Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Основные особенности разработки нефтяных месторождений ХМАО 5
1.1. Текущее состояние сырьевой базы 5
1.2. Состояние разработки нефтяных месторождений 10
1.2.1. Особенности освоения месторождений и добычи нефти 10
1.2.2. Основные тенденции разработки на современном этапе 14
1.3. Применение методов интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи 25
1.4. Выводы 32
Глава 2. Методика мониторинга разработки нефтяных месторождений 34
2.1. Общая характеристика проблемы и ее состояние ...34
2.2. Цели, задачи и направления осуществления мониторинга разработки нефтяных и газонефтяных месторождений 39
2.3. Правовая основа проведения мониторинга разработки нефтяных месторождений 43
2.4. Методика осуществления мониторинга разработки нефтяных месторождений 49
2.4.1. Задачи недропользователя и рекомендации по проведению мониторинга разработки нефтяных и газонефтяных месторождений 49
2.4.2. Проведение мониторинга разработки нефтяных и газонефтяных месторождений 53
2.5. Оценка проектных показателей и проектных решений для контроля выполнения проектных документов 65
2.5.1. Выделение основных проектных показателей и проектных решений для контроля выполнения проектных документов 65
2.5.2. О допустимых отклонениях проектных показателей 68
2.5.3. Оценка выполнения проектного документа 72
2.5.4. Примеры расчета обобщенного коэффициента расхождения с проектным документом 73
2.6. Выводы 77
Глава 3. Информационно-аналитическая система контроля разработки нефтяных месторождений 78
3.1. Структура системы 78
3.2. Информационный блок разработки месторождений 80
3.2.1. База данных месячных эксплуатационных рапортов 80
3.2.2. База запасов нефти, числящихся на государственном балансе ВГФ...90
3.2.3. База данных годовых фактических и проектных показателей разработки 91
3.2.4. База данных геолого-технических мероприятий и исследовательских работ 98
3.2.5. Картографическая база 104
3.3. Информационный блок лицензионных соглашений и проектных решений 104
3.4. Аналитический блок 104
3.5. Блок прогноза 112
3.6. Выводы 113
Глава 4. Результаты мониторинга разработки нефтяных месторождений ..115
4.1. Классификация разработки нефтяных месторождений по обводненности и выработанности 115
4.2. Влияние выбытия скважин и проведения чрезмерной компенсации на рациональное извлечение запасов на примере месторождений ХМАО 119
4.2.1. Общие положения 119
4.2.2. Влияние выбытия скважин на основе фактических данных 120
4.2.3. Влияние выбытия скважин на основе трехмерного гидродинамического моделирования 127
4.3. Анализ выполнения проектных показателей разработки 135
4.4. Прогноз добычи нефти по Ханты-Мансийскому автономному округу...143
4.5. Выводы 148
Заключение 149
Список литературы 151
- Особенности освоения месторождений и добычи нефти
- Правовая основа проведения мониторинга разработки нефтяных месторождений
- База данных годовых фактических и проектных показателей разработки
- Классификация разработки нефтяных месторождений по обводненности и выработанности
Введение к работе
Ханты-Мансийский автономный округ является одним из ведущих нефтедобывающих районов Российской Федерации. Занимая 3% территории, он обеспечивает более 55% добычи нефти России. Многие особенности разработки нефтяных месторождений в округе характерны для нефтедобычи в целом по России. Несмотря на наметившийся в настоящее время существенный рост добычи нефти в округе, отмечаются и неблагоприятные тенденции, связанные с ухудшением структуры и качества запасов, а также проведением мероприятий, направленных на сокращение себестоимости нефти, но не предусмотренных действующими проектными документами по разработке нефтяных месторождений.
Согласно «Закона о недрах» и лицензионных соглашений пользователь недр при разработке нефтяных и газонефтяных месторождений обязан обеспечить соблюдение требований технических проектов, согласно которых должны производиться работы на месторождении, что на практике в последние годы редко выполняется.
Зачастую недропользователями при разработке месторождений применяются мероприятия, которые не были утверждены действующим проектным документом или, наоборот, фактически утвержденные мероприятия на месторождении не проводятся. К таким мероприятиям относятся: невыполнение проектных объемов эксплуатационного бурения и ввода новых скважин, чрезмерная интенсификация добычи нефти, приводящая к нарушению технологических режимов работы скважин; большой бездействующий эксплуатационный фонд, приводящий к выборочной эксплуатации наиболее продуктивных участков месторождений; задержка с формированием утвержденной системы разработки, создание системы разработки отличной от проектной; преждевременный перевод эксплуатационных скважин с одного объекта на другой и ряд других.
Чаще всего эти нарушения проектных решений, совместно с разработкой некоторых залежей, а бывают случаи - и месторождений, без проектной документации, приводят к выборочной эксплуатации наиболее продуктивных участков нефтяных залежей, ухудшению энергетического состояния залежей, опережающему обводнению добывающего фонда скважин, разряжению сетки скважин. Все это в конечном итоге ведет к неэффективному использованию ресурсной базы, недостижению запроектированного коэффициента нефтеизвлечения, ухудшению структуры запасов из-за необоснованного быстрого вывода скважин из эксплуатации.
В рыночных условиях, когда целью является минимизация затрат и получение максимальной прибыли, недропользователю приходится быстро реагировать на экономические изменения путем отмены проведения утвержденных действующим проектом мероприятий или, наоборот, решением о проведении или усилении каких-либо мероприятий, что фактически создает условия для отклонений от проектных решений. Пока новые решения по разработке нефтяных месторождений в установленном порядке проходят экспертизу и утверждаются в соответствующих органах, и недропользователь и контролирующие государственные органы находятся в неведении о действительных последствиях проводимых на месторождении мероприятий.
В сложившейся ситуации возникают вопросы о влиянии отклонений от проектных показателей на рациональную разработку нефтяных месторождений. Важно выявить ключевые параметры или показатели, оказывающие наибольшее влияние на процесс качественной выработки запасов и допустимые отклонения от проектных показателей, чтобы снизить в дальнейшем вероятность неоправданного ухудшения структуры запасов или безвозвратной потери нефти в недрах. Решение этих вопросов необходимы для оценки ущерба наносимого недропользователями недрам и оценки случаев, когда в меняющихся рыночных условиях недропользователь поступает грамотно и по-хозяйски, а когда гонится на сиюминутной прибылью в ущерб недрам, отданным ему государством с целью рациональной разработки нефтяных месторождений.
Таким образом, грамотная эксплуатация нефтяных месторождений, рациональное использование запасов углеводородов, научно обоснованное управление процессами разработки требуют в необходимом объеме всестороннего надежного качественного информационного обеспечения, постоянного мониторинга за разработкой нефтяных месторождений и объектов разработки, включающего как проектные и фактические показатели разработки, так и их динамику, геолого-физические параметры, результаты исследований объектов разработки, а также условия, прописанные в лицензионных соглашениях и другие решения принимаемые государственными комиссиями: лицензионной, комиссиями по проверке выполнения лицензионных соглашений, комиссиями по запасам и комиссиями по разработке.
Целью настоящей работы является создание методических основ проведения мониторинга за эффективностью разработки нефтяных месторождений на основе информационно-аналитической системы контроля, обеспечивающей анализ выполнения основных положений лицензионных соглашений и проектных документов, контроль за состоянием выработки запасов нефти. Создание такой системы позволит проанализировать принимаемые технологические решения, оценить их влияние на эффективность использования запасов, на основе чего выявить положительные и отрицательные последствия, которые должны лечь в основу дальнейшего контроля за состоянием разработки. Без информационной системы невозможен текущий и долгосрочный прогноз технологических показателей разработки, от которых зависит и выработка решений по дальнейшему развитию нефтедобывающей и смежных отраслей в регионе.
Особенности освоения месторождений и добычи нефти
В работах [35, 123] были выделены 4 этапа в истории освоения месторождений ХМАО, которые в данной работе уточнены и скорректированы. В истории освоения нефтяных месторождений округа можно выделить два крупных периода (см. рис. 1.9) в соответствии с политической и экономической ситуацией, соответствующей им -предлицензионныи (с 1964 по 1992 год) и современный (с 1993 года) - период работы в условиях лицензирования, которые существенно отличаются различными экономическими факторами при разработке нефтяных месторождений. В предлицензионныи период, когда происходило становление, освоение и развитие нефтяной отрасли в округе, осуществлялся жесткий контроль за соблюдением проектных решений и показателей разработки нефтяных месторождений, экономический фактор разведки и освоения новых залежей нефти и новых территорий не являлся главенствующим, недра и предприятия, их осваивающие, были государственными. Именно в этот период за счет быстрого освоения новых месторождений, содержащих К) основные запасы округа, был достигнут максимальный уровень добычи нефти в округе -360,8 млн. тонн (1985 год), максимальный объем эксплуатационного бурения - 21,9 млн. метров (1989 год), коэффициент использования добывающего фонда скважин был близок к 1 (изменялся от 0,87 до 0,96). В первом периоде можно выделить два этапа: этап интенсивно растущей добычи (с 1964 по 1982 годы), когда уровень добычи вырос до 339 млн. тонн и этап стабильной добычи нефти (с 1983 по 1988 годы), когда добыча нефти находилась на уровне 354 - 361 млн. тонн.
Этап интенсивно растущей добычи. Значительный рост добычи нефти с годовым приростом от 355% в 1965 до 5,4% в 1982 году сопровождался вводом 49 новых месторождений, среди которых такие гиганты с извлекаемыми запасами нефти более 300 млн. тонн, как Самотлорское (введено в разработку в 1969 году), Федоровское (1973 г.), Мамонтовское (1970 г.), Красноленинское (1980 г.), а также крупные с извлекаемыми запасами нефти более 100 млн. тонн: Повховское (1978 г.), Южно-Ягунское (1982 г.), Покачевское (1977 г.), Урьевское (1978 г.), Западно-Сургутское (1965 г.), Лянторское (1978 г.), Быстринское (1974 г.), Усть-Балыкское (1964 г.), Южно-Балыкское (1976 г.), Южно-Сургутское (1976 г.), Правдинское (1968 г.), Ватинское (1965 г.), Северо-Покурское (1976 г.), Аганское (1973 г.), Варьеганское (1974 г.) Северо-Варьеганское (1976 г.) месторождения. Доля этих месторождений в 1982 году составляла 90,5% от общей добычи по округу. Объемы эксплуатационного бурения выросли до 11,2 млн. м в 1982 г. с вводом в работу с начала разработки около 17000 добывающих и более 4000 нагнетательных скважин; бурение проводилось в соответствии с проектными технологическими документами. Средние дебиты скважин по нефти к 1975 году выросли до 134 т/сут, а затем к 1982 году снизились до 69 т/сут. Коэффициент использования скважин в основном на протяжении этапа был на уровне 0,94-0,95. Закачка воды с целью компенсации отборов жидкости из пласта началась практически сразу (с 1965 года) и очень интенсивно: текущая компенсация с 1970 года перешла рубеж 120%, а к 1982 году достигла 144% при накопленной 132%. Интенсивная закачка привела к тому, что средняя обводненность продукции к 1982 году достигла 35%.
Этап стабильной добычи нефти. С 1983 года добыча нефти по округу вышла на «полочку» и продержалась в пределах 353,7 - 360,7 млн. тонн в течение 6 лет. Это стало возможным за счет наращивания объемов эксплуатационного бурения, которые выросли за это время до максимальных - 21,9 млн. метров в год с ежегодным вводом порядка 8000 новых скважин. Но уже в этот период появились тревожные симптомы, которые свидетельствовали, что время «легкой» нефти прошло, основные разведанные запасы округа введены в разработку и необходимо большее внимание уделять уже пробуренному эксплуатационному фонду и искать новые технологии и мероприятия для поддержания добычи нефти на столь высоком уровне: - рост объемов эксплуатационного бурения почти в 2 раза за рассматриваемый период позволял лишь удерживать, а не наращивать уровень добычи нефти; - за это время средние дебиты скважин по нефти снизились более, чем в 2 раза (с 68,7 т/сут на конец 1982 года до 26,4 т/сут в 1988 году); - средние дебиты скважин по жидкости также снизились со 106,1 т/сут на 1.01.1983 г. до 83,6 т/сут на конец 1988 года; - обводненность продукции скважин за счет проводимой интенсивной закачки воды (текущая компенсация за рассматриваемый этап не снижалась ниже 140%) выросла почти в 2 раза (с 35,3% на 1.01.1983 года до 69,2% на конец 1988 года); - к концу этапа уровни добычи нефти на крупнейших месторождений с начальными извлекаемыми запасами более 100 млн. тонн стали падать и, соответственно доля их в общей добыче по округу значительно сократилась (с 90,5% до 77%). В то же время, разбуривание месторождений проводилось в полном соответствии с действующими проектными технологическими документами, а бездействующий фонд скважин был на уровне 10% или даже несколько ниже (в 1987-1988 годах - менее 6%). Третий этап (1989-1992 годы) характеризуется постепенным отходом от жесткого контроля процессов разработки со стороны соответствующих государственных структур и значительным снижением ввода новых месторождений в разработку и его можно назвать этапом падающей добычи нефти. Проблемы, возникшие на предыдущем этапе, за короткий период не были решены, в результате - в этот период началось значительное падение годовых уровней — на 30 - 48 млн. тонн или 9-17% в год, сокращение объемов эксплуатационного бурения (в 1,6 раза за период) и, соответственно, ввода новых скважин. Средние дебиты скважин по нефти за период снизились в 1,8 раза. Бездействующий добывающий фонд скважин за период вырос с 6% до 24% в 1992 году. В то же время, несмотря на увеличение бездействующего добывающего фонда, обводненность продукции продолжала возрастать и достигла в 1992 году 79,5%, что повлияло на высокие уровни отбора жидкости (до 1,28 млрд. тонн в 1990 году). Доля добычи нефти по крупным месторождениям (с НИЗ более 100 млн. тонн) в общей добыче нефти по округу продолжала снижаться и к 1992 году составляла 65%. Столь стремительное падение основных показателей разработки в рассматриваемый период естественно характеризуется значительными отклонениями от действующих проектных документов.
Правовая основа проведения мониторинга разработки нефтяных месторождений
Правовой основой для проведения мониторинга разработки нефтяных месторождений служат закон «О недрах», Правила разработки, руководящие и нормативные документы, методические руководства и рекомендации, стандарты и временные нормы. К сожалению, в связи с тем, что многие из действующих в настоящее время документов приняты до 1995 года, они устарели, и не соответствуют действующим в настоящее время экономическим и правовым нормам, ряд правовых вопросов в действующих документах не учтен или в разных документах трактуется по разному. В частности, в ранее принятых руководствах отсутствует четкая трактовка о том, что является нарушением проектных документов, в рамках каких отклонений от проектных показателей разработки допускается работать недропользователю, какие санкции могут быть применены к нарушителям лицензионных соглашений и проектных документов в зависимости от вида нарушения и как оценивать происходящие при разработке нарушения действующих проектных документов.
Это является одной из основных причин снижения эффективности контроля за разработкой нефтяных месторождений. Отмечающиеся в последние годы значительные отклонения фактических показателей разработки от проектных, а также разработка нефтяных месторождений без проектных документов свидетельствуют о несовершенстве законодательной и регламентной базы проектирования и контроля процессов разработки. Закрепленные законодательно обязательства недропользователей по «соблюдению требований технических проектов» (статья 22 Закона о недрах» [136]) или осуществление разработки в соответствии с проектным документом (в обязательствах недропользователя, вписанных в лицензионное соглашение) по большинству месторождений не выполняются. Действующие в настоящее время «Правила разработки нефтяных и газонефтяных месторождений» [100] устарели, требует значительных корректировок и «Регламент проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений» [104].
Ниже, на основе опыта проведенных работ по мониторингу разработки нефтяных месторождений ХМАО, предлагается решение части вопросов, которые нужно закрепить в создаваемых в настоящее время новых регламентных документах.
Для решения вопросов по оценке выполнения проектных документов рекомендуется решить следующие основные вопросы: - Во-первых, необходимо определиться с глубиной оценки выполнения проектных показателей. Этот вопрос возникает потому, что зачастую оценку выполнения проектных решений проводят по месторождению в целом, несмотря на то, что многие месторождения являются многопластовыми. - Во-вторых, определить ключевые проектные показатели и проектные решения, выполнение которых необходимо контролировать и которые определяют эффективность разработки. Эти показатели должны прописываться в лицензионных соглашениях. Видимо их определение в какой-то мере будет зависеть и от стадии разработки объекта или месторождения. На начальной стадии разработки большее внимание необходимо уделить выполнению исследовательских работ, вопросам доизучения месторождения с целью создания качественной геолого-гидродинамической модели, технологической схемы разработки. Поэтому превышение проектного фонда (в рамках проектов пробной эксплуатации или технологических схем опытно-промышленной эксплуатации) с целью увеличения уровней добычи нефти недопустимо, уровни добычи нефти при реализации этих документов играют второстепенную роль. В то же время, на завершающей стадии разработки большее внимание уделяется работе с фондом и применению методов увеличения нефтеотдачи пластов. - В-третьих, должны быть уточнены интервалы допустимых отклонений от проектных показателей. В настоящее время в предварительном стандарте ХМАО [101] такие отклонения определены в зависимости от величины извлекаемых запасов. В то же время, ЦКР (протокол № 2995 от 29.05.2003 г.) также определила допустимые отклонения, но уже от величины геологических запасов. - В-четвертых, необходимо законодательно ввести экономические санкции за нарушение технологии разработки, невыполнение проектных решений, за выборочный отбор высокопродуктивных запасов и безвозвратные потери их в недрах. По решению вышеперечисленных вопросов, исходя из опыта контроля выполнения проектных решений и показателей разработки в ХМАО, рекомендуется следующее: - Оценка выполнения проектных показателей и решений должна осуществляться по объектам разработки. Протоколы ЦКР и ТО ЦКР должны содержать проектные решения и показатели по каждому объекту, выделенному на месторождении, всему месторождению, а также по лицензионным участкам (в случае, если месторождение делится на несколько лицензионных участков). - В случае составления по месторождению Проекта пробной эксплуатации и Технологической схемы опытно-промышленной разработки, ввиду недоизученности месторождения, расчеты показателей разработки на полное развитие месторождение теряют смысл (достаточно веские обоснования этого приведены в работе [51]). - Расчетные варианты, содержащиеся в проектном документе (кроме Проекта пробной эксплуатации и Технологической схемы ОПР), обязательно должны содержать показатели на полное извлечение запасов месторождения (объектов разработки). - Извлекаемые запасы нефти должны ставиться на Государственный баланс запасов полезных ископаемых согласно действующего проектного документа -технологической схемы разработки или проекта разработки (утвержденного варианта на полное развитие). Утверждение извлекаемых запасов на основе технико-экономического обоснования КИН допускается на стадии, когда месторождение не введено в промышленную разработку и не имеет проектного документа. - Проектными документами являются: проект пробной эксплуатации; технологическая схема опытно-промышленной разработки; технологическая схема разработки; проект разработки; анализ разработки в случаях, оговоренных в пункте ниже. Реализация проектного документа (проекта пробной эксплуатации, технологической схемы опытно-промышленной эксплуатации, технологической схемы разработки, проекта разработки) должна завершаться Анализом разработки с утверждением варианта разработки на срок 3-5 лет (в зависимости от величины запасов и сложности геологического строения) для проведения пересчета запасов и составления нового проектного документа. Частью Анализа разработки должно быть техническое задание на составление нового проектного документа, которое согласовывает комиссия по разработке. При составлении первого проектного документа на разработку месторождения комиссия по разработке также должна согласовать техническое задание. Необходимость согласования технического задания приводится ниже.
База данных годовых фактических и проектных показателей разработки
Оценку выполнения проектного документа в последнее время чаще всего проводят по соответствию фактической годовой добыче нефти проектной. При расхождении годового уровня добычи нефти для выяснения причин этого расхождения рассматриваются другие показатели (эксплуатационное бурение, фонды добывающих и нагнетательных скважин, их дебиты и др.). Допустимые отклонения фактических показателей от проектных регламентированы лишь в предварительном стандарте «Организация мониторинга разработки нефтяных и газонефтяных месторождений на территории ХМАО» [101] в зависимости от величины извлекаемых запасов нефти в градации «Правил разработки» [100]. Более детальная оценка выполнения проектных показателей в регламентирующих документах отсутствует, хотя в последнее время со стороны государственных органов этому вопросу уделяется все возрастающее внимание. Следовательно вопрос о выделении основных проектных показателей разработки нефтяных месторождений и процедуре оценки их выполнения недропользователями при реализации действующих проектных документов очень актуальный и необходимость принятия единого решения по нему ни у кого (как у государственных органов, так и у недропользователя) не вызывает сомнения. Ниже предлагается решение этого вопроса на основе опыта проведения с 1997 года контроля выполнения проектных решений на нефтяных месторождениях, расположенных в ХМАО.
При выделении основных проектных показателей, участвующих в контроле выполнения проектного документа, предлагается учесть три принципиальных положения: проектные документы различаются по задачам, которые ставятся перед недропользователями при их реализации; на решение поставленных задач различные проектные показатели влияют по разному; выделенные контролируемые показатели разработки должны быть легко проверяемы и замеряемы. Для решения первого положения, учитывая различные задачи, стоящие перед недропользователем при реализации проектов пробной (опытно-промышленной) разработки и проектных документов на стадии промышленной разработки нефтяных месторождений, основные проектные показатели для контроля их выполнения должны отличаться. Для учета второго положения предлагается ввести коэффициент значимости каждого показателя (аналогично работе [112]) с целью выделения среди участвующих в расчете показателей наиболее и наименее значимых. Данный коэффициент предлагается ввести для каждого участвующего в расчете показателя на основании экспертной оценки удельного веса каждого показателя. Коэффициент значимости в зависимости от различных параметров (проектного документа, стадии разработки и пр.) можно утверждать на ЦКР или ТО ЦКР. Ниже предлагаются значения данного коэффициента, принятые на основании проведения экспертиз выполнения проектных показателей разработки по нефтяным месторождениям Ханты-Мансийского автономного округа. При учете третьего положения часть показателей разработки и проектных решений выпадает из области контроля (в частности плотность сетки скважин, система разработки, порядок разбуривания, технологии проведения буровых работ, добычи, технологии производства ГРП и другие мероприятия). Тем не менее расчетным путем их контроль может и должен осуществляться при рассмотрении ежегодного выполнения проектных показателей комиссиями по разработке или выездными комиссиями по проверке выполнения лицензионных соглашений. Контролируемые показатели разработки предлагается разделить на четыре группы параметров в зависимости от их влияния на процесс разработки: 1. Параметры, характеризующие степень освоенности системы разработки и эффективность выработки запасов: - действующий добывающий фонд скважин, скв.; - отношение добывающего фонда к нагнетательному, б/р; - накопленный ввод новых скважин с начала реализации проектного документа, СКВ. 2. Параметры, характеризующие состояние разработки месторождения: - годовой уровень добычи нефти, тыс.т; - среднегодовая обводненность продукции, %; - отбор от начальных извлекаемых запасов на конец года, %. 3. Параметры, характеризующие работу скважин: - годовой отбор нефти на одну действующую добывающую скважину, тыс.т/скв.; - годовой отбор жидкости на одну действующую добывающую скважину, тыс.т/скв.; - годовая закачка воды на одну действующую нагнетательную скважину, м3/сут. 4. Параметры, характеризующие объемы применения современных технологий увеличения нефтеотдачи, интенсификации добычи нефти и проведения исследовательских работ: - количество боковых стволов, горизонтальных скважин и ГРП с начала действия проектного документа, скв./опер.; - количество операций МУН и интенсификации, скв./опер; - количество проведенных исследовательских работ, опер. Коэффициент значимости для каждой группы параметров будет различным в зависимости от решаемых проектным документом задач. Коэффициент значимости предлагается оценивать в диапазоне от 0,1 до 1,0. » При контроле выполнения проектов пробной эксплуатации (технологических схем опытно-промышленной разработки) ввиду специфических задач, стоящих перед ними (получение дополнительной информации, опробование технологии в новых горногеологических условиях), и, соответственно, недоизученности участка работ, наиболее важными параметрами являются параметры, характеризующие применение современных технологий по увеличению нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти и проведение исследовательских работ. Для показателей этой группы предлагается ввести максимальный коэффициент значимости - 1,0. Параметры первой группы имеют коэффициент значимости - 0,8, а показатели, входящие в третью группу - 0,6. В то же время, параметры, характеризующие состояние разработки месторождения для рассматриваемых проектных документов имеют не столь важное значение и, поэтому, коэффициент значимости для них будет - 0,4. Для месторождений, находящихся на стадии промышленной разработки предлагается ввести следующие коэффициенты значимости: для параметров первой группы - 1,0; второй группы - 0,8; третьей группы - 0,6; четвертой группы - 0,8. Значения коэффициентов значимости можно устанавливать при утверждении проектного документа для каждого конкретного месторождения (объекта разработки).
Классификация разработки нефтяных месторождений по обводненности и выработанности
База годовых фактических и проектных показателей разработки формируется на основе ежегодной отчетности недропользователей с использованием данных из базы месячных эксплуатационных рапортов, а также после принятия новых технологических проектных документов на основе утвержденных протоколов ЦКР (ТО ЦКР по ХМАО). На текущий год в базу занесены планируемые недропользователями показатели разработки до получения фактических показателей по окончании года.
Ежегодно недропользователи подают следующие данные: годовые показатели эксплуатации по каждому объекту разработки и в целом по месторождению с разбивкой на лицензионные участки (в случае, если на лицензионном участке расположено несколько месторождений или месторождение делится на несколько лицензионных участков) в госплановской форме (табл. 3.8); - дополнительные данные о фактических и проектных показателях разработки, не вошедших в госплановскую форму: добыча растворенного газа за год, млн. м3; добыча растворенного газа с начала разработки, млн. м3; добыча свободного газа за год, млн. м3; добыча свободного газа с начала разработки, млн. м3; текущее средневзвешенное пластовое давление в зоне отбора, атм; текущее средневзвешенное давление в зоне закачки, атм; начальные геологические запасы, принятые при проектировании, тыс. т; начальные извлекаемые запасы, принятые при проектировании, тыс. т; общий проектный фонд скважин, скв. расшифровка неработающего фонда добывающих скважин (табл. 3.10); - расшифровка неработающего фонда нагнетательных скважин (табл. 3.11). Фактические показатели, содержащиеся в первом документе характеризуют эксплуатацию объектов разработки, месторождений и предприятий за отчетный год по состоянию на 1 января года, следующего за отчетным в сравнении с проектными, а также показывают соотношение плановых показателей на следующий за отчетным год с проектными. Показатели четвертого и пятого документов дают характеристику каждой из неработающих скважин на дату их остановки. Принимаемая от недропользователей информация проверяется на корректность аналогично базе месячных эксплуатационных рапортов, а также с использованием ее. После проведения корректировки и сбивки данных с историей показатели разработки заносятся в базу годовых фактических показателей.
При получении новых данных, а также на основе проведенной корректировки и уточнения, может быть скорректирована и история фактической разработки объекта и месторождения (изменение показателей разработки не только за отчетный период, но и за период с начала разработки до отчетного года). При изменении показателей фактической истории разработки вместе с отчетными документами за текущий месяц недропользователи передают: - копию распоряжения, на основании которого сделано данное изменение, текст которого должен однозначно определять: над какими скважинами, какое изменение показателей и на каком временном интервале было выполнено; - откорректированные показатели базы данных за весь период, подвергшийся корректировке. При переброске или перераспределении данных между пластами в скважине или между скважинами суммарные величины корректируемых показателей по всей группе скважин до корректировки за каждый месяц корректируемого интервала должны быть равны аналогичным суммам после корректировки. В случае корректировки проводится при списании объемов закачки разность между суммарной закачкой по группе корректируемых скважин на корректируемом интервале до корректировки и аналогичной суммой после корректировки, должна равняться объему списанной закачки. При переименовании скважин, изменении привязки добычи скважин к пластам или месторождениям необходимо указать старые названия, новые названия и дату, начиная с которой они меняются в базе. При передаче группы скважин на эксплуатацию какому-либо другому оператору показатели, характеризующие работу скважин с начала разработки, не должны ограничиваться периодом работы у данного оператора, а отражать период работы с начала эксплуатации этой скважины, независимо от того, кто ее эксплуатировал и продолжает эксплуатировать. При выполнении и утверждении в установленном порядке нового проектного документа недропользователем передается утвержденный протокол по принятию нового проектного документа с прилагаемыми таблицами проектных показателей разработки. Схема информационных потоков базы данных фактических показателей разработки приведена на рис. 3.3. Показатели разработки хранятся в госплановской форме. Кроме этого в базе данных хранятся годовые фактические показатели по добыче свободного и попутного газа, данные по начальным и текущим пластовым давлениям, а также данные по скважинам, представленные недропользователями в форматах табл. 3.9 - 3.11. Накопленные показатели по нефти, жидкости и закачке воды хранятся в базе данных по объектам и месторождениям, по которым существуют различия в фактических показателях подаваемых недропользователями с официальными данными баланса запасов. В случае наличия таких различий - в базе хранится показатель из базы баланса запасов, а в случае отсутствия - данные показатели берутся расчетным путем. На основе показателей хранящихся в базе данных показателей разработки с использованием базы данных запасов рассчитываются следующие показатели разработки, которые в дальнейшем участвуют в выходных документах:
Похожие диссертации на Мониторинг эффективности разработки нефтяных месторождений на основе информационно-аналитической системы контроля :На примере месторождений Ханты-Мансийского автономного округа - Югра
