Способ создания карт/полей "опасности" для месторождений нефти и/или газа, опасных производственных объектов нефтегазодобывающего комплекса "Фонд скважин" по скважинам, находящимся в консервации и/или ликвидации
METHOD OF CREATING HAZARD MAPS/FIELDS FOR OIL AND/OR GAS DEPOSITS, HAZARDOUS PRODUCTION FACILITIES OF WELL STOCK OIL AND GAS PRODUCTION COMPLEX BY WELLS IN CONSERVATION AND/OR LIQUIDATION

Способ создания карт/полей «опасности» для месторождений нефти и/или газа, опасных производственных объектов нефтегазодобывающего комплекса «Фонд скважин» по скважинам, находящимся в консервации и/или ликвидации
Область техники, к которой относится изобретение
Изобретение относится к области обеспечения промышленной безопасности опасных производственных объектов (далее - ОПО), определяемых при регистрации в государственном реестре опасных производственных объектов и ведении реестра опасных производственных объектов - Фонд скважин, более конкретно, к способу создания карт/полей «опасности» для месторождений нефти и/или газа, опасных производственных объектов нефтегазодобывающего комплекса «Фонд скважин» по скважинам, находящимся в консервации и/или ликвидации.
Областью техники для применения предлагаемого способа является, главным образом, добывающий сегмент нефтегазовой отрасли экономики Российской Федерации.
Уровень техники
В настоящее время известно большое количество способов построения различного вида карт, предназначенных для оценки различных состояний.
В уровне техники известен способ построения карт уязвимости прибрежно-морских зон от нефти, нефтепродуктов и других химических веществ на основе расчетов с метрическими величинами (патент RU 2648005) относящийся к области охраны окружающей природной среды, а именно к оценке наиболее уязвимых объектов в прибрежно-морских зонах и отдельных их участков (экологически уязвимых участков, социально-экономических объектов, особо охраняемых природных территорий) с целью защиты этих участков/объектов при планировании операций по ликвидации возможных аварийных разливов нефти (планов ЛРН), а также в ходе самих таких операций.
Также в уровне техники известен способ построения карты экзогенных геологических процессов местности вдоль трассы магистрального нефтепровода (патент RU 2591875) относящийся к области получения топографической информации о рельефе земной поверхности и расположенных на ней объектах с использованием данных аэрофотосъемки и данных лазерного сканирования местности с борта воздушного судна, в частности к мониторингу участков трассы магистрального нефтепровода (МН) надземной и подземной прокладки со сложными геологическими условиями для выявления и отслеживания участков трассы с признаками экзогенных геологических процессов (ЭГП) и фиксации их границ, в том числе выходящих за пределы трассы МН и скрытых растительностью.
Заявляемый способ предназначен непосредственно для инженерного персонала нефтегазодобывающего предприятия. Потенциальные пользователи конечного продукта - карт/полей «опасности» - от инженера цеха по добыче нефти и/или газа до руководителя службы по обеспечению промышленной безопасности, главного инженера и руководителя нефтегазодобывающей организации (предприятия, компании, холдинга). Иными словами, прямыми пользователями предлагаемого способа могут являться нефтегазодобывающие предприятия, эксплуатирующие месторождения нефти и/или газа, на которых имеется фонд скважин находящихся в состоянии консервации и/или ликвидации.
Имеющийся на сегодняшний день в арсенале инженерных работников нефтегазодобывающих организаций инструментарий для аналитических оценок и формирования соответствующих производственных планов, программ по повышению уровня промышленной безопасности на конкретных участках находящихся в эксплуатации месторождений, представляет собой довольно разрозненный массив информации в электронных базах данных, а также на бумажных носителях в виде отчетов, табличных данных, графиков, карт текущего состояния разработки.
Предлагаемый способ позволяет свести воедино информацию из различных источников, характеризующих «жизненный цикл» скважины от момента окончания ее строительства (бурения) до вывода непосредственно в состояние консервации и/или ликвидации в соответствии с правилами безопасности, и наглядно представить графическое отображение имеющейся к настоящему моменту календарного времени (отчетного периода) «картины» опасности фонда скважин, находящихся в консервации и/или ликвидированных.
Информацией о полной аналогии предлагаемого способа построения карт/полей «опасности» заявитель не располагает. Частично, в качестве аналогов, использованы известные способы ранжирования, а также способ присвоения балльных оценок, довольно широко используемые в различных отраслях и описанные в различных источниках.
Крупнейшие нефтегазовые месторождения России характеризуются довольно значительными показателями по числу скважин, находящихся в консервации, ликвидированных, а также в состоянии, так называемого, ожидания ликвидации. Например, на уникальном Самотлорском месторождении, находящемся в активной эксплуатации с 1969 г. (размеры ~20×40 км), общий пробуренный фонд составляет порядка 19000 скважин, из них в консервации находится около 1000 скважин, а ликвидировано более 3000 скважин. На Талинской площади Красноленинского месторождения, находящемся в разработке с 1981 г. (размеры - около 140 км в длину и 5÷13 км в ширину) при пробуренном фонде порядка 5400 скважин, в консервации находится порядка 800 скважин, ликвидировано более 900 скважин.
В то же время, в российском нефтегазовом секторе существуют небольшие по площади и запасам сырья месторождения с довольно малым числом пробуренных скважин (менее 50), значительная часть которых ликвидирована сразу после бурения либо в ходе эксплуатации месторождения.
Очевидно, что месторождения со значительным общим количеством пробуренных скважин и большим количеством скважин, находящихся в консервации и/или ликвидации, а также месторождения с действующим фондом скважин в разы меньше ликвидированного, представляют меньшую угрозу с позиций анализа риска аварий, нежели месторождения с полноценно используемым (Кисп.=0,9) и эксплуатируемым (Кэкспл.=0,95) фондом скважин, равномерно распределенных по площади в соответствии с проектной плотностью сетки.
Раскрытие изобретения
Задачей заявленного изобретения является разработка способа создания карт/полей «опасности» для месторождений нефти и/или газа, опасных производственных объектов нефтегазодобывающего комплекса «Фонд скважин» по скважинам, находящимся в консервации и/или ликвидации, который позволит повысить уровень информационного обеспечения руководящего и инженерно-технического персонала нефтегазодобывающей организации.
Технический результат заявленного изобретения заключается в повышении точности оценки опасности объектов нефтегазодобывающего комплекса (ОПО «Фонд скважин»), повышении уровня промышленной безопасности опасных производственных объектов нефтегазодобывающего комплекса (ОПО «Фонд скважин»).
Наиболее эффективно результат проведения процедуры, определения коэффициентов (набора показателей) «опасности» для скважин, находящихся в консервации или ликвидированных, а это может быть массив информации в любом удобном для конечного пользователя виде (вариации ограничиваются лишь организационно-техническими
возможностями оснащения того или иного пользователя), может быть успешно применен при решении задач текущего анализа (оценки) риска, а именно - у инженерно-технического персонала предприятия, эксплуатирующего месторождение нефти (газа) появляется возможность иметь «под рукой» верифицированную (с учетом наиболее широкого спектра факторов влияния) «картину» с выявлением «слабых» мест с точки зрения промышленной безопасности ОПО «Фонд скважин» в целом.
Соответственно, имея в распоряжении весьма подробный и детальный, своего рода «генплан» территории месторождения, принятие своевременных и остро необходимых, первоочередных решений и мер в части обеспечения промышленной безопасности ОПО «Фонд скважин» становится для ответственных лиц эксплуатирующей организации задачей, решение которой базируется на глубоком и разностороннем анализе имеющейся геолого-технической информации по фонду скважин.
Кроме решения задач текущего анализа (оценки) риска, массивы данных по ранжированным скважинам могут быть использованы для решения вопросов долгосрочного планирования мероприятий, направленных на повышение уровня защищенности ОПО от возникновения угроз инцидентов и аварий.
Кроме того, полученные карты/поля «опасности» для месторождений нефти и/или газа, опасных производственных объектов нефтегазодобывающего комплекса «Фонд скважин» по скважинам, находящимся в консервации и/или ликвидации могут быть использованы в различных природоохранных целях.
Достижение заявленного технического результата обеспечивается способом создания карт/полей «опасности» для месторождений нефти и/или газа, опасных производственных объектов нефтегазодобывающего комплекса «Фонд скважин» по скважинам, находящимся в консервации и/или ликвидации, включающим
- сбор информации о критерии, в частности о годе строительства или бурения скважины, состоянии скважины, назначении скважины, накопленном отборе нефти, суточной добыче нефти или газа, суточной добыче жидкости, обводненности скважины, газовом факторе, наличии газовых шапок, наличии зон многолетнемерзлых пород, общей характеристике пласта, наличии грифонов, наличии достоверной базы замеров межколонных давлений, наличии достоверной базы по выявлению заколонной циркуляции и межпластовых перетоков, содержании серы или сернистого водорода из существующих электронных баз данных ли бумажных носителей или результатов натурного обследования и/или замеров, проводимых в скважинах или отчетов об исследовании скважин;
- занесение собранной информации в электронную базу данных;
- ранжирование скважин, по следующим критериям, внесенным в базу данных: год строительства скважины, состояние скважины, назначение скважины, накопленный отбор нефти, суточная добыча нефти или газа, суточная добыча жидкости, обводненность, газовый фактор для нефтяных скважин, наличие/отсутствие газовых шапок, наличие/отсутствие зон многолетнемерзлых пород, общая характеристика пласта, наличие грифонов, наличие/отсутствие достоверной базы замеров межколонных давлений, наличие/отсутствие достоверной базы по выявлению заколонной циркуляции и межпластовых перетоков, содержание серы, в частности, сернистого водорода, в продукции скважин;
- определение средних балльных оценок (Mi-j) для каждого критерия (Mi) влияния на степень опасности скважины в текущем состоянии, от 0 до 10, при котором более высокая балльная оценка указывает на повышение уровня негативного влияния данного критерия Mi на расчетные показатели и на основании полученных средних балльных оценок вычисление коэффициента уровня эксплуатационной опасности по формуле:
где
Mi - средние значения балльных оценок по критериям, N - количественная выборка балльных оценок;
- определение средних балльных оценок (Pi-j) по критериям квалификации обслуживающего производственного персонала (Pi), непосредственно осуществляющего операции по контролю за текущим состоянием скважин, находящихся в консервации и/или ликвидации и на основании полученных средних балльных оценок вычисление коэффициента уровня квалификации персонала по формуле:
где
Pi - средние значения балльных оценок по критериям квалификации обслуживающего производственного персонала, N - количественная выборка балльных оценок;
- определение поправочного коэффициента (Кх) в диапазоне от 0,1 до 1, учитывающего степень возможной халатности при проведении операций по контролю текущего состояния фонда скважин, находящихся в консервации и/или ликвидации;
- определение коэффициента опасности фонда для каждой скважины, по формуле:
и
- построение карт/полей опасности на основании базы данных по размещению устьев скважин, находящихся в консервации и/или ликвидированных и полученных коэффициентов опасности для каждой скважины, посредством использования соответствующих компьютерных систем с программным продуктом и реализованных в них алгоритмах интерполяции данных,
при этом, по полученным значениям коэффициентов опасности фонда (Коф), находящимся в диапазоне от 0 до 100, определяют состояние опасности скважины исходя из того, что чем ниже коэффициент опасности (Коф), тем менее опасным является состояние скважины и, наоборот. Краткое описание чертежей
На Фиг. 1, 1а, 1б, 1в схематично показано расположение скважин (их устьев), пробуренных на N-ом месторождении.
На Фиг. 1а - схематично показана Центральная залежь;
На Фиг. 1б - схематично показана Западная залежь;
На Фиг. 1в - схематично показана Восточная залежь;
На Фиг. 2, 2а, 2б, 2в представлена схема расположения скважин, схематично показанных на Фиг. 1, с нанесенными полученными коэффициентами «опасности» фонда;
На Фиг. 2а - схематично показана Центральная залежь;
На Фиг. 2б - схематично показана Западная залежь;
На Фиг. 2в - схематично показана Восточная залежь.
Осуществление изобретения
Решение поставленной выше задачи и достижение заявленного технического результата реализуется за счет изобретения, которое в общем виде раскрывается на представленных Фигурах 1 и 2.
Способ представляет собой последовательный набор (алгоритм) инженерных действий персонала с соответствующей квалификацией, по определению «коэффициентов опасности» для каждой конкретной скважины, находящейся в состоянии консервации и/или ликвидации, являющейся неотъемлемой частью опасного производственного объекта «Фонд скважин» каждого конкретного месторождения нефти и/или газа.
На первом этапе осуществляется ранжирование скважин, находящихся в консервации и/или ликвидированных согласно подходу, описанному ниже.
Ранжирование - методический процесс формирования структурированного массива данных по распределению (с учетом характерных критериев - см. ниже) скважин, находящихся в консервации и/или ликвидации на том или ином эксплуатируемом определенным недропользователем месторождении (лицензионном участке).
Для целей наиболее эффективного учета каждой ликвидированной или законсервированной (в соответствии с требованиями нормативного документа Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности: федер. нормы и правила в обл. пром. безопасности. - 3-е изд., испр. и доп. - Сер. 08. - Вып. 19. - М.: ЗАО НТЦ ПБ, 2018. - 314 с.) скважины в общей оценке влияния факторов риска аварий предлагается производить распределение (ранжирование) скважин таких категорий (состояния) по следующим критериям:
- год строительства (бурения) скважины - наиболее важный критерий для оценки опасности в рассматриваемом ключе. По различным оценкам, имеющим место в широком кругу специалистов в области разработки нефтяных и газовых месторождений, срок «жизни» скважины составляет 40-50 лет в зависимости от различных внешних факторов. При превышении этого срока, скважину совершенно однозначно можно считать потенциально опасной как для целей дальнейшей эксплуатации, так и в состоянии консервации и/или ликвидации. Случаи использования скважин, превышающих «возраст» 50 лет, для российской нефтегазовой отрасли, к сожалению, не редкость, а закономерная и повседневная обыденность для целого ряда регионов и добывающих организаций. Сведения о годе строительства вносятся в базу данных, из которой в дальнейшем данная информация может быть извлечена. Для данного критерия дополнительным фактором оценки влияния является одновременность окончания строительства (бурения) скважины и ввод ее в эксплуатацию (добычу). В случае, если между датой окончания строительства (бурения) скважины и датой ввода в эксплуатацию (добычу) имеет место временной промежуток, необходимо уделять дополнительное внимание данному обстоятельству. Информация о годе строительства скважин берется из сформированных на предприятии, собственнике скважины, электронных баз данных, а при отсутствии таковых - из источников на бумажном носителе (дело скважины,)с дальнейшим занесением данных сведений в электронную базу данных;
- состояние (конс., ликв., ож. ликв. и пр.) - критерий, определяющий текущее физическое состояние скважины и характеризующий реализованные на скважине мероприятия по консервации и (или) ликвидации в соответствии с нормативными требованиями и документацией (проектом) на консервацию и/или ликвидацию (заполнение скважины раствором, цементирование ствола, установка бетонной тумбы на устье, заглубление устья и пр.). Сбор информации о данном критерии производится с использованием сформированных на предприятии, собственнике скважины, электронных баз данных, а при отсутствии таковых - из источников на бумажном носителе (дело скважины, эксплуатационная карточка, месячный эксплуатационный рапорт - далее МЭР), а также фактических результатов натурного обследования скважины, с дальнейшим занесением данных сведений в электронную базу данных;
- назначение (добывающая/нагнетательная) - критерий, характеризующий показатели прочности и надежности конструкции скважин (количество обсадных колонн, высота подъема цемента за колоннами, наличие лифтовых труб, пакерующих устройств и пр.), а также условия эксплуатации каждой конкретной скважины. Сбор информации о данном критерии производится с использованием сформированных на предприятии, собственнике скважины, электронных баз данных, а при отсутствии таковых - из источников на бумажном носителе (дело скважины, эксплуатационная карточка, МЭР), с дальнейшим занесением данных сведений в электронную базу данных;
- накопленный отбор нефти (для добывающих, а также переведенных под закачку из добывающих) - критерий, указывающий на выполнение скважиной своего проектного назначения (достижение проектного отбора), а также косвенно характеризующий состояние (в том числе энергетическое) подземного резервуара (продуктивного пласта) в ареале скважины. Сбор информации о данном критерии производится с использованием сформированных на предприятии, собственнике скважины, электронных баз данных, а при отсутствии таковых - из источников на бумажном носителе (эксплуатационные карточки скважин, МЭР), с дальнейшим занесением данных сведений в электронную базу данных;
- дебит (суточная добыча) нефти (газа) - критерий, прямо определяющий количество опасного вещества, находящегося в обращении на скважине и непосредственно указывающий на степень опасности скважины. Сбор информации о данном критерии производится с использованием сформированных на предприятии, собственнике скважины, электронных баз данных, а при отсутствии таковых - из источников на бумажном носителе (эксплуатационные карточки скважин, МЭР), с дальнейшим занесением данных сведений в электронную базу данных;
- дебит (суточная добыча) жидкости - критерий, дополнительно определяющий количество опасного вещества, находящегося в обращении на скважине и указывающий на степень опасности скважины. Сбор информации о данном критерии производится с использованием сформированных на предприятии, собственнике скважины, электронных баз данных, а при отсутствии таковых - из источников на бумажном носителе (эксплуатационные карточки скважин, МЭР), с дальнейшим занесением данных сведений в электронную базу данных;
- обводненность - критерий, указывающий на степень снижения опасности скважины, ввиду снижения количества опасного вещества, находящегося в обращении на скважине. Сбор информации о данном критерии производится с использованием сформированных на предприятии, собственнике скважины, электронных баз данных, а при отсутствии таковых - из источников на бумажном носителе (эксплуатационные карточки скважин, МЭР), с дальнейшим занесением данных сведений в электронную базу данных;
- газовый фактор (нефтяные скважины) - критерий, прямым образом определяющий показатель опасности нефтяной скважины, эксплуатирующей продуктивные отложения, вмещающие нефть с растворенным в ней газом (попутный газ). Сбор информации о данном критерии производится с использованием сформированных на предприятии, собственнике скважины, электронных баз данных, а при отсутствии таковых - из источников на бумажном носителе (эксплуатационные карточки скважин), с дальнейшим занесением данных сведений в электронную базу данных;
- наличие (отсутствие) газовых шапок (свободного газа) -критерий, учитывающий влияние «прорывного» газа (газа газовых шапок и газа из газовых залежей, особенно в случае контактных зон залегания газонасыщенной и нефтенасыщенной частей продуктивных отложений) на показатели эксплуатации скважины. Сбор информации о данном критерии производится с использованием отчетов о геологических исследованиях лицензионного участка (месторождения), отчетов по подсчету запасов углеводородов, проектно-технологической документации на разработку месторождения (проект пробной эксплуатации, технологическая схема разработки, проект разработки), с дальнейшим занесением данных сведений в электронную базу данных;
- наличие (отсутствие) зон многолетнемерзлых пород - важный критерий, определяющий особенности строительства (бурения) скважины и устойчивости обсаженного и зацементированного ствола скважины, влияющий на общую прочность конструкции скважины и ее безопасность как в условиях эксплуатации, так и в состоянии консервации и (или) ликвидации. Сбор информации о данном критерии производится с использованием отчетов о геологических исследованиях лицензионного участка (месторождения), отчетов по подсчету запасов углеводородов, проектно-технологической документации на разработку месторождения (проект пробной эксплуатации, технологическая схема разработки, проект разработки), с дальнейшим занесением данных сведений в электронную базу данных;
- общая характеристика пласта (глубина залегания, соотношение проницаемость/продуктивная нефтенасыщенная толщина, пластовые давления) - критерий, характеризующий наиболее важные параметры продуктивного пласта и определяющий показатели работы скважины в комплексе. Сбор информации о данном критерии производится с использованием отчетов о геологических исследованиях лицензионного участка (месторождения), отчетов по подсчету запасов углеводородов, проектно-технологической документации на разработку месторождения (проект пробной эксплуатации, технологическая схема разработки, проект разработки), с дальнейшим занесением данных сведений в электронную базу данных;
- наличие грифонов - критерий, характеризующий показатель опасности возникновения и (или) случаев выхода газа на дневную поверхность, а также определяющий показатель прочности и надежности конструкции скважины. Данный критерий тесно связан с вопросами качества строительства (бурения), с «возрастом» скважины, периодичностью обследования технического состояния обсадной колонны скважины. Сбор информации о данном критерии производится с использованием результатов эксплуатации скважин и их постоянного контроля, обеспечивающегося предприятием, собственником скважины, в соответствии с нормативными требованиями, а в случае отсутствия результатов эксплуатации скважин и их постоянного контроля - по фактическим результатам натурного обследования скважины, с дальнейшим занесением данных сведений в электронную базу данных;
- наличие/отсутствие достоверной базы замеров межколонных давлений (МКД) - важный критерий, определяющий эксплуатационные показатели герметичности, надежности и безопасности скважины, прочностные характеристики конструкции скважины; выявленные при периодическом обследовании технического состояния эксплуатационной колонны факты смещения, смятия, негерметичности колонны. Сбор информации о данном критерии производится с использованием результатов замеров МКД, обеспечиваемых предприятием, собственником скважины и проводимых с определенной периодичностью, а также периодического обследования технического состояния скважин, обеспечивающегося предприятием, собственником скважины, в соответствии с нормативными требованиями, с дальнейшим занесением данных сведений в электронную базу данных;
- наличие/отсутствие достоверной базы по выявлению заколонной циркуляции и межпластовых перетоков (МПП) - наряду с предшествующим (МКД), важный критерий, определяющий эксплуатационные показатели герметичности, надежности и безопасности скважины; выявленные при периодическом обследовании технического состояния эксплуатационной колонны факты межпластовых перетоков и заколонной циркуляции пластовых флюидов, поступление «чужой» воды и пр. Сбор информации о данном критерии производится с использованием результатов периодического обследования технического состояния скважин и определения профиля притока (приемистости), обеспечивающегося предприятием, собственником скважины, в соответствии с нормативными требованиями, с дальнейшим занесением данных сведений в электронную базу данных;
- содержание серы/сернистого водорода в продукции скважин -чрезвычайно важный критерий, определяющий класс опасности скважины и ОПО «Фонд скважин» в целом. Сбор информации о данном критерии производится с использованием результатов лабораторного определения физико-химических свойств пластовых жидкостей и газов, а также с использованием данных из отчетов по подсчету запасов углеводородов, проектно-технологической документации на разработку месторождения (проект пробной эксплуатации, технологическая схема разработки, проект разработки), с дальнейшим занесением данных сведений в электронную базу данных.
Сбор информации о том или ином показателе может производиться из опубликованных или не опубликованных баз данных, спутниковых снимков.
На основании собранных сведений формируется электронная база данных.
Следующим этапом становится определение ряда параметров для дальнейшей реализации процедуры формирования карт (полей) «опасности».
i-j
i
i
1. Производится определение балльных оценок (M) для того или иного критерия (M) влияния (см. описание критериев выше) на степень опасности скважины в текущем состоянии. Более высокая балльная оценка (далее - балл) указывает на повышение уровня негативного влияния данного критерия M на расчетные показатели в дальнейшей реализации расчетной схемы.
1
По критерию M - «год строительства (бурения) скважины» - присваивается балл от 0 до 10, при этом принимается во внимание следующий «возраст» скважин:
1-1
M - от 0 до 5 лет - балл 1;
1-2
M - от 5 до 10 лет - балл 3;
1-3
M - от 10 до 20 лет - балл 5;
1-4
M - от 20 до 40 лет - балл 9;
1-5
M - от 40 лет и выше - балл 10.
1
Средняя балльная оценка по критерию М определяется по формуле (1):
1-i
M - значения балльных оценок, N - количественная выборка балльных оценок.
2
По критерию М - «состояние (конс., ликв., ож. ликв. и пр.)» - присваивается балл от 0 до 10, при этом принимается во внимание фактическая реализация на скважине мероприятий по обеспечению безопасности (заполнение скважины буферным раствором, цементирование ствола, установка бетонной тумбы на устье, заглубление устья и пр.) в соответсвии с действующими нормами и правилами, а также проектными решениями документации по консервации и/или ликвидации.
2-1
M - «ликвидация» - соответствует проекту и требованиям норм - балл 3;
2-2
М - «ликвидация» - не соответствует проекту и требованиям норм - балл 9;
2-3
М - «консервация» - соответствует проекту и требованиям норм - балл 7;
2-4
М - «консервация» - не соответствует проекту и требованиям норм - балл 9;
2-5
М - иные категории б/д (ож. ликв., пьезом., набл. и пр.) - балл 7.
2
Средняя балльная оценка по критерию М определяется по формуле (2):
2-i
M - значения балльных оценок, N - количественная выборка балльных оценок.
3
По критерию М - «назначение (добывающая/нагнетательная)» присваивается балл от 0 до 10, при этом принимается во внимание
3-1
М - добывающая - балл 10;
3-2
М - нагнетательная в отработке на нефть - балл 5;
3-3
М - нагнетательная - балл 2.
3
Средняя балльная оценка по критерию М определяется по формуле (3):
3-i
М - значения балльных оценок, N - количественная выборка балльных оценок.
4
По критерию М - «накопленный отбор нефти (для добывающих, а также переведенных под закачку из добывающих)» - присваивается балл от 0 до 10, при этом принимается во внимание массовый объем добычи нефти (в поверхностных условиях) с начала эксплуатации скважины в градации:
4-1
M - менее 0,1 до 1000 тонн - балл 1;
4-2
М - от 1000 до 10000 - балл 3;
4-3
М - от 10000 до 100000 - балл 5;
4-4
М - от 100000 до 1000000 - балл 8;
4-5
М - более 1000000 - балл 10.
4
Средняя балльная оценка по критерию М определяется по формуле (4):
4-i
M - значения балльных оценок, N - количественная выборка балльных оценок.
5
По критерию М - «дебит (суточная добыча) нефти (газа)» - присваивается балл от 0 до 10, при этом принимается во внимание массовый объем (в поверхностных условиях) суточной добычи нефти (газа) в градации:
5-1
3
М - менее 0,1 до 10 тонн (тыс. м) - балл 1;
5-2
3
М - от 10 до 100 тонн (тыс. м) - балл 4;
5-3
3
М - от 100 до 500 тонн (тыс. м) - балл 7;
5-4
3
М - от 500 до 1000 тонн (тыс. м) - балл 9;
5-5
3
М - более 1000 тонн (тыс. м) - балл 10.
5
Средняя балльная оценка по критерию М определяется по формуле (5):
5-i
M - значения балльных оценок, N - количественная выборка балльных оценок.
6
По критерию М - «дебит (суточная добыча) жидкости» -присваивается балл от 0 до 10, при этом принимается во внимание массовый объем (в поверхностных условиях) суточной добычи жидкости в градации:
6-1
М - менее 0,1 до 10 тонн - балл 1;
6-2
М - от 10 до 100 тонн - балл 4;
6-3
М - от 100 до 500 тонн - балл 7;
6-4
М - от 500 до 1000 тонн - балл 9;
6-5
М - более 1000 тонн - балл 10.
6
Средняя балльная оценка по критерию М определяется по формуле (6):
6-i
М - значения балльных оценок, N - количественная выборка балльных оценок.
7
По критерию М - «обводненность» - присваивается балл от 0 до 10, при этом принимается во внимание доля содержания воды (весовая) в продукции скважины в градации:
7-1
M - от 0 до 5% - балл 9;
7-2
М - от 5 до 30% - балл 7;
7-3
М - от 30 до 50% тонн - балл 5;
7-4
М - от 50 до 90% тонн - балл 4;
7-5
М - более 90% - балл 2;
7-6
М - отсутствие притока (коллектора) - балл 0;
7
Средняя балльная оценка по критерию М определяется по формуле (7):
7-i
M - значения балльных оценок, N - количественная выборка балльных оценок.
8
По критерию М - «газовый фактор (нефтяные скважины)» -присваивается балл от 0 до 10, при этом принимается во внимание доля содержания растворенного газа в продукции нефтяной скважины в градации:
8-1
3
M - менее 5 до 10 м/т - балл 1;
8-2
3
М - от 10 до 50 м/т - балл 2;
8-3
3
М - от 50 до 200 м/т - балл 4
8-4
3
М - от 200 до 1000 м/т - балл 8
8-5
3
М - более 1000 м/т - балл 10.
8
Средняя балльная оценка по критерию М определяется по формуле (8):
8-i
M - значения балльных оценок, N - количественная выборка балльных оценок.
9
По критерию М - «наличие (отсутствие) газовых шапок (свободного газа)» - присваивается балл от 0 до 10, при этом принимается во внимание наличие/отсутствие в зоне дренирования скважины газа газовых шапок, либо зон контактных запасов нефти и свободного газа в градации:
9-1
M - зоны присутствуют по всей зоне дренирования скважины -балл 10;
9-2
М - зоны распространены по части (50%) зоны дренирования скважины - балл 5;
9-3
M - зоны отсутствуют по зоне дренирования скважины - балл 1.
9
Средняя балльная оценка по критерию М определяется по формуле (9):
9-i
M - значения балльных оценок, N - количественная выборка балльных оценок.
10
По критерию М - «наличие (отсутствие) зон многолетнемерзлых пород» - присваивается балл от 0 до 10, при этом принимается во внимание наличие/отсутствие зон распространения ММП по площади месторождения в градации:
10-1
М - зоны присутствуют по всей площади месторождения - балл 10
10-2
М - зоны распространены по части площади (75%) месторождения - балл 7
10-3
М - зоны распространены по части площади (50%) месторождения - балл 5
10-4
М - зоны распространены по части площади (25%) месторождения - балл 2
10-5
М - зоны отсутствуют по всей площади месторождения - балл 1
Средняя балльная оценка по критерию Мю определяется по формуле (10):
10-i
М - значения балльных оценок, N - количественная выборка балльных оценок.
11
По критерию М - «общая характеристика пласта (глубина залегания, соотношение проницаемость/продуктивная нефте-/газонасыщенная толщина (к/h), пластовые давления)» - присваивается балл от 0 до 10, при этом принимаются во внимание основные характеристики продуктивности пластовой системы в градации*:
11-1
2
М - глубины до 1000 м, соотношения (к/h) до 1 (мкм/10 м), низкое пластовое давление (менее 10-15% от гидростатической величины) - балл 1;
11-2
2
М - глубины от 1000 до 2500 м, соотношения (к/h) от 1 до 100 (мкм/10 м), пластовое давление на уровне гидростатической величины -балл 5;
11-2
2
М - глубины более 2500 м, соотношения (к/h) более 100 (мкм/10 м), пластовое давление выше гидростатической величины (в т.ч. наличие зон аномально-высоких пластовых давлений (АВПД)) - балл 9.
* по данному критерию, с учетом специфики каждого конкретного месторождения нефти и/или газа, возможно индивидуальное присвоение балльных оценок.
11
Средняя балльная оценка по критерию М определяется по формуле (11):
11-i
M - значения балльных оценок, N - количественная выборка балльных оценок.
12
По критерию M - «наличие грифонов» - присваивается балл от 0 до 10, при этом принимается во внимание наличие/отсутствие фактов проявления выхода пластового газа на поверхность вдоль ствола (в радиусе) скважины в градации:
12-1
М - грифоны отсутст. полностью - балл 1;
12-2
М - наличие грифона с однократной его ликвидацией - балл 7;
12-3
М - наличие грифона с неоднократной его ликвидацией - балл 10.
12
Средняя балльная оценка по критерию M определяется по формуле (12):
12-i
M - значения балльных оценок, N - количественная выборка балльных оценок.
13
По критерию M - «наличие (отсутствие) достоверной базы замеров межколонных давлений (МКД)» - присваивается балл от 0 до 10, при этом принимается во внимание порядок, корректность и своевременность пополнения базы данных по замерам межколонных давлений в скважинах в градации:
13-1
М - база данных в наличии и постоянном мониторинге - балл 1;
13-2
М - база данных в наличии с достоверностью порядка 0,7 - балл 2;
13-3
М - база данных в наличии с достоверностью порядка 0,5 - балл 5;
13-4
М - база данных в наличии с достоверностью порядка 0,2 - балл 7;
13-5
М - база данных отсутствует - балл 10.
13
Средняя балльная оценка по критерию M определяется по формуле (13):
13-i
М - значения балльных оценок, N - количественная выборка балльных оценок.
14
По критерию М - «наличие (отсутствие) достоверной базы по выявлению заколонной циркуляции и межпластовых перетоков (МПП)» -присваивается балл от 0 до 10, при этом принимается во внимание порядок, корректность и своевременность пополнения базы данных по определению заколонной циркуляции и межпластовых перетоков в скважинах в градации:
14-1
М - база данных в наличии и постоянном мониторинге - балл 1;
14-2
М - база данных в наличии с достоверностью 0,7 - балл 2;
14-3
М - база данных в наличии с достоверностью 0,5 - балл 5;
14-4
М - база данных в наличии с достоверностью 0,2 - балл 7;
14-5
М - база данных отсутствует - балл 10.
14
Средняя балльная оценка по критерию M определяется по формуле (14):
14-i
M - значения балльных оценок, N - количественная выборка балльных оценок.
15
По критерию M - «содержание серы (сернистого водорода) в продукции скважин» - присваивается балл от 0 до 10, при этом принимается во внимание процентное содержание серы в продукции добывающей скважины в градации:
15-1
М - от 0 до 1% - балл 1;
15-2
М - от 1 до 6% - балл 5;
15-3
М - от 6% и выше - балл 10.
15
Средняя балльная оценка по критерию М определяется по формуле (15):
15-i
M - значения балльных оценок, N - количественная выборка балльных оценок.
i
По результатам определения средних балльных оценок по критериям M вычисляется коэффициент уровня эксплуатационной опасности по формуле (16):
i
1
15
где M - средние значения балльных оценок по критериям М-М, N - количественная выборка балльных оценок.
i-j
i
2. Далее с помощью системы производится определение балльных оценок (P) по критериям квалификации обслуживающего производственного персонала (P), непосредственно осуществляющего операции по контролю за текущим состоянием скважин, находящихся в консервации и/или ликвидации.
1
По критерию P - «численный состав операторов» - присваивается балл от 0 до 10, при этом принимается во внимание количество операторов по добыче нефти и/или газа в бригаде добычи в градации:
1-1
P - от 1 до 3 человек - балл 9;
1-2
Р - от 3 до 5 человек - балл 7;
1-3
P - от 5 до 7 человек - балл 3;
1-4
Р - от 7 до 10 человек - балл 1;
1-5
Р - более 10 человек - балл 0.
Средняя балльная оценка по критерию Pi определяется по формуле (17):
1-i
P - значения балльных оценок, N - количественная выборка балльных оценок.
2
По критерию Р - «численный состав слесарей» - присваивается балл от 0 до 10, при этом принимается во внимание количество слесарей в бригаде в градации:
2-1
Р - от 1 до 3 человек - балл 9;
2-2
Р - от 3 до 5 человек - балл 7;
2-3
Р - от 5 до 7 человек - балл 3;
2-4
Р - от 7 до 10 человек - балл 1;
2-5
Р - более 10 человек - балл 0.
2
Средняя балльная оценка по критерию Р определяется по формуле (18):
2-i
P - значения балльных оценок, N - количественная выборка балльных оценок.
3
По критерию Р - «квалификация персонала по разрядам» -присваивается балл от 0 до 10, при этом принимается во внимание количество операторов и слесарей в бригаде с присвоенным квалификационным разрядом в градации:
3-1
Р - 2-ой разряд - балл 10;
3-2
Р - 3-й разряд - балл 7;
3-3
Р - 4-й разряд - балл 5;
3-4
Р - 5-й разряд - балл 1;
3-5
Р - 6-й разряд - балл 0.
3
Средняя балльная оценка по критерию Р определяется по формуле (19):
3-i
P - значения балльных оценок, N - количественная выборка балльных оценок.
4
По критерию Р - «квалификация персонала по опыту работы» -присваивается балл от 0 до 10, при этом принимается во внимание количество операторов и слесарей в бригаде с с опытом работы в градации:
4-1
P - менее 1-го года - балл 10;
4-2
Р - от 1-го до 3-х лет - балл 7;
4-3
Р - от 3-х до 10-ти лет - балл 4;
4-4
Р - от 10-ти до 20-ти лет - балл 2;
4-5
Р - от 20-ти и более лет - балл 0.
4
Средняя балльная оценка по критерию Р определяется по формуле (20):
4-i
P - значения балльных оценок, N - количественная выборка балльных оценок.
По результатам определения средних балльных оценок по критериям Pi вычисляется коэффициент уровня квалификации персонала по формуле:
i
1
4
где P - средние значения балльных оценок по критериям P-P, N - количественная выборка балльных оценок.
х
3. После определения основных коэффициентов, посредством системы производится определение поправочного коэффициента (К), учитывающего степень возможной (недопустимой, но часто допускаемой; вероятной) халатности при проведении операций по контролю текущего состояния фонда скважин, находящихся в консервации и/или ликвидированных.
Настоящий поправочный коэффициент, в настоящем его предназначении, не подлежит описанию какими-либо статистическими методами и определяется сугубо на основе многофакторного анализа влияния показателя «человеческий фактор», учитывающего степень ответственного/безответственного подхода к выполнению, имеющимся на конкретном участке анализа, персоналом, своих должностных обязанностей по контролю за текущим состоянием фонда скважин, находящихся в консервации и/или ликвидации.
Упомянутый многофакторный анализ осуществляется должностным лицом (группой лиц) параллельно с проведением процедуры ранжирования скважин, описанной выше. При этом круг должностных лиц для проведения данного анализа определяется исключительно индивидуально для каждого конкретного случая. Наиболее значимым должностным лицом, участвующим в проведении анализа является мастер бригады по добыче нефти и/или газа, а также ведущий (старший) инженер цеха (участка) по добыче нефти и/или газа. В случае, если для проведения указываемого анализа, база знаний мастера по добыче нефти и/или газа вкупе с ведущим (старшим) инженером цеха (участка) по добыче нефти и/или газа о профессиональных навыках и возможностях производственного персонала (операторы по добыче и слесари), обслуживающего конкретный участок работы, является недостаточной в силу, к примеру, незначительного количества времени работы на данном конкретном участке, к проведению анализа привлекаются иные лица, обладающие возможностью оценки уровня ответственности обслуживающего персонала.
Результаты проведенного анализа вносятся системой в электронную базу данных.
х
Настоящий показатель (К) вводится в расчетную схему в целях наиболее объективной, максимально отражающей истинную картину оценки уровня ответственности/безответственности персонала «на местах». Важно отметить, чем выше степень объективности оценки ответственности/безответственности работников (операторов по добыче), осуществляющих операции по контролю за текущим состоянием ликвидированных и скважин в консервации, тем адекватнее и ценнее итоговый наглядный результат. Учет данного коэффициента позволяет руководящему, как высшему, так и инженерно-техническому, персоналу нефтегазодобывающего предприятия получить понимание ситуации о степени ответственности/безответственности при контроле за скважинами «непродуктивных» категорий (консервация и/или ликвидация), который в обязательном порядке должен осуществляться в необходимом объеме и в необходимые сроки для обеспечения промышленной безопасности ОПО Фонд скважин, в частности, его части -скважин, находящихся в консервации и/или ликвидации.
х
Оценка поправочного коэффициента (К) производиться в диапазоне от 0,1 до 1 (без присвоения каждому из значений характерных формулировок), при этом не исключается допущение значений ниже 0.1, только в том случае, если это в действительности соответствует полностью объективной оценке данного показателя.
4. На основании полученной информации, с помощью системы производится определение коэффициента опасности фонда для каждой скважины, вычисляемого по алгоритму:
оп
1
15
К - коэффициент уровня эксплуатационной опасности, определяемый по формуле (16) - по критериям опасности М-М;
п
К - коэффициент персонала, определяемый по формуле (23):
кв
1
4
К - коэффициент уровня квалификации персонала, определяемый формуле (21) - по критериям квалификации персонала P-P;
х
К - поправочный коэффициент, учитывающий степень возможной (недопустимой, но часто допускаемой; вероятной) халатности при проведении операций по контролю текущего состояния фонда скважин, находящихся в консервации и/или ликвидированных и определяемый на основе многофакторного анализа (см. выше).
На заключительном этапе, с использованием данных по размещению устьев скважин (координаты устьев - база координат, наиболее часто хранится в электронном виде, является информацией с ограничением доступа, имеющейся в распоряжении каждого конкретного недропользователя), находящихся в консервации и/или ликвидированных, а также полученных коэффициентов опасности для каждой скважины, путем использования соответствующих программных продуктов и реализованных в них алгоритмов интерполяции данных, производится графическое построение карт (полей) опасности. Полученная графическая карта может быть наложена на область географической карты.
оф
оф
При этом, по получаемым значениям коэффициентов «опасности» фонда (К) в диапазоне от 0 до 100 принимается следующая дифференциация по показателям «опасности» (К) фонда:
- от 0 до 10 (включительно) - состояние опасности стремится к идеальному;
- от 10 до 20 (включительно) - состояние низкой опасности;
- от 20 до 30 (включительно) - состояние умеренной опасности;
- от 30 до 50 (включительно) - состояние повышенной опасности;
- от 50 до 70 (включительно) - состояние высокой опасности;
- от 70 до 90 (включительно) - состояние чрезвычайно высокой опасности;
от 90 до 100 (включительно) - состояние катастрофической опасности.
Способ создания карт/полей «опасности» для месторождений нефти и/или газа, опасных производственных объектов нефтегазодобывающего комплекса «Фонд скважин» по скважинам, находящимся в консервации и/или ликвидации, может быть осуществлен с использованием компьютерной системы. Компьютерная система может содержать различные аппаратные компоненты, включая один или несколько одно- ил многоядерных процессоров, твердотельный накопитель, ОЗУ, интерфейс монитора, интерфейс ввода/вывода информации. Связь между различными компонентами компьютерной системы может осуществляться с помощью одной или несколько внутренних и/или внешних шин (например, шины PCI, универсальной последовательной шины, высокоскоростной шины IEEE 1394, шины SCSI, шины Serial ATA и так далее), с которыми электронно соединены различные аппаратные компоненты. Интерфейс монитора может быть соединен с монитором (например, через HDMI-кабель), видимом пользователю, интерфейс ввода/вывода может быть соединен с сенсорным экраном, клавиатурой (например, через USB-кабель) и мышью (например, через USB-кабель), как клавиатура, так и мышь используются пользователем.
На Фиг. 1 схематично показано общее расположение скважин (их устьев), пробуренных на N-ом месторождении. Фиг. 1а, 1б, 1в отображают фрагменты общей картины расположения скважин.
Общая ситуация описывается следующими данными:
- размеры продуктивной площади месторождения - 4×2 км;
- общее количество пробуренных скважин - 21;
- количество скважин, ликвидированных (ликв.) сразу после бурения (по геологическим причинам) - 14;
- количество скважин в ожидании ликвидации (ож. ликв.) - 1;
- количество скважин, находящихся в состоянии консервации (конс.) - 0;
- количество эксплуатируемых добывающих скважин - 6.
Ситуация по фонду ликвидированных скважин и скважины, находящейся в ожидании ликвидации, описывается следующими данными:
- скважины бурились в 1989 году;
- на устье 14-ти скважин (ликв.) присутствует сооружение бетонная тумба размером 1,0×1,0×1,0 м с репером и информационной таблицей в соответствии с требованиями норм;
- на устье одной скважины (ож. ликв.) отсутствует сооружение - бетонная тумба размером 1,0×1,0×1,0 м с репером и информационной таблицей в соответствии с требованиями норм;
- скважины ликвидированы по геологическим причинам, как вскрывшие зону отсутствия коллекторов;
- по проектному назначению все скважины пробурены как добывающие;
- поскольку скважины ликвидированы сразу после бурения, добыча углеводородного сырья (нефть, газ) не зафиксирована;
3
- газовый фактор составляет 9,5 м/т;
- свободный газ, газ газовых шапок в продуктивных отложениях отсутствуют;
- на месторождении отсутствуют зоны многолетнемерзлых пород;
- нефтеносный пласт залегает на глубине 1200 метров, соотношение параметра проницаемости к нефтенасыщенной толщине - 50, пластовое давление - 12 МПа (на уровне гидростатического);
- грифоны полностью отсутствуют;
- база данных по замерам межколонных давлений ведется с 1989 года в режиме постоянного пополнения значениями текущих замеров;
- база данных по выявлению заколонной циркуляции и межпластовых перетоков ведется (100% для эксплуатируемых скважин, а также для скважины в ожидании ликвидации) с 1989 года в режиме постоянного пополнения результатами текущих исследований;
- содержание серы (сернистого водорода) в продукции скважин -0,01%;
- фонд скважин обсуживается одной бригадой, в составе которой числится пять операторов по добыче нефти и газа и два слесаря;
- два оператора по добыче имеют 5-й разряд, три оператора по добыче имеют 4-й разряд, слесари имеют 3-й разряд;
- три оператора по добыче работают в бригаде от 11-ти до 17-ти лет, два оператора по добыче работают в бригаде 4 года и 9 лет, слесари работают в бригаде три года.
Пример результата проведения процедуры ранжирования скважин, определения балльных оценок, определения коэффициентов «опасности» и, в конечном итоге, массив информации для скважин N-го месторождения, находящихся в консервации или ликвидированных приводится ниже (см. табл. 1).
оп
Следует заметить, что значение коэффициента К является одинаковым для всех скважин (за исключением одной), поскольку ликвидированный фонд скважин N-го месторождения характеризуется полностью идентичными показателями эксплуатационной опасности (ликвидированы сразу после бурения). Повышенное значение коэффициента опасности по скважине №121 получено ввиду того, что мероприятия по обустройству устья скважины, находящейся в состоянии ожидания ликвидации, не выполнены (отсутствует бетонная тумба).
Пример результата определения коэффициента уровня квалификации персонала, обсуживающего фонд скважин N-го месторождения, находящихся в консервации или ликвидированных приводится ниже (см. табл. 2).
кв
Следует заметить, что значение коэффициента К является одинаковым для всех скважин, поскольку весь фонд скважин N-го месторождения обсуживается одной бригадой.
х
Поправочный коэффициент (К), учитывающий степень возможной (недопустимой, но часто допускаемой; вероятной) халатности при проведении операций по контролю текущего состояния фонда скважин N-го месторождения, находящихся в консервации и/или ликвидированных и определяемый на основе многофакторного анализа, принимается 0,1 в предположении, что факты халатного отношения к выполнению персоналом своих должностных обязанностей отмечаются крайне редко.
п
Пример результата расчета коэффициента персонала (К) для обсуживаемого фонда скважин (по формуле 23) приводится ниже (см. табл. 3)
п
Следует заметить, что значение коэффициента К является одинаковым для всех скважин, поскольку весь фонд скважин N-го месторождения обсуживается одной бригадой.
оф
оф
Пример результата расчета коэффициента «опасности» фонда (К) скважин N-го месторождения, находящихся в консервации или ликвидированных приводится ниже (см. табл. 4). При этом для определения значений К для каждой скважины использована формула 22.
оф
Следует заметить, что значение коэффициента К является одинаковым для всех скважин (за исключением одной), поскольку ликвидированный фонд скважин N-го месторождения характеризуется полностью идентичными показателями эксплуатационной опасности (ликвидированы сразу после бурения). Повышенное значение коэффициента опасности по скважине №121 получено ввиду того, что мероприятия по обустройству устья скважины, находящейся в состоянии ожидания ликвидации, не выполнены (отсутствует бетонная тумба).
Итоговым результатом расчетных процедур по определению параметров «опасности» фонда скважин N-го месторождения, находящихся в консервации или ликвидированных становится построение карты/поля опасности с применением специализированного программного обеспечения (напр. SURFER).
Получаемый результат возможно представить в виде изначально имеющейся схемы расположения скважин с нанесением полученных коэффициентов «опасности» фонда (см. Фиг. 2, 2а, 2б, 2в).
На примере рассмотрения полученной схемы скважин на N-ом месторождении, находящихся в состоянии бездействия по причине ликвидации и ожидания ликвидации, можно сделать вывод, что картину (фон) опасности скважин данных категорий можно в целом охарактеризовать как «состояние низкой опасности».
оф
Следует отметить, что в каждом конкретном случае, получаемые коэффициенты опасности фонда скважин, вполне возможно, могут не укладываться в диапазон дифференциации от 0 до 100. В таких исключительных случаях за привязываемый ориентир (уровень опасности) следует принимать минимальное значение коэффициента «опасности» фонда (К) с параллельной оценкой уровня опасности по текущим критериям конкретной ситуации.