|
недренируемых запасов. Процесс контроля и управления разработкой нефтяных месторождений базируется на построении постоянно действующих геолого-технологических моделей на ЭВМ. Использование постоянно действующей геолого-технологической модели позволяет достаточно оперативно рассмотреть возможные варианты применения на объекте различных технологий воздействия, а также последствия тех или иных организационно-технологических мероприятий, например, остановки некоторых скважин. Важное направление в совершенствовании технологий нефтеизвлечения связано с увеличением объема дренирования пласта добывающими скважинами. Это направление повышения эффективности разработки нефтяных месторождений практически реализуется путем использования горизонтальных (ГС) и многозабойных (МЗС) скважин, гидроразрыва пласта (ГРП). Применение ГС и МЗС может увеличить нефтеотдачу пласта на 3 5 % по сравнению с заводнением с использованием обычных вертикальных скважин, увеличить дебиты скважин в 2 10 и более раз, сократить количество необходимых скважин на месторождении. Наибольшую эффективность применение ГС может обеспечить в низкопроницаемых высоконеоднородных пластах, в подгазовых и водонефтяных зонах, в пластах небольшой толщины, а также в сильнотрещиноватых коллекторах. Однако применение ГС и МЗС еще не нашло широкого применения на месторождениях России. Анализ результатов эксплуатации 143 горизонтальных скважин в 17 нефтегазодобывающих акционерных обществах по данным 1995 года показал, что только 60 % этих скважин обеспечили повышение дебита на 30-35% в сравнении с вертикальными. Дебиты нефти 34 40 % горизонтальных скважин оказались ниже, чем сопоставимых вертикальных скважин, либо резко возрастала обводненность, либо происходило то и другое одновременно. На месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» сооружение горизонтальных скважин было начато в 1991 г. как совершенствование технологии разработки 222 |
загущающими агентами, щелочными растворами, кислотами, композициями химических реагентов, а также методы системного воздействия на призабойныезоныскважиня микробиологическоговоздействия. К гидродинамическим методам относятся: вовлечение в разработку иеяренируемых запасов, барьерное заводнение на газонефтяных залежах, нестационарное (циклическое) заводнение, гядроразрыв пласта, горизонтальныескважины. В России в ближайшие годы преимущественное применение будут иметь технологии гидродинамических методов воздействия на пласты, направленные на повышение эффективности основного метода разработки месторождений России заводнение. Основное направление работ здесь связано с освоениемкомплексныхтехнрологий, обеспечивающих постоянный контроль за выработкой запасов нефга в объеме пласта, а также адресное воздействие на коллектор и насыщающие его флюиды с целью вовлечения в разработку недренируемых запасов. Процесс контроля и управления разработкой нефтшых месторождений базируется на построении постоянно действующихгеолого-технологическихмоделейнаЭВМ. Использование постоянно действующей геолого-технологической модели позволяет достаточно оперативно рассмотреть возможные варианты применения на объекте различных технологий воздействия, а также последствия тех или иных организационно-технологических мероприятий, например, остановкинекоторыхскважин. Важное направление в совершенствовании технологий нефтснзвлечения связано с увеличением объема дренирования пласта добывающими скважинами. Это направление повышения эффективности разработки нефтяных месторождении практически реализуется путем использования горизонтальных (ГС) и многозабойных (МЗС) скважин, гидроразрывапласта(ГРП). Применение ГСи МЗС может увеличить нефтеотдачу пласта на 3 5% по сравнению с заводнением с использованием обычных вертикальных скважин, увеличить дебиты скважин в 2-10 и более раз, сократить количество необходимых скважин на месторождении. Наибольшую 136 137 эффективность применение ГС может обеспечить в низкопроницаемых высоконеоднородных пластах, в подгазовых я водонефтяных зовах, в пластах небольшой толщины, а также в сильнотрещиноватых коллекторах. Однако применение ГС и МЗС еще не нашло широкого применения на месторожденияхРоссии. Анализ результатов эксплуатации 143 горизонтальных скважин в 17 нефтегазодобывающихакционерныхобществах по данным 1995 года показал, что только 60 %этих скважин обеспечили повышение дебита на 30 35%в сравнении с вертикальными. Дебиты нефта 34-40 % горизонтальных скважин оказались ниже, чем сопоставимых вертикальных скважин, либо резко возрастала обводненность, либо происходило то и другое одновременно. На месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» сооружение горизонтальных скважин было начато в 1991 г. как совершенствование технологии разработки маломощных пластов (5 -10 м) низкой или неравномерной проницаемости и тонких нефтяных оторочек (8 -12 м) между подошвенной водой и газовой шапкой. На начало 1997 г. на Федоровском месторождении введены в эксплуатацию 49 горизонтальных скважин. Средний дебит нефти по ним составил 47,9 т/сутки, что в 3,7 раза выше, чем по сопоставимым вертикальным скважинам (13,0 х/сутки). При этом на 1т нефти горизонтальные скважины отбирают меньше воды (в 2,8 раза) и прорывного газа (в 1,7 раза), чем вертикальные. Однако при увеличении длины ствола горизонтальной скважины на 489 м (от 2111 до 2600 м) при длине горизонтального участка 550 м средняя стоимость строительства возрослав 2,9 раза (5766 млн. руб. против 1985), что несколько ниже среднего по России 3,2 раза. За счет совершенствования техники и технологии, в частности, упрощения конструкции скважины, дающего 900 млн.руб. экономии, на Федоровском месторождении планируется пробурить 1003 горизонтальныескважины, посколькуонидаютувеличение КИНв 1,8 раза(от 0,12 до 0,21). Для повышения эффективности строительства и эксплуатации горизонтальных скважин необходимо внедрение новых в мировой практике г 5. Важный направлением инновационной деятельности ОАО “Сур1угаефтегаз» является совершенствование технологий нефтеизвлечения, связанные с увеличением объема дренирования пласта добывающими скважинами. Это направление повышения эффективности разработки нефтяных месторождений практически реализуется путем использования горизонтальных (ГС) и многозабойных (МЗС) скважин, гидроразрыва пласта (ГРП). ПрименениеГСи МЗСпозволило увеличитьнефтеотдачупластана3 5%. 6. В нефтепереработке перспективным направлением инновационной деятельности компании является диверсификация производства выпуск новых видов продукции в результате интеграции нефтеперерабатывающих предприятий (входящих в состав нефтяных компаний) с нефтехимическими. Эго имеетособое значениевте периоды, когдаценынанефтьи газпадают. 7. Важным направлением необходимого совершенствования системы учета, контроля, анализа издержек, себестоимость товарного продукта на ОАО «Сургутнефтегаз» может служить инновационная система мониторинга технологическихпроцессов.быть сниженана 10-30 % . 8. Рекомендованная в работе инновационной системы управления затратами на предприятиях ориентированна на определение наиболее крупных центров сосредоточения затрат, выделение и диагностика важнейших из них, изучение резервов экономии затрат, аккумуляция детальной информации о величине затрат и тенденциях их изменения, при этом системаимеетвсвоихприоритетахрешениеуправленческихзадач. 9. Особое значение данная система может иметь для экономического обоснования рациональных вариантов инновационных решений, связанных с приобретением альтернативных видов оборудования, различающихся по производительности, срокам службы и эксплуатационным издержкам. В методическом плане для проведения таких оценок предлагается использовать метод равномерных годовых затрат (годовых сопоставимых затрат), основанныйнатеориианнуитетныхплатежей. 10. Достоинством предлагаемого метода равномерных годовых затрат является аддитивность полученного показателя, что позволяет оценил» 174 |