Повышение эффективности разработки объекта М на примере месторождения “Х” (Томская область)

В ходе работы были проанализированы опасные и вредные факторы,
которые встречаются при работе на нефтегазодобывающих производствах,
также были рассмотрены правовые и организационные вопросы обеспечения
безопасности, произведена оценка степени воздействия
нефтегазодобывающих предприятий на окружающую среду. Учитывая
рассмотренную сферу деятельности, можно разве что еще раз отметить
важность и серьезность, с которыми надо подходить к рассмотрению выше
описанных вопросов, так как от этого зависят жизни работников,
задействованных на нефтегазопромыслах, а также состояние окружающего
нас мира.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Основные осложнения в процессе разработки исследуемого
эксплуатационного объекта М1 с запасами палеозойских углеводородов
связаны со сложной блоковой структурой нефтяных залежей, сложенных
трещиноватыми карбонатными породами, и неблагоприятной средой работы
подземного оборудования. В первом случае, проблемы связаны с
недостаточно точными данными геофизических и гидродинамических
исследований, в следствии чего изначально трудно предугадать, пока не
пробуришь скважину, в каком конкретном месте локализованы запасы
углеводородов. Во втором случае, проблемы возникают из-за высокой
коррозионной активности, высоких значений газового фактора, выпадения
асфальтосмолистопарафиновых отложений, что в совокупности друг с другом
приводит к преждевременному выходу из строя погружного оборудования и
непосредственно самих действующих скважин.
Сложившаяся ситуация на объекте М1 такая, что большая часть скважин
выбыла из строя и подлежит консервации, либо ликвидации из-за технических
причин, критической обводненности или нерентабельности. В связи с этим,
было предложено провести оценку технологической эффективности зарезок
боковых стволов со скважин, подходящих под выше упомянутые критерии, в
качестве метода оптимизации разработки эксплуатационного объекта М1.
Данная технология позволит не только вывести из бездействия целый ряд
скважин, но и поможет извлечь остаточные запасы из зон, не задействованных
разработкой ранее, что в свою очередь способствует подержанию уровней
добычи по разрабатываемому объекту и повышению конечного коэффициента
нефтеизвлечения.
В ходе работы были выбраны перспективные зоны для проектных
зарезок боковых стволов с учетом расположения пилотных стволов,
подходящих для проведения операции, и высокими значениями остаточных
запасов нефти, нефтенасыщенных толщин и текущей нефтенасыщенности.
Накопленная добыча нефти и жидкости за счет бурения зарезок боковых
стволов с аварийных, обводненных и нерентабельных скважин по расчетам на
гидродинамической модели, соответственно, составила 347,8 тыс. т и 3504,8
тыс. т. Среднее число лет разработки на одну скважину получилось 21,2 года.
Удельная эффективность зарезок вторых стволов на одну скважину составила
34,8 тыс. т нефти. Наименее перспективной, по результатам расчета, оказалась
краевая зона блока № 2, куда была заложена зарезка второго ствола со
скважины № 31 (суммарно 1,0 тыс. т нефти), наиболее перспективной –
центральная часть блока № 6, в которой предлагается забуриться боковым
стволом со скважины № 32 (суммарно 95,7 тыс. т нефти).
Наиболее экономически эффективными оказались зарезки вторых
стволов со скважин №№ 32, 214, 26 и 206 с накопленными показателями по
добыче нефти, соответственно, 95,7 тыс. т, 43,0 тыс. т, 36,2 тыс. т и 39,7 тыс.
т. Отрицательный эффект от проведения рассматриваемого мероприятия
получился только лишь на зарезке второго ствола со скважины № 31, т.к. на
ней крайне низкие стартовые показатели разработки и срок эксплуатации. В
целом, на рентабельности проекта отрицательный эффект ЗБС № 31 сильно не
отразился.