22
В состав предприятия входят следующие производственные
подразделения: комплексные цеха по добыче нефти и газа №№ 1–7
(КЦДНГ- 1–7); цеха по подготовке и перекачке нефти №№ 1–3 (ЦППН -1–
3); нефтешахтное управление «Яреганефть» (НШУ «Яреганефть»); цех
капитального ремонта трубопроводов и сооружений (ЦКРТС);цех
пароводоснабжения (ЦПВС);участок антикоррозионной защиты
(УАЗ);центральная комплексная лаборатория физико-химических
исследований (ЦКЛФХИ).
Объекты предприятия расположены таким образом, что вокруг
каждого опасного производственного объекта существуют санитарно-
защитные зоны, размеры которых соответствует проектным.
Опасные производственные объекты предприятия обеспечены
разработанными декларациями промышленной безопасности и полисами
страхования ответственности за причинение вреда жизни, здоровью или
имуществу других лиц и окружающей природной среде в случае аварии на
опасном производственном объекте.
Центром энергоснабжения всех осваиваемых месторождений является
Печорская ГРЭС, расположенная в г. Печора. Город Усинск связан с
Печорской ГРЭС ЛЭП-220 КВ, которая, в свою очередь, разветвляется на
отдельные линии к месторождениям.
Изучаемый район расположен в Большеземельской тундре Печорской
низменности. Основными климатообразующими факторами в регионе
являются близость Арктики и Атлантического океана, наличие
Тиманского кряжа, служащего барьером для холодных ветров с северо-
востока.
В географическом отношении месторождение располагается в
пределах южной части Большеземельской тундры в бассейне среднего
течения реки Колва и ее притока р. Харьяга. Территория месторождения
покрыта довольно разветвленной сетью рек и ручьёв. Вся поверхность
23
сильно заболочена. Имеются озера старичные и термокарстовые. Наиболее
сильная заозеренность отмечается на севере и северо-востоке
месторождения.
Местность представляет собой полого-всхолмленную равнину с
абсолютными отметками от +45 м до +160 м над уровнем моря.
В приложении 2 приведен фрагмент спутникового снимка, на
котором виден жилой поселок и дороги к кустам скважин.
По климатическим условиям район относится к умеренно-
континентальному. Самыми холодными месяцами года являются январь и
февраль, среднемноголетняя температура которых составляет минус 21,3
о
С. Абсолютный минимум равен минус 52
о
С. Самый теплый месяц - июль,
его среднемноголетняя температура составляет плюс 33
о
С. Средняя
продолжительность безморозного периода составляет 60 дней. Число дней
с устойчивым снежным покровом – 205. Высота снежного покрова
достигает 0,54 м. Годовые суммы осадков изменяются от 288,5 мм до 549,2
мм. Одной из характерных особенностью района являются метели. Число
дней с метелями составляет 60.
В гидрогеологическом отношении территория месторождения
относится к Большеземельскому артезианскому бассейну второго порядка.
В толще четвертичных отложений выделяются четыре водоносных
горизонта.
В тектоническом плане Харьягинское месторождение приурочено к
одноименному валу, который по данным сейсморазведки рассечен
тектоническими нарушениями на ряд обособленных блоков, в пределах
которых выделяются Южно-Харьягинский, Ошский, Северо-
Харьягинский, Лек-Харьягинский и ряд других антиклинальных куполов.
Месторождение является многопластовым и многозалежным. Залежи
нефти установлены в терригенных поддоманиковых отложениях девона
(глубина 3570-3900 м), в рифогенных карбонатных породах верхнего
24
девона (глубина 2200-2450 м), в карбонатных отложениях нижней перми
(глубина 1350-1750 м), в поликмиктовых песчаниках верхней перми
(глубина 1600-1700 м), и в поликмиктовых песчаниках триаса (глубина -
1400м). Всего выявлено 13 залежей, из которых 11 поставлены на
Государственный баланс запасов. В продуктивном разрезе месторождения
выделено 6 объектов разработки:
I – залежи нефти поддоманиково терригенного комплекса среднего и
верхнего девона («верхняя» пачка D2st в качестве базисного пласта);
II – залежи нефти в рифогенных карбонатах верхнего девона
(базисная залежь Д3-III);
III – залежи нефти в карбонатах нижней перми (ассельско-
сакмарский и артинский ярусы);
IV – залежи нефти в полимиктовых песчаниках верхней перми
(группа пластов Р2-I – Р2-IV, базисный пласт – Р2-III);
V – залежи нефти в полимиктовых песчаниках верхней перми
(группа пластов Р2-V – Р2-XIII, с пластом – Р2-V в качестве базисного);
VI – залежи нефти в полимиктовых песчаниках триаса (базисный
пласт – Т1-I).
В продуктивной толще среднего девона, представленной кварцевыми
песчаниками, алевролитами и аргиллитами афонинского и
старооскольского горизонта общей толщиной порядка 400 м, снизу вверх
выделяются 4 пачки уплотненных глинистых песчаников; пачка «В»
(толщиной - 120 м), пачка «Б» – (толщиной 30-40 м), объединяемые по
аналогии с Усинским и Возейским месторождениями в «основную толщу»,
пачка «верхних песчаников»(100 м) и пачка «А» (0-20 м). В разрезе они
отделены друг от друга пачками глинисто-аргиллитовых пород толщиной
от 40 до 80 м.
25
В толще глинистых песчаников выделяются проницаемые разности,
в которых выявлены скопления нефти, приуроченные к Ошскому,
Северному и Южному куполам.
В пределах Северного купола залежи нефти установлены в пачке
«А» средняя эффективная нефтенасыщенная толщина - 8,1 м, в пачке
верхних песчаников - 7,1 м и в пачке «Б» - 1,8 м, на Южном куполе залежи
нефти, содержат пачка верхних песчаников 8,6м и верхняя часть основной
толщи - 1,2м, на Ошском куполе -пачка «Б» - 8,0.
В пачках основной толщи и верхних песчаников залежи нефти по
данным классифицируются как пластовые сводовые, залежь в пачке «А» -
как пластовая сводовая литологически ограниченная со всех сторон.
Все шесть залежей нефти, выявленные в среднедевонских
отложениях содержат запасы категории С
1
, это 39,4 % от суммы учтенных
балансов запасов по месторождению. Залежь нефти в верхнедевонских
отложениях приурочена к Северному куполу Харьягинского вала.
Продуктивная толща сложена пористыми, кавернозными и плотными
рифогенными известняками общей толщиной порядка 150 м. По
материалам объединения «Ухтанефтегазгеология» залежь
классифицируется как массивная сводовая. Средняя эффективная
нефтенасыщенная толщина в пределах подсчетного участка 25 м.
Учтенные запасы нефти категории С
1
составляют 22,4 % от поставленных
на Государственный баланс общих запасов месторождения.
В отложениях верхнепермского возраста выявлены 4 залежи нефти, в
том числе 3 в пределах Северного купола и одна на локальном поднятии,
известном по названием «Северо-западного осложнения».
Залежи приурочены к пластам проницаемых полимиктовых
песчаников. Всего выделено 5 проницаемых пластов (снизу-вверх
1,2,3,4,5) толщиной от 4 до 15 м, отделенных в разрезе друг от друга
пачками плотных преимущественно глинистых отложений толщиной от 10
26
до 20 м. В пределах Северного купола залежи нефти установлены в пласте
2 средняя эффективная толщина в пределах подсчетного участка 6,8 м, в
пласте 3 - 8,5 м, в пласте 4 - 1,97 м, на «Северо-западном осложнении» - в
пласте 3 - 11,2 м. Залежи 2 и 3 пластов классифицируются как пластовые
сводовые, в пласте 5 - как пластовая сводовая литологически
ограниченная. Извлекаемые запасы нефти по 4 залежам в верхнепермских
отложениях учтены по категории С
1
и составляют 38,2% от общих
поставленных на баланс запасов месторождения.
Из 11 поставленных Государственным балансом на учет залежей
семь с извлекаемых запасами нефти категории С
1
в количестве 86,4 % от
общих запасов расположены в пределах Северного купола, две с запасами
7,9 % на Южном куполе, одна с запасами 3,12 % - на Ошском куполе и
одна с запасами 2,6 % от общих запасов - в пределах «Северо-западного
осложнения». Расстояния между залежами различных куполов от 3,2 км до
7 км.
Температура насыщения нефтей парафинами IV-VI объектов близка
к начальной пластовой температуре. Это обстоятельство приводит к
осложнениям не только в скважине, но и в нефтяном пласте. Нагнетание
холодной воды приведет к выделению парафина в продуктивных пластах.
2.2 Анализ состояния разработки Харьягинского месторождения
Промышленная разработка его четырех объектов — I, IV, V и VI — с
извлекаемыми запасами АВС1 около 73 млн тонн началась в 1987 году.
Добыча на Харьяге снижается — с 2,6 млн тонн в 2013 году до 2,2 млн в
2014-м.
Рассмотрим первый объект разработк.
27
К началу 2014 года на продуктивные пласты первого объекта
пробурены 75 проектных скважин основного фонда (51 добывающих и 24
нагнетательных, в их числе одна добывающая и одна нагнетательная на
Южно-Харьягинском поднятии), две резервные скважины, и две
разведочные.
С учетом четырех скважин, пробуренных на стадии эксплуатации
месторождения, пробуренный фонд на первый объект составляет 79
скважин. Это составляет 34,3 % утвержденного проектного фонда.
С учетом исключенных из бурения скважин, разбуренность
составляет 40,3 %, в том числе на Центрально-Харьягинском поднятии
(ЦХП) – 68,1 %, на Южно-Харьягинском поднятии (ЮХП) – 2,4 % (из 83
проектных скважин пробурено всего две).
С учетом изменения площади нефтеносности на ЦХП осталось
пробурить 19 проектных скважин (16 добывающих и 3 нагнетательных).
На ЮХП в соответствии со схемой размещения, построенной на
уточненной структурной основе скважин, осталось пробурить 37
скважин: 24 добывающих, из которых 17 горизонтальных и 13
нагнетательных.
Новые скважины пробурены в дренируемых зонах, так как пластовое
давление в них ниже начального (46,2 МПа).
Движение фонда скважин в течение последних двух лет приведено в
таблице 2.1.
В 2013 г. в эксплуатацию введены четыре новые скважины,
вскрывшие базисный пласт объекта – верхнюю пачку.
28
Таблица 2.1
Движение фонда скважин первого объекта за три года
Категория скважин
2014 г.
2015 г.
2016 г.
Добывающие скважины
Эксплуатационный фонд на конец года
48
49
54
Действующий фонд на конец года
39
42
47
Ввод скважин в эксплуатацию
5
6
9
Выбытие скважин из эксплуатации
2
3
4
Среднегодовой фонд
35,8
36,8
41,3
Нагнетательные скважины
Эксплуатационный фонд на конец года
17
17
17
Действующий фонд на конец года
15
15
13
Ввод скважин в эксплуатацию
–
1
-
Выбытие скважин из эксплуатации
–
-
2
Среднегодовой фонд
14,0
14,3
13,7
Фактические нефтенасыщенные толщины в целом по объекту
оказались на 25,6 % выше ожидаемых. Две новые скважины
эксплуатируются с открытым стволом (ОС).
Из неработающего фонда в эксплуатацию введено 5 скважин.
Выбыло из эксплуатации 4 скважины. Среднегодовой фонд увеличился по
сравнению с предыдущим годом на 12,2 %. Коэффициент эксплуатации
скважин составил 0,945 (снизился на 0,9 %), коэффициент использования
фонда скважин – 0,790 (снизился на 0,6 %).
Распределение действующего фонда скважин первого ЭО на кон.
2016 г. по дебитам нефти (жидкости) и обводненности характеризует
разбуренную площадь объекта как достаточно высокопродуктивную и
малообводненную.
Добыча нефти из первого объекта осуществляется с марта 1989 г. и в
2016 г. составила 30,7 % всей добычи по месторождению.
Рост добычи нефти в 2016 г. на 9,7 %, по сравнению с предыдущим
годом, обусловлен, в основном, увеличением отработанного времени на
12,8 % при снижении среднего дебита нефти на 2,7 %. При этом следует
29
отметить, что в 2014 г. скважины отработали больше времени за счет
увеличения действующего фонда скважин (с 39 ед. в 2014 г. до 47 ед. в
2017 г.), а коэффициент эксплуатации уменьшился незначительно (с 0,954
в 2014 г. до 0,945 в 2016 г.).
Годовой отбор нефти по переходящим скважинам также увеличился
на 6,7 %, что обусловлено увеличением отработанного времени на 10,5 %
при снижении среднего дебита нефти этих скважин на 3,5 %. Снижение
дебитов нефти по переходящим скважинам объясняется степенью
выработки запасов. При этом следует отметить, что наметившаяся в 2014 г.
тенденция увеличения дебита жидкости переходящих скважин
продолжилась в 2016 г.
В залежь ЦХП первого объекта в 2016 г. было закачано на 13,4 %
меньше воды, чем в 2014 г., что связано, в основном, с прекращением
закачки с июля 2016 г. в одну из скважин в связи с ее неэффективностью, а
также с уменьшением средней приемистости нагнетательных скважин на
11,2 %. Одной из причин снижения приемистости нагнетательных скважин
объекта в 2016 г. является то, что стали реже проводить работы по
восстановлению приемистости. В 2016 г. работы по восстановлению
приемистости были проведены только в пяти нагнетательных скважинах
объекта, а такие работы необходимо проводить с периодичностью раз в
год по всему нагнетательному фонду.
Переоценка запасов нефти объекта позволяет уточнить степень
выработки запасов нефти из залежи ЦХП – в целом. В соответствии со
скорректированной величиной запасов категории В+С
1
+С
2
, числящихся на
Госбалансе на 01.01.06 г., степень использования начальных извлекаемых
запасов (НИЗ) в пределах ЦХП составила 54,5 %. При этом темп отбора
запасов можно признать как достаточно интенсивный (отборы текущих
извлекаемых запасов (ТИЗ) в течение последних трех лет держались на
уровне, соответственно, 7,8 %; 7,4 %; 8,6 %). Такая степень выработки
30
запасов дает основание ожидать в ближайшее время закономерного
падения годовых уровней добычи нефти.
Этот факт объясняется следующим:
– базисный пласт первого ЭО обладает высокими
фильтрационными кондициями;
– высокий энергетический потенциал, обусловленный большой
разницей между начальным пластовым давлением и давлением
насыщения, а также температурный запас, позволяющие эксплуатировать
залежь при нескомпенсированных отборах жидкости закачкой;
– относительно невысокая приемистость нагнетательных скважин,
далеко не соответствующая их потенциальной приемистости, определила
умеренные темпы внедрения воды в пористую среду и тем самым
способствовала активизации капиллярных процессов, а в итоге –
увеличению охвата заводнением.
В 2014 г. за счет проведения геолого-технических мероприятий
(ГТМ) в скважинах первого объекта дополнительно добыто 9 % от всей
добычи нефти по объекту. Основные виды ГТМ по добывающим
скважинам: – ввод новых скважин и ввод скважин из простаивающего
фонда.
Основной прирост добычи нефти (53 % от дополнительной добычи
по всем ГТМ) получен за счет ввода в эксплуатацию четырех новых
добывающих скважин. За счет оптимизации режимов работы двух скважин
прирост добычи нефти составил 32,9 % от дополнительной добычи по всем
ГТМ. За счет реперфорации проведенной в пяти скважинах прирост
добычи нефти составил 12,4 % от дополнительной добычи по всем ГТМ.
Судя по результатам инструментальных замеров пластового и
забойного давлений, энергетическая характеристика в залежи ЦХП
первого объекта продолжает оставаться неблагоприятной, а на отдельных
участках критической. В зонах отбора некоторых скважин пластовое
31
давление приблизилось или оказалось ниже давления насыщения (22,4
МПа) (карты изобар на 01.01.14 г.). Забойное давление в трех скважинах (в
которых были спущены СКАДы) оказалось ниже давления насыщения (≥
25 % от Рнас.), а это является предпосылкой для выпадения парафина в
призабойной зоне пласта.
В скважинах первого объекта в прошлом году были проведены 67
промыслово-геофизических исследований скважин. С целью обеспечения
контроля за выработкой запасов определялись профили притока и
приемистости скважин, оценивался состав притока. Технический контроль
состояния скважин включал определение интервалов перфорации,
негерметичности эксплуатационной колонны, качества цементажа. В
единичных скважинах при свабировании определялись гидродинамические
параметры пласта.
В 2014 г. фактическая добыча нефти превысила проектную на 5,1 %,
а в 2016 г. фактическая добыча превысила проектную на 3,8 %.
Фактическая обводненность на 01.01.16 г. составила 31,9 %,
превысив проектную на 10,6 %.
В 2014 г. фактический действующий добывающий фонд скважин
был ниже проектного на 4 ед. (8,7 %), а на конец 2016 г. он уже превысил
проектный на 1 скважину и составил 47 скважин.
В 2016 г. в пласты первого объекта закачано воды на 24 % меньше,
чем предусматривалось проектом, что обусловлено, в основном, меньшим
действующим нагнетательным фондом скважин на 31,6 %, а также
меньшей приемистостью нагнетательных скважин на 9,7 %.
Рассмотрим четвертый объект разработки
На продуктивные пласты четвертого объекта пробурены 138
проектных скважин основного фонда (98 добывающих и 40
нагнетательных), что составляет 60,3 % утвержденного проектного фонда.
С учетом исключенных из бурения скважин, на 01.01.16 г. разбуренность