на получение конечных практических результатов в ближайшей
перспективе;
- увеличить нефтеотдачу пластов, повысить коэффициент извлечения газа и
газового конденсата, добычи и использование низконапорного газа.
Решение поставленных задач возможно путем поэтапного выполнения
мероприятий, которые можно разбить на 3 направления:
1. Технико-технологические мероприятия по обеспечению промышленной и
экологической безопасности процесса строительства скважин в солях;
2. Обеспечение геомеханической и геодинамической безопасности комплексного
освоения ресурсов Соликамской впадины;
11
3. Оптимизация систем разработки месторождений углеводородов на территории
Соликамской депрессии;
Главными задачами проведения геологоразведочных работ в регионе
являются:
1) расширенное воспроизводство минерально-сырьевой базы, обеспечивающее
устойчивое развитие добывающих отраслей промышленности;
2) геолого-геофизическое изучение территорий региона с целью выявления
новых месторождений нефти и газа;
3) повышение эффективности геолого-разведочных работ при поисках
месторождений углеводородов, особенно путем постановки глубокого бурения на
наиболее перспективных объектах.
Для территории Соликамской впадины при разбуривании первоочередного
фонда перспективных поднятий прогнозируемый прирост извлекаемых запасов
промышленных категорий составляет около 26 млн тонн [1]. Основная часть
геологоразведочных работ будет проводиться недропользователями в соответствии
с действующими и уточненными условиями пользования недрами. Одновременно
необходимо обеспечить проведение работ по геологическому изучению недр.
В
Пермском
крае
25.08.2011
утверждена
программа
«Развитие
и
использование минерально-сырьевой базы Пермского края на 2012-2020 годы»,
ориентированная на комплексное освоение недр территории ВКМКС. К 2020 году в
результате реализации Программы ожидается:
- стабильное поступление налоговых платежей при недропользовании;
- увеличение поступления налога на добычу в краевой бюджет с 318
млн.рублей в 2012 году до 890 млн.рублей в 2020 году;
- стабильное поступление в краевой бюджет платежей при пользовании
недрами;
- обеспечение максимально возможной поставки хозяйственному комплексу
региона минерального сырья, добываемому на территории Пермского края, при
этом добыча нефти увеличится на 23,8% к уровню 2010 года, калийно-магниевых
солей – почти в 2,5 раза;
12
- ежегодный прирост запасов общераспространенных полезных ископаемых в
целом по краю порядка 50 млн.куб.м;
-
прирост
запасов
общераспространенных
полезных
ископаемых
в
соответствующих муниципальных районах и городских округах;
-
эффективность
геолого-разведочных
работ
при
поисках
и
оценке
общераспространенных полезных ископаемых (соотношение стоимости вновь
выявленных запасов к затратам на геолого-разведочные работы составит порядка 1 к
100).
Кроме того, в результате реализации Программы будет достигнуто повышение
геологической изученности недр Пермского края, обеспечены прирост запасов
полезных ископаемых и снижение рисков негативных процессов и явлений в
геологической среде.
Программа рассчитана на период с 2012 года по 2020 год.
Геологическое
изучение,
поиски
и
оценка
месторождений
полезных
ископаемых, ввод их в разработку и выход на проектную мощность занимают
значительный период времени. Учитывая, что вышеперечисленные работы
одновременно проводятся на различные виды минерального сырья, а степень их
изученности находится на разных стадиях, Программа не имеет разбивки на этапы,
мероприятия реализуются в течение всего периода ее действия. Программа будет
включать пообъектные годовые планы геологического изучения и развития
минерально-сырьевой базы Пермского края не менее чем на трехлетний период.
Корректировка пообъектных планов осуществляется по мере необходимости с
учетом
результатов
геолого-разведочных
работ,
текущей
и
перспективной
потребностей края в обеспечении минерально-сырьевыми ресурсами путем
внесения
изменений
в
постановление
Правительства
Пермского
края
об
утверждении Программы. Оценка результативности и эффективности реализации
Программы будет осуществляться путем сопоставления степени фактического
достижения результатов Программы по отношению к плановым.
13
Финансирование Программы будет осуществляться за счет следующих
источников: краевого бюджета, средств федерального бюджета, внебюджетных
источников (инвестиций недропользователей).
В соответствии с Законом Российской Федерации от 21.02.1992 №2395-1 О
недрах [2] реализация программных мероприятий будет финансироваться в
соответствии с полномочиями в сфере регулирования отношений недропользования.
За счет средств бюджета Пермского края будут финансироваться следующие
программные мероприятия:
- поиски и оценка общераспространенных полезных ископаемых;
- поиски и оценка пресных подземных вод;
- научно-исследовательские работы с целью подготовки участков недр для
лицензирования,
обеспечения
безопасности
объектов
недропользования
и
прилегающих градопромышленных агломераций;
- информадионное обеспечение недропользования.
Общая потребность финансового обеспечения Программы из данных
источников на 2012-2020 годы составляет 405000,0 тыс.рублей.
За счет средств федерального бюджета будут финансироваться следующие
эффективные программные мероприятия:
региональные геолого-геофизические работы на углеводородное сырье;
геолого-съемочные и поисковые работы на основные виды твердых полезных
ископаемых.
Плановый объем привлечения федеральных финансовых средств в рамках
реализации Программы на весь период реализации составляет 585000 тыс.рублей.
За
счет
средств
недропользователей
будут
финансироваться
геологоразведочные работы на нефть, алмазы и калийно-магниевые соли,
мониторинг состояния недр.
Плановый объем финансирования на комплексное освоение территории
Соликамской депрессии в рамках Программы за счет внебюджетных источников
составляет 9000000 тыс.рублей.
14
5.1.1. Направление 1. Технико-технологические мероприятия по обеспечению
промышленной
и
экологической
безопасности
процесса
строительства
скважин в солях.
При проведении буровых работ, связанных с поиском, разведкой и разработкой
нефтяных месторождений, находящихся в подсолевых отложениях ВКМКС к
качеству строительства скважин должны предъявляться особые требования.
Качество построенных нефтяных скважин должно определяться не только
эффективностью и долговечностью самой скважины как горнотехнического
сооружения, но и надежностью защиты залежей калийно-магниевых солей от
проникновения к ним по скважине флюидов из над- и подсолевого водоносных
комплексов. Особые требования обусловлены тем, что бурение глубоких нефтяных
скважин на данной территории сопряжено со вскрытием на всю толщину отложений
разрабатываемых подземным способом водорастворимых минеральных солей
(каменная соль, сильвинит, карналлит) и с нарушением при этом сплошности
природных флюидоупоров, разобщающих в естественных условиях соляную толщу
от водоносных комплексов геологического разреза. Надежность же защиты залежей
калийно-магниевых солей от проникновения в них флюидов из недр через нефтяные
скважины находится в прямой зависимости от правильности выбора техникотехнологических средств и мероприятий достижения высокого качества бурения и
крепления скважин, полноты и точности их практической реализации.
При строительстве и последующей эксплуатации нефтяных скважин особую
роль играет обоснованно выбранная и осуществленная конструкция скважины.
С учетом особенностей геологического разреза ВКМКС конструкция глубокой
нефтяной скважины должна обеспечивать:
- долговечность скважины как горнотехнического сооружения;
- надежное разобщение соляной толщи от над- и подсолевого водоносных
комплексов на всех этапах строительства и эксплуатации скважины;
- решение геологических задач;
15
- возможность контроля во времени состояния крепи скважины, в том числе в
солесодержащей части разреза, в течение всего срока ее функционирования как
горнотехнического сооружения.
С 1976 года при строительстве скважин на участках ВКМКС, где руды
калийной залежи отнесены к некондиционным по тем или иным показателям, или
отсутствуют во вскрываемом разрезе, реализована следующая конструкция:
- первое направление – спускается на глубину 10 м для предотвращения
размыва устья скважины и цементируется до устья;
- второе направление – спускается с установкой башмака на глубине 30-50
метров с целью перекрытия верхних неустойчивых четвертичных отложений,
цементируется до устья;
- кондуктор – спускается с целью перекрытия и разобщения надсолевых
отложений, включающих верхний (надсолевой) водоносный комплекс. Башмак
кондуктора одиночной или первой скважины в кусте размещается в первом пласте
каменной соли соляно-мергельной толщи, а в случае его отсутствия – на 5 м ниже
кровли покровной каменной соли. Вскрытие солей при бурении в интервале под
кондуктор обусловлено необходимостью уточнения глубины залегания кровли
надсолевой водозащитной толщи (ВЗТ) в месте заложения скважины. В случае,
когда глубина залегания кровли первого пласта каменной соли известна (для второй
и последующих скважин в кусте), башмак кондуктора устанавливается в безводной
части разреза на 5 метров выше еѐ. В этом случае размещением и цементированием
кондуктора в безводной части разреза при еще не вскрытой продуктивной соляной
толще исключается сообщение последней с пресными и минерализованными водами
надсолевого комплекса уже на стадии бурения скважины. Кондуктор цементируется
до устья;
- техническая колонна – спускается с целью долговременного разобщения в
скважине безводной части разреза, включающей соляную толщу, надсолевую и
подсолевую водозащитные толщи, от над- и подсолевого водоносных комплексов, а
также
для
защиты
эксплуатационной
колонны
от
негативного
влияния
коррозионноактивных горных пород соляной толщи на сохранность ее во времени.
16
Башмак технической колонны устанавливается либо на 100-150 м ниже подошвы
подстилающей каменной соли в безводной части разреза, представленной глинистоангидритовой толщей (ГАТ). Техническая колонна цементируется до устья;
- эксплуатационная колонна, формирующая канал связи продуктивных
пластов с устьем скважины и разобщающая подсолевой водоносный комплекс от
поступления пластовых вод к башмаку технической колонны, спускается на всю
длину скважины или до кровли продуктивного нефтяного горизонта, подлежащего
эксплуатации открытым забоем, и цементируется до устья.
Отметим, что условия проводки скважины в интервалах под первое и второе
направления в надсолевой части разреза и под эксплуатационную колонну в
подсолевой части разреза, крепления скважины в этих интервалах не имеют какихлибо особенностей и не требуют применения каких-либо специальных мер для
обеспечения указанных выше целей по защите продуктивной соляной толщи от
флюидов вскрываемого скважиной разреза.
При выборе типа и состава бурового раствора, предназначенного для высокого
качества
вскрытия
солесодержащей
части
разреза
ВКМКС
и
отбора
представительного керна водорастворимых солей, помимо общих требований,
предъявляемых
к
промывочным жидкостям, необходимо
руководствоваться
следующими требованиями.
Буровой раствор должен:
- не растворять соли, слагающие стенки скважины, и иметь запас надежности,
позволяющий сохранить способность не растворять солевые породы при попадании
в него ограниченного количества пресных или маломинерализованных вод
(обеспечивать в солях сохранность диаметра скважины близким к номинальному);
- создавать условия для получения в процессе бурения и извлечения из
скважины кернового материала высокого качества при высоком уровне отбора
(нормативный процент выноса керна номинального диаметра при максимальной
проходке за один рейс);
- иметь плотность, достаточную для создания противодавления на стенки
скважины в целях предотвращения газодинамических проявлений при вскрытии
17
продуктивной карналлито-сильвинитовой пачки (плотность раствора не менее 1250
кг/м3);
- в процессе вскрытия толщи солей обеспечить возможность получения
информации
о
ее
газоносности
для
прогнозирования
зон,
опасных
по
газодинамическим явлениям;
- иметь
низкие
значения
показателей
реологических,
структурно-
механических и фильтрационных свойств;
- не вызывать коррозии оборудования, инструмента и находящейся в скважине
колонны обсадных труб кондуктора;
- образовывать на стенках скважины корку (пленку), обеспечивающую
формирование прочного флюидонепроницаемого контакта цементного камня с
солями
и
другими
породами
при
цементировании
обсадной
колонны,
перекрывающей солесодержащую часть разреза;
- не содержать в своем составе компонентов, снижающих информативность и
достоверность выполняемых в скважине геофизических исследований.
Известно, что при бурении в отложениях солей полиминерального состава для
сохранения диаметра скважины близким к номинальному необходимо чтобы
буровой раствор был насыщен по наиболее растворимой соли разреза. На
территории ВКМКС наиболее растворимой солью разреза является карналлит
(KClMgCl26H2O) – магнийсодержащая соль, отличающаяся по сравнению с
другими солями разреза более высокой скоростью увлажнения, быстрым
выщелачиванием и потерей прочности.
Согласно действующему [3] отбираемый керн соляных пород при бурении
нефтяных скважин в интервале залегания калийной залежи должен быть
представительным (без признаков растворения соли), а вынос его не должен быть
ниже 80% по карналлитовой породе и 90% по сильвиниту и каменной соли.
Учитывая горно-геологические особенности строения и газоносности соляной
толщи
ВКМКС, вышеперечисленные требования и задачи, решаемые на этапе
строительства скважин, в качестве промывочной жидкости для бурения глубоких
скважин с отбором керна в солях, используется хлормагниево-фосфатный буровой
18
раствор ХМФБР [4]. Этот раствор представляет собой стабилизированную
неорганическими полимерами (оксихлоридофосфатами) соленасыщенную систему,
основой которой является водный раствор, насыщенный по хлориду магния
(бишофиту).
ХМФБР получают обработкой насыщенного водного раствора бишофита
технической ортофосфорной кислотой и каустическим магнезитовым порошком в
количестве 0,80-0,85% по массе каждого реагента к объему раствора.
Существенными отличиями ХМФБР от известных буровых растворов на
основе водных растворов хлорида магния являются низкие значения и стабильность
их во времени показателя фильтратоотдачи, реологических и структурномеханических свойств.
Использование же ХМФБР для проходки подсолевых отложений глинистоангидритовой толщи нецелесообразно по причине низкой механической скорости ее
бурения. При этом длительное нахождение вскрытой соляной толщи в открытом
стволе может привести к потере устойчивости стенок скважины в карналлитосильвинитовой части разреза и повышенной кавернозности ствола скважины в
целом.
Для бурения интервала, перекрываемого технической колонной, после отбора
керна в солях используется полисолевой буровой раствор – ПСБР [4].
Разработанный специалистами ПГТУ и используемый с 1981 года в опытном
порядке, а с 1987 года по настоящее время в практике строительства всех нефтяных
скважин на территории ВКМКС, ПСБР представляет собой сбалансированную
трехкомпонентную водно-солевую систему (KCl-NaCl-H2O), насыщенную по обеим
солям и содержащую их избыток в тонкодисперсном состоянии – в виде
рекристаллизованной
соли.
Насыщенность
раствора
по
обеим
солям
устанавливается по значению плотности фильтрата – не менее 1235 кг/м3 при
температуре +8…+20оС.
Необходимое количество рекристаллизованной соли в водно-солевой системе
обеспечивается взаимным высаливанием KCl и NaCl (хлористый калий и
техническая каменная соль соответственно) при их растворении в воде.
19
Сырьевая база для приготовления ПСБР в данном районе является практически
неограниченной, так как в качестве исходных материалов для его получения
используются крупнотоннажные технические продукты KCl и NaCl, выпускаемые
местными предприятиями (ОАО «Уралкалий» и ОАО «Сильвинит»). Необходимый
уровень
стабилизации
ПСБР,
а
также
его
агрегативная
устойчивость
обеспечиваются добавкой крахмалосодержащего реагента.
Предотвращение растворения галитовой и сильвинитовой пород связано с
насыщенностью ПСБР по KCl и NaCl. Резкое замедление скорости растворения
карналлитовой породы в контакте с ПСБР обусловлено значительным снижением
активности
воды
блокированием
в
насыщенной
водно-солевой
системе
поверхности карналлитовой породы
KCl-NaCl-H2O
и
на стенках скважины
кристаллами NaCl и KCl вследствие их высаливания при растворении MgCl2.
Только обеспечение высокого качества строительства нефтяных скважин с
формированием
в
солесодержащей
и
остальной
герметичной
корозионностойкой
крепи
безопасности
и
разработки
эффективности
безводной
является
части
необходимым
территориально
разреза
условием
совмещенных
месторождений нефти и калия.
Крепление глубоких нефтяных скважин на территории ВКМКС технической
колонной, перекрывающей соленосные отложения разреза, в том числе калийномагниевые соли, является наиболее ответственным этапом их строительства.
Высокое качество крепления скважин в интервале залегания качественно
вскрытой соляной толщи должно обеспечиваться комплексным решением вопросов
обоснования,
материалов,
выбора
и
размещаемых
использования
в
составе
конкретных
крепи
за
составов
техническими
тампонажных
колоннами,
разобщающими отложения солей от остальной флюидосодержащей части разреза.
На основе детального анализа горно-геологических и горно-технических
условий нахождения цементного камня тампонажного материала в разрезе ВКМКС,
с учетом отечественного и зарубежного опыта крепления скважин в солях
сформулированы требования, которым должен отвечать тампонажный материал
(«раствор-камень») для цементирования технических колонн в скважинах:
20
- тампонажный
реологических,
раствор
должен
обладать
значениями
и
фильтрационных
структурно-механических
показателей
свойств,
позволяющими в установленные сроки выполнить технологические операции по его
приготовлению, закачке и продавке в заколонное пространство с подъемом до устья
скважины;
- в процессе цементирования технической колонны тампонажный раствор при
его движении по заколонному пространству не должен растворять стенки скважины,
сложенные солевыми породами;
- тампонажный раствор должен схватываться и твердеть в водных растворах
солей разреза (каменная соль, карналлит, сильвинит), в том числе и в условиях
низких положительных температур, характерных для верхней части геологического
разреза;
- при твердении тампонажный раствор должен формировать прочный,
низкопроницаемый, безусадочный (ограниченно расширяющийся) цементный
камень, характеризующийся коррозиеустойчивостью в контакте с пресными и
маломинерализованными водами, хлоридами магния, калия, натрия и водными
растворами
этих
солей
различной
степени
минерализации,
егрессионные ержащими солями и пластовыми водами;
- цементный камень тампонажного материала должен характеризоваться
высокой адгезией ко всем солям и другим породам разреза, а также к металлу
обсадных труб;
- раствор и цементный камень тампонажного материала не должны вызывать
коррозию
находящихся
в
скважине
обсадных
труб,
перекрывающих
солесодержащую и надсолевую части разреза.
Сразу отметим, что известные и традиционно используемые в практике
строительства нефтяных и газовых скважин тампонажные материалы на основе
портландцемента, глиноземистых цементов и шлакопортландцементов не отвечают
ряду перечисленных требований, особенно в отношении формирования адгезионной
связи со всем солями разреза и коррозионной стойкости цементного раствора-камня
в условиях магнезиальной агрессии [5].
21
Для цементирования обсадных колонн перекрывающих соленосные отложения,
применительно
к
условиям
ВКМКС
используется
магнезиальный
цемент,
характеризующийся высокой устойчивостью к магнезиальной агрессии. Этот тип
цемента ранее использовался в практике цементировочных работ при проходке
шахтных стволов и ликвидационного тампонирования скважин при ведении
геологоразведочных работ на калийные соли.
При цементировании технических колонн, перекрывающих солесодержащую
часть вскрываемого разреза, в том числе калийно-магниевые соли, использованы
следующие
составы
магнезиальных
тампонажных
цементов:
магнезиально-фосфатный
магнезиально-фосфатный
материалов,
безусадочный
тампонажный
тампонажный
разработанных
(ограниченно
раствор
материал
на
основе
расширяющимся)
МФТР,
расширяющийся
РМФТМ,
расширяющийся
известняково-магнезиальный тампонажный материал РИМТМ.
Кондукторы в скважинах ОГН и первой в кустах для обеспечения адгезионной
связи цементного камня с солями и формирования герметичной крепи в переходной
пачке
соляно-мергельной
толщи,
также
как
и
технические
колонны,
цементировались: магнезиально-фосфатным тампонажным материалом МФТР,
расширяющимся магнезиально-фосфатным тампонажным материалом РМФТМ или
расширяющимся известняково-магнезиальным тампонажным материалом РИМТМ
[4].
Для
цементирования
кондукторов
и
эксплуатационных
колонн,
перекрывающих над- и подсолевой водоносные комплексы, в скважинах,
пробуренных за рассматриваемый период на участках ВКМКС, где руды калийной
залежи отнесены к некондиционным по тем или иным показателям, или отсутствуют
во вскрываемом разрезе, реализованы тампонажные материалы следующих
составов.
Цементирование кондукторов, перекрывающих в скважинах надсолевой
водоносный комплекс, башмак которых устанавливается выше первого пласта
каменной
соли,
строительства
осуществлялось
нефтяных
скважин
традиционно
используемым
тампонажным
22
раствором
в
на
практике
основе
портландцемента тампонажного (ПЦТ по ГОСТ 1581) с добавкой-регулятором
сроков схватывания, а начиная с 1997 – разработанным в ПГТУ расширяющимся
тампонажным материалом на основе портландцемента РПЦТМ [4].
Отличительной особенностью РПЦТМ является то, что в его составе в качестве
расширяющей добавки используется смесь гипсо-глиноземистого расширяющегося
цемента (ГГРЦ по ГОСТ 11052-74) и порошка магнезитового каустического (ПМК
по
ГОСТ
1216-87).
В
качестве
реагента,
ускоряющего
ход
процесса
структурообразования и твердения РПЦТМ в условиях пониженных температур
(+6…+8оС), используется техническая каменная соль (ТУ 9192-069-00209527-96) в
количестве 4 % к массе сухой смеси. Этот состав в заданном температурном
диапазоне обеспечивает необходимое расширение цементного камня за счет
формирования новообразований: гидросульфоалюмината кальция и гидроксида
магния. Использование комбинированной расширяющей добавки на оксидносульфоалюминатной
основе
позволяет
получить
тампонажный
материал,
характеризующийся необходимой величиной и достаточно высоким давлением
расширения, что не может быть достигнуто при использовании каждой из этих
добавок в отдельности. Образование гидросульфоалюмината кальция происходит в
большей мере до начала схватывания тампонажного материала и в меньшей мере
после начала схватывания. Процесс гидратации химически активной окиси магния,
содержащейся в порошке каустического магнезита, проходит после начала
схватывания тампонажного раствора, интенсифицирует процесс расширения
тампонажного материала – способствует формированию плотного (напряженного)
контакта цементного камня с горной породой и обсадной колонной. Завершается
этот процесс до момента набора цементным камнем конечной прочности и поэтому
он не приводит к нарушению его структуры при контакте с пресной и
минерализованными водами надсолевого водоносного комплекса.
Цементирование эксплуатационных колонн осуществлялось тампонажными
растворами нормальной плотности и облегченными составами, приготовленными на
основе портландцемента тампонажного. В 2004г. при цементировании второй
ступени
эксплуатационных
колонн
начато
23
применение
расширяющегося
магнезиально-фосфатного
тампонажного
материал
для
цементирования
межколонного пространства в интервале технической колонны РМФТМ-МКП [4].
С апреля 1976 года на территории ВКМКС пробурено порядка 1000 глубоких
скважин различного назначения: опытные глубокие нефтяные (ОГН), поисковые,
разведочные, добывающие, нагнетательные, контрольные, поглощающие.
С целью оценки качества строительства этих скважин и степени защиты в них
недр,
эффективности
вышеописанных
технико-технологических
средств
обеспечения промышленной и экологической безопасности строительства скважин в
солях, выполнен анализ результатов бурения и крепления скважин на территории
ВКМКС.
В анализе использованы результаты по скважинам, для которых в полном
объеме
имеется
исходная
информация,
необходимая
для
всесторонней
характеристики достигнутого уровня промышленной безопасности скважин и
охраны недр, построенных на участках ВКМКС с нормальным разрезом. Этот разрез
характеризуется наличием в нем надсолевой водозащитной толщи (соляномергельная толща и покровная каменная соль), продуктивной карналлитосильвинитовой толщи и подсолевой водозащитной толщи (подстилающая каменная
соль и глинисто-ангидритовая толща). Общее количество скважин с таким разрезом
и включенных в анализ – 687.
При определении качества строительства каждой анализируемой скважины
использован
нормативный
документ
«Критерии
качества
крепи
нефтяных
скважин…» [6], регламентированный для территории ВКМКС. В соответствии с
установленными нормами по результатам бурения и крепления каждой скважины
приняты оценки (хорошо, удовлетворительно, неудовлетворительно) достигнутого
качества, характеризующие:
- качество вскрытия соляной толщи и водозащитных толщ при бурении
интервала под техническую колонну – состояние ствола скважины по данным
кавернометрии;
- состояние крепи скважины в интервале защиты от вод надсолевого
водоносного комплекса по данным акустической цементометрии;
24
- состояние крепи скважины в интервале защиты от вод подсолевого
водоносного комплекса по данным акустической цементометрии;
- состояние крепи скважины в интервале защиты от техногенных процессов по
данным акустической цементометрии;
- наличие (есть, частично, нет) условий для оценки состояния крепи скважины
в интервале солесодержащей части разреза за технической колонной по данным
акустической цементометрии, выполняемой в эксплуатационной колонне.
О высоком качестве вскрытия солесодержащей части разреза и водозащитных
толщ с использованием буровых растворов ХМФБР и ПСБР свидетельствуют
значения коэффициента кавернозности ствола скважины (табл. 5.1.1.1): в целом для
интервала бурения под техническую колонну в большинстве скважин (94 %) он
находится в пределах значений до 1,16, а для интервала залегания отложений
калийно-магниевых солей – до 1,24 в 86 % скважин [7]. Достижением таких
результатов вскрытия солесодержащей части разреза в пробуренных скважинах
созданы
благоприятные
цементирования
условия
технических
для
колонн,
обеспечения
перекрывающих
высокого
соляную
качества
толщу
и
разобщающих ее от флюидосодержащих отложений разреза территории ВКМКС.
Следует обратить внимание на то, что в ряде скважин (около 14 % от общего
числа) коэффициент кавернозности в отложениях калийно-магниевых солей
превышал указанные выше значения, доходя до 1,30 – 1,70, а в отдельных случаях
(менее 0,5 % от общего числа скважин) находился в пределах от 1,71 до 2,35. Это,
главным образом, обусловлено особенностями строения соляной толщи (низкая
механическая прочность и устойчивость солей в стенках скважин из-за большого
количества глинистых прослоев), а также незначительными по интенсивности
газодинамическими проявлениями при вскрытии карналлитсодержащей части
разреза, повлекшими частичное разрушение солей в стенках скважин. Тем не менее,
и в этих случаях принятием мер технологического характера (установка
блокирующих
цементных
мостов)
минимизировалось
негативное
влияние
повышенной кавернозности участков ствола скважин на качество цементирования
технических колонн в отложениях калийно-магниевых солей.
25
Результаты анализа качества вскрытия соляной и водозащитных толщ (табл.
5.1.1.2) свидетельствуют о том, что в 471 скважине (68 % от общего числа
пробуренных скважин) состояние ствола в интервале бурения под техническую
колонну оценено на «хорошо». С оценкой «удовлетворительно» этот интервал
вскрыт в 177 скважинах (26 % от общего числа пробуренных скважин).
Важно обратить внимание на тот факт, что при использовании специальных
буровых растворов ПСБР и ХМФБР, разработанных специалистами ПГТУ для
условий разреза ВКМКС, качество вскрытия отложений калийно-магниевых солей
(наиболее растворимых солей разреза) характеризуется положительными оценками
в 592 (86 %) скважинах, из них оценкой «хорошо» в 495 (83 %) скважинах.
Анализ состояния открытого ствола глубоких нефтяных скважин и результатов
оценки качества вскрытия соляного разреза ВКМКС свидетельствует о достаточно
высоком уровне подготовки ствола скважин к креплению их техническими
колоннами с целью обеспечения надежной долговременной защиты соляной толщи
и обсадных труб от негативного воздействия флюидов над- и подсолевых
отложений разреза.
Анализ результатов оценки [8] защиты соляной толщи и обсадных труб от
негативного воздействия надсолевого водоносного комплекса свидетельствует о
том, что в 190 скважинах (28 % от общего числа пробуренных скважин)
герметичность надсолевого водозащитного комплекса пород восстановлена с
оценкой «неудовлетворительно». Однако,
такая оценка не означает, что в этих
скважинах герметичность нарушенного природного флюидоупора не восстановлена,
а соляная толща не защищена и открыта для свободного сообщения ее с надсолевым
водоносным комплексом. Это свидетельствует лишь о том, что в этих скважинах в
контролируемом
цементного
интервале
камня
с
суммарная
обсадными
длина
трубами
и
участков
плотного
стенками
скважины
контакта
меньше
регламентированного минимума (40 м – 50 %), а остальная часть интервала
характеризуется наличием частичного контакта цементного камня с сопредельными
поверхностями. Такое состояние не удовлетворяет условиям долговременной
сохранности крепи скважин и соляной толщи на участках территории ВКМКС,
26
подлежащим отработке подземным способом. Но для участков с непромышленными
(некондиционными) запасами калийных солей состояние защиты соляной толщи и
обсадных труб от вод надсолевого комплекса в этих скважинах может быть
охарактеризовано как отвечающее требованиям охраны недр и не препятствующее
их эксплуатации.
В остальных 497 скважинах (72 %) герметичность надсолевого водозащитного
комплекса восстановлена с оценками «хорошо» и «удовлетворительно», что
свидетельствует о повышенной защищенности в них не только собственно соляной
толщи, но и обсадных труб кондуктора и технической колонны от агрессивного
воздействия на них солей разреза и вод надсолевого комплекса.
Важно обратить внимание на тот факт, что за последние годы число скважин, в
которых восстановление герметичности надсолевого водозащитного комплекса
получает положительную оценку, заметно увеличивается. Так, за период с 1976 по
1996 гг. число скважин, в которых защита от вод надсолевого комплекса
характеризовалась положительными оценками, составляло 299 (63 %). В настоящее
время количество таких скважин составляет уже более 95%, причем за период 2000
– 2010 гг. во всех пробуренных скважинах (100 %) качество восстановления
герметичности надсолевого водозащитного комплекса характеризуется только
положительными оценками.
Анализ результатов оценки защиты соляной толщи и обсадных труб от
негативного воздействия подсолевого водоносного комплекса свидетельствует о
достаточно
высоком
качестве
восстановления
герметичности
подсолевой
водозащитной толщи: из 687 рассматриваемых скважинтолько в 36 скважинах (5%)
защита охарактеризована оценкой «неудовлетворительно». В этих скважинах в
интервалах суммарная доля длины плотного контакта цементного камня в составе
крепи с обсадными трубами и стенками скважины меньше регламентированной (50
%), хотя и достаточна для обеспечения долговременной защиты соляной толщи от
флюидов подсолевого комплекса.
27
Таблица 5.1.1.1
Качество вскрытия солесодержащей части разреза и водозащитных толщ в нефтяных скважинах
на территории ВКМКС
Количество скважин, вскрывших интервал, шт. / %
Интервал
от башмака кондуктора
до башмака
технической колонны
от кровли покровной до
подошвы
подстилающей
каменной соли
от подошвы покровной
до кровли
подстилающей
каменной соли
(отложения калийномагниевых солей)
Всего
в том числе с коэффициентом кавернозности
687
1<k<=1,07
471
1,08<=k<=1,16
177
k>1,16
39
1<k<=1,15
----
1,16<=k<=1,24
----
k>1,24
----
100%
68%
26%
6%
----
----
----
687
456
171
60
----
----
----
100%
66%
25%
9%
----
----
----
687
----
----
----
495
97
95
100%
----
----
----
72%
14%
14%
28
Таблица 5.1.1.2
Оценка качества вскрытия солесодержащей части разреза и водозащитных толщ в нефтяных скважинах
на территории ВКМКС по «Критериям качества…»
Количество скважин, вскрывших интервал, шт. / %
Интервал
от башмака кондуктора
до башмака технической
колонны
от кровли покровной до
подошвы подстилающей
каменной соли
от подошвы покровной
до кровли
подстилающей
каменной соли
(отложения калийномагниевых солей)
Всего
в том числе оценкой
687
неуд.
39
удов.
177
хорошо
471
удов.+ хорошо
648
100%
6%
26%
68%
94%
687
60
171
456
627
100%
9%
25%
66%
91%
687
95
97
495
592
100%
14%
14%
72%
86%
29
Динамика
оценок
защиты
соляной
толщи
и
обсадных
труб
также
свидетельствует и об улучшении за последние годы анализируемого периода
показателей качества восстановления в скважинах герметичности подсолевой
водозащитной толщи. Так, за период с 1976 по 1996 гг. положительно оценено
качество защиты соляной толщи и обсадных труб в 442 скважинах (90%). За период
с 1997 по 2005 гг. так же оценено качество защиты в 209 скважинах (99%), причем
за период с 1998 г по 2010 г во всех пробуренных скважинах качество
восстановления герметичности подсолевой водозащитной толщи соответствует
оценкам «хорошо» и «удовлетворительно».
Анализ состояния защиты продуктивной соляной толщи от техногенных
процессов, в результате которых может быть нарушена герметичность крепи
скважин и внутрискважинное пространство сообщается с солевым массивом,
показывает, что в 49 скважинах (7 % от общего числа скважин) защита оценивается
как «неудовлетворительная», т.к. в них доля плотного контакта цементного камня
крепи с ограничивающими поверхностями обсадных труб и стенок скважин в
контролируемом интервале меньше доли, регламентированной для положительной
оценки (40 %). В 638 скважинах (93 %) защита продуктивной соляной толщи от
техногенных процессов характеризуется положительными оценками.
За последние годы анализируемого периода качество защиты соляной толщи от
техногенных процессов существенно возросло. Так, если за период с 1976 по 1996
гг. доля пробуренных скважин с положительной оценкой защиты от техногенных
процессов составляла 90 %, то в течение 1997 – 2005 гг. доля таких скважин
составила 99 %, причем за период 2002 – 2010 гг. во всех пробуренных скважинах
защита характеризуется только оценками «хорошо» - 100 %.
Надежность и долговечность защиты соляной толщи и сохранности обсадных
труб в нефтяных скважинах в солесодержащей части разреза определяются,
главным образом, состоянием крепи скважин в наиболее ответственной части
разреза, перекрываемой технической колонной. Контроль состояния крепи за
технической
колонной
во
времени
осуществляется
методом
акустической
цементометрии, эффективность которого определяется наличием условий для
30
получения достоверной информации о характере связи цементного камня с
обсадными трубами технической колонны и стенками скважины в интервале от
башмака
кондуктора до
башмака
технической
колонны.
Необходимым и
достаточным условием получения такой информации является наличие в указанном
интервале цементного камня, размещенного за эксплуатационной колонной и
сформировавшего плотный контакт с ограничивающими поверхностями – наружной
поверхностью
обсадных
труб
эксплуатационной
колонны
и
внутренней
поверхностью обсадных труб технической колонны.
Анализ данных исследования состояния контакта цементного камня с
ограничивающими
поверхностями,
полученных
по
результатам
проведения
акустической цементометрии в эксплуатационной колонне, свидетельствует об
ограниченных возможностях получения достоверных результатов для оценки
состояния крепи за технической колонной во времени. Это обусловлено низким
качеством цементирования эксплуатационных колонн в контролируемом интервале
– от башмака кондуктора до башмака технической колонны, малой долей в этом
интервале участков плотного контакта цементного камня с обсадными трубами в
кольцевом зазоре между технической и эксплуатационной колонной. Так, в 536
скважинах (78 % от числа анализируемых скважин) отсутствуют условия для
получения методом акустической цементометрии необходимой информации
о
состоянии крепи за технической колонной, частично такие условия имеются в 143
скважинах (21 %) и надежная информация по практически всему контролируемому
интервалу может быть получена только в 8 скважине (1 %). Изменения в сторону
улучшения качества цементирования эксплуатационных колонн в интервале спуска
технической колонны отмечаются в последние годы анализируемого периода. Так,
если за период с 1976 по 1996 гг. доля пробуренных скважин с положительными
оценками («есть» и «частично») возможности контроля во времени состояния крепи
за двумя колоннами составляла 19 %, в течение 1997 – 2005 гг. составила 29 %, то в
течение 2006-2010 гг. доля таких скважин составила 42 %. Следует отметить, что в 9
из 21скважин, пробуренных в 2004-2005 гг. скважинах для цементирования
эксплуатационных колонн в интервале спуска технических колонн в опытном
31
порядке использован новый тампонажный материал РМФТМ-МКП. В отличие от
известных, ранее использовавшихся для цементирования эксплуатационных колонн
тампонажных материалов на основе портландцемента, он в условиях межколонного
пространства формирует
высокопрочный расширяющийся цементный камень и
плотный контакт его обеими обсадными колоннами. В результате использования
РМФТМ-МКП положительная оценка «наличию условий для инструментального
контроля» во времени состояния крепи за технической колонной дана по всем 9
опытным скважинам (48 % от общего числа пробуренных скважин). РМФТМ-МКП
после составления и утверждения в установленном порядке регламента на его
приготовление и использование принят в качестве обязательного тампонажного
материала для цементирования второй ступени эксплуатационных колонн в
нефтяных скважинах на территории ВКМКС.
Очевидно, что в последние годы отмечено повышение качества строительства
скважин. В первую очередь это относится к качеству проводки и крепления
нефтяных скважин в интервалах, в наибольшей степени определяющих надежность
защиты соляной толщи от агрессивных по отношению к ней вод надсолевой части
разреза, т.е. к восстановлению герметичности водозащитной толщи (ВЗТ),
нарушенной при бурении скважин.
Основная
часть
надсолевого
водоносного
комплекса
в
скважинах
перекрывается кондукторами, от качества цементирования которых во многом
зависит качество восстановления герметичности ВЗТ. В течение последних лет
разработаны и успешно использованы при цементировании кондукторов новые
расширяющиеся
тампонажные
материалы
РПЦТМ,
РМФТМ
и
РИМТМ,
позволившие существенно повысить качество крепи нефтяных скважин в
надсолевой части разреза.
С целью установления наличия закономерности в изменении качества
строительства нефтяных скважин
за период с 1996 по 2005 гг. по данным,
приведенным в таблице 5.1.1.3, выполнена статистическая обработка результатов
оценки качества с помощью пошагового многомерного регрессионного анализа.
Для этого построены четыре группы моделей:
32
- первая модель – для определения модельного количества скважин, имеющих
удовлетворительные и хорошие оценки (5 вариантов оценок – «а», «б», «в», «г»,
«д») и оценку «есть + частично» для условий выполнения инструментального
контроля (вариант «е»);
- вторая модель – для определения модельного количества скважин, имеющих
хорошую оценку или наличие условий для инструментального контроля по оценке
«есть» для инструментального контроля;
- третья модель – для определения модельного количества скважин, имеющих
удовлетворительную оценку или наличие условий для инструментального контроля
по оценке «частично»;
- четвертая модель – для определения модельного количества скважин,
имеющих
неудовлетворительную
оценку
или
отсутствие
условий
для
инструментального контроля. Всего было построено 24 модели, приведенные в
таблице 5.1.1.4.
Выполненный анализ статистических характеристик построенных уравнений
регрессии (табл. 5.1.1.4) показывает, что наиболее значимые корреляции получены в
тех случаях, когда для оценки использовали суммарную оценку «удовлетворительно
плюс хорошо» или наличие условий для инструментального контроля по сумме
оценок «есть плюс частично». Поэтому более детально рассмотрены именно эти
уравнения регрессии, а также проанализированы уравнения регрессии для скважин,
имеющих оценку «неудовлетворительно» и «нет».
33
Таблица 5.1.1.3
Результаты оценки надѐжности и долговечности защиты соляной толщи и обсадных труб в скважинах от воздействия над- и
подсолевого водоносных комплексов и техногенных процессов, обусловленных ведением горных работ по добыче калийных
солей и нефти на территории ВКМКС
Общий
итог
1996-2005
г.
неуд.
удов.
хорошо
удов.+
хорошо
нет
частично
0%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
238
13
64
161
225
29
32
177
209
32
54
152
206
5
182
51
233
7
5
226
231
173
63
2
65
100%
5%
27%
68%
95%
12%
13%
74%
88%
13%
23%
64%
87%
2%
76%
21%
98%
3%
2%
95%
97%
73%
26%
1%
27%
0%
0%
0%
0%
0%
34
0%
0%
1
3%
0%
0%
0%
0%
есть
0%
N5
20
74%
20
83%
20
91%
28
88%
35
92%
36
97%
19
86%
14
93%
12
92%
5
63%
0%
удов.+
хорошо
0%
0%
4
18%
N6
14
52%
14
58%
18
82%
23
72%
33
87%
33
89%
17
77%
11
73%
10
77%
4
50%
удов.
удов.+
хорошо
0%
0%
N7
6
22%
6
25%
2
9%
5
16%
2
5%
3
8%
2
9%
3
20%
2
15%
1
13%
0%
0%
1
8%
1
13%
0%
1
3%
N8
7
26%
4
17%
2
9%
4
13%
3
8%
1
3%
3
14%
1
7%
1
8%
3
38%
неуд.
хорошо
2005 г.
удов.
2004 г.
0%
N1
23
85%
22
92%
21
95%
30
94%
38
100%
37
100%
18
82%
15
100%
13
100%
8
100%
0%
неуд.
2003 г.
0%
N23
4
15%
5
21%
4
18%
10
31%
10
26%
14
38%
3
14%
1
7%
8
62%
4
50%
удов.+
хорошо
2002 г.
0%
N24
23
85%
19
79%
18
82%
21
66%
27
71%
23
62%
19
86%
14
93%
5
38%
4
50%
N2
12
44%
15
63%
13
59%
18
56%
26
68%
27
73%
14
64%
15
100%
13
100%
8
100%
N15
21
78%
19
79%
16
73%
20
63%
30
79%
21
57%
21
95%
15
100%
12
92%
7
88%
N13
24
89%
23
96%
22
100%
32
100%
38
100%
36
97%
22
100%
15
100%
13
100%
8
100%
N17
23
85%
22
92%
22
100%
32
100%
38
100%
36
97%
22
100%
15
100%
13
100%
8
100%
N3
11
41%
7
29%
8
36%
12
38%
12
32%
10
27%
4
18%
N16
3
11%
1
4%
N14
3
11%
4
17%
6
27%
12
38%
8
21%
15
41%
1
5%
N18
21
78%
21
88%
20
91%
32
100%
38
100%
36
97%
22
100%
15
100%
13
100%
8
100%
хорошо
2001 г.
N9
8
30%
16
67%
19
86%
30
94%
38
100%
37
100%
22
100%
15
100%
13
100%
8
100%
N19
2
7%
1
4%
2
9%
удов.
2000 г.
N10
3
11%
10
42%
7
32%
20
63%
31
82%
31
84%
19
86%
13
87%
12
92%
6
75%
N20
4
15%
2
8%
неуд.
1999 г.
N11
5
19%
6
25%
12
55%
10
31%
7
18%
6
16%
3
14%
2
13%
1
8%
2
25%
IV
N4
4
15%
2
8%
1
5%
2
6%
27
11%
24
10%
22
9%
32
13%
38
16%
37
16%
22
9%
15
6%
13
5%
8
3%
N12
19
70%
8
33%
3
14%
2
6%
III
удов.+
хорошо
1998 г.
II
хорошо
1997 г.
I
удов.
1996 г.
О
ВсегоN
е) наличия условий для
инструментального
контроля
V
неуд.
ГОДt
хорошо
а) вскрытия соляной толщи
есть+
частично
Количество скважин по «Критериям качества крепи нефтяных скважин…» , шт. / %
в том числе с оценкой
б) вскрытия
в) защиты от вод
г) защиты от вод
д) защиты от техногенных
КМС
надсолевого комплекса
подсолевого комплекса
процессов
N22
0%
N21
4
15%
5
21%
4
18%
11
34%
11
29%
14
38%
3
14%
1
7%
8
62%
4
50%
0%
0%
0%
1
3%
1
3%
0%
0%
0%
0%
Таблица 5.1.1.4
Зависимости качества вскрытия соляной толщи и крепи нефтяных скважин
от общего количества скважин N и времени t
Кол-во скважин по
Уравнения регрессии:
критериям качества
верхняя строка – 1 вариант, вторая сверху – 2 вариант, третья
крепления
сверху – 3 вариант, нижняя строка – 4 вариант.
а) в т.ч. с оценкой N1м=1,043N+0,379t–760,219; при R=0,99; Fp/Ft=71,85; р< 0,00000.
вскрытия соляной N2м=0,69N+1,01t; при R=0,95; Fp/Ft=12,36; р< 0,00026.
толщи
N3м=0,351N–0,627t+1257,12; при R=0,96; Fp/Ft=18,19; р< 0,00008.
N4м=–0,297t + 595,388; при r= 0,55; Fp/Ft=1,92; р< 0,099.
б) в т.ч. с оценкой N5м=1,046N+0,494t–992,26; при R= 0,99; Fp/Ft=68,59; р< 0,00000.
вскрытия КМС
N6м=1,09N+1,12t–2256,82;при R=0,97; Fp/Ft=25,45; р< 00003.
N7м=–0,460t+924,64; при r=0,76; Fp/Ft=6,43; р< 009.
N8м=–0,406t + 815,242; при r= 0,66; Fp/Ft=3,49; р< 0,036.
в) в т.ч. с оценкой N9м=1,27N+2,01t–4,039; при R= 0,95; Fp/Ft=12,12; р< 0,00028.
защиты от вод
N10м=263N+1,16t–52,68,87; при R= 0,97; Fp/Ft=23,53; р< 0,00003.
надсолевого
N11м=–0,613N+0,105t+1229,14; при R= 0,72; Fp/Ft=1,42; р< 0,07.
комплекса
N12м=–2,015t–0,269N+4039,728; при R= 0,83; Fp/Ft=2,82; р< 0,017.
г) в т.ч. с оценкой N13м=1,014N+0,226t–453,804;при R=0,99;Fp/Ft=219,56; р< 0,0000.
защиты от вод
N14м=0,421N–4,940;при R=0,92;Fp/Ft=11,05; р< 0,0034.
подсолевого
N15м=0,5526N+5,046;при R=0,89;Fp/Ft=17,62; р< 0,00049.
комплекса
N16м=–0,2t + 400,6; при r= 0,62; Fp/Ft=2,81; р< 0,054.
д) в т.ч. с оценкой N17м=1,033N+0,361t–722,883;приR=0,99; Fp/Ft=136,62; р< 0,0000.
защиты от
N18м=1,08N+0,67t–1339,66;при R=0,99;Fp/Ft=112,59; р< 0,0000.
техногенных
N19м=–0,3075t–0,0501N+616,78;при R=0,89;Fp/Ft=5,33; р< 0,0032.
факторов
N20м=–0,297t + 594,787; при r= 0,67; Fp/Ft=3,66; р< 0,033.
е) в т.ч. с оценкой N21м=0,43N+0,73t–1456,69; при R=0,83; Fp/Ft=2,89; р< 0,016.
наличия
условий N22м=0,0248N–0,39; при r=0,58; Fp/Ft=2,36; р< 0,073.
инструментального N23м=0,40N+0,69t; при R=0,81; Fp/Ft=2,52; р< 0,022.
контроля факторов N24м=0,571N–0,726t+1456,68;приR=0,95; Fp/Ft=12,06; р< 0,00028.
Анализ уравнения регрессии для определения модельных значений N1м по
оценке вскрытия соляной толщи показывает, что они формируются как за счет
общего количества скважин N, так и за счет времени t. Данное уравнение
характеризуется высокими значениями коэффициента множественной корреляции
R, отношением Fp/Ft и р, т.е. построенная статистическая модель достаточно
надежна. Все это свидетельствует о том, что независимо от общего количества
изученных скважин и 10-летнего срока проведения работ, количество скважин,
имеющих
удовлетворительные
и
хорошие
оценки,
изменяется
статистически сильной зависимости, что наглядно видно из рис. 5.1.1.1,а.
35
по
одной
Уравнение регрессии, по которому вычисляется количество скважин,
имеющих неудовлетворительную оценку (N4), состоит только из t, имеющего знак
―минус‖. Отсутствие в уравнении регрессии величины N объясняется практически
отсутствием корреляционной связи между N4 и N, которая равна 0,147, tp<tt.
Одновременно знак «минус» указывает на то, что за период 1996 – 2005 гг.
прослеживается тенденция уменьшения количества скважин, характеризующихся
неудовлетворительным качеством вскрытия соляной толщи.
Практически аналогичные результаты получены по оценкам качества
вскрытия КМС, защиты от вод подсолевого комплекса и защиты от техногенных
процессов (табл. 5.1.1.1; рис. 5.1.1.1,в,г, 5.1.1.2, а,б,в,г).
При анализе оценок защиты от вод надсолевого комплекса первая модель
аналогична предыдущим, тогда как при определении N12м уравнение регрессии
состоит из t и N. Отметим, что формирование модели началось с величины t (r=
0,75; tp>tt), затем на втором шаге в модель был привлечен и показатель N (r=0,13).
Поле корреляции между N12 и N12м приведено на рис. 5.1.1.1,е.
егрессионные модели оценки наличия условий для инструментального
контроля скважин значительно отличаются от вышерассмотренных пяти оценок
(табл. 5.1.1.2). Для этих уравнений регрессии характерно то, что они достаточно
близки по значениям R. Отметим, что для условий, когда нет возможностей
инструментального контроля, значения R даже выше, чем в случаях, когда эти
условия имеются. В то же время, когда имеются возможности инструментального
контроля, знаки N и t положительные; в случае его отсутствия при N –
положительный, при t – отрицательный.
Формирование уравнения регрессии начато с N. Затем в модель было
включено t. Наличие разнонаправленных связей в данном случае показывает, что
процесс является достаточно сложным, наличие отрицательного знака t показывает,
что количество скважин, где
условия для инструментального контроля
отсутствуют, со временем уменьшается.
Это происходит по статистической
зависимости: N12=362,4 – 1,812t; r = –0,72; tp>tt.
Поле корреляции N21 с N21м и N24 с N24м приведено на рис. 5.1.1.2, д,е.
36
Зависимость N24 от N и t
приведена на рис. 5.1.1.3. Отсюда видно, что
действительно величина N24 контролируется как N, так и t.
По оценкам вскрытия соляной толщи, вскрытия КМС, защиты от вод надсолевого и
подсолевого комплексов, защиты от техногенных процессов были построены две
многомерные модели. Первая модель построена для определения количества
скважин, имеющих удовлетворительную плюс хорошую оценки – Nу+х; вторая – для
скважин, имеющих неудовлетворительную оценку – Nн. В первом случае получена
следующая модель: Nу+х=1,088 N+0,736t–1476,27; при R=0,96; Fp/Ft = 125,34; p<
0,0000.
На первом шаге формирования модели в нее был включен показатель N
(R=0,95), далее – показатель t (R=0,96). Зависимость Nу+х от N и t приведена на рис.
5.1.1.4.
Из рис. 5.1.1.4 видно, что величина Nу+х действительно сильно зависит от N и
незначительно – от t. Здесь необходимо отметить, что даже при незначительном
влиянии t на Nу+х связь между ними обратная значимая при r= – 0,41; tp>tt.
Коэффициент корреляции между модельными значениями N, определяемыми по
индивидуальным моделям (см. табл. 5.1.1.2) и Nу+х, равен 0,98; при tp>tt; при
p=0,0000. Очень высокое значение r показывает, что они достаточно надежно
контролируют друг друга, что еще раз убедительно подтверждает вывод, что
независимо от общего количества изученных скважин и 10-летнего проведения
работ, количество скважин, имеющих удовлетворительные плюс хорошие оценки,
изменяется по одной статистической зависимости.
Во втором случае величину Nн можно определить по следующей формуле: Nн=
–0,704t– 0,085 N + 1411,25; при R=0,54; Fp/Ft = 4,01; p< 0,0002.
Из уравнения регрессии видно, что формирование модели началось с величины
t (связь с Nн равна 0,502), затем N.
37
3,0
35
2,5
30
2,0
25
1,5
N4M
N1M
40
20
1,0
15
0,5
10
0,0
-0,5
-0,5
5
5
10
15
20
25
30
35
40
0,0
0,5
1,0
1,5
2,0
3,0
3,5
4,0
4,5
N4
N1
а
б
40
5,0
35
4,5
4,0
30
3,5
N8M
25
N5M
2,5
20
15
3,0
2,5
2,0
10
1,5
5
1,0
0
0,5
0
5
10
15
20
25
30
35
40
0
1
2
3
4
N5
5
6
7
8
N8
в
г
40
16
14
35
12
10
8
25
N12M
N9M
30
20
6
4
2
15
0
10
-2
5
5
10
15
20
25
30
35
40
-4
-2
0
2
4
6
8
N9
10
N 12
д
е
Рис.5.1.1.1. Корреляционные поля
38
12
14
16
18
20
40
1.6
1.4
35
1.2
1.0
30
N16M
N13M
0.8
25
20
0.6
0.4
0.2
15
0.0
-0.2
10
-0.4
5
5
10
15
20
25
30
35
-0.6
-0.5
40
0.0
0.5
1.0
1.5
N13
35
2.0
30
1.5
25
1.0
20
3.5
0.5
15
0.0
10
-0.5
5
15
3.0
б
2.5
N20M
N17M
а
10
2.5
N16
40
5
2.0
20
25
30
35
-1.0
-0.5
40
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
N 17
2.5
3.0
18
20
3.5
4.0
4.5
N 20
в
г
14
28
26
12
24
22
20
N24M
N21M
10
8
6
18
16
14
12
10
4
8
6
2
4
0
2
4
6
8
10
12
14
16
2
4
6
8
10
12
14
N 21
16
N 24
д
е
Рис.5.1.1.2. Корреляционные поля
39
22
24
26
28
30
25
20
15
10
5
Рис.5.1.1.3. Зависимость N24 от t и N
40
30
20
10
0
Рис.5.1.1.4. Зависимость NY+X от t и N
40
Зависимость Nн от N и t по обобщенному варианту приведена на рис. 5.1.1.5.
Отсюда видно, что на величину Nн значительно влияет как t, так и N.
6
4
2
0
-2
Рис.5.1.1.5. Зависимость NН от t и N
Обобщенное уравнение регрессии между Nн и t имеет следующий вид:
Nн= –0,541t + 1083,202; при r=–0,50; tp>tt.
Обобщенное уравнение регрессии между Nн и N: Nн= 0,370N + 23,22; при
r=0,12; tp<tt.
Приведенные уравнения регрессии показывают, что общее количество скважин
не имеет значимой корреляции с Nн, тогда как с t связь обратная, статистически
значимая. Данное обстоятельство убедительно показывает, что в период с 1996 по
2005 год наблюдается устойчивое увеличение количества скважин с положительной
оценкой.
Из прямых методов исследования, которые дают более полную и наиболее
достоверную информацию о фактически достигнутых результатах цементирования
обсадных колонн и о состоянии крепи во времени, реализованы:
- инструментальные исследования вещественного (фазового) и элементного
составов скважинных образцов цементного камня, отобранных в процессе
41
цементирования обсадных колонн (исследования проводятся с 1995 года). По
результатам таких исследований выполняется сравнительный анализ с целью
установления соответствия вещественного и элементного составов этих образцов
вещественному и элементному составу лабораторных образцов цементного камня
тампонажных материалов, рекомендованных по лабораторных авторских анализов
к использованию для цементирования кондукторов и технических колонн в
конкретных скважинах;
- отбор натурных образцов крепи скважин (обсадная колонна – цементный
камень – порода) в интервалах, перекрываемых технической колонной, и
последующее исследование отдельных элементов отобранных образцов крепи
инструментальными методами ЭМС, РФА, МЗ (этот вид работ выполняется с 1984
года).
Результаты перечисленных исследований приняты в качестве исходной базы
для оценки в соответствии с «Критерии качества…» надежности и долговечности
защиты соляной толщи и обсадных труб от негативного влияния на их состояние
вод над- и подсолевого водоносных комплексов, а также техногенных процессов,
обусловленных ведением горных работ по добыче калийных солей и нефти.
За период с 1995 по 2011 гг. при строительстве нефтяных скважин выполнены
отбор скважинных образцов тампонажных материалов при цементировании
кондукторов, технических колонн и второй ступени эксплуатационных колонн
инструментальные исследования этих образцов. Анализом полученных результатов
подтверждено, что в подавляющем большинстве скважин (более 96 %) фактически
при цементировании кондукторов, технических колонн и второй ступени
эксплуатационных колонн использованы тампонажные растворы, цементный камень
которых
по
вещественному и
лабораторных
образцов
элементному составам близок к составам
цементного
камня
тампонажных
растворов,
оптимизированным авторскими анализами и рекомендованным индивидуально для
каждой скважины. Это означает, что в большинстве нефтяных скважин при
цементировании
кондукторов,
технических
колонн
и
второй
ступени
эксплуатационных колонн за обсадными трубами сформирован цементный камень,
42
который как элемент крепи скважины по своим свойствам в полной мере отвечает
вышеуказанным требованиям.
Реализация перечисленных косвенных методов оценки качества выполненных
работ по цементированию обсадных колонн и анализ полученных при этом
результатов позволяют судить о состоянии крепи в солесодержащей части разреза
практически только на момент спуска в скважину эксплуатационной колонны.
Однако эта информация недостаточна для надежного прогнозирования состояния
наиболее ответственного участка крепи скважины в реальных термобарических
условиях разреза территории ВКМКС, а, следовательно, и для прогнозирования
долгосрочного и безопасного функционирования нефтяных скважин в условиях
ведения на одной территории горных работ по добыче нефти и калийных солей.
Косвенная информация
о фактически достигнутом качестве разобщения в
скважинах соляной толщи от флюидосодержащих горизонтов
дополнена
объективными данными прямого метода исследования образцов крепи [9]. Этот
метод позволяет визуально оценить характер связи цементного камня с обсадными
трубами и породами стенок скважины, оценить динамику изменения вещественного
и элементного составов цементного камня в заколонном пространстве, а также
оценить сохранность во времени стальных обсадных труб технической колонны в
коррозионно-активной солесодержащей части разреза.
Для получения таких данных с 1984 года на территории ВКМКС в нефтяных
скважинах проводятся работы по отбору натурных образцов крепи (рис. 5.1.1.6) и
инструментальные исследования этих образцов.
По состоянию на 01.10.2011 года в 17 скважинах (одна скважина – контрольная,
4 – опытные глубокие (ОГН), две – разведочные, 10 – эксплуатационные)
сверлящим керноотборником СКМ 8-9 отобрано в общей сложности 396 образцов
крепи, причем в 4 скважинах (8-К, 29-ОГН, 48-ОГН и 139-Лог.) отбор образцов
повторен с разрывом во времени от одного года до 23 лет.
43
а
б
в
г
д
е
Рис. 5.1.1.6. Образцы крепи скважины №29-ОГН в интервале спуска технической
колонны (обсадная труба – цементный камень – соль):
1 – обсадная труба; 2 – цементный камень; 3 – соль;
а – глубина 331,0м (каменная соль); б – глубина 317,0м (сильвинит);
в – глубина 331,4м (сильвинит); г – глубина 268,1м (каменная соль);
д – глубина 274,5м (каменная соль); е – глубина 267,1м (каменная соль).
44
Рентгенографические, электронно-микроскопические, физико-механические и
физико-химические исследования отобранных образцов выполнены в ПГТУ (г.
Пермь), МГУ (г. Москва), ОАО «ВНИИГ», ОАО «ВНИИМеханобр», ГСФ
«Минерал», ИГГД РАН, СпбГУ (г. С-Петербург). В результате получена
объективная информация о структуре, элементном и фазовом (вещественном)
составе, прочности и проницаемости цементного камня в заколонном пространстве,
а также о характере связи и состоянии контакта цементного камня с обсадной
трубой и солевыми породами, слагающими стенки скважины в интервалах отбора
образцов крепи (электронно-микроскопические исследования, микрозондирование).
Рентгенофазовым анализом установлено, что во всех образцах цементного
камня, находившегося в заколонном пространстве от трех до 23 лет, отсутствуют
соединения, свидетельствующие о ходе каких-либо коррозионных процессов в
цементном камне.
В
качестве
примера
можно
привести
результаты
инструментальных
исследований образцов крепи, отобранных в декабре 2000 года в скважине № 29ОГН в интервале глубин от 243 м до 319 м, в сравнении с результатами
исследования эталонного образца крепи, отобранного в этой скважине в том же
интервале в августе 1986 года, т.е. спустя 14 лет. Эти результаты позволяют
объективно оценить динамику состояния каждого из элементов крепи во времени и
получить базовую информацию для прогноза состояния крепи в этой скважине на
дальнюю перспективу.
Результаты исследований фазового и элементного составов цементного камня
отобранных образцов крепи приведены в таблице 5.1.1.5. Свидетельством высокой
степени сохранности во времени цементного камня расширяющегося магнезиальнофосфатного материала за технической колонной в скважине
№ 29-ОГН является
тождественность его состава в эталонном образце (обр. № 301-1), отобранном в
1986 г., составам цементного камня в образцах, отобранных в том же интервале в
2000 г. (обр. №№ 301-2 – 301-10).
45
Таблица 5.1.1.5
Элементный и фазовый составы цементного камня образцов крепи скважины №29-ОГН
Дата
№
отбора
образца
образца
Содержание фазы, %
Глубина
отбора
образца, м
3-форма
5форма
MgO MgCO3
Содержание элемента, %
Mg(OH)2
NaCl KCl
P
Mg
Cl
Ca
Fe
K
Na
Si
S
301-1
08.1986
331,0
7
85
6
-
1
1
-
0,4
56,2
37,6
1,7
1,3
1,0
-
0,8
0,9
302-1
12.2000
318,0
8
88
3
-
-
1
-
0,4
54,0
38,3
4,0
1,3
0,5
-
0,6
0,9
303-1
12.2000
317,0
9
87
3
-
-
1
-
0,3
54,3
37,6
3,7
1,0
1,7
-
0,6
0,8
304-1
12.2000
311,4
8
83
7
-
1
1
-
0,4
53,5
38,5
4,2
1,5
0,3
-
0,8
0,9
305-1
12.2000
281,0
11
80
7
-
-
1
-
0,4
54,5
38,3
2,5
1,1
1,7
-
0,7
0,8
306-1
12.2000
274,5
8
81
10
-
-
1
-
0,5
58,0
35,4
1,7
1,2
1,7
-
0,6
1,0
307-7
12.2000
285,0
8
83
8
-
-
1
-
0,5
57,0
36,9
1,5
1,4
1,1
-
0,6
1,0
308-1
12.2000
286,1
9
82
7
-
-
1
-
0,3
56,5
36,7
1,8
1,2
1,9
-
0,7
0,9
309-1
12.2000
310,2
6
81
7
1
1
3
1
0,4
46,7
42,7
3,9
1,1
1,5
2,7
0,5
0,5
310-1
12.2000
268,1
8
82
9
-
-
1
-
0,3
57,8
36,8
1,8
1,0
1,0
-
0,5
0,7
Примечание: 3-форма – триоксихлорид магния 3Mg(OH)2·MgCl2·8H2O
5-форма – пентаоксихлорид магния 5Mg(OH)2·MgCl2·8H2O
46
Электронно-микроскопическая
съемка
и
результаты
микрозондирования
отельных фрагментов образцов крепи подтверждают наличие фосфатной пленки на
поверхности цементного камня со стороны обсадной трубы (рис. 5.1.1.7, в).
а
б
в
Рис. 5.1.1.7. Фрагменты образца крепи скважины №29-ОГН
(глубина 318,0 м):
а – структура цементного камня;
б – зона контакта «цементный камень – сильвинит»;
в – фосфатная плѐнка на поверхности цементного камня.
Это
является
прямым подтверждением
того,
что
в
интервалах,
где
геофизическими методами отмечается наличие плотного (сплошного) контакта
47
цементного камня с обсадной колонной, кристаллохимическая связь между ними
сформирована через фосфатную пленку, одновременно выполняющую и функцию
защитного покрытия обсадной трубы от корродирующего воздействия на нее солей
разреза.
Наличием защитной фосфатной пленки, сформировавшейся в результате
химического взаимодействия оксидов и гидроксидов железа на поверхности труб с
магнезиально-фосфатным тампонажным раствором,
объясняется
сохранность
исходной толщины фрагментов обсадных труб во всех образцах крепи и отсутствие
на них каких-либо следов коррозии.
Электронно-микроскопические исследования структуры цементного камня
образцов крепи (рис. 5.1.1.7, а) свидетельствуют о ее высокой плотности, отсутствии
в камне пор и каналов, по которым могли бы мигрировать флюиды над- и
подсолевой частей разреза. Выполненными исследованиями установлено также, что
абсолютная газопроницаемость цементного камня образцов крепи сохраняется
практически
находится в пределах (0,18-0,23) . 10–3 мкм2, а
неизменной и
прочность на сжатие остается на уровне исходных значений в пределах от 68 до 76
Мпа.
Электронно-микроскопическими
представленных
сростками
исследованиями
цементного
кристаллохимическая связь между ними
сформированная
через
эпитаксиальную
камня
с
фрагментов
солями,
крепи,
установлена
(рис. 5.1.1.7, б). Такая связь,
оксихлоридно-фосфатную
пленку,
обеспечивает флюидонепроницаемость поверхности контакта «соль – цементный
камень». Специально выполненными лабораторными исследованиями установлено,
что прорыв воды по поверхности такого контакта происходит лишь при градиенте
давления в 60-90 раз превышающем фактически имеющий место в скважинах на
территории
ВКМКС.
Этими
же
исследованиями
установлено,
что
сформировавшаяся в составе крепи через фосфатную пленку кристаллохимическая
связь между обсадной трубой и цементным камнем тампонажного материала
обеспечивает флюидонепроницаемость поверхности контакта «обсадная труба –
цементный камень» даже при градиенте давления, в 200 раз превышающем
фактически имеющий место в нефтяных скважинах на территории ВКМКС.
48
Обобщая приведенные результаты выполненных работ по строительству
глубоких нефтяных скважин на территории ВКМКС за период с 1976 по 2010 гг.,
можно сделать следующие выводы:
1. Для условий разреза ВКМКС разработаны, усовершенствованы и при
строительстве скважин реализованы высокоэффективные технико-технологические
мероприятия и средства, отвечающие требованиям качественного вскрытия
солесодержащей
части
разреза
и
последующего
крепления
скважин.
Использованием этих средств обеспечена долговременная защита соляной толщи и
представляется возможным осуществлять контроль во времени состояния крепи
скважин в солесодержащей части разреза в условиях
негативного воздействия
флюидов недр и техногенных процессов, обусловленных ведением горных работ по
добыче калийных солей и нефти. Высокая эффективность этих методов и средств
подтверждена
многочисленными
исследованиями
результатов
строительства
скважин и состояния их крепи в контролируемых интервалах.
2. Установленное
качество
строительства
и
состояние
подавляющего
большинства нефтяных скважин, пробуренных на участках отсутствия запасов
калийных солей промышленных категорий, свидетельствует, что защищенность
соляной толщи и крепи самих скважин от негативного воздействия флюидов недр и
техногенных процессов отвечает требованиям охраны недр экологической и
промышленной безопасности.
3. Установленное выполненным анализом качество строительства нефтяных
скважин, пробуренных на территории ВКМКС в последние годы, свидетельствует: к
настоящему времени отечественная нефтяная отрасль располагает передовой
технологией строительства и эксплуатации скважин, позволяющей успешно
осваивать нефтяные месторождения в подсолевых отложениях. При этом
гарантируется
долговременная
защищенность
запасов
калийных
солей
от
подземных вод и безопасность их освоения в будущем.
4. Техническая и технологическая готовность нефтяной отрасли строить и
эксплуатировать нефтяные скважины без ущерба для сохранности сырьевой базы
предприятий по производству минеральных удобрений позволяет продолжить
49
комплексное освоение ресурсов Соликамской депрессии, в том числе новых
нефтяных месторождений и перспективных структур в подсолевых отложениях
кондиционных участков ВКМКС.
Стоит отметить, что достигнутый высокий уровень качества строительства
скважин в солях зависит не только от применяемых специальных методов и
технико-технологических средств (конструкции скважин, буровые и тампонажные
растворы, методы консервации и ликвидации глубоких скважин), разработанных
научным коллективом Пермского государственного технического университета, но
и результат осуществления ПГТУ авторского надзора за строительством и
состоянием во времени крепи глубоких скважин на территории Верхнекамского
месторождения калийных солей. Основной целью которого является установление
соответствия выполнения работ по проектированию и строительству глубоких
скважин на территории ВКМКС требованиям промышленной безопасности и
охраны недр при комплексном освоении территориально совмещенных в плане
месторождений нефти и водорастворимых минеральных солей. В рамках авторского
надзора ПГТУ предусматривается выполнение сотрудниками ПГТУ следующих
видов работ:
- согласование индивидуальных и групповых проектов на строительство
скважин в части соответствия предусмотренных в них технико-технологических
решений действующим для территории ВКМКС инструктивно-нормативным
документам и регламентам, соблюдением которых обеспечивается высокое качество
проводки и крепления проектируемых скважин;
- согласование составленной буровым предприятием (далее – Подрядчик)
индивидуально для каждой скважины рабочей документации на ее строительство;
- согласование планов консервации и ликвидации глубоких скважин,
вскрывших солесодержащую часть геологического разреза, на любом из этапов их
строительства или эксплуатации;
- согласование планов сложных работ, связанных с ликвидацией аварий,
осложнений и ремонтных работ, проведение которых может нарушить состояние
50
крепи глубоких скважин
в интервале солесодержащей
и
в интервалах
водозащитных толщ разреза;
- согласование составленных сторонними организациями инструктивных и
нормативных документов (регламентов), относящихся к
проектированию,
строительству, эксплуатации, консервации и ликвидации глубоких скважин в
пределах площади залегания калийных солей ВКМКС;
- проверка готовности буровых к продолжению строительства каждой
скважины в интервале под техническую колонну с гарантированным обеспечением
качественного
вскрытия
солесодержащей
части
разреза
и
последующего
цементирования перекрывающей ее технической колонны;
- выполнение в ПГТУ анализов по оптимизации составов специальных
тампонажных материалов (РПЦТМ, РИМТМ, РМФТМ, РМФТМ-МКП и др.). При
этом оптимизация составов тампонажных материалов и составление заключений о
порядке их использования для цементирования кондукторов, технических колонн и
вторых ступеней эксплуатационных колонн осуществляется с учетом свойств
вяжущих материалов и реагентов, термобарических и атмосферных условий
выполнения технологических операций по креплению каждой скважины;
- выполнение
инструментальных
исследований
исходных
материалов,
реагентов, лабораторных и скважинных образцов цементного камня тампонажных
растворов, рекомендованных к использованию и фактически использованных при
цементировании
кондукторов,
технических
колонн
и
вторых
ступеней
эксплуатационных колонн в скважинах (формирование банка данных о фактическом
вещественном и элементном составе цементного камня крепи скважин);
- контроль соблюдения установленных видов, объемов и сроков проведения
исследовательских (геофизических и гидродинамических) работ и наблюдений за
техническим состоянием стволов скважин и их крепи;
- участие в работах по контролю соответствия фактически реализуемых
технико-технологических решений проектным решениям при строительстве
скважин в интервалах, определяющих качество и сохранность их крепи на
длительную перспективу;
51
- осуществляет или требует выполнения работ направленных на повышение
качества строительства скважин на данной территории. Например, в последние годы
обеспечено: совершенствование составов буровых растворов и тампонажных
материалов; применение технических и технологических средств обеспечения
качественного
замещения
бурового
раствора
тампонажным
(применение
разделительной и продавочной пробок, турбулизаторов, расхаживания обсадных
колонн);
включение
в
технологическую
схему
обвязки
цементировочного
оборудования станции контроля цементирования и осреднительной емкости;
организация приготовления сухих смесей тампонажных материалов в стационарных
заводских условиях.
Исходя из вышеизложенного и сделанных выводов следует, что при
строительстве глубоких нефтяных скважин на территории ВКМКС гарантируется
надежное разобщение соляной толщи от флюидов недр, а также защита самих
нефтяных скважин от техногенных процессов не только на период их строительства
и эксплуатации, но и на дальнейшую, не ограниченную во времени перспективу.
Тем не менее, учитывая необходимость продолжения буровых работ в этом районе,
в том числе на участках кондиционных руд, предлагается:
- независимо от опыта и квалификации, организации работы службы
супервайзинга недропользователя, строительство нефтяных скважин на всей
территории сопровождать авторским надзором ПГТУ (ПНИПУ);
- доукомплектовать НИЛ ПНИПУ «Технологические жидкости для бурения и
крепления скважин» современным лабораторным оборудованием, позволяющим
проводить исследование буровых растворов и тампонажных материалов по
международным стандартам;
- организовать обучение сотрудников и студентов ПНИПУ, занятых в работах
по авторскому надзору, методам работы на новом лабораторном оборудовании и
порядку
тестирования
технологических
международными стандартами;
52
жидкостей
в
соответствии
с
- обеспечить входной контроль исходных материалов для приготовления
специальных буровых растворов и тампонажных материалов, регламентированных к
применению в глубоких нефтяных скважинах на территории ВКМКС;
- на базе НИЛ «ТЖБКС» продолжить работы по совершенствованию
технологии приготовления и использования специальных соленасыщенных буровых
растворов и тампонажных материалов;
- систематически проводить обучение и проверку знаний персонала буровых
подрядчиков по правилам и порядку ведения буровых работ в соответствии с
требованиями действующих ПБ 07-436-02 и технологических регламентов;
- регламентировать использование в практике строительства на территории
ВКМКС
разведочных и эксплуатационных скважин на нефть обязательное
применение при цементировании обсадных колонн приготовленных в стационарных
(заводских) условиях сухих смесей специальных тампонажных материалов;
- силами авторского надзора ПНИПУ организовать работы по оптимизации
сухих смесей специальных тампонажных материалов и контролю качества
приготовления их в заводских условиях;
- по согласованию с ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» установить сроки, объем и в
соответствии с согласованной Ростехнадзором инструкцией выполнить опытные
работы по ликвидации разведочных и эксплуатационных скважин, пробуренных на
территории ВКМКС;
- пересмотреть введенные в действие в 2005 году, при необходимости
исправить
и
дополнить
технологические
регламенты,
согласованные
Ростехнадзором для осуществления работ по строительству нефтяных скважин на
территории ВКМКС;
- осуществлять мониторинг состояния крепи скважин, и защиты в них соляной
толщи, который для каждой скважины осуществляется авторским надзором ПНИПУ
с момента вскрытия соляной толщи при бурении нефтяной скважины и завершается
по окончании работ по ее ликвидации в соответствии с действующими правилами
[10] и инструкциями.
53
5.1.2. Направление 2. Обеспечение геомеханической и геодинамической
безопасности комплексного освоения ресурсов Соликамской впадины
Основной целью мероприятий данного направления является комплексное
решение проблемы обеспечения геодинамической безопасности Верхнекамского
региона
в условиях высокой техногенной нагрузки на недра при совместном
освоении ресурсов нефти и калия.
Для
реализации
поставленной
цели
предлагается
выполнение
ряда
исследовательских работ, которые можно разбить на 4 блока:
Блок 1: Комплексные исследования физико-механических и фильтрационноемкостных свойств горных пород региона ВКМКС;
Блок
2.
Экспериментально-аналитические
исследования
напряженно-
деформированного состояния горного массива при добыче нефти и калия;
Блок 3. Мониторинг деформаций земной поверхности территории ВКМКС;
Блок 4. Сейсмический мониторинг территории ВКМКС.
Блок 1. Комплексные исследования физико-механических и фильтрационноемкостных свойств горных пород региона ВКМКС.
Программа работ данного блока направлена на изучение физико-механических
свойств горных пород региона как основы для дальнейшей оценки их поведения в
условиях сложного техногенного воздействия при совместной добыче нефти и
калия.
Обоснование физико-механических свойств горных пород является первым
этапом решения горнотехнических проблем, т.к. надежность прогноза напряженнодеформированного состояния горных массивов зависит в первую очередь от
достоверности исходных данных. Механические свойства пород-коллекторов
месторождений нефти и газа определяются множеством параметров различного
характера; их исследование представляет серьезную экспериментальную задачу,
решение которой затрудняется сложностью подготовки коллекций образцов,
характеризующих свойства пластов во всем их многообразии. Сложность
54
подготовки достаточного количества образцов связана с тем, что доступ к объектам
исследования, залегающим на значительной глубине, возможен только с помощью
буровых
скважин.
Все
остальные
возможности
изучения
массива
пород
(геофизические и др.) несут косвенную информацию, требующую специальной
интерпретации. Дополнительные трудности вносят эффекты изменения свойств
массива при его вскрытии под буровым раствором и извлечении флюида.
Установлено, что на результаты определений механических свойств значительное
влияние оказывают условия отбора и подготовки образцов. Множество факторов,
влияющих
на
механические
экспериментальное
параметры
исследование
и
горных
выражается
в
пород,
осложняет
значительном
их
разбросе
полученных данных и редкой повторяемости результатов определений.
В этой связи в составе 1 блока предполагается решение следующих задач:
- Разработка и совершенствование методов экспериментального исследования
механических свойств соляных пород ВКМКС;
- Разработка и совершенствование методов экспериментального исследования
фильтрационно-емкостных и механических свойств пород-коллекторов нефтяных
месторождений территории ВКМКС
- Экспериментальные исследования и создание базы данных физикомеханических
свойств
соляных
пород
ВКМКС
и
коллекторов
нефтяных
месторождений.
Блок
2.
Экспериментально-аналитические
исследования
напряженно-
деформированного состояния горного массива при добыче нефти и калия.
Программа
работ
данного
блока
направлена
на
разработку
и
совершенствование аналитических и численных методов прогноза напряженнодеформированного состояния горных массивов для оценки влияния техногенных
нагрузок на состояние геологической среды.
Горные породы, слагающие месторождения нефти и газа, чрезвычайно
разнообразны по своему составу, строению и свойствам. Продуктивные коллектора
могут быть представлены как рыхлыми слабосцементированными песчаниками, так
55
и весьма крепкими скальными породами, в покрывающей толще можно встретить
пластичные глины или соляные породы. При большом разнообразии строения и
свойств чрезвычайно трудно разработать такую модель, которая могла бы описать
напряженно-деформированное состояние всех разновидностей пород. Поэтому в
механике горных пород разработано большое количество моделей, отражающих
особенности механического поведения различных типов пород. Число таких
моделей постоянно увеличивается, они усложняются и начинают выявлять новые
характеристики поведения горной породы. При этом, однако, возрастают
требования к их параметрическому обеспечению, т.к. описание более сложных
законов поведения породы требует введения и обоснования дополнительных
экспериментальных констант. Сложность получения параметрического обеспечения
может свести на нет преимущества использования более сложных и совершенных
механических моделей. С другой стороны, чрезмерное упрощение модельных
представлений может приводить к бессмысленным результатам.
В этой связи применяемые модели должны, с одной стороны, отражать
наиболее важные особенности механического поведения объекта, а с другой
стороны, они должны быть достаточно простыми, чтобы их можно было
использовать без чрезмерных затрат времени и средств.
Другой важной проблемой является недостаток существующего на сегодня
уровня знаний об исходном природном уровне напряженного состояния массива.
Существуют
различные
сведения
о
наличии
в
горном
массиве
региона
тектонических напряжений, однако этих данных недостаточно для надежных
оценок.
Для решения этих сложных задач в составе 2 блока предполагаются следующие
исследования:
- Разработка и совершенствование аналитических моделей деформирования
соляных пород;
-
Разработка
и
совершенствование
деформационных
коллекторов при снижении пластового давления;
56
моделей
пород-
-
Производство
шахтных
экспериментов
по
определению
исходного
напряженного состояния соляного массива ВКМКС;
- Анализ операций гидроразрыва пласта на нефтяных месторождениях региона
ВКМКС и определение исходного поля напряжений продуктивных пластов;
-
Аналитические
и
численные
расчеты
напряженно-деформированного
состояния горного массива при добыче калийных руд;
- Аналитические и численные расчеты НДС горного массива при снижении
пластового давления в нефтяных залежах;
- Аналитические и численные расчеты НДС горного массива при работе систем
поддержания пластового давления;
- Численное моделирование влияния совместной добычи нефти и калия на
горный массив и земную поверхность ВКМКС.
Блок 3. Мониторинг деформаций земной поверхности территории ВКМКС
Программа работ данного блока направлена на расширение существующей сети
мониторинговых пунктов, а также совершенствование методов мониторинга
современных движений земной поверхности региона для оценки стабильности
промышленной и гражданской инфраструктуры.
Инструментальные наблюдения за сдвижением земной поверхности не только
являются наиболее надежным методом контроля за состоянием подрабатываемых
объектов, но также необходимы для обоснования и калибровки расчетных моделей,
применяемых для прогноза напряженно-деформированного состояния горного
массива.
Методы и средства наблюдений за деформированием больших территорий
имеют свои особенности. При определении оседаний земной поверхности
целесообразно использовать метод повторного геометрического нивелирования по
профильным линиям реперов, как наиболее точный и наименее затратный. В то же
время измерение горизонтальной составляющей деформаций традиционными
методами весьма трудоемко и дорогостояще.
В настоящее время при организации инструментальных наблюдений следует
использовать GPS-технологиии, т.к. они дают возможность получать полные
57
вектора сдвижений и осуществлять с высокой точностью геодезический мониторинг
обширных территорий. В этой связи специалистами ПНИПУ В 1999-2000гг был
реализован проект глобального полигона для производства GPS – наблюдений на
территории ВКМКС (рис.5.1.2.1).
Рис.5.1.2.1. Глобальный геодинамический полигон территории ВКМКС
58
Данный геодинамический полигон охватывает размеры порядка 40км в
широтном и 70км в меридиональном направлениях и позволяет с высокой
точностью отслеживать деформации территории ВКМКС. В ходе реализации
рассматриваемой «Программы…» предполагается дальнейшее развитие данного
полигона с целью сгущения сети мониторинга для повышения качества получаемой
информации.
Также на сегодняшний день существуют новые методы мониторинга для точного
и достоверного выявления горизонтальных и вертикальных сдвижений земной
поверхности, вызванных добычей полезных ископаемых.
В связи с появлением группировки спутников, оснащенных высокоточными
радарными
системами,
дифференциальной
появился
и
интерферометрии,
весьма
успешно
который
также
развивается
позволяет
метод
выявлять
проседания земной поверхности на высоком – миллиметровом уровне точности [1113]. Преимущество данного метода заключается в том, что можно вести наблюдение
за весьма большой площадью исследуемого участка, а не за конкретными объектами
или линиями. Появляется также возможность наблюдения за непосредственно
опасными для человека объектами, такими как например, провалы над горными
работами, где инструментальные наблюдения невозможны или труднодоступны.
Технология
дифференциальной
интерферометрии
использует
методы
радиолокационной съемки земной поверхности, для чего используют радары с
синтезированной (искусственной) апертурой (РСА) [11-13]. Съемка выполняется в
ультракоротковолновой
(сверхвысокочастотной)
области
радиоволн,
подразделяемой на X, C, L, Р- диапазоны. Для задач мониторинга смещений земной
поверхности, зданий и сооружений по каждой конкретной территории подбираются
данные в одном или нескольких из этих диапазонов исходя из типа рельефа, типа
растительного покрытия, ожидаемых величин смещений и т. д.
Для реализации этих новых методов в составе 3 блока предполагаются
следующие работы:
- Реконструкция и развитие сети глобального GPS- мониторинга территории
ВКМКС;
59
- Проектирование и создание сети постоянно действующих GPS- пунктов на
территории калийных рудников и нефтяных месторождений;
- Развитие сети локальных станций нивелирования II класса на территории
вновь вводимых нефтяных месторождений и калийных рудников;
- Опытно-промышленная проверка возможности использования космической
радарной интерферометрической съемки для мониторинга деформаций земной
поверхности территории ВКМКС.
Блок 4. Сейсмический мониторинг территории ВКМКС
Программа работ данного блока направлена на развитие систем контроля
сейсмического состояния недр региона ВКМКС.
Сейсмические явления являются одними из наиболее опасных проявлений как
естественной геодинамической активности недр,
так и при техногенных
воздействиях. Сейсмические явления приводят не только к тяжелым техническим и
экологическим последствиям, но и к социальной напряженности в регионах
разработки месторождений полезных ископаемых. Техногенные землетрясения
сопровождают добычу твердых полезных ископаемых подземным способом,
возведение высотных плотин и заполнение водохранилищ, однако по масштабам
выделяемой
энергии
сейсмические
толчки,
наблюдаемые
при
разработке
месторождений углеводородов, значительно превышают аналогичные явления при
остальных видах воздействия на недра, а в ряде случаев приближаются по силе к
природным землетрясениям, характерным для региона месторождения.
В последнее время происходит существенный пересмотр взглядов на роль
геодинамического фактора при оценке технологического, экологического и
социально-экономического риска при функционировании природно-технических
систем. Основные природно-техногенные явления, изучаемые в современной
геодинамике – это деформационные и сейсмические процессы в недрах, а также
взаимосвязанные с ними вариации геофизических и флюидо-геохимических полей
[16]. Геодинамические процессы деформирования горных пород и земной
поверхности
характеризуются
некоторыми
которые определяют их аномальный характер.
60
деформационными
параметрами,
Часто высказывается мнение, что именно влияние активных разломов, т.е.
современная геодинамика недр является главной причиной аварийности на
магистральных нефтегазопроводах и других промышленных объектах [14-16].
В связи с исключительной важностью проблемы обеспечения геодинамической
безопасности в составе 4 блока предполагается выполнение следующих работ:
- Линеаментный анализ и выявление разломных структур с помощью
космических снимков территории ВКМКС;
- Реконструкция и развитие сети сейсмических станций с учетом вновь
вводимых нефтяных месторождений и калийных рудников;
- Развитие и совершенствование методик регистрации и интерпретации
сейсмических событий.
Сводные данные об исследовательских работах по программе обеспечения
геомеханической и
геодинамической
безопасности Верхнекамского региона
представлены в табл.5.1.2.1.
Таблица 5.1.2.1
Программа
научно-технического
обеспечения
эффективного,
экологически
безопасного и комплексного освоения ресурсов Соликамской впадины
№п.п.
Мероприятия
Организация
Ответственный
исполнитель
1.
Программа исследовательских работ по
обеспечению
геомеханической
и
геодинамической
безопасности
комплексного
освоения
ресурсов
Соликамской впадины
1.1.
Комплексные
исследования
физикомеханических и фильтрационно-емкостных
свойств горных пород региона ВКМКС
61
–
Продолжение таблицы 5.1.2.1
1.1.1
Разработка и совершенствование методов ГИ УрО РАН
экспериментального
исследования
механических свойств соляных пород ВКМКС
1.1.2
Разработка и совершенствование методов
экспериментального
исследования
фильтрационно-емкостных и механических
свойств
пород-коллекторов
нефтяных
месторождений территории ВКМКС
ПНИПУ,
филиал
ООО
«ЛУКОЙЛИнжиниринг»
«ПермНИПИнефть»
1.1.3
Экспериментальные исследования и создание
базы данных физико-механических свойств
соляных пород ВКМКС и коллекторов
нефтяных месторождений
ГИ
УрО
РАН,
ПНИПУ,
филиал
ООО
«ЛУКОЙЛИнжиниринг»
«ПермНИПИнефть»
1.2.
Экспериментально-аналитические
исследования напряженно-деформированного
состояния горного массива при добыче нефти и
калия
1.2.1
Разработка
аналитических
соляных пород
1.2.2
Разработка
и
совершенствование ПНИПУ
деформационных моделей пород-коллекторов
при снижении пластового давления
1.2.3
Производство шахтных экспериментов по ГИ УрО РАН
определению
исходного
напряженного
состояния соляного массива ВКМКС
1.2.4
Анализ операций гидроразрыва пласта на
нефтяных месторождениях региона ВКМКС и
определение исходного поля напряжений
продуктивных пластов
1.2.5
Аналитические
и
численные
расчеты ГИ УрО РАН
напряженно-деформированного
состояния
горного массива при добыче калийных руд
и
совершенствование ГИ УрО РАН
моделей
деформирования
62
ПНИПУ,
филиал
ООО
«ЛУКОЙЛИнжиниринг»
«ПермНИПИнефть»
Продолжение таблицы 5.1.2.1
1.2.6
Аналитические и численные расчеты НДС ПНИПУ
горного массива при снижении пластового
давления в нефтяных залежах
1.2.7
Аналитические и численные расчеты НДС ПНИПУ
горного
массива
при
работе
систем
поддержания пластового давления
1.2.8
Численное моделирование влияния совместной ПНИПУ,
добычи нефти и калия на горный массив и
ГИ УрО РАН
земную поверхность ВКМКС
1.3.
Мониторинг деформаций земной поверхности
территории ВКМКС
1.3.1
Реконструкция и развитие сети глобального ПНИПУ
GPS- мониторинга территории ВКМКС
1.3.2
Проектирование и создание сети постоянно ПНИПУ
действующих GPS- пунктов на территории
калийных
рудников
и
нефтяных
месторождений
1.3.3
Развитие
сети
локальных
станций ПНИПУ,
нивелирования II класса на территории вновь
вводимых
нефтяных
месторождений
и ОАО «ГАЛУРГИЯ»
калийных рудников
1.3.4
Опытно-промышленная проверка возможности ПНИПУ
использования
космической
радарной
интерферометрической
съемки
для
мониторинга деформаций земной поверхности
территории ВКМКС
1.4.
Сейсмический
ВКМКС
мониторинг
территории
63
Продолжение 5.1.2.1
1.4.1
Линеаментный анализ и выявление разломных ПНИПУ
структур с помощью космических снимков
территории ВКМКС
1.4.2
Реконструкция и развитие сети сейсмических ГИ УрО РАН
станций с учетом вновь вводимых нефтяных
месторождений и калийных рудников
1.4.3
Развитие и совершенствование методик ГИ УрО РАН
регистрации и интерпретации сейсмических
событий
В таблице 5.1.2.1 указаны рекомендуемые организации – ответственные
исполнители работ. К ним относятся:
- Пермский национальный исследовательский политехнический университет
(ПНИПУ);
- Горный институт Уральского Отделения РАН (ГИ УрО РАН);
- Уральский научно-исследовательский и проектный институт галургии (ОАО
«ГАЛУРГИЯ»);
- Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» в г. Перми- Пермский научноисследовательский и проектный институт нефти (ООО «ПермНИПИнефть»).
Вышеназванные
организации
обладают
большим
опытом
решения
аналогичных проблем, в том числе применительно к региону ВКМКС, и имеют
большие коллективы квалифицированных специалистов.
64
5.1.3. Направление 3. Оптимизация систем разработки месторождений
углеводородов на территории Соликамской депрессии
Выполнение мероприятий по оптимизации эффективности разработки
месторождений нефти и газа на территории ВКМКС разделено на три
последовательных блока:
Блок. 1. Проектирование для залежей нефти эффективных систем поддержания
пластовых давлений;
Блок. 2. Установление эффективных для территории Соликамской депрессии
технологических режимов работы добывающих скважин;
Блок 3. Применение для территории Соликамской депрессии мероприятий по
комплексному вовлечению запасов углеводородов.
Блок. 1. Проектирование для залежей нефти эффективных систем поддержания
пластовых давлений
Разработка газонефтяных месторождений практически всегда сопровождается
изменением пластового давления (Рпл). В результате в продуктивных пластах
происходят различные физико-химические и геомеханические процессы, которые
оказывают существенное влияние на фильтрационно-емкостные свойства горных
пород, что может привести к значительному снижению продуктивности скважин.
Недоучет этого фактора при прогнозировании отборов нефти из отдельных скважин
и залежей в целом существенным образом может отражаться на оценке техникоэкономических показателей разработки нефтяных месторождений.
На территории Соликамской депрессии в Пермском крае разработка и
эксплуатация нефтяных месторождений осложнена низкой проницаемостью
коллекторов на значительной части нефтенасыщенной площади, а также высокой
газонасыщенностью пластовой нефти при повышенных значениях давления
насыщения (Рнас) (табл. 5.1.3.1). Периоды разработки нефтяных залежей до ввода в
эксплуатацию
систем
поддержания
пластового
65
давления
характеризуются
существенным снижением пластовых давлений вплоть до Рнас, забойные давления
снижаются на 20…50% по отношению к этому давлению (табл. 5.1.3.2).
Значительная
часть
добывающих
скважин
эксплуатируется
на
режимах
периодической откачки жидкости, при которых забойные давления снижаются в
периоды отбора и до более низких значений.
Таблица 5.1.3.1
Геолого-физическая характеристика залежей нефти на территории
Соликамской депрессии
Показатели
Значения показателей
Глубина залегания, м: пласты Бш (карб.)
1610…2104
пласты Бб (терр.)
1919…2340
пласты Т-Фм (карб.)
1800…2400
Нефтенасыщенные толщины, м
1,01…20,8
Пористость, д.ед.
0,08…0,18
Проницаемость, мкм2
0,007…0,624
Плотность пластовой нефти, кг/м3
720 … 855
Динамическая вязкость пластовой нефти, мПа∙с
1,22 … 10,56
Газосодержание, м3/т
50…207
Давление насыщения (Рнас), Мпа
10,94…17,4
Начальное пластовое давление, Мпа
15,5…25,0
Рнас/Рпл0
0,52…0,91
Для месторождений Соликамской депрессии установлена существенная
зависимости продуктивности добывающих скважин от изменения пластовых и
забойных давлений [17]. При снижении давлений до Рнас продуктивность скважин
значительно (в 2,5 раза и более) уменьшается. Снижение коэффициентов
продуктивности отражается на темпах и сроках выработки извлекаемых запасов
66
нефти, что подтверждают результаты выполненных нами расчетов (рис. 5.1.3.1,
5.1.3.2). Таким образом, эффективность разработки месторождений территории
Соликамской депрессии во многом определяется комплексом мероприятий,
направленных на поддержание пластового давления.
Влияние фактора продуктивности скважин на показатели разработки может
быть уменьшено при раннем вводе в эксплуатацию системы поддержания
пластового давления (ППД), то есть в условиях сохранения Рпл на достаточно
высоком уровне в течение всего периода разработки залежи.
Для бобриковских объектов Шершневского и Уньвинского (Уньвинское
поднятие) месторождений выполнены расчеты по оценке продолжительности
периодов отбора 70% начальных извлекаемых запасов (НИЗ) нефти для двух
вариантов – базового, при котором разработка залежей ведется при существующей
(2010г.) системе, и варианта, при котором система ППД вводится с начала
эксплуатации добывающих скважин.
При геолого-гидродинамическом моделировании математические модели не
всегда полно и точно описывают условия извлечения нефти для конкретного
объекта разработки. В рамках выполнения данной научно-исследовательской
работы разработан программный комплекс для прогнозирования показателей
разработки нефтяных залежей «PrognozRNM» (свидетельство о государственной
регистрации программы для ЭВМ №2011615689). PrognozRNM разработан для
прогнозирования динамики продуктивности скважин при изменении пластовых и
забойных давлений и основных технологических показателей разработки нефтяных
залежей. Прогноз динамики продуктивности скважин основан на эмпирических
данных, полученных для месторождений Верхнего Прикамья и учитывающих
изменение продуктивности скважин при снижении пластовых и забойных давлений.
Адаптация работы программы PrognozRNM на эксплуатационных объектах
показала вполне удовлетворительные результаты [18] сопоставления прогнозных и
фактических показателей разработки.
Для объектов Бб Шершневского и Уньвинского месторождений расчеты по
базовому варианту выполнены с использованием программного комплекса Tempest
67
More (Roxar) и программы PrognozRNM. Продолжительность периода выработки
НИЗ на 70% по PrognozRNM получилась меньше, чем по Tempest, на 8,0% для
Шершневского (рис. 5.1.3.1) и на 6,2% для Уньвинского месторождений (рис.
5.1.3.2). В целом можно говорить о близком соответствии результатов расчетов в
программах Tempest More и PrognozRNM, при кратной экономии временных затрат
при использовании PrognozRNM.
С учетом этого в программе PrognozRNM выполнены расчеты по варианту
введения системы ППД с начала разработки (продолжительность времени
выработки 70% НИЗ). Динамика пластовых давлений при этом варианте приведена
на рис. 5.1.3.3 и 5.1.3.4. На основании выполненного анализа можно сделать вывод,
что своевременный ввод системы ППД сразу после начала разработки снижает
сроки выработки НИЗ (программа PrognozRNM) на 8 лет для залежи Бб
Шершневского и на 15 лет для такой же залежи Уньвинского месторождений. В
условиях совместной разработки калийных и нефтяных залежей уменьшение сроков
выработки запасов нефти при раннем вводе системы ППД, в том числе, повышает
уровень экологической и промышленной безопасности процессов добычи полезных
ископаемых.
Анализ результатов выполненных расчетов показывает целесообразность для
залежей Соликамской депрессии заблаговременного ввода в эксплуатацию системы
ППД, что в том числе обеспечит положительную динамику продуктивности
скважин эксплуатационных объектов.
68
Таблица 5.1.3.2
Динамика пластовых и забойных давлений для месторождений Верхнего Прикамья
Месторождение
Дата ввода в
Залежь эксплуатацию,
годы
Дата ввода На дату ввода системы ППД
На дату минимального Рпл
Дата
системы
минимальноППД,
Рпл/Рпл0 Рпл/Рнас Рзаб/Рнас го Рпл, год Рпл/Рпл0 Рпл/Рнас Рзаб/Рнас
годы
Логовское
Бб
1993
2000
0,81
1,53
1,12
2002
0,75
1,42
0,95
Логовское
Т+Фм
1995
2000
0,94
1,81
1,22
2004
0,91
1,75
1,04
Озерное
Бш
1998
2005
0,81
0,93
0,41
2007
0,75
0,86
0,37
Озерное
Фм
1992
2003
0,70
1,17
0,60
2003
0,70
1,17
0,60
Сибирское
Бш-Срп
1996
2000
0,88
1,15
0,79
2002
0,87
1,14
0,73
Сибирское
Бб
1995
1999
0,78
1,18
1,06
2006
0,75
1,15
0,81
Чашкинское
Бб
1979
1980
0,76
1,24
1,10
1981
0,68
1,11
0,93
Чашкинское
Т+Фм
1979
1981
0,80
1,26
0,85
1999
0,78
1,23
0,83
Юрчукское
Бш
1981
1987
0,91
1,29
1,10
1994
0,84
1,19
0,89
Юрчукское
Тл+Бб
1978
1980
0,76
1,35
1,21
1990
0,68
1,21
0,89
Юрчукское
Т+Фм
1981
1987
0,98
1,72
1,43
2002
0,83
1,47
1,19
Шершневское
Бб
2001
2002
0,95
1,68
1,38
2009
0,80
1,41
0,84
69
Продолжение таблицы 5.1.3.2
Шершневское
Т+Фм
2001
2006
0,95
1,70
0,76
2008
0,78
1,40
0,67
Уньвинское
Бш
1982
1988
0,95
1,23
1,09
1989
0,85
1,09
0,93
Уньвинское
Бб
1982
1987
0,89
1,45
1,17
1996
0,75
1,22
1,10
Уньвинское
Т+Фм
1981
1985
0,79
1,34
1,20
1986
0,72
1,21
1,06
70
Рис. 5.1.3.1. Динамика выработки в программах Tempest More и PrognozRNM для
бобриковской залежи Шершневского месторождения
Рис. 5.1.3.2. Динамика показателей в программах Tempest More и PrognozRNM
для бобриковской залежи Уньвинского месторождения (Уньвинское поднятие)
71
Рис. 5.1.3.3. Динамика пластового давления в программах Tempest More и
PrognozRNM для бобриковской залежи Шершневского месторождения
Рис. 5.1.3.4. Динамика пластового давления в программах Tempest More и
PrognozRNM для бобриковской залежи Уньвинского месторождения
(Уньвинское поднятие)
72
Блок. 2. Установление эффективных для территории Соликамской депрессии
технологических режимов работы добывающих скважин
Для залежей территории Соликамской впадины исследования установлены
статистические зависимости дебита нефти (Qн) от показателей Рпл/Рнас, и Рзаб/Рнас.
В качестве примера на рис. 5.1.3.5 приведены зависимости Рпл/Рнас, (рис.2.а) и
Рзаб/Рнас (рис.5.1.3.5.б) для объекта Тл-Бб Сибирского месторождения, из которых
следует закономерный спад дебитов новых скважин при снижении пластовых и
забойных
давлений
ниже
давления
насыщения.
Динамика
поведения
продуктивности скважин при снижении забойных давлений ниже давления
насыщения для эксплуатационных объектов ВКМКС приведена на рис.5.1.3.6.
Значительное уменьшение продуктивности при работе на забойных давлениях ниже
давления насыщения объяснимо проявлением деформационных процессов и
уменьшением фазовой проницаемости коллекторов по жидкости.
Между тем при эффективной эксплуатации скважин с забойными давлениями
выше давления насыщения коэффициенты продуктивности и дебиты скважин с
течением времени напротив могут даже возрастать. На рис.5.1.3.7 приведена
динамика технологических показателей для участков, где пластовое давление
поддерживалось высоким с начала разработки.
Скважина 324 Сибирского месторождения находится в непосредственной
близости от фронта нагнетания. За 4 года ее эксплуатации на объект Тл-Бб
(рис.5.1.3.7.а) пластовое давление снизилось с 17,4 Мпа до 16,8 Мпа, забойное
давление в течение первых двух лет возросло на 2% и в последующие 2 года
снизилось до начальной величины. За тот же период продуктивность увеличилась в
2,5 раза. В последующие 6 лет пластовое давление возросло до 17,7 Мпа, забойное –
до 16,5 Мпа. В этот период дебит скважины по жидкости возрос в 3,7 раза,
продуктивность – в 4,4 раза (рис.5.1.3.7.а). Рост продуктивности связан с
увеличением пористости при увеличении давления и, как следствие, увеличении
проницаемости.
73
90
80
70
Qн, т/сут
60
50
40
30
20
10
0
0,8
0,9
1
1,1
1,2
1,3
1,4
Рпл/Рнас
а
90
80
70
Qн, т/сут
60
50
40
30
20
10
0
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1
1,1
1,2
Рзаб/Рнас
б
Рис.5.1.3.5. Зависимость дебитов нефти Qн от отношений Рпл/Рнас (а) и Рзаб/Рнас (б).
Залежь Тл-Бб Сибирского месторождения
74
Рис.5.1.3.6. Зависимость Кпрод от Рзаб/Рнас для новых скважин залежей Тл-Бб
месторождений ВКМКС
Скважина 347 находится на границе охранной зоны калийных солей, из которой
добыча нефти не ведется. Это обстоятельство способствовало для данного участка
сохранению величин пластовых и забойных давлений. За 4 первых года
эксплуатации забойное и пластовое давления снизились менее чем на 0,6 Мпа и
оставались существенно выше давления насыщения нефти газом. При этом
продуктивность скважины возросла с 49 м3/(сут*Мпа) до 111 м3/(сут*Мпа), дебит по
нефти увеличился с 23 т/сут до 60 т/сут (рис.5.1.3.7б).
В тоже время для участков эксплуатации с давлениями ниже давления
насыщения продуктивность скважин и их дебит часто снижаются и весьма
значительно. Так в скважине №207, эксплуатирующей залежь Тл-Бб Шершневского
месторождения (рис.5.1.3.7в), в первый год эксплуатации забойное давление
уменьшилось до 0,8Рнас, пластовое – до 1,1Рнас. При этом продуктивность скважины
уменьшилась практически в 2 раза. На 5-м году эксплуатации пластовое давление
выросло до 1,17Рнас, забойное до 0,97Рнас, при этом дебит скважины увеличился до
0,67 от начального значения, продуктивность до 0,6 от начальной. Полученные
данные свидетельствуют о не полном восстановлении продуктивнсоти скважин
после их эксплуатации с Рзаб ниже Рнас.
75
а
б
76
в
Рис.5.1.3.7. Зависимость параметров работы скважин в динамике их эксплуатации.
Залежи Тл-Бб (а – скважина №324 Сибирского месторождения; б – скважина №347
Сибирского месторождения; в – скважина №207 Шершневского месторождения)
В результате выполненного анализа можно сделать выводы, что на долю
высокодебитного фонда скважин в условиях месторождений нефти ВКМКС,
помимо геолого-физических параметров эксплуатационных объектов, в большой
мере влияют технологические показатели разработки и своевременная реализация
на конкретных участках залежи системы ППД. При значениях забойного давления
на уровне и выше давления насыщения нефти газом продуктивность скважин
заметно выше, чем у скважин с забойным давлением ниже давления насыщения. По
результатам проведенных в работе [17] исследований на бобриковских отложениях
Сибирского
месторождения,
среднегодовая
добыча
нефти
по
скважинам
работающим с Рзаб больше Рнас практически в 5 раз больше, чем для скважин,
работающих весь период при Рзаб ниже Рнас.
Нередко рекомендуемые в научной литературе системы разработки на
длительном естественном режиме с реализацией ППД на поздних стадиях
разработки для объектов с высокой степенью неоднородностью нерациональны.
Затягивание с реализацией ППД помимо снижения темпов отборов запасов, также
77
приведет в конечном итоге к снижению охвата вытеснением и выключению из
работы скважин малопроницаемых пропластков. С учетом этого, эксплуатацию
скважин месторождений Соликамской впадины с забойными и пластовыми
давлениями, превышающими давление насыщение нефти газом, следует признать
наиболее эффективной.
Блок 3. Применение для территории Соликамской депрессии мероприятий по
комплексному вовлечению запасов углеводородов
Мероприятия, повышающие продуктивность скважин и эффективность
извлечения нефти из продуктивных пластов, объединяются общим понятием
«методы увеличения нефтеотдачи пластов» [19].
Согласно [19], принципиально эти методы делятся на две группы. К первой
относятся методы, реализация которых приводит к искусственному воздействию на
залежь в целом (интегральное воздействие, воздействие на залежь). Ко второй
группе относятся методы, реализация которых приводит только к воздействию на
призабойную зону пласта в зоне дренирования его той или иной скважиной
(локальное воздействие, воздействие на ПЗП). Мероприятия по изменению
продуктивности скважин путем воздействия на ПЗП в нефтедобыче относят к
геолого-техническим мероприятиям (ГТМ).
В отдельную группу можно выделить методы воздействия на призабойные
зоны добывающих скважин, направленные на снижение их обводненности.
Сущность этих методов заключается в изоляции обводнившихся пропластков и
ограничении (уменьшении) поступления воды в добывающие скважины.
Эффективность управления продуктивностью можно оценить отношением
фактического коэффициента продуктивности к его наилучшему (оптимальному)
значению. Определение такого значения – сложная задача, решение которой зависит
от совокупности многих геолого-физических, технических и технологических
факторов, степень проявления которых зависит от состояния геолого-технической
системы.
78
На нефтяных месторождениях Соликамской впадины применяются различные
методы увеличения продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных
скважин, такие как кислотные обработки, гидравлический разрыв пласта и др.
Кислотные обработки под давлением предназначены для повышения
эффективности кислотного воздействия на призабойные зоны неоднородного по
проницаемости коллектора. При обычной КО кислотный раствор проникает в
хорошо проницаемые разности, а зоны пониженной проницаемости практически
остаются необработанными. Перед обработкой под давлением сначала проводят
гидродинамические исследования с определением зон повышенной проницаемости
и поглощающих трещин. После этого скважина обычным путем готовится к
обработке. Колонна насосно-компрессорных труб пакеруется и заякоривается во
избежание повреждения обсадной колонны выше кровли продуктивного пласта.
Далее проводят закупорку высокопроницаемых разностей закачкой в них
высоковязких нефтекислотных эмульсий. Затем в ПЗП нагнетается кислотный
раствор.
Кислотные обработки карбонатных коллекторов по обычной технологии по
ряду причин могут быть неэффективными. Наряду с основными реакциями при
кислотных обработках имеют место процессы и превращения, действие которых
направлено против конечной цели обработки и может привести к снижению ее
эффективности. В первую очередь это относится к образованию гидроокиси железа.
Окисные соединения железа (Fe2O3, Fe(OH)3), присутствующие в трубах, на забоях
скважин, в емкостях для хранения и транспортировки соляной кислоты,
растворяются в ней с образованием хлорного железа FeCl3. При нейтрализации
кислоты в пласте хлорид железа гидролизуется и выпадает в осадок в виде
гидроокиси, кольматируя поры и каналы фильтрации в горной породе.
Повышение эффективности кислотного воздействия на пласт ведется в
направлениях подбора оптимальных составов и совмещения КО с другими
методами управления продуктивностью.
Важным фактором, определяющим эффективность обработки коллектора,
является совместимость используемой рабочей жидкости с коллектором в том
79
состоянии, в котором он находится на начало обработки. Под совместимостью
подразумевается,
что
проницаемость
коллектора
не
уменьшится
при
взаимодействии рабочего раствора с горной породой, кольматирующим материалом
и с пластовыми флюидами. Индивидуальный подбор рабочего агента для обработки
ПЗП с учетом фактических геолого-физических характеристик коллектора
повышает эффективность обработок.
При солянокислотных обработках в ходе химических реакций одни вещества
(горная порода, кольматирующий материал) растворяются, другие образуются. Если
образовавшиеся вещества плохо растворяются в воде, фильтрационные свойства
горных пород в ПЗП могут ухудшаться.
На эффективность кислотных обработок влияют многие факторы, основные
среди них — химико-минералогический состав глин и породы-коллектора, состав и
свойства насыщающих ее жидкостей.
Для
интенсификации
процесса
комплексного
воздействия
на
продуктивные пласты карбонатных коллекторов, насыщенных высоковязкой
парафинистой нефтью, предложена технология обработки призабойной зоны
пласта на основе жидкофазного окисления легких углеводородов (ЖФО) в
пластовых условиях. Принципиально новая технология воздействия на
карбонатный коллектор основана на инициировании реакции окисления
легких
углеводородов
за
счет
химической
экзотермической
реакции
окисления изомасляного альдегида кислородом воздуха в присутствии
азотной кислоты непосредственно в ПЗП. В результате образуется оксид,
представляющий смесь карбоновых кислот, кетонов, спиртов, альдегидов,
эфиров, выделяется большое количество тепла, что обеспечивает комплексное
воздействие
на
нефтесодержащий
коллектор.
При
этом
растворители
разрушают пленку нефти на породе, а кислотная группа, вступая в химическое
взаимодействие с карбонатным коллектором, увеличивает его пористость и
проницаемость.
Образование и нейтрализация кислот происходит непосредственно в
пласте, без контакта с оборудованием скважины. Наличие в продуктах
80
окисления уксусной кислоты способствует удалению из призабойной зоны
окисных
соединений
железа,
так
как
в
результате
их
химического
взаимодействия образуются водорастворимые соли.
Образующиеся
продукты
жидкофазного
окисления
легких
углеводородов являются водорастворимыми, они снижают поверхностное
натяжение нефти на границе с твердой фазой, то есть обладают поверхностно активными свойствами [20].
Эффективность воздействия на ПЗП повышается при кислотной обработке в
динамическом режиме. Технология реализуется в условиях высокой послойной
неоднородности пород пласта по проницаемости с целью повышения реакционной
способности слабоконцентрированных кислотных растворов с одновременным
выравниванием профиля воздействия на пласт. При обычных обработках на границе
раздела твердой и жидкой фаз образуется поверхностный слой насыщенного
раствора карбоната и нерастворимых в кислоте продуктов, которые препятствуют
продвижению свежих порций кислоты. При динамическом режиме за счет
ступенчатого изменения давления на забое скважины с общей тенденцией к
снижению его во времени повышается эффективность растворения карбонатных
пород.
Разработана технология обработки призабойной зоны пласта термореактивной
смесью кислот, генерируемых непосредственно на забое скважин. Применение
термокислотных обработок скважин с применением металлического магния и
соляной кислоты не всегда является эффективным по следующим причинам:
 низкое удельное количество вырабатываемого тепла в расчете на единицу
расходуемого материала;
 низкая химическая реактивность рабочей жидкости, не позволяющая
использовать ее для обработки карбонатных и терригенных коллекторов;
 возможность образования гидроксида алюминия в контейнере и пласте;
 невозможность перевода отложений парафина в мелкодисперсную форму,
препятствующую его отложению в ПЗП.
81
Наиболее
приемлемым
методом
повышения
температуры
при
термокислотных обработках является использование комбинированного состава
рабочей жидкости. Система растворяет все продукты взаимодействия магния и
алюминия с соляной кислотой, а также труднорастворимые в соляной кислоте соли
[21].
В определенных условиях успешно применяется комплексный метод
воздействия на ПЗП двухкомпонентными и трехкомпонентными химическими
составами на основе гидролизной кислоты с последующим удалением продуктов
реакции из скважины. Принципиальное отличие разработанных составов от других
аналогичных рецептур для обработки призабойной зоны пластов и интенсификации
добычи нефти – отсутствие компонентов хлора. Применяемая технология обработки
призабойной зоны пласта эффективна не только для улучшения производительности
добывающих скважин, но и для повышения приемистости нагнетательных скважин.
Эффективность и успешность комплексной обработки по предлагаемой технологии
достигается за счет [21]:
 проведения
экспресс-анализа
образцов
керна
на
совместимость
применяемых составов и пластового флюида;
 тщательного подбора химической рецептуры и обработки призабойной
зоны пласта с извлечением продуктов реакции и вызовом притока свабированием.
При этом используется стандартное оборудование бригад освоения, КРС и ПРС;
 совмещения очистки призабойной зоны пласта с обработкой и освоением
пласта.
Для повышения эффективности обработки призабойной зоны и увеличения
нефтеотдачи в комплексе обработки призабойных зон (ОПЗ) используется сочетание
химических
и
физических
способов
воздействия
на
пласт,
применение
гидроимпульсного воздействия с различными составами на основе гидролизной
кислоты.
Комплексные технологии воздействия на призабойную зону пласта –
многофакторные процессы, эффективность которых определяется тщательностью и
82
точностью
определения
свойств
объекта
воздействия
(пласт-скважина),
достоверностью диагноза состояния ПЗП и скважины в целом.
Перспективным может быть использование химического воздействия на ПЗП
в виде гипанокислотных обработок, позволяющих не только увеличить дебит, но и
снизить обводненность добываемой продукции [22].
Одной из успешно освоенных на нефтяных месторождениях Соликамской
впадины технологий является кислотная обработка пласта составом ДН-9010. В
состав ДН (СНПХ) – 9010 входят кислота, ингибитор растворения карбонатной
породы, растворитель-гомогенизатор и ПАВ. Композиция предназначена для
повышения
производительности
низкопродуктивных
добывающих
и
нагнетательных скважин, эксплуатирующих карбонатные коллекторы. После
применения композиции увеличивается радиус активного дренирования пласта в
результате частичного растворения скелета породы и очистки поровых каналов от
асфальтеносмолопарафиновых отложений, механических загрязнений и глинистых
частиц.
Коэффициент
продуктивности
(Кпрод)
скважин
после
обработки
призабойных зон скважин составом ДН-9010 увеличился в среднем в 3,6 раза.
Имеющиеся зависимости показывают сильную зависимость обработки ПЗП
башкирских отложений Соликамской впадины составом ДН-9010 от значений
пластового и забойного давлений, поэтому рекомендуется проводить такие ГТМ на
скважинах с забойным давлением выше 0,75Рнас. Для обработок ПЗП скважин с
низкими значениями забойных давлений необходимо применять более совершенные
технологии.
Наиболее широко применяемым для терригенных коллекторов Соликамской
впадины из методов ПНП является гидравлический разрыв пласта (ГРП), который
может быть определен как физический процесс, при котором порода разрывается по
плоскостям минимальной прочности благодаря воздействию на пласт давлением,
создаваемым закачкой в скважину жидкости [23].
Сущность ГРП заключается в нагнетании под давлением в призабойную зону
жидкости, которая заполняет образованные в процессе первичного вскрытия пласта
микротрещины и расклинивает их, а также формирует новые трещины. Таким
83
образом, ГРП – это процесс создания искусственных и расширения естественных
(существующих) трещин. Чтобы после снятия давления трещины не смыкались, в
них вводят закрепляющий материал.
Процесс гидравлического разрыва пласта включает:
1. Промывку скважины водой с добавлением реагентов или нефтью.
2. Исследование на приток или на приемистость, что позволяет получить
данные для оценки давления разрыва и других параметров процесса, а также
определиться
с
необходимостью
или
целесообразностью
проведения
предварительных работ по увеличению приемистости пласта (кислотная обработка,
дополнительная перфорация, гидровоздействие и др.).
3. Закачку жидкости разрыва. В качестве жидкостей разрыва используются
дегазированная или загущенная нефть, нефтемазутная смесь, гидрофобная
нефтекислотная эмульсия, солянокислотный раствор и др. При выборе жидкости
разрыва необходимо для предотвращения возможного набухания глин вводить в них
химические реагенты, стабилизирующие (гидрофобизирующие) глинистые частицы
при смачивании. Важным технологическим моментом является определение
момента образования трещин. Основным признаком раскрытия трещин является
увеличение коэффициента приемистости скважины. Раскрытие естественных
трещин достигается при существенно меньших давлениях, чем образование новых
трещин в монолитных пластах.
4. Закачка жидкости-песконосителя с закрепляющим материалом, в качестве
которого может использоваться кварцевый песок определенной фракции, проппант
(искусственно созданный «песок») и др. Этот материал предотвращает смыкание
трещин.
В качестве жидкости-песконосителя применяются вязкие системы (вязкие
нефти, гидрофобные водонефтяные эмульсии и др.).
5. Закачка продавочной жидкости. Основной целью этой жидкости является
продавка жидкости-песконосителя в колонне насосно-компрессорных труб до забоя
скважины и далее в пласт.
6. Выдерживание скважины под давлением для стабилизации состояния ПЗП.
84
7. Вызов притока, освоение скважины.
Виды ГРП подразделяются в зависимости от типа, состава и свойств
используемых жидкостей и наполнителей [24].
Каждый вид гидроразрыва характеризуется определенной совокупностью
преимуществ и недостатков и предназначен для конкретных типов коллекторов по
составу и структуре горных пород в ПЗП.
Затраты на проведение гидроразрыва в одной скважине оцениваются
примерно в четверть затрат на бурение новой скважины, для глубоких
скважин они превышают 1 млн. дол. США [25].
В последние годы распространяются технологии гидроразрыва с
применением кислот, пен, щелочей, растворов на нефтяной основе и др. Новая
специфика гидроразрыва пластов связана с применением горизонтальных
скважин.
Выбор скважин для ГРП ограничен [26]:
• проведение гидроразрыва пластов, находящихся на поздней стадии
эксплуатации, обычно экономически неэффективно;
• в
добывающих
скважинах,
дающих
продукцию
с
высоким
содержанием воды или газа, проводить ГРП нецелесообразно;
• для недопущения прорывов по трещинам газа или воды необходимы
естественные барьеры толщиной не менее 4…6 м, отделяющие продуктивный
пласт от газо- или водонасыщенных пластов.
Создание
одной
даже
протяженной
трещины
не
решает
задачу
эффективного дренирования пласта, нужна искусственно созданная система
трещин, пусть даже не закрепленная расклинивающим наполнителем.
Следует иметь ввиду, что низкая продуктивность скважины может быть
связана с ухудшением проницаемости призабойной зоны пласта и, в
частности, фазовой проницаемости для нефти. Снижение проницаемости ПЗП
происходит не только при вскрытии пласта, но и в процессе эксплуатации
скважины. В таких случаях очисткой ПЗП от кольматанта можно восстановить
85
продуктивность скважины и без проведения ГРП, который в таких условиях
является неоправданным с точки зрения затрат на проведение ГТМ.
Гидроразрыв
пластов
в
нагнетательных
скважинах
должен
проектироваться с учетом возможного направления и размеров создаваемых
трещин. Магистральные трещины, обеспечив необходимую интенсивность
закачки воды в пласт, создадут систему его заводнения, разрезающую
нефтяную залежь на отдельные части таким образом, что произойдет
интенсивное обводнение продукции в добывающих скважинах.
Из
изложенного
следует,
что
ГРП
должен
применяться
после
всестороннего и тщательного изучения объекта.
Эффективность ГРП может существенно снизиться из-за :
• ухода
жидкости
разрыва
в
соседние
пласты
вследствие
некачественного цементирования низа обсадной эксплуатационной колонны;
• соединения газовой и водяной частей пласта с нефтяной залежью,
особенно в наклонно направленных и горизонтальных скважинах;
• ухода жидкости разрыва по системе открытых тектонических трещин
без образования новых трещин в продуктивной части пласта;
• вредного влияния полимерных компонентов жидкости разрыва на
проницаемость трещинных каналов и необходимости их удаления;
• трудности
заполнения
тонких
(узких)
трещин
расклинивающим
материалом.
С учетом этих и других негативных недостатков ГРП были разработаны
и опробованы новые методы и технологии создания трещин в продуктивных
толщах
пород:
взрывные,
гидроударные,
кавитационные,
термические,
механические и др. [25].
ГРП – это не только метод интенсификации добычи нефти из отдельных
скважин, но и инструмент регулирования процесса разработки месторождения в
целом. Грамотное проведение ГРП позволяет оптимизировать заводнение пласта и
разрабатывать его наиболее рационально [27].
86
В [28] отмечается, что ГРП является эффективным средством для ввода в
эксплуатацию скважин, оказавшихся в непроницаемых линзах небольших размеров.
В этом случае необходимо создавать трещины протяженной длины, выходящие за
пределы линз.
Создание в продуктивном пласте высокопроводящей трещины приводит к
изменению режима работы как самой скважины с ГРП, так и окружающих скважин
[29].
По мнению В.Д. Лысенко [30], применяемая технология эксплуатации такова,
что после проведения гидроразрыва резко возросшая производительность пластов
снижается с таким же темпом, как и до ГРП. Становится очевидной необходимость
коренного улучшения применяемой технологии бурения, освоения и эксплуатации
скважин с целью предотвращения резкого снижения природной производительности
нефтяных пластов, а также необходимость усовершенствования технологии
гидроразрыва путем управления направленностью развития трещин. Если нефтяные
пласты разделены непроницаемыми прослоями на отдельные обособленные
нефтяные слои, горизонтальные трещины пойдут не по всем, а по отдельным
нефтяным слоям. При этом значительно менее увеличится продуктивность
нефтяных пластов и возрастет неравномерность вытеснения нефти. Эффективность
ГРП зонально-неоднородного нефтяного пласта также не столь велика. Основной
эффект связан с разрывом небольшой по размерам призабойной сильно засоренной
зоны нефтяного пласта, в которой проницаемость снижена в 10 раз и более. Для
преодоления таких зон нефтяного пласта можно применить не только ГРП, но и
другие способы воздействия на
пласт, например, интенсивную глубокую
перфорацию с глубиной перфорационных каналов 50-100 см и более. Тем более, что
гидроразрыв по длине и ориентации трещин в значительной мере носит случайный
характер, связанный с риском аварийности и потери некоторого числа скважин,
тогда как глубокая перфорация является контролируемой и управляемой и не
связана с заметным риском аварийности.
87
Фактические данные по ряду месторождений Западной Сибири показывают [30]:
1. Кратность увеличения дебита нефти после проведения ГРП в среднем равна
6. Такая высокая эффективность ГРП связана с преодолением прискважинной
низкопроницаемой зоны пластов, которая по одним скважинам была засорена и не
освоена в процессе бурения, по другим скважинам засорена в процессе
эксплуатации. Радиус зоны засорения составляет около 0,5 м.
2. Темп снижения продуктивности скважин во времени до и после проведения
ГРП примерно одинаковый. Промысловые данные дают следующую среднюю
закономерность снижения дебита нефти: q/q0=e-at=e-0,3t (t-годы).
Через 6 лет эксплуатации продуктивность скважин снизится в среднем в 6 раз
и достигнет уровня, который был до проведения ГРП. Однако такая технология
бурения и эксплуатации скважин с массовым применением ГРП и шестилетним
периодом снижения их продуктивности может привести к существенным потерям
запасов нефти. Поэтому необходимо совершенствовать технологию бурения и
эксплуатации, не допускать столь значительного уменьшения продуктивности
скважин.
Существенные выводы получены в [31]. По мнению авторов, кратный рост
дебита системы в результате ГРП происходит при одновременной обработке
добывающих и нагнетательных скважин. Высокую эффективность имеет ГРП в
нагнетательных скважинах для обращенных семи-, девятиточечной и трехрядной
систем расстановки скважин. Гидроразрывы в добывающих скважинах не приводят
к ожидаемому приросту добычи нефти, если не обеспечиваются необходимым
объемом закачки или пластовой энергией. Кратное увеличение дебита системы в
результате ГРП происходит лишь при одновременной обработке добывающих и
нагнетательных скважин.
Эффект от проведения ГРП неодинаково проявляется для отдельных скважин,
поэтому необходимо более конкретно и точно оценивать энергетические
возможности объекта, влияние интерференции скважин, неоднородность пласта с
учетом возможных длины, раскрытости трещин и их направленности [32].
88
После ГРП, в зависимости от положения и направления трещины, изменяется
картина течения нефти и воды, при этом обводненность добываемой продукции
может или резко возрасти или снизиться.
Промысловые данные показывают, что влияние ориентации трещин на
обводненность после ГРП оказывается наиболее существенным при рядных
системах расстановки скважин [32].
Если трещина ориентирована параллельна нагнетательному ряду и фронту
нагнетания, гидроразрыв приведет к замедлению обводненности или даже к
значительному снижению этой величины. В этом случае эффективность ГРП даже в
обводненных скважинах может оказаться достаточно высокой. Если трещина
ортогональна водонефтяной границе или нагнетательному ряду, то эффект ГРП
может оказаться отрицательным. В случае благоприятной ориентации трещин
проведение повторных ГРП может привести к дополнительному эффекту.
Существует тесная корреляционная связь между закачанным в пласт объемом
проппанта и дебитом жидкости после проведения мероприятия [32]. Так, при объеме
закачиваемого проппанта до 20 т дебит жидкости не превышает 40 т/сут, при
закачке 40 т проппанта дебит нефти достигает 50-70 т/сут. Очевидно, что в условиях
низкопроницаемого коллектора это связано с вовлечением дополнительных, ранее
не дренируемых объемов нефтенасыщенного коллектора.
Одним из важных факторов, влияющих на прирост дебитов нефти и
технологическую эффективность ГРП, является степень снижения текущего
пластового
давления
(на
момент
проведения
ГРП)
от
первоначального.
Максимальный прирост дебитов нефти прослеживается при снижении текущего
пластового давления не более чем на 15% от начального. С последующим
снижением текущего пластового давления эффективность (прирост дебитов нефти)
за счет ГРП закономерно снижаются [32].
Своевременное комплексное проведение на добывающих и нагнетательных
скважинах мероприятий по увеличению их производительности позволит сократить
сроки выработки извлекаемых запасов, увеличить экономическую эффективность
добычи углеводородов для недропользователя и Пермского края.
89
Комплексная реализация указанных выше предложений позволить достичь
цели и задачи Программы, повысить научно-техническое и технологическое
обеспечение
развития
минерально-сырьевой
базы,
обеспечить
потребности
экономики края в различных видах минеральным сырьем на принципах его
рационального использования
90
5.2. СОЦИАЛЬНО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ПРЕИМУЩЕСТВА ВВОДА
В ЭКСПЛУАТАЦИЮ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА ТЕРРИТОРИИ
ВКМКС ДЛЯ ПЕРМСКОГО КРАЯ
Социально-экономическая эффективность проектов характеризуется системой
обобщающих и частных показателей. К обобщающим показателям, единым для всех
проектов, относятся:
–
народнохозяйственный
дисконтированный
экономический
эффект
(интегральный доход, дисконтированный, экономический эффект).
Здесь и далее под термином «эффективность» понимается весь комплекс
основных показателей, характеризующих социально-экономические и социальноэкологические результаты. Для расчета социально-экономического эффекта может
быть использован метод абсолютной или сравнительной эффективности. При
использовании метода абсолютной эффективности потребуется полный расчет
ожидаемых результатов (объем работ, цен), расчет полной себестоимости, активной
и пассивной части основных средств, расчет потерь у изготовителя в связи с
переходом на новую продукцию, изменений экономических результатов у
потребителя. Такой метод расчета используется при разработке и постановке на
производство продукции, характеризующейся значительной новизной, требующей
реконструкции производства или строительства новых объектов [33].
Для отдельных составляющих расчета эффективности, таких как социальноэкологические затраты и результаты, изменение величины оборотных средств,
сопутствующие результаты используется приростной метод: в расчете учитывается
разность стоимостных показателей со знаком «+» или «-».
При расчетах обобщающих показателей эффективности предусматривается
учет изменения цен по отдельным видам продукции и услуг, ресурсов, курсов валют,
индексов внутренней инфляции за весь расчетный период на основе перспективных
планов и прогнозов органов государственного управления в области экономической
политики.
91
Расчеты обобщающих показателей производятся в национальной валюте. Для
совместных проектов возможен расчет и в национальной валюте и в условных
денежных
единицах.
Денежные
потоки
по
внешнеторговым
операциям
рассчитываются в национальной валюте и в той валюте, куда будет экспортироваться
продукция или откуда будут поступать ресурсы.
Основным
показателем
эффективности
проекта
является
чистый
дисконтированный доход (интегральный эффект, накопленный дисконтированный
эффект, прибыль).
Чистый дисконтированный доход рассчитывается по формуле:
T
NPV  
t 0
( Пt  At )  Кt
,
(1  Е )t
(1)
где NPV - поток наличности; Пt – прибыль от реализации в t-м году (подробнее
рассмотрена ниже); At – амортизационные отчисления в t-м году ; Кt –
первоначальные инвестиции в разработку месторождения в t-м году; Е – норматив
дисконтирования; Т – расчетный период оценки деятельности предприятия; t –
текущий год.
Внутренняя норма возврата капитальных вложений (IRR) – представляет
собой то значение нормы дисконта, при которой дисконтированная стоимость
притоков реальных денег равна дисконтированной стоимости оттоков.
T

t 0
IRR
показывает
ожидаемую
( Пt  At )  Кt
 0;
(1  IRR ) t
доходность
проекта,
(2)
и,
следовательно,
максимально допустимый относительный уровень расходов, которые могут быть
ассоциированы с данным проектом. Определенная таким образом внутренняя норма
возврата капитальных вложений сравнивается затем с инвестиционной нормой
дохода на вкладываемый капитал.
92
Прибыль от реализации – совокупный доход предприятия, уменьшенный на
величину эксплуатационных затрат с включенными в них амортизационными
отчислениями
и
общей
суммой
налогов, направляемых
в бюджетные и
внебюджетные фонды. Расчет прибыли производится с обязательным приведением
разновременных доходов и затрат к первому расчетному году. Дисконтирование
осуществляется
путем
деления
величины
прибыли
за
каждый
год
на
соответствующий коэффициент приведения.
T
Пt  
t 0
Bt  Эt  Нt
,
(1  Е ) t
(3)
где Т – расчетный период оценки деятельности предприятия; Вt – выручка от
реализации предприятием в t –м году; Эt – эксплуатационные затраты с
амортизацией в t-м году; Нt – сумма налогов;
Индекс доходности рассчитывается по формуле:
T
PI 
 ( Пt  At )
(1  k ) t tp
t 1
T
 Сt
(4)
;
(1  k )
t tp
t 1
В отличие от чистого дисконтированного дохода индекс доходности является
относительным показателем: он характеризует экономическую отдачу вложенных
средств на единицу затрат и представляет собой отношение суммарных
приведенных
чистых
амортизационных
поступлений
отчислений)
к
(прибыль
суммарному
от
реализации
нефти
дисконтированному
и
объѐму
капитальных вложений.
Период окупаемости капитальных вложений (PP) – это период (измеряемый
в месяцах, кварталах или годах), начиная с которого первоначальные вложения и
другие затраты, связанные с инвестиционным проектом, покрываются суммарными
результатами его осуществления.
Стоимостная оценка социально-экологического эффекта от внедрения проекта
учитывается в величине NPV при условии документального подтверждения
93
достигнутого результата.
Народнохозяйственный дисконтированный социально-экономический эффект
– это есть результат соизмерения затрат на производство, транспортировку,
внешнеторговую деятельность и ожидаемых результатов, который может дать
данный проект за эффективный срок использования без учета потерь по
организационным
и
другим
причинам.
Он
характеризует
потенциальную
эффективность социально-экономических последствий с точки зрения интересов
народного хозяйства республики и рассчитывается путем суммирования чистого
дисконтированного дохода и недоучтенного народнохозяйственного эффекта (или
части его, если он достигается в результате реализации нескольких проектов).
Для расчета этого показателя, кроме данных об ожидаемом чистом
дисконтированном доходе за расчетный период необходимо определить величину
недоучтенного социально-экономического эффекта, которая включает:
– эффект от импортозамещения;
– результат социально-экологических изменений (если они не учтены при
расчете ЧДД);
– сопутствующие результаты в смежных отраслях народного хозяйства;
– недополученный приток средств от реализации продукции по ценам ниже
конкурентоспособных
(характеризует
потери
народного
хозяйства
по
организационным и другим причинам).
Эффект
от
импортозамещения
определяется
на
основании
объемов
сокращений закупок за рубежом, цен приобретения с учетом транспортных расходов
и производственных затрат на изготовление без НДС.
В основу расчета недополученного притока средств принимается разность
между конкурентоспособной ценой и реальной. Для проектов, по которым
реализация продукции осуществляется по конкурентоспособным ценам нет
изменений в сопутствующих результатах и других составляющих, народнохозяйственный дисконтированный эффект равен чистому дисконтированному
доходу.
Условием определения сравнительной эффективности проектов является
94
достижение полезных результатов. Возможны случаи, когда сравниваемые варианты
не обеспечивают получение тождественных полезных результатов. В таких случаях
необходимо предусмотреть по вариантам дополнительные средства и способы
устранения имеющихся отклонений. Социальные, экологические, политические и
иные результаты, не поддающиеся стоимостной оценке, рассматриваются как
дополнительные показатели народнохозяйственной эффективности и учитываются
при принятии окончательного решения.
В альтернативных вариантах при прочих равных условиях приоритет имеет
проект с наибольшим народно-хозяйственным дисконтированным эффектом. При
разнонаправленных
характеристиках
необходим
индивидуальный
подход,
экспертная оценка.
Способы и показатели оценки социально-экономической эффективности
нефтеперерабатывающего производства
В настоящее время общепринятая система показателей эффективности
производственно-хозяйственной
деятельности
предприятия
отсутствует.
Для
измерения эффективности одних и тех же мероприятий применяются разные
методики, иногда не связанные между собой, дающие различные результаты. В ряде
методик
отсутствует
необходимая
сопоставимость
показателей.
Так
же
дифференцируются плановые и отчетные показатели эффективности. Все это
затрудняет комплексную оценку эффективности хозяйственной деятельности
предприятий и не позволяет осуществлять системный анализ различных сторон его
функционирования [34].
Для оценки экономической эффективности в целом по региону, предприятию
применяются
обобщающие
(комплексные,
интегральные)
показатели
эффективности. Эти показатели позволяют более полно и во взаимосвязи учесть
многие факторы и составляющие, которые оказывают влияние на уровень и
динамику эффективности. В основе формирования обобщающих показателей
находятся два условия: учѐт конечного, качественного результата и отражения
совокупной величины затрат и ресурсов (например, издержки производства и
обращения,
суммарная
величина
производственных
95
фондов).
К
основным
обобщающим показателям экономической эффективности, прежде всего, относится
доход государства от реализации инвестиционного проекта.
На
практике
для
отбора
оптимального
варианта
(особенно,
когда
сопоставляется более двух вариантов) применяется формула приведенных затрат –
преобразованное выражение формулы отбора оптимального варианта по сроку
окупаемости или коэффициенту сравнительной эффективности дополнительных
капиталовложений. Критерием оптимального варианта в этом случае служит
минимум приведенных затрат, которые представляют собой совокупную величину
текущих и единовременных затрат, приведенных к одинаковой размерности.
Итак, рассмотренные теоретические основы социально-экономической оценки
эффективности нефтедобывающего производства показывают, что экономическая
эффективность стала частным понятием эффективности. Приоритет социальной
эффективности: «соотношение социального и экономического в нашем обществе –
это соотношение цели и средства». Идея как раз и состоит в том, чтобы из
социальной эффективности вычленить экономическую эффективность. От ввода в
эксплуатацию
нефтяных
месторождений
на
территории
ВКМКС
есть
положительный стимул для развития экономики Соликамско-Березниковского
региона: создание новых рабочих мест, увеличение доходов местного и
регионального бюджетов, участие компаний-недропользователей
в проектах
социально-экономического развития муниципальных образований и Пермского края
в целом и мультипликативном эффекте для других отраслей.
96
5.2.1
Оценка
эффективности
разработки
типового
месторождения
на
территории ВКМКС
В качестве примера для проведения социально-экономической оценки
эффективности разработки нефтяного месторождения на территории ВКМКС
выберем
Сибирское
месторождение
Месторождение разрабатывается
основании
«Дополнения
к
компании
ООО
«ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ».
по утвержденному варианту разработки на
технологической
схеме
разработки
Сибирского
нефтяного месторождения», 2009 года.
Оценка социально-экономической эффективности проведена:
- согласно «Методическим рекомендациям по проектированию разработки
нефтяных и газонефтяных месторождений». (Утверждены приказом МПР России от
21.03.2007 г. № 61) [35];
- согласно «Регламенту составления проектных технологических документов
на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений» - РД 153-39-007-96 от
23.06.96 года [36];
- с учетом действующего налогового законодательства Российской Федерации
на дату расчета.
Определения основных показателей и выходные таблицы соответствуют
требованиям вышеупомянутых руководящих документов.
В расчетах предполагается, что 30% добываемой нефти реализуется на
внешнем рынке. Цена нефти и обменный курс доллара приняты в соответствии с
документом Министерства экономического развития Российской Федерации
«Основные показатели уточненного прогноза социально-экономического развития
на 2009 год». Предусмотрена 95% реализация попутного газа на внутреннем рынке
по цене 1189,29 руб./тыс.м3. Исходные данные для расчета экономических
показателей приведены в таблице 5.2.1.1.
Оценка социально-экономической эффективности проводилась по следующим
критериям
(экономическим
показателям),
соответствующим
требованиям
Российских государственных органов и общепринятой мировой практике и
подробно описанным выше:
97
- чистый дисконтированный доход (NPV) – сумма прибыли от реализации и
амортизационных
отчислений,
уменьшенная
на
величину
инвестиций,
направляемых на освоение нефтяного месторождения, приведенная к начальному
году по принятой ставке дисконта;
- внутренняя норма возврата капитальных вложений (IRR) представляет собой
значение нормы дисконта, при котором сумма чистого дохода от инвестиций равна
сумме инвестиций, т.е. капиталовложения окупаются;
- индекс доходности (PI) – характеризует экономическую отдачу вложенных
средств и представляет собой отношение суммарных приведенных чистых
поступлений
(прибыли
от
реализации
углеводородов
и
амортизационных
отчислений) к суммарному дисконтированному объему капитальных вложений;
- период окупаемости (Пок) – это продолжительность периода, в течение
которого начальные негативные значения накопленной денежной наличности
полностью компенсируются ее положительными значениями.
Капитальные вложения на освоение Сибирского месторождения включают в
себя
затраты
на
бурение
новых
скважин,
боковых
стволов
и
боковых
горизонтальных стволов, перевод скважин на другой горизонт, проведение
радиального бурения, оборудование, не входящее в сметы строек и строительство
объектов нефтепромыслового обустройства.
Стоимость бурения бокового ствола в районе Соликамской депрессии
составляет
31150
тыс.руб./скв.операц.,
35000 тыс.руб./скв.операц.,
перевод
бокового
скважины
горизонтального
на
другой
ствола
горизонт
–
–
2200 тыс.руб./скв.-операц., проведение радиального бурения – 4620 тыс.руб./скв.операция. Стоимость поисково-оценочной скважины – 58827 тыс. рублей.
Ориентировочная стоимость бурения одного метра скважины с большим
проложением, составляет 40 тыс.рублей.
Расчет капитальных вложений для объектов разработки производился по
укрупненным удельным нормативам в базовых ценах с учетом индекса-дефлятора.
98
Удельные нормативы капитальных вложений в объекты нефтепромыслового
обустройства приняты по НИР «Разработка удельных инвестиционных показателей
и сметных нормативов стоимости строительства объектов и сооружений на
нефтяных
месторождениях
ОАО
«ЛУКОЙЛ»
(Удельные
показатели
инвестиционных расходов на обустройство нефтяных месторождений ООО
«ЛУКОЙЛ-ПЕРМНЕФТЬ»).
Пересчет затрат в текущие цены на январь-февраль 2011 года произведен с
помощью индекса удорожания строительства в размере 4,81 в соответствии с
данными Федерального центра ценообразования в строительстве и промышленности
строительных материалов. Филиал по Пермскому краю.
В состав объектов промыслового строительства, с учетом существующего
положения на дату расчета, вошли:
-
сбор и транспорт нефти и газа;
-
оборудование для закачки;
-
электроснабжение;
-
строительство дорог;
-
промводоснабжение;
-
природоохранные мероприятия;
-
прочие объекты.
Удельные затраты на сооружения по направлениям «сбор и транспорт»,
«заводнение»
приняты
с
учетом
существующего
положения
с
k=0,3,
«электроснабжение и связь», «автомобильные дороги» с k=0,1.
Капитальные вложения в объекты нефтепромыслового обустройства по
суммарным вариантам рассчитывались по составу сооружений в соответствии с
разделом 10.6 и отчетом по НИР «Разработка удельных инвестиционных
показателей
и
сметных
нормативов
стоимости
строительства
объектов
и
сооружений на нефтяных месторождениях ОАО «ЛУКОЙЛ» (Укрупненные
сметные нормативы стоимости на новое строительство объектов и сооружений
нефтедобычи) в базовых ценах с учетом индекса-дефлятора.
99
«Прочие» затраты рассчитываются от суммы затрат на строительство
объектов промобустройства (3%), непредвиденные затраты определяются от суммы
затрат на обустройство, включая «прочие» (3%).
Амортизация скважин и прочих основных фондов рассчитывалась по
действующим нормам на реновацию. Источником финансирования разработки
месторождения являются собственные средства предприятия.
Текущие затраты, приведенные в расчетах, определялись по нормативам
удельных текущих затрат и объемным технологическим показателям в разрезе
статей калькуляции.
В статье «расходы на методы повышения нефтеизвлечения» учтены расходы
на проведение геолого-технических мероприятий. Затраты на мероприятия
составили:
- СКО – 825 тыс. руб./скв.-операц.;
- ВИР (водоизоляционные работы) – 1375 тыс.руб./скв.-операц.;
- перестрел – 1045 тыс. руб./скв.-операц.;
- ГРП – 6600 тыс. руб./скв.-операц..
- ВВВ (виброволновое воздействие) – 990 тыс. руб./скв.-операц.;
- георыхление – 440 тыс. руб./скв.-операц.;
- ввод из бездействия – 1045 тыс. руб./скв.-операц..
В составе эксплуатационных затрат учтены платежи, налоги и отчисления в
бюджетные и внебюджетные фонды. В расчетах были приняты налоги и платежи,
соответствующие
действующему
налоговому
законодательству
Российской
Федерации на момент расчета. Налоги и платежи, используемые в расчетах,
приведены в таблице 5.2.1.1.
Экономическая оценка эффективности разработки Сибирского месторождения
выполнена в целом по месторождению.
Для
обоснования
экономической
эффективности
были
определены
капитальные вложения, текущие затраты (без учета ставки дисконтирования),
налоги, чистая прибыль, чистый дисконтированный доход (с учетом ставки
дисконтирования 10%). Все показатели рассчитывались в динамике по годам.
100
На первом этапе проведена экономическая оценка объектов разработки.
Оценка
экономической
эффективности
объекта
разработки
Т-Фм:
Утвержденный вариант предполагает разработку залежи в пределах лицензионного
участка – разработка залежи осуществляется с применением системы ППД. С целью
увеличения охвата выработкой предусмотрено бурение БС, БГС, переводы с других
объектов. Общий фонд скважин – 22, в том числе: добывающих – 16, из них 10
скважин переводятся с других горизонтов, из них боковых стволов (БС) – 3,
боковых горизонтальных стволов (БГС) – 5; нагнетательных скважин – 6, из них 4
скважины переводятся с других объектов и 2 обводнившиеся добывающие
скважины турнейского объекта переводятся под нагнетание.
Оценка экономической эффективности объекта разработки Бб: Утвержденный
вариант предполагает разработку залежи в пределах ЛУ –планируется создание
дополнительных очагов нагнетания в южной части залежи, бурение четырѐх
боковых стволов, по ряду скважин намечено радиальное бурение. Добыча нефти по
данному варианту за расчетный период (2011 – 2070г.) составит 7584,93 тыс.т.
Капитальные вложения составят 1584,02 млн. рублей, текущие затраты – 8747,92
млн.рублей. Величина чистого дисконтированного дохода (при норме дисконта
10%) составит 9467,68 млн. рублей.
Оценка
экономической
эффективности
объекта
разработки
Бш-Срп:
Утвержденный вариант предполагает разработку залежи в пределах ЛУ –
планируется бурение семи боковых стволов, радиальное бурение. В действующих
добывающих скважинах с целью увеличения коэффициента продуктивности
намечено проведение ГРП. Добыча нефти за расчетный период (2011 – 2079г.)
составит 6916,58 тыс.т. Капитальные вложения составят 1421,31 млн. рублей,
текущие затраты – 13877,95 млн. рублей. Величина чистого дисконтированного
дохода (при норме дисконта 10%) составит 3893,31 млн. рублей.
Результаты расчетов социально-экономической эффективности по объектам
разработки представлены в таблицах 5.2.1.2-5.2.1.4. В целом по месторождению по
утвержденному варианту добыча нефти за рассматриваемый период (2011-2079 гг.)
– 10402,32 тыс.т, капитальные вложения – 1034,61 млн. рублей. При норме дисконта
101
10% доход государства составит 13254,42 млн. рублей, величина чистого
дисконтированного дохода составит 11620,57 млн. рублей (табл. 5.2.1.5).
Доход государства при норме дисконта 15% составит за время разработки
месторождения порядка 10,8 млрд. руб, доход недропользователя – 11,6 млрд. руб.
При этом объем извлекаемых запасов Сибирского месторождения в общем объеме
запасов
месторождений
Соликамской
депрессии
составляет
порядка
20%.
Соответственно, общий доход государства может составить до 54 млрд. руб.,
недропользователя – 58 млрд. руб.
102
Таблица 5.2.1.2.
Социально-экономическая оценка разработки пласта Т-Фм Сибирского месторождения
Таблица 5.2.1.3.
Социально-экономическая оценка разработки пласта Бб Сибирского месторождения
Таблица 5.2.1.4.
Социально-экономическая оценка разработки пласта Бш Сибирского месторождения
103
Таблица 5.2.1.5
Результаты экономической оценки по Сибирскому месторождению
Таким образом, вариант совместной разработки калийных солей и нефтяных
месторождений является экологически безопасным и высокоэффективным как для
недропользователей, так и для федерального и краевого бюджетов. Необходимо
заметить, что бурение глубоких скважин на нефть позволяет комплексно подойти к
эффективной выработке запасов региона, в том числе более точно оценить контуры
запасов
солей
синергетическим
промышленных
эффектом
категорий,
данного
что
проекта.
является
дополнительным
Выполненная
социально-
экономическая оценка показывает, что эффективная совместная разработка
калийных и нефтяных месторождений является приоритетной для социального
развития Березниковского и Соликамского районов, и других соседних территорий
Пермского края.
5.2.2
ГЕОЛОГО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ
ОЦЕНКА
ЭФФЕКТИВНОСТИ
ИНВЕСТИЦИОННЫХ ПРОЕКТОВ НА ПОДГОТОВЛЕННЫХ СТРУКТУРАХ
СОЛИКАМСКОЙ ДЕПРЕССИИ В ПРЕДЕЛАХ ВКМКС
Экономическое
обоснование
рентабельности
проведения
геолого-
разведочных работ и приобретения лицензии на пользование недрами является
главным условием при выборе объектов инвестирования нефтедобывающих
компаний. Ранее в главе 2.1.1 отчета по данной НИР были определены
вероятностные критерии прогноза нефтегазоносности подготовленных структур
Соликамской
миграционные,
депрессии.
Данные
критерии
тектоно-седиментационные,
учитывают
морфологические
генерационнои
структурно-
мощностные условия. По данным критериям были определены перспективы
нефтегазоносности всей территории Соликамской депрессии.
104
Наиболее перспективные зоны выделяются в центральной части ВКМКС в
районе Юрчукского и Чашкинского месторождений, а так же в районе северовосточной границы ВКМКС. В целом вся территория ВКМКС относится к
высокоперспективным районам с вероятностью нефтегазоносности более 0,70. Для
всего
фонда
подготовленных
структур
были
оценены
вероятности
нефтегазоносности.
С учетом величины прогнозных запасов, рассчитанных в главе 1.5 данной
НИР,
наибольшими
перспективами
обладают
Ростовицкая,
Пашковская,
Легчимская и Зырянская структуры [37]. Прогнозные извлекаемые запасы данных
четырех структур составляют 78% аналогичных запасов всей Соликамской
депрессии. Так же эти структуры характеризуются высокими значениями
комплексных критериев вероятности нефтеносности, разработанных на втором
этапе данной НИР. Все структуры расположены в пределах кондиционных запасов
калийных солей ВКМКС.
Экономическая оценка инвестиционных проектов на данных структурах
проводилась
с
привлечением
аналогов
по
близлежащим
длительно
разрабатываемым месторождениями Соликамской депрессии по методике, принятой
в ведущей нефтедобывающей компании Пермского края [38]. Проекты оценивались
на экономически обоснованный срок – 30 лет. Рассмотрим проекты, которые
предлагается выполнить на данных структурах.
Ростовицкая
структура
расположена
в
центральной
части
Березниковскогопалеоплато, в пределах контура ВКМКС и находится в 20 км к
востоку от г. Соликамска и на 37 км северо-восточнее г.Березники (рис.5.2.2.1).
Ростовицкая
структура
подготовлена
к
глубокому
бурению
трестом
«Пермнефтегеофизика» в 1982 году сейсморазведкой МОВ методом ОГТ. Объем
работ составил 154,4 пог.кмсейсмопрофилей, плотность
наблюдений составляет
1,48 км/км2.
Размеры структуры по основному отражающему горизонту IIп составляют
6,5х5,2 км, амплитуда 120 м., интенсивность 23,8м/км.
105
Ближайшие разрабатываемые месторождения от структуры: Жилинское (11,5
км к югу), Логовское (13,5 к западу), Осокинское (11,5 км к северу).
Прогнозные извлекаемые запасы Ростовицкой структуры оценены в 5 150
тыс.т.
Проектом предусматривается проведение сейсморазведочных работ 3D в
объеме 50 км2. На данной структуре проектируется бурение 2 поисковоразведочных скважин общей проходкой 4 400 метров.
Начало эксплуатации планируется осуществлять переводом этих 2 скважин в
эксплуатационный фонд, с последующим бурением еще 18 скважин.
Ввод системы ППД предусмотрен с 2019 года при общем фонде 3
нагнетательных скважины. Объем закачки предусмотрен в объеме 98 тыс.м3/год.
Накопленная добыча нефти составит 2 472 тыс.т., достигнутый КИН 0,15.
Выручка от реализации УВ составит около 41 млрд. руб., инвестиции – 3,3 млрд.
руб., операционные затраты – 8,6 млрд. руб. NPV составит 18 млн. долларов, срок
окупаемости проекта – 12лет (табл. 5.2.2.1, рис. 5.2.2.2).
106
Ро стови цка я
Жилинское
Условные обозначения
Подготовленная структура
Административные границы
Месторождения
Профиля сейсморазведки 2D
Контуры лицензионных участков
Контуры сейсморазведки 3D
Населенные пункты
Контур ВКМКМС
Глубокие скважины
Границы
Зоны ККСП
#
#
#
круп ных т ект . ст рукт ур
ср едн их ст рукт ур
ос евая зо на
осевой зо ны ККС П
вн у тр . п риб ор т.
вн утр енн ей пр ибо рт овой зо ны ККСП
бор то вая
вн еш не й п рибор то вой зон ы ККСП
вн еш н. при бо рт .
риф оген ны х ст руктур
пал еоп ла то и ат олл ов
бар ьер ного риф а
Рисунок 5.2.2.1. Ростовицкая структура: обзорная схема
107
Налог на добычу полезных ископаемых рассчитан в размере 19,4 млрд. руб.,
налог на имущество –0,6 млрд. руб., налог на прибыль –1,7 млрд. руб (табл. 5.2.2.2,
рис. 5.2.2.3). Таким образом, доходы государства за рассматриваемый период
составят 21,6 млрд. руб.
Таблица 5.2.2.1
Основные технико-экономические показатели структур
Примечание:1-Ростовицкая,2-Легчимская,3-Пашковская,4-Зыряновская
структуры.
В табл.5.2.2.1 приведены основные технико-экономические показатели по
всем четырем структурам.
Рисунок 5.2.2.2. Ростовицкая структура: динамика денежного потока
108
Рисунок 5.2.2.3. Ростовицкая структура: структура расходов проекта
109
Технико-экономические показатели Ростовицкой структуры
110
Таблица 5.2.2.2
Легчимская структура расположена в юго-восточной части ВКМКС, в 13 км от г.
Березники (рис. 5.2.2.4). Структура подготовлена к глубокому бурению ОАО
«Пермнефтегеофизика» в 2001 году сейсморазведкой МОВ МОГТ. В пределах
площади
проложено
сейсмопрофилирования
85,55
составляет
пог.кмсейсмопрофилей,
1,21
км/км2.
плотность
Структурно-параметрических
скважин вблизи структуры нет. Качество подготовки структуры хорошее.
Площадь структуры по основному отражающему горизонту составляет 26,3
км2, амплитуда 103 м, интенсивность 20,1м/км.
Ближайшие
разрабатываемые
месторождения:
Бельское,
Чашкинскоеи
Юрчукское находятся на удалении от 9 до 15 км.
Прогнозные извлекаемые запасы для Легчимской структуры оценены в 7 005
тыс.т.
Поскольку
качество
подготовки
структуры
хорошее,
проведение
дополнительных сейсморазведочных работ не требуется. Запроектировано бурение
3-х поисково-разведочных скважин общим метражом 7200 м, все скважины
переходят в фонд эксплуатационных. Общий фонд добывающих скважин составит
58.
Ввод системы ППД намечен уже на ранней стадии разработки. Первоначально
планируется ввод 2-х нагнетательных скважин с суммарным объемом закачки 48
тыс.м3.Общий фонд нагнетательных скважин составит 12 шт. Объемы закачки в год
составят 576 тыс.м3/год.
Накопленная добыча нефти за рассматриваемый период составит 5 705 тыс.т.,
достигнутый КИН 0,0,27. Выручка от реализации нефти составит 69 млрд. руб.,
инвестиции – 10,3 млрд. руб., операционные затраты – 8,4 млрд. руб.(табл. 5.2.2.3,
рис. 5.2.2.5).NPV по проекту составит 3,6млн.долларов, срок окупаемости проекта –
24 года (табл. 5.2.2.1).
Налог на добычу полезных ископаемых рассчитан в размере 30,9 млрд. руб.,
налог на имущество – 1,8 млрд. руб., налог на прибыль – 2,9 млрд. руб. (рис. 5.2.2.6).
Таким образом, доходы государства за рассматриваемый период составят 35,6 млрд.
руб.
111
###
#
###
#
####
#
#
#
Бельское
##
#
Чашкин ск ое
Лег чи мс кая
БЕРЕЗНИКИ
Условные обозначения
Подготовленная структура
Административные границы
Месторождения
Профиля сейсморазведки 2D
Контуры лицензионных участков
Населенные пункты
Контуры сейсморазведки 3D
Контур ВКМКМС
Глубокие скважины
Границы
Зоны ККСП
#
#
#
круп ных т ек т . ст рукт ур
ср едн их ст рукт ур
ос евая зо на
осевой зо ны ККС П
вн у тр . п риб ор т.
вн утр енн ей пр ибо рт овой зо ны ККСП
бор то вая
вн еш не й п риб ор то вой зон ы ККСП
вн еш н. при бо рт .
риф оген ны х ст рук тур
пал еоп ла то и ат олл ов
бар ьер ного риф а
Рисунок 5.2.2.4. Легчимская структура: обзорная схема
112
Технико-экономические показатели Легчимской
структуры
Таблица 5.2.2.3
Рисунок 5.2.2.5. Легчимская структура: динамика денежного потока
Рисунок 5.2.2.6. Легчимская структура: структура расходов проекта
113
Пашковский проект включает в себя 3 подготовленные структуры (с северозапада на юго восток): Пашковскую, Восточно-Пашковскую и Северо-Чашкинскую
структуры, расположенные в центральной части Березниковскогопалеоплато.
Участок расположен в 12 км к северо-востоку от г.Соликамска и в 19,5 км к северузападу от г.Березники, в юго-восточной части ВКМКС,Северо-Чашкинское
поднятие находится за пределами контура солей (рис. 5.2.2.7).
Пашковская структура была подготовлена к глубокому бурению трестом
«Пермнефтегеофизика» в 1980 году сейсморазведкой МОВ МОГТ. В пределах
площади проложено 173,5 пог.кмсейсмопрофилей, плотность геофизических
наблюдений составляет 1,46 км/км2.
Размеры структуры по основному отражающему горизонту Iiп составляют
11,5х5,3 км, амплитуда 85 м, генезис структуры – седиментационный.
Восточно-Пашковская структура подготовлена к глубокому бурению ОАО
«Пермнефтегеофизика» сейсморазведкой МОВ МОГТ в 2001 году. В пределах
площади проложено 31,7 пог.кмсейсмопрофилей, плотность сейсмопрофилирования
составляет 2,6 км/км2.
Размеры структуры по основному отражающему горизонту Iiк составляют
3,6х2,4 км, амплитуда 43 м, площадь структуры 4,3 км2, интенсивность 20,5м/км.
Северо-Чашкинская структура так же была подготовлена к глубокому
бурению ОАО «Пермнефтегеофизика» в 2001 году сейсморазведкой МОВ МОГТ. В
пределах
площади
проложено
21,7
пог.кмсейсмопрофилей,
плотность
сейсмопрофилирования составляет 1,8 км/км2, имеется одна параметрическая
скважина для изучения Vинт и V1.
Размеры структуры по основному отражающему горизонту IIк составляют
2,8х2,3 км, амплитуда 48 м, площадь структуры 4,6 ,интенсивность структуры
22,4м/км.
Ближайшие разрабатываемые месторождения от участка: Бельское (7,5 км
юго-восточнее), Чашкинское (6,5 км южнее), Жилинское (11,5 км восточнее).
114
Па шк о в ск ая
Во ст -Па шков ская
#
С ев- Ча шки нска я
#
Ю р ч ук ск о е
#
Бельское
#
##
Ча шкин ск ое
##
### #
Условные обозначения
Подготовленная структура
Административные границы
Месторождения
Профиля сейсморазведки 2D
Контуры лицензионных участков
Населенные пункты
Контуры сейсморазведки 3D
Контур ВКМКМС
Глубокие скважины
Зоны ККСП
Границы
#
#
#
круп ных т ек т . ст рукт ур
ср едн их ст рукт ур
ос евая зо на
осевой зо ны ККС П
вн у тр . п риб ор т.
вн утр енн ей пр ибо рт овой зо ны ККСП
бор то вая
вн еш не й п рибор то вой зон ы ККСП
вн еш н. при бо рт .
риф оген ны х ст рук тур
пал еоп ла то и ат олл ов
бар ьер ного риф а
Рисунок 5.2.2.7. Пашковский проект: обзорная схема
115
Суммарные прогнозные извлекаемые запасы Пашковского участка оценены в
11 265 тыс.т.
С целью уточнения геологического строения на площади необходимо
проведение 3D сейсморазведки
в объеме 65 км2 и бурение 7-и поисково-
разведочных скважин общим метражом 17 500 м,которые в дальнейшем будут
переведены вэксплуатационные. Общий фонд добывающих скважин составит 95
скважин.
Реализация системы ППД предусмотрена на 8 год разработки с бурения и
ввода в эксплуатацию 2 нагнетательных скважин и последующим вводом по 3
нагнетательных скважины год. Общий фонд нагнетательных скважин составит 14
скважин. Годовые объемы закачки изменятся от 45,7 тыс.м3/год до 592 тыс.м3/год в
2028 году. Накопленная добыча нефти за рассматриваемый период составит 6 374
тыс.т., проектный КИН 0,29. Выручка от реализации нефти составит 126,2 млрд.
руб., инвестиции – 15,6 млрд. руб., операционные затраты – 12,4 млрд. руб. (табл.
5.2.2.4, рис. 5.2.2.8) NPV по проекту составит 30 млн.долларов, срок окупаемости
проекта – 17 лет. (табл. 5.2.2.1).
Налог на добычу полезных ископаемых рассчитан в размере 61,8 млрд. руб.,
налог на имущество – 2,7 млрд. руб., налог на прибыль – 6 млрд. руб. (рис. 5.2.2.9).
Таким образом, доходы государства за рассматриваемый период составят 70,5 млрд.
руб.
116
Технико-экономические показатели Пашковского проекта
Таблица 5.2.2.4
Рисунок 5.2.2.8. Пашковский проект: динамика денежного потока
117
Рисунок 5.2.2.9. Пашковский проект: структура затрат
Зырянская
структура
расположена
в
юго-западной
части
Березниковскогопалеоплато, в пределах контура ВКМКС и находится в 7,5 км к
юго-западу от г.Березники и 5 км к северу от населенного пункта Усолье (рис.
5.2.2.10).
Структура
была
сейсморазведкой
в
подготовлена
2009
году
ОАО
методом
«Пермнефтегеофизика»
МОВ
МОГТ
с
речной
плотностью
сейсморазведочных профилей 1,35 км/км2. Район структуры охватывает 25
солеразведочных скважин и одну структурно-поисковую.
Площадь структуры по ОГ IIп составляет 32,5 км2, амплитуда 122 м,
интенсивность -21,4м/км.
Ближайшие разрабатываемые месторождения: Шершневское (10,5 км югозападнее), Юрчукское (11,8 км северо-восточнее), им.Архангельского (16 км к югу).
Прогнозные извлекаемые запасы Зырянской структуры оценены в 17491 тыс.т.
На
структуре
сейсморазведочных
не
работ.
предусматривается
Проектируется
проведение
бурение
дополнительных
3поисково-оценочных
и
разведочных скважин с общей проходкой 8 300 метров.
Начало разработки предполагается осуществить переводом 3 разведочных
скважин в эксплуатационные.Общий фонд добывающих скважин составит 32
штуки.
Реализация системы ППД запланирована с вводом 3 нагнетательных скважин
с последующим увеличением их общего количества до 6 скважин. Годовые объемы
закачки изменятся от
104,4 тыс.м3/год до 387,8 тыс.м3/год с последующим
сохранением объемов закачки до окончания периода разработки.
118
#
Юрчукское (часть южного купола
Усолье
БЕРЕЗНИКИ
урла в ы
#
Y
Зырянская
Орел
#
Шершневское
#
#
#
#
#
#
С иби р ь
#
Условные обозначения
Подготовленная структура
Административные границы
Месторождения
Профиля сейсморазведки 2D
Контуры лицензионных участков
Населенные пункты
Контуры сейсморазведки 3D
Контур ВКМКМС
Глубокие скважины
Границы
Зоны ККСП
#
#
#
круп ных т ект . ст рукт ур
ср едн их ст рукт ур
ос евая зо на
осевой зо ны ККС П
вн у тр . п риб ор т.
вн утр енн ей пр ибо рт овой зо ны ККСП
бор то вая
вн еш не й п рибор то вой зон ы ККСП
вн еш н. при бо рт .
риф оген ны х ст руктур
пал еоп ла то и ат олл ов
бар ьер ного риф а
Рисунок 5.2.2.10. Зырянская структура: обзорная схема
119
Накопленная добыча нефти за рассматриваемый период составит 6 909 тыс.т.,
достигнутый КИН 0,19. Выручка от реализации УВ составит 119,8 млрд. руб.,
инвестиции – 5,6 млрд. руб., операционные затраты – 19,2 млрд. руб. (табл. 5.2.2.5,
рис. 5.2.2.11) NPV по проекту составит 94 млн.долларов, срок окупаемости проекта
–9 лет (табл. 5.2.2.1).
Налог на добычу полезных ископаемых рассчитан в размере 59,6 млрд. руб.,
налог на имущество –1 млрд. руб., налог на прибыль – 6,6 млрд. руб. (рис. 5.2.2.12).
Таким образом, доходы государства за рассматриваемый период составят
млрд. руб.
Рисунок 5.2.2.11. Зырянская структура: динамика денежного потока
120
67,3
Технико-экономические показатели Зырянской структуры
121
Таблица 5.2.2.5
Рисунок 5.2.2.12. Зырянская структура: структура затрат
Таким образом, при реализации всех четырех проектов на
Легчимской, Пашковской, Зыряновской
Ростовицкой,
структурах суммарный NPV за 30 лет
составит 159,7 млн. долларов,из которых максимальная доля(64,3%) приходится на
Зыряновскую,а
минимальная(2,8%)
на
Легчимскую
государству в виде налогов составят более 195 млрд. руб.
122
структуры.
Отчисления
5.3 РАЗРАБОТКА УЧЕБНО-МЕТОДИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ ДЛЯ
УЧЕБНЫХ КОМПЛЕКСОВ ПО ОСНОВНЫМ НАПРАВЛЕНИЯМ НОЦ
(работы, выполненные за счет внебюджетных средств)
По
итогам
проведенных
научно-исследовательских
работ
по
всем
направлениям НОЦ были разработаны: лабораторные практикумы, методические
рекомендации по выполнению индивидуальной научно-исследовательской работы
студентов, материалы к изучению дисциплин, а также задания на курсовое и
дипломное проектирование.
А) Лабораторные практикумы разработаны для всех направлений НОЦ.
В рамках направления «Геологические основы поисков, разведки, разработки,
оценки ресурсов и подсчета запасов углеводородов» разработан лабораторный
практикум «Петрофизическое обеспечение для определения параметров при
подсчете запасов углеводородного сырья». Практикум включает следующие
лабораторные работы:
1). Фотографирование полноразмерного керна в дневном и ультрафиолетовом свете
(профильные исследования керна).
2). Макроскопическое изучение керна.
3). Подготовка образцов керна для петрофизических исследований (регистрация
образцов; экстрагирование образцов от нефти в приборах Сокслета).
4).
Определение
коэффициента
открытой
пористости
на
гелиевом
полуавтоматическом порозиметре PHI-220 (общие петрофизические лабораторные
исследования).
5).
Определение
коэффициента
абсолютной
проницаемости
по
газу
на
автоматизированной установке АР-608 (общие петрофизические лабораторные
исследования).
6). Водонасыщение образцов на автоматической установке насыщения керна AST600.
123
7). Моделирование остаточной водонасыщенности методом полупроницаемых
мембран
на
групповом
капилляриметре
В32-32
(общие
петрофизические
лабораторные исследования).
8). Обработка результатов исследований свойств пород-коллекторов, установление
базовых петрофизических зависимостей.
По направлению НОЦ «Бурение и крепление скважин в солях» разработан
лабораторный практикум, включающий следующие лабораторные работы:
1).
Определение свойств
соленасыщенных
буровых
растворов
(кажущаяся
плотность, истинная плотность и плотность фильтрата).
2). Определение в лабораторных условиях скорости растворения образцов солей
(каменная соль, сильвинит, карналлит) в соленасыщенных буровых растворах
различной степени насыщения.
3). Оределение влияния специальных соленасыщенных буровых растворов на
горные породы глинистоангидритовой толщи.
4). Определение свойств цементного камня.
5). Приготовление тампонажных растворов, приборы и методы определения их
параметров:
-
объемную (насыпную) массу сухих смесей тампонажных материалов;
-
тонкость помола исходных компонентов сухих смесей тампонажных
материалов;
-
кажущуюся и истинную плотность тампонажных растворов;
-
растекаемость тампонажных растворов;
-
условную и пластическую вязкость тампонажных растворов;
-
статическое и динамическое напряжение сдвига тампонажных растворов;
-
водоотделение тампонажных растворов;
-
фильтратоотдачу тампонажных растворов;
-
начальную (исходную) консистенцию и время загустевания тампонажных
растворов;
-
предел прочности цементного камня при изгибе и сжатии;
124
-
объемные изменения формирующегося цементного камня;
-
прочность сцепления цементного камня с ограничивающей металлической
поверхностью.
По направлению НОЦ «Геодинамические
и геомеханические проблемы
совместного освоения ресурсов нефти и калия» разработан лабораторный
практикум, включающий следующие лабораторные работы:
1). Определение параметров ядра ползучести на основе испытаний образцов
каменной соли ВКМКС в рамках линейно-наследственной теории ползучести.
2). Статистическая обработка результатов лабораторных испытаний физикомеханических
свойств
образцов
коллекторов
нефтяных
месторождений
Соликамской депрессии (определение упругих и компрессионных показателей
пород: модуля Юнга, коэффициента Пуассона, модуля сдвига, модуля объемного
сжатия, компрессионного индекса, индекса декомпрессии, параметра упрочнения).
3). Анализ качества полевых измерений
вертикальных сдвижений реперов
наблюдательных станций на нефтяных месторождениях (обработка результатов
нивелирования II класса):
 проверка материалов полевых измерений и вычисление средних превышений;
 оценка стабильности высотного положения исходных реперов;
 определение абсолютных отметок и вертикальных смещений рабочих
реперов;
 оценка качества полевых работ и надежности полученных величин.
4). Анализ наблюдений за оседанием земной поверхности на нефтяных
месторождениях Соликамской депрессии.
5). Обработка результатов лабораторных испытаний компрессионных свойств
образцов пород-коллекторов нефтяных месторождений Соликамской депрессии.
В
рамках
направления
НОЦ
«Разработка
нефтяных
месторождений
территориально совмещенных с ВКМКС» разработан лабораторный практикум,
включающий следующие лабораторные работы:
125
1). Формирование гидродинамической (фильтрационной) модели нефтяной залежи
на программном комплексе Tempest More.
2). Оценка влияния пластовых и забойных давлений на продуктивность и дебиты
добывающих скважин.
3).
Экспресс-оценка
динамики
показателей
разработки
месторождений
с
использованием программного продукта PrognozRNM.
Б) Методические рекомендации по выполнению индивидуальной научноисследовательской работы студентов разработаны для трех направлений НОЦ.
По направлению НОЦ «Геологические основы поисков, разведки, разработки,
оценки ресурсов и подсчета запасов углеводородов» разработаны методические
рекомендации, включенные в образовательную программу подготовки магистров по
направлению 130100.68 «Геология и разведка полезных ископаемых» на темы:
1) Прогнозная оценка нефтегазоносности структур на территории Соликамской
депрессии.
2) Геолого-геохимическое моделирование нефтегазообразования в осадочном
разрезе Соликамской депрессии.
3)
Использование
методов
литолого-фациального
анализа
для
уточнения
геологического строения карбонатных залежей месторождений Соликамской
депрессии.
По направлению НОЦ «Геодинамические
и геомеханические проблемы
совместного освоения ресурсов нефти и калия» для студентов специальности 090100
«Маркшейдерское дело» разработаны методические рекомендации по выполнению
индивидуальной научно-исследовательской работы на темы:
1)
Определение оседаний земной поверхности при разработке калийных и
нефтяных месторождений с помощью спутниковой радарной интерферометрии.
2) Анализ наблюдений за оседанием земной поверхности на Сибирском,
Шершневском, Архангельском, Уньвинском, Чашкинском, Юрчукском, Логовском
месторождениях нефти, газа и полезных ископаемых.
126
В
рамках
направления
НОЦ
«Разработка
нефтяных
месторождений
территориально совмещенных с ВКМКС» разработаны методические рекомендации
по выполнению индивидуальной научно-исследовательской работы студентов по
направлению 130500 «Нефтегазовое дело», специальности 130503.65 «Разработка и
эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» на тему:
Разработка технико-экономических решений освоения месторождений нефти
и перспективных структур на территории ВКМКС.
В) По направлению НОЦ «Бурение и крепление скважин в солях» для
студентов специальности «Бурение нефтяных и газовых скважин» в рамках работ,
выполняемых за счет внебюджетных средств, разработана новая дисциплина –
«Особенности бурения и крепления скважин в солях». Подготовлены материалы к
изучению этой дисциплины.
Г)
По
всем
направлениям
НОЦ
подготовлены
темы
дипломного
проектирования. В рамках направления «Геологические основы поисков, разведки,
разработки, оценки ресурсов и подсчета запасов углеводородов» студентами 5 курса
специальности «Геология нефти и газа» были выполнены дипломные проекты на
следующие темы:
1)
«Построение
вероятностно-статистических
моделей
для
прогноза
нефтегазоносности Соликамской депрессии».
2) «Проект поисково-оценочных работ на Зырянской структуре».
3) «Проект поисково-оценочных работ на Новологовской структуре».
По направлению НОЦ «Бурение и крепление скважин в солях» студентами
выпускного курса специальности «Бурение нефтяных и газовых скважин» были
выполнены дипломные проекты на темы:
1) «Проект поисково-оценочных работ на Ростовицкой структуре». Лицензионный
участок ЗАО «Кама-ойл», расположенный на территории ВКМКС.
2)
«Проект
месторождении
строительства
с
эксплуатационной
разработкой
мероприятий
скважины
по
на
повышению
Юрчукском
качества
цементирования эксплуатационных колонн». Лицензионный участок ООО «ЛукойлПермь», расположенный на территории ВКМКС.
127
3) «Проект строительства поисково-оценочной скважины на Ростовицком участке с
выбором и обоснованием тампонажных составов для цементирования обсадных
колонн». Лицензионный участок ЗАО «Кама-ойл», расположенный на территории
ВКМКС.
4)
«Проект
строительства
эксплуатационной
скважины
на
Уньвинском
месторождении с разработкой средств предупреждения аварий с бурильной
колонной». Лицензионный участок ООО «Лукойл-Пермь», расположенный на
территории ВКМКС.
5)
«Проект
строительства
эксплуатационной
скважины
на
Уньвинском
месторождении с оптимизоцией составов буровых растворов». Лицензионный
участок ООО «Лукойл-Пермь», расположенный на территории ВКМКС.
6)
«Проект
строительства
эксплуатационной
скважины
на
Юрчукском
месторождении с разработкой мероприятий по предупреждению и ликвидации
поглощений бурового раствора». Лицензионный участок ООО «Лукойл-Пермь»,
расположенный на территории ВКМКС.
По направлению НОЦ «Геодинамические и геомеханические проблемы
совместного освоения ресурсов нефти и калия» студентами 5 курса специальностей
«Маркшейдерское дело и геоинформационные системы» и «Прикладная геодезия»
были выполнены дипломные проекты на темы:
1) «Проект горных и маркшейдерских работ на разведку и дообустройство
Жилинского месторождения нефти
ЗАО «КАМА-ОЙЛ». Специальная часть:
Разработка проекта наблюдательной станции за сдвижением земной поверхности на
Жилинском месторождении.
2) «Проект горных и маркшейдерских работ на дообустройство Сибирского
месторождения нефти ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ». Специальная часть: Выбор мер
охраны от подработки нефтепровода «Куст № 3 – задвижка № 73».
3) «Проект горных и маркшейдерских работ на дообустройство Уньвинского
месторождения нефти ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ». Специальная часть: Разработка
проекта
реконструкции
наблюдательной
станции
поверхности на Уньвинском месторождении нефти.
128
за
сдвижением
земной
4) «Расчѐты
параметров
напряжѐнно-деформированного состояния горного
массива и земной поверхности при разработке Бельского месторождения ООО
«КАМА-Ойл».
5) «Проект
горных
и
маркшейдерских
работ на отработку запасов нефти
месторождения им.Архангельского ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь».
6) «Проект горных и маркшейдерских работ на отработку запасов девятой
юго-
восточной
ОАО
панели
«Сильвинит».
второго
Соликамского
калийного
рудоуправления
Специальная часть: Автоматизация вычислений прогнозных
параметров процессов сдвижения земной поверхности при отработке запасов
полезного ископаемого.
7) «Проект горных и маркшейдерских работ на подготовку и отработку девятой
восточной
панели
пласта
«Красный-2»
на
втором
Березниковском
производственном калийном рудоуправлении ОАО Уралкалий».
8) «Проект горных и маркшейдерских работ на подготовку и отработку
третьей
северной панели пласта «В» первого Соликамского калийного рудоуправления ОАО
«Сильвинит».
Специальная часть: Прогнозирование качественных параметров
сильвинитовых
пластов
на
3
СП
пласта
Кр2
Соликамского
калийного
рудоуправления №1
9) «Проект горных и маркшейдерских работ при подготовке и отработке
8-9 юго-
восточной панели на четвѐртом Березниковском производственном калийном
рудоуправлении
ОАО
«Уралкалий».
Специальная
часть:
Геомеханическое
обеспечение горных работ в районе 8-9 ЮВП БПКРУ-4 ОАО "Уралкалий"
10) «Проект горных и маркшейдерских работ на отработку четырнадцатой западной
панели на втором Березниковском производственном калийном рудоуправлении
ОАО «Уралкалий».
Специальная
часть:
Реконструкция
и
развитие
наблюдательной станции для мониторинга оседаний земной поверхности в
г.Березники.
В
рамках
направления
НОЦ
«Разработка
нефтяных
месторождений
территориально совмещенных с ВКМКС» студентами специальности «Разработка и
129
эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» были выполнены следующие
темы выпускных квалификационных работ:
1) «Анализ и повышение эффективности эксплуатации добывающих скважин
залежи нефти в отложениях турнейского и фаменского ярусов Шершневского
месторождения».
2) «Анализ и повышение эффективности разработки и эксплуатации залежи нефти в
отложениях бобриковского горизонта Уньвинского месторождения (Палашерское
поднятие)».
3) «Анализ эксплуатации и оптимизация технологических режимов работы
добывающих скважин Шершневского нефтяного месторождения (залежь Т-Фм)».
4) «Анализ и повышение эффективности разработки залежи нефти в башкирскосерпуховских отложениях Гагаринского месторождения».
Результатом выполненных работ за весь отчетный период является
выполнение студентами, в общей сложности, 23 дипломных проектов по 4
направлениям НОЦ, разработка по всем направлениям НОЦ 4 лабораторных
практикумов,
разработка
методических
рекомендаций
по
выполнению
индивидуальной научно-исследовательской работы студентов для трех направлений
НОЦ («Геологические основы поисков, разведки, разработки, оценки ресурсов и
подсчета запасов углеводородов», «Геодинамические и геомеханические проблемы
совместного
освоения
ресурсов
нефти
и
калия»,
«Разработка
нефтяных
месторождений территориально совмещенных с ВКМКС»), по направлению НОЦ
«Бурение и крепление скважин в солях» для студентов специальности «Бурение
нефтяных и газовых скважин» разработана новая дисциплина.
130
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Основной целью выполнения исследований по проекту являлась оценка
возможности разработки нефтяных месторождений под толщей калийно-магниевых
солей при условии обеспечения эффективного и экологически безопасного освоения
минеральных ресурсов Соликамской впадины. Неотъемлемой частью проведенных
исследований было привлечение студентов, аспирантов и молодых ученых;
подготовка научно-педагогических кадров (аспирантов и докторантов) и повышение
уровня
преподавания
направлением
специализированных
дисциплин,
профилирующих
с
исследования НОЦ. Для внедрения результатов НИР в учебный
процесс был создан учебно-методический комплекс для основных дисциплин
специализации на базе выполненных лабораторных исследований и полученных
научно-практических результатов.
Поставленные задачи были решены поэтапно, в соответствии с календарным
планом и техническим заданием. Основные полученные результаты сводятся к
следующему:
1 этап. Создан уникальный комплекс параметров, совместно описывающий
условия соле- и нефтегазонакопления, строительства глубоких скважин в солях,
разработки и геодинамического мониторинга нефтяных объектов и состояние
ресурсов
углеводородов
и
калийных
солей
в
контуре
Верхнекамского
месторождения калийно-магниевых солей (ВКМКС) на территории Соликамской
депрессии
(СолД).
Выполнен
анализ
геологических,
геофизических
и
геохимических параметров и показано их распределение в разрезе всей СолД и
ВКМКС. Анализ соотношений ресурсов и запасов углеводородов (УВ) показал, что
70% прогнозных запасов Пермского края связано с СолД, среди которых порядка
90% приурочено к подготовленным структурам, находящимся в контуре калийной
залежи ВКМКС.
С учетом взаимного расположения отложений минеральных солей и
нефтегазоносных
толщ
определены
показатели
обеспечения
экологической
сохранности калийных залежей при поисках, разведке и разработке глубокими
131
скважинами месторождений углеводородов и выполнен анализ: качества вскрытия
нефтяными скважинами солесодержащей части разреза, долговечности элементов
крепи и возможность контроля их состояния во времени в условиях контакта с
коррозионноактивными
породами
и
пластовыми
водами,
надежности
установленного для нефтяных скважин порядка их ликвидации.
типизация
и
статистический
анализ
геолого-промысловых
Выполнена
характеристик,
технологических показателей разработки.
Для
геомеханического и геодинамического обоснования совместной
разработки месторождений нефти и калийных солей произведен анализ методики,
точности и результатов многолетних инструментальных наблюдений за сдвижением
земной поверхности на разрабатываемых нефтяных месторождениях СолД.
2 этап. В ходе проведения исследований по второму этапу проведен анализ
локальных и зональных критериев нефтегазоносности и выполнена оценка
перспектив нефтегазоносности территории Соликамской депрессии и ВКМКС и
построены региональные и локальные модели вероятностей нефтегазоносности
локальных объектов
структурно-мощностным
по геолого-миграционным, тектоно-седиментационным,
и
морфологическим
критериям.
По
комплексному
региональному критерию построена схема районирования территории ВКМКС и
Соликамской депрессии по перспективам нефтегазоносности.
На основании изучения и анализа условий отработки запасов калийных руд
проведено их ранжирование
оценки. В
и определена промышленная
результате выполненной оценки
ценность участков
комплексных факторов и условий
построена схема районирования территории ВКМКС по благоприятности отработки
запасов флотационного калия.
Выполнен
теоретический
анализ
геодинамических
и
геомеханических
процессов, сопровождающих разработку нефтяных месторождений в подсолевых
отложениях на территории Верхнекамского месторождения калийных солей.
В
результате серии расчетов на геолого-физических моделях установлено, что при
существующих параметрах коллекторов региона ВКМКС максимальные оседания
земной поверхности не должны превысить 100 мм. Оседания подобной величины не
132
представляют опасности для поверхностных сооружений и природных объектов, в
том числе при наличии различного рода структурных неоднородностей горного
массива.
Проведенный
анализ
показывает,
что
при
наблюдаемом
уровне
напряженно-деформированного состояния добыча нефти не оказывает влияния на
соляные пласты и элементы системы разработки калийных рудников. Также расчеты
показывают, что добыча нефти не активизирует структурно- тектонические
особенности, расположенные в пределах продуктивного слоя и водозащитной
толщи. Порождаемые добычей нефти дополнительные напряжения и деформации в
районах аномальных зон ВЗТ составляют максимум 5% от напряжений,
необходимых для процесса разрушения геоматериала.
3 этап. В результате проведенных исследований коллективом НОЦ
разработаны технико-технологические средства строительства нефтяных скважин и
оценка качества их строительства с позиций обеспечения сохранности залежи
калийно-магниевых солей; уточнена схема геолого-тектонического строения
ВКМКС. Установлено, что разработанные, усовершенствованные и реализованные
технологические
средства
строительства
скважин
на
территории
ВКМКС
(специальные соленасыщенные буровые растворы, расширяющиеся тампонажные
материалы на основе магнезиальных цементов и тампонажного портландцемента)
отвечают требованиям качественного вскрытия солесодержащей части разреза и
последующего крепления скважин. Использованием этих средств обеспечивается
долговременная защита соляной толщи и представляется возможным осуществлять
контроль во времени состояния крепи скважин в солесодержащей части разреза в
условиях негативного воздействия флюидов недр и техногенных процессов. Анализ
качества строительства нефтяных скважин, пробуренных на участках отсутствия
запасов
калийных
солей
промышленных
категорий,
свидетельствует,
что
защищенность соляной толщи и крепи самих скважин от негативного воздействия
флюидов недр и техногенных процессов отвечает требованиям охраны недр и
промышленной безопасности.
В результате проведенных исследований по газодинамическим явлениям на
ВКМКС получена
методика прогноза газодинамических явлений по ряду
133
геологических критериев, полученных при бурении скважин и наблюдений в горных
выработках. По информативным критериям была определена условная комплексная
вероятность газодинамических явлений - Рукв и построена прогнозная схема с
участками ВКМКС, потенциально опасными по газодинамическим явлениям.
4 этап.
разработан
В результате проведенных исследований коллективом НОЦ
алгоритм
обоснования
временной
последовательности
освоения
калийных солей и углеводородов на участках с промышленными категориями
запасов солей при максимальной экономической эффективности.
Выполнена
оценка влияния на продуктивность добывающих скважин забойных и пластовых
давлений. Разработан программный продукт PrognozRNM для экспресс-оценки
показателей разработки залежей нефти месторождений ВКМКС, позволяющий
существенно повысить надежность прогнозных оценок при проектировании
разработки
нефтяных
месторождений,
особенно
на
начальных
стадиях
эксплуатации. Применение данной методики на более поздних стадиях разработки
возможно с целью оперативного контроля расчетов при гидродинамическом
моделировании (Eclipse, Tempest More и др.).
Проведен
анализ
экологических
последствий
совместной
разработки
калийных солей и нефтяных залежей в Березниковско-Соликамском районе
Пермского края. Установлена напряженная экологическая обстановка в данном
районе, вызванная техногенным воздействием калийных предприятий. Для
снижения масштабов негативного воздействия калийных предприятий, наряду с
осуществляемой закладкой галитовых отходов в выработанное пространство,
необходимо более активно внедрять технологии подземного складирования
глинисто-солевых шламов в специальных камерах большого сечения и сброса
избыточных рассолов в поглощающие горизонты. Техногенные нагрузки на
компоненты природной среды, сопровождающие освоение ресурсов углеводородов,
носят умеренные масштабы и не приводят к ухудшению экологической обстановки
на прилегающих к нефтяным месторождениям территориях. Использование
передовых технологий строительства нефтяных скважин (безамбарное бурение,
многозабойные конструкции с большими проложениями), а также реализация
134
комплекса
природоохранных
мероприятий,
позволяет
сократить
масштабы
техногенного воздействия на окружающую природную среду до экологически
безопасного уровня, позволяющего вести работы даже в пределах территорий с
режимом особого природопользования. В связи с этим, освоение нефтяных
месторождений, территориально совмещенных или сопряженных с зонами
техногенного воздействия калийных предприятий, с экологической точки зрения
вполне допустимо.
Для подтверждения полученных фактов, разработан пример освоения
типового месторождения нефти в контуре запасов калийных солей. В качестве
типового
объекта
ВКМКС
выбрано
месторождением
им.Архангельского.
Произведен расчет потерь калийных солей в целиках под нефтяные скважины на
данном месторождении и показано, что расположение нефтяных скважин рядом с
солеразведочными сводит к минимуму потери калийных солей в целиках.
5 этап. На основании ранее выполненных исследований разработана
программа комплексного освоения ресурсов углеводородов и калийных солей
«Программа
научно-технического
безопасного
и
комплексного
обеспечения
освоения
эффективного,
ресурсов
Соликамской
экологически
депрессии».
Программа предусматривает выполнение мероприятий по трем направлениям:
1. Технико-технологические мероприятия по обеспечению промышленной и
экологической безопасности процесса строительства скважин в солях;
2.
Обеспечение
геомеханической
и
геодинамической
безопасности
комплексного освоения ресурсов Соликамской впадины;
3. Оптимизация систем разработки месторождений углеводородов на
территории Соликамской депрессии;
В результате реализации данной программы будут созданы условия для
комплексного решения проблемы освоения и эффективного использования ресурсов
углеводородов и калийных солей Пермского края в интересах экономического
развития и энергетической безопасности региона.
Результаты экономической оценки проведения геолого-разведочных работ на
подготовленных структурах и промышленной разработки нефтяных месторождений,
135
расположенных в пределах кондиционных запасов калийно-магниевых солей,
показывают их высокую рентабельность.
Таким образом, задача, поставленная в
государственном контракте по
проведению комплексной оценки возможности эффективной и безопасной
соместной разработки природных ресурсов на территории ВКМКС в Пермском крае
выполнена полностью. Совместная разработка калийных солей и месторождений
углеводородов является экологически безопасной и высокоэффективной как для
недропользователей, так и для бюджетов всех уровней, что, несомненно, скажется
благоприятным
образом
на
социальном
и
экономическом
развитии
как
Березниковско-Соликамского района, так и всего Пермского края.
В ходе реализации проекта были решены очень важные задачи для нашего
ВУЗа,
как
инновационного
научно-исследовательского
образовательного
учреждения. На базе созданных и работающих лабораторий и научно-инженерных
центров НОЦ были проведены лабораторные исследования и испытания,
позволившие получить новые зависимости
модернизировать
и результаты,
создать новые и
старые лабораторные практикумы, методические указания,
разработать новые дисциплины и др. и внедрить в учебный процесс.
Результаты 1 этапа внедрены в учебный процесс в виде заданий
к
лабораторным работам и курсовому проектированию для студенческих научных
групп и аспирантов: по определению петрофизических параметров свойств породколлекторов; по исследованию упругих, прочностных и компрессионных свойств
пород;
по исследованию технологических свойств буровых и тампонажных
растворов, используемых при строительстве скважин в отложениях солей; по
исследованию
влияния
геолого-промысловых
характеристик
залежи
на
коэффициент извлечения.
Результаты исследований по 2 этапу использованы при разработке заданий на
дипломное проектирование по специальностям «Маркшейдерское дело», «Геология
нефти и газа», «Бурение нефтяных и газовых скважин», «Разработка нефтяных и
газовых месторождений»; на данном этапе выполнен анализ проведенных ранее
лабораторных исследований по основным направлениям деятельности НОЦ. Итоги
136
полученные при исследовательских лабораторных работах изложены в 5 статьях и 3
докладах на конференциях молодыми исследователями и студентами.
Результаты работ по 3 этапу легли в основу разработки учебной программы и
курса лекций по дисциплине «Особенности бурения и крепления скважин в солях»
для студентов специальности «Бурение нефтяных и газовых скважин».
результатам
работ
в
Диссертационный
совет
ПГТУ
По
представлены
2
диссертационные работа на соискание ученой степени кандидата технических наук
(соискатели- Филькина Н.А., А.С.Козлов).
По основным
исследования
месторождений,
направлениям НОЦ на 3 этапе проведены лабораторные
студенческими научными группами
приуроченных
к
территории
по изучению нефтяных
распространения
ВКМКС.
Проведенные работы сводятся к следующему:
лаборатория петрофизики - профильные петрофизические исследования
образцов полноразмерного керна Озерного и Южно-Юрчукского месторождений,
анализ структурно-фациальных особенностей карбонатных отложений башкирского
и турнейского ярусов Сибирского месторождения, изготовлены и зарегистрированы
130 образцов керна;
лаборатория буровых растворов - определения
влияние
буровых
глинистоангидритовой
растворов
ПСБР
толщи,
оценка
и
плотности фильтрата и
ХМФБР
характера
на
связи
горные
породы
цементного
камня
регламентированных для территории ВКМКС составов тампонажных материалов с
горными породами разреза ВКМКС, исследования сростков «цементный каменьсоль» в модели крепи скважины;
лаборатория геомеханического и геодинамического моделирования - анализ
качества полевых измерений вертикальных сдвижений реперов наблюдательных
станций
(обработка
результатов
нивелирования
II
класса)
на
нефтяных
месторождениях, для контроля деформационных процессов;
лаборатория геолого-гидродинамического моделирования - оценка влияния
пластовых и забойных давлений на продуктивность и дебиты добывающих скважин
137
залежей нефти в башкирских отложениях Сибирского, Озерного и других
месторождений на территории ВКМКС.
Результатом 4 этапа является разработка и выполнение студентами, в общей
сложности, 16 дипломных проектов по 4 направлениям НОЦ, а также проведение
студенческими
группами
анализа
результатов
фильтрационно-емкостных
свойств
карбонатных
лабораторных
коллекторов
исследований:
фаменских
и
башкирских залежей месторождений Соликамской депрессии на керновом
материале; свойств цементного порошка, тампонажного раствора и цементного
камня
тампонажных
материалов,
предназначенных
к
применению
для
цементирования обсадных колонн в нефтяных скважинах на территории ВКМКС;
оседания земной поверхности на нефтяных месторождениях и испытаний
компрессионных
свойств
образцов
коллекторов
Соликамской депрессии; прогнозирования
нефтяных
месторождений
показателей разработки залежей в
условиях месторождений территории ВКМКС.
Результатом выполненных работ за весь отчетный период является
выполнение студентами, в общей сложности, 23 дипломных проектов по 4
направлениям НОЦ, разработка по всем направлениям НОЦ 4 лабораторных
практикумов,
разработка
методических
рекомендаций
по
выполнению
индивидуальной научно-исследовательской работы студентов для трех направлений
НОЦ («Геологические основы поисков, разведки, разработки, оценки ресурсов и
подсчета запасов углеводородов», «Геодинамические и геомеханические проблемы
совместного
освоения
ресурсов
нефти
и
калия»,
«Разработка
нефтяных
месторождений территориально совмещенных с ВКМКС»), по направлению НОЦ
«Бурение и крепление скважин в солях» для студентов специальности «Бурение
нефтяных и газовых скважин» разработана новая дисциплина. По результатам работ
в Диссертационный совет ПГТУ представлена диссертационная
работа на
соискание ученой степени доктора технических наук (соискатель - Хижняк Г.П.).
К научно-исследовательским работам по проекту были привлечены 31
студент, 4 молодых кандидата наук, 3 аспиранта, двое из которых защитили
138
кандидатские диссертации в ходе работы над проектом и были закреплены в рамках
ПНИПУ.
Научно-технические
результаты
выполненных
исследований рекомендуются к использованию
коллективом
НОЦ
промышленными, научно-
исследовательскими и сервисными предприятиями топливно-энергетического
комплекса Пермского края для прогнозной оценки перспектив нефтегазоносности и
выбора приоритетных направлений поисков и разведки на территории СолД с целью
прироста извлекаемых запасов УВ для Пермского края; для обоснования мер охраны
подрабатываемых объектов и создания геодинамических полигонов на нефтяных
месторождениях; в государственных органах, осуществляющих лицензирование
недропользователей для оценки степени воздействия добычи нефти на состояние
геологической среды региона и разработки мер защиты от подработки зданий,
сооружений и охраны недр; для составления разделов проектной документации и
ее реализации при строительстве глубоких скважин на площадях залегания
калийных солей; для обоснования технологий добычи и величины прогнозного
нефтеизвлечения
при
разработке
и
проектировании
поисков
нефтяных
месторождений. Разработанные учебно-методические комплексы по направлениям
деятельности НОЦ
могут использовать ВУЗы горного и нефтяного профиля при
подготовке курсов лекций соответствующих дисциплин.
139
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
1 С.В. Галкин. Реализация методики вероятностной оценки перспектив
проектов поисков нефтегазовых месторождений в Предуральском краевом прогибе
// Известия вузов. Нефть и газ. 2004. №5. С.14-21., С.В. Галкин, В.И. Галкин,
Козлова И.А. Применение методики оценки приростов запасов углеводородов при
проектировании поисков нефтяных месторождений на примере Соликамской
депрессии // Научные исследования и инновации. Пермь, 2008. Том 2, №4. С.72-77.
2 Закон «О недрах».
3 Руководство по отбору, документации и хранению керна соляных пород при
бурении глубоких скважин на территории Верхнекамского месторождения
калийных солей. – Пермь: ООО «ПермНИПИнефть», 1995.
4
Сборник
нормативных
документов,
регламентирующих
порядок
строительства глубоких скважин при освоении нефтяных месторождений на
площади залегания калийных солей Верхнекамского месторождения (Пермский
край). – ПГТУ, ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», Пермь, 2006.
5 Ананьев А.Н., Векслер Л.И., Гребенников Н.П. и др. Бурение и крепление
скважин в соленосных отложениях. М.: ВНИИОЭНГ, 1972. – 124 с.
6 Критерии качества крепи нефтяных скважин для оценки надежности и
долговечности защиты соляной толщи и обсадных труб от негативного воздействия
вод над- и подсолевого водоносных комплексов и техногенных процессов,
обусловленных ведением горных работ по добыче калийных солей и нефти на
территории
ВКМКС
(по
данным
инструментального
контроля
методами
акустической цементометрии). – Пермь, 2002.
7 Толкачев Г.М., Шилов А.М., Козлов А.С., Пастухов А.М. Оценка качества
вскрытия солесодержащей части разреза и водозащитных толщ при бурении
нефтяных скважин на территории ВКМКС // Нефтепромысловое дело. – М.:
ВНИИОЭНГ, 2010. – № 7. – С. 43-45.
140
8 Толкачев Г.М., Галкин В.И., Козлов А.С. Анализ и оценка качества
строительства глубоких нефтяных скважин на территории Верхнекамского
месторождения калийных солей // Геология, геофизика и разработка нефтяных и
газовых месторождений. – М.: ВНИИОЭНГ, 2010. – №12. – С. 34-41.
9
Косков
В.Н.,
Толкачев
Г.М.
Контроль
состояния
скважин
и
околоскважинного пространства в соленосных толщах промыслово-геофизическими
методами // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений.
– М.: ВНИИОЭНГ, 2010. – №12. – С. 41-46.
10 Правила промышленной безопасности при освоении месторождений нефти
на площадях залегания калийных солей (ПБ 07-436-02). Утв. пост. ГГТН России от
04.02.02 № 8, зарег. Минюстом РФ от 26.02.01, № 3272.
11 Кривенко А.А., Кашников Ю.А. Анализ оседаний подработанной территории
г.Березники методом интерферометрии постоянных отражателей. Известия вузов.
Горный журнал, 2009, № 8.
12 Кривенко А.А., Кашников Ю.А. Определение оседаний земной поверхности
при
разработке
газоконденсатных
месторождений
по
результатам
интерферометрической обработки радарных съемок. Маркшейдерский вестник, 2009,
№3.
13 И.А. Лысков, В.В. Мусихин, Ю.А. Кашников, М.В. Гилев. Определение зон
сдвижений на подработанной территории Верхнекамского месторождения калийных
солей (ВКМКС) по результатам интерферометрической обработки радарных данных..
Маркшейдерский вестник, 2011, №3.
14 Касьянова Н.А., Э.В.Соколовский, С.В.Шимкевич. Результаты прогноза
аварий скважин и порывов трубопроводных систем по геодинамическому фактору.
Нефтяное хозяйство.-1998.-№9.-с.75-77.
15 Кузьмин Ю.О. Современная геодинамика и оценка геодинамического риска
при недропользовании. - М.: Агентство экономических новостей, 1999.-220с.
16 Кузьмин Ю.О., Жуков В.С. Современная геодинамика и вариации
физических свойств горных пород. – М.: Изд.Моск.госуд.горного университета. –
2004г. – 262с.
141
17 Мордвинов В.А., Поплыгин В.В., Чалов С.В. Изменение продуктивности
добывающих скважин при разработке залежей нефти с высокой газонасыщенностью.
Нефтяное хозяйство, №8, 2010.
18 Поплыгин В.В., Галкин С.В. Прогнозная экспресс-оценка показателей
разработки нефтяных залежей// Нефтяное хозяйство. – 2011. - №3.
19 Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов. —
М.: М71 ФГУП Изд-во Нефть и газ РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. —
816с.
20 Сучков Б. М. Повышение производительности малодебитных скважин
[Текст] / Б. М. Сучков. – Ижевск : УдмуртНИПИнефть, 1999. – 645 с.
21 Ткачев А. Е. Комплексная технология обработки призабойных зон скважин
[Текст] / А. Е. Ткачев, А. Н. Пазин // Нефть и газ. – 2003. – № 5.
22 Федоров К. М. Программный комплекс для прогнозирования гелевых
обработок призабойных зон скважин [Текст] / К. М. Федоров [и др.] // Нефтяное
хозяйство. – 2000. – № 8.
23 Кристиан М. Увеличение продуктивности и приемистости скважин [Текст]
/ М. Кристиан, С. Сокол, А. Константинеску ; Пер. с румынск. – М. : Недра, 1985. –
184 с.
24 Медведев А. Д. Применение комбинированной технологии обработки
скважин композицией на основе соляной кислоты и реагента ПАК [Текст] / А. Д.
Медведев, С. С. Сабитов, С. Я. Садивский // Нефтяное хозяйство. – 2008. – №1.
25 Иванников В.И. История и перспективы применения методов и технологий
разрыва продуктивных пластов в скважинах [Текст] / В. И. Иванников // Геология,
геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2004. – № 7.
26 Allen T.O., Roberts A.P. Productions operations. – Tulsa, 1982. – Vol. 2. – 232p.
142
27
Хасанов
М.
М.
Методические
основы
управления
разработкой
месторождений ОАО «НК «Роснефть» с применением гидроразрыва пласта [Текст] /
М. М. Хасанов // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 3.
28 Каневская Р.Д. Оценка влияния гидроразрыва на дебит скважин в
неоднородных коллекторах [Текст] / Р.Д. Кананевская // Геология, геофизика и
разработка нефтяных и газовых месторождений. – 1999. – № 2.
29 Малышев Г. А. Прогнозирование влияния гидроразрыва пласта и обработок
призабойных зон на режим работы участка пласта [Текст] / Г. А. Малышев //
Нефтяное хозяйство. – 2002. – № 8.
30 Лысенко В. Д. Определение эффективности гидравлического разрыва
нефтяного пласта [Текст] / В. Д. Лысенко // Нефтяное хозяйство. – 1999. – № 11.
31 Каневская Р. Д. Оценка эффективности гидроразрыва пласта при
различных системах его заводнения [Текст] / Р. Д. Каневская, Р. М. Кац // Нефтяное
хозяйство. – 1998. – № 6.
32 Апасов Т. К. Анализ результатов эффективности гидравлического разрыва
пласта на Юрских отложениях. (На примере Хохряковской группы месторождений)
[Текст] / Т. К. Апасов [и др.] // Нефть и газ. – 2003. – № 6.
33 Волкова О.И. Экономика предприятия (фирмы): Учебник/Под ред. проф.
Волкова О.И. и доц. О.В. Девяткина. — 3-е изд., перераб. и доп. — М.: ИНФРА-М,
2007. — 601 стр.
34 Гусаров В.М. Теория статистики: Учеб. пособие для вузов. – М.: Аудит,
Юнити, 2000.- 247с.
35 Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и
газонефтяных месторождений (приказ №61 МПР РФ от 21.03.2007 г.), М., 2007.
143
36 Регламент составления проектных технологических документов на
разработку нефтяных и газонефтяных месторождений РД 153-39-007-96, ВНИИ, М.,
1996.
37 Воеводкин В.Л., Галкин В.И., Козлова И.А., Кривощеков С.Н., Козлов А.С.
О масштабах миграции углеводородов в пределах Соликамской депрессии
Предуральского прогиба и
нефтеностности.
Геология,
возможностях еѐ использования для прогноза
геофизика
и
разработка
нефтяных
и
газовых
месторождений № 12, декабрь 2010 г., стр. 6-12.
38 Нечаева Н.Ю. Геолого-экономическая оценка нефтегазовых объектов (на
примере Пермского края) – Пермь: ООО «Издат. Дом "Пресстайм"», 2006. – 146 с.
144