Дипломная работа: Способы определения параметров трещин гидроразрыва пласта

Годовая добыча жидкости, взятая для расчёта на прогнозный период, тыс.мі:

ДQжconst за 2018 год = 142,3 тыс.мі.

Начальные извлекаемые запасы нефти численно равны коэффициенту a, определяемому по формуле:

;,

,

Полученное значение на 27 % меньше, чем начальные извлекаемые запасы, посчитанным объемным методом (4972,8 тыс. м3). Это может быть связано с неточным подсчетом балансовых запасов из-за недостатка данных о фильтрационно-емкостных свойствах пласта. Требуется провести их переоценку.

Расчетный коэффициент b равен,

b = a?Qж3 - (Qж3?Qн3) = 3592,6 ? 2777700 -

- (2777700?2391700) = 3335848,951 м3.

Балансовые запасы принимаются равными: =10403400 м3.

Расчеты ожидаемых показателей разработки выполнены с использованием программной оболочки Excel. Результаты расчета по модели Г.С.Камбарова приведены в таблице 2.17.

Продолжительность прогнозного периода определена с учетом предельной обводненности продукции (98%) и финального среднего дебита нефти на одну скважину (1 т/сут).

Таблица 2.17 - Прогноз показателей разработки по модели Г.С.Камбарова

В результате анализа проведенного расчета по методу Г. С. Камбарова можно сделать вывод о том, что сложившаяся система разработки является недостаточно эффективной. К концу 2090 года при существующих темпах отбора будет достигнут предел рентабельности эксплуатации залежи объекта Д-1 по обводненности - 98 %. КИН при этом составит - 0,321, при проектном 0,478. Для наиболее эффективного ведения разработки можно рекомендовать проведение ГТМ, в частности ГРП, ОПЗ а также работы по ограничению водопритока.

2.10 Рекомендуемые к внедрению мероприятия для разработки пласта Д-1

На 01.01.2019 г. пласт Д-1 Михайловско-Коханского месторождения находится на 3 стадии разработки. Повышение конечной нефтеотдачи разрабатываемых залежей и увеличение темпов отбора нефти в значительной степени достигаются за счет массового внедрения методов интенсификации добычи нефти. Распределение остаточной нефтенасыщенности пластов требует, чтобы методы увеличения нефтеотдачи эффективно воздействовали на нефть, рассеянную в заводненных или загазованных зонах пластов, на оставшиеся с высокой текущей нефтенасыщенностью слабопроницаемые слои и пропластки в монолитных заводненных пластах, а также на обособленные линзы и зоны пласта, совсем не охваченные дренированием при существующей системе добычи [15].

При столь широком многообразии состояния остаточных запасов, а также при большом различии свойств нефти, воды, газа и проницаемости нефтенасыщенных зон пластов не может быть одного универсального метода увеличения нефтеотдачи [16].

На нефтяных месторождениях применяется большой набор технологий обработки призабойной зоны скважин (физико-химические, механические, тепловые), для изоляции водопритоков, выравнивания профилей приемистости и отдачи пластов, а также интенсификации нефтеизвлечения из низкопроницаемых пластов и прослоев. Для каждого конкретного нефтяного месторождения на разной стадии его разработки выбираются свои наиболее эффективные технологии обработки нагнетательных и добывающих скважин.

С учетом особенностей геологического строения коллекторов, физико-химической характеристики насыщающих флюидов для обеспечения рациональных темпов отбора продукции, с целью получения высокой продуктивности скважин, улучшения гидродинамической связи как между скважиной и пластом, так и между отдельными прослоями при вводе скважин в эксплуатацию на объекте Д-1 можно рекомендовать проведение ГТМ, из которых наиболее результативным является ГРП.

Кроме этого на пласте могут быть рекомендованы: переводы с других горизонтов под добычу, в частности с пл. Д-IV, Д-III, пл. Д-II, приобщение действующих скважин с вышележащими горизонтами под одновременно-раздельную эксплуатацию (ОРЭ), перевод добывающих скважин под закачку, а также мероприятия по физико-химическому воздействию на ПЗС.

Действующим проектным документом является «Дополнение к технологическому проекту разработки Михайловско-Коханского газонефтяного месторождения Самарской области», выполненное ООО «СамараНИПИнефть» в 2016 году.

Первая стадия разработки объекта длилась с 1957-2009 гг. С 2010-2011 гг. идет вторая стадия разработки, где был достигнут максимальный отбор годовой добычи нефти (89,8 тыс.т.). С 2012 года начинается третья стадия разработки и продолжается до настоящего времени. Данные измерения давления свидетельствуют о том, что среднее пластовое давление составляет 17,4 МПа.

В настоящее время наблюдается уменьшение фонда добывающих скважин и на 01.01.2019 г. фонд составил 8 ед, снижение годовой добычи нефти до 29 тыс.т., накопленная добыча нефти составила 1265,4 тыс.т., КИН при этом составил 0,229 ед., при проектном 0,478 ед., обводненность 78,2%. Накопленная закачка воды составила 1461,5 тыс. м3. Степень выработки составляет 48,1% при обводненности 78,2%. Фонд нагнетательных скважин 4 ед. Темп выработки запасов составляет: от начальных 1,1%, от остаточных 2,1%.

В целом за анализируемый период отклонение фактического уровня накопленной добычи нефти от проектного находится в допустимых пределах (±5%).

Разработка залежи осуществляется с поддержанием пластового давления с 2010 г. посредством очагового заводнения: была начата закачка пресной воды в скважину №352. Однако в связи с дальнейшим большого роста пластового давления не наблюдалось. В 2012 - 2014 гг. по закачку воды были переведены еще две добывающие скважины (скв.356, 42).

На 01.01.2019 г. о текущем пластовом давлении можно судить только по единичным замерам в скв.367 (18 МПа), 403 (20 МПа), 349 (15 МПа), 29 (16 МПа), 370 (22 МПа), 357 (23 МПа) которые свидетельствуют о его стабилизации на уровне от 15 до 23 МПа. Число нагнетательных скважин - 4 единицы. Закачка агента, в нашем случае воды за 2018 год составляет 167,2 тыс. м3, отбор жидкости за этот год 133 тыс. т.

Опыт разработки пластов совместными скважинами на Михайловско-Коханском и других месторождениях показал не достаточно высокую эффективность данной системы. Залежь характеризуется высокой расчлененностью и ухудшенной связью с законтурной зоной питания. Разработка залежи осуществляется с ППД с 2010 г. посредством очагового заводнения. После начала процесса заводнения отмечалась стабилизация и незначительный рост пластового давления. ППД осуществляется избирательно, обширные части не охвачены системой заводнения. Для повышения эффективности процесса разработки при вовлечении в разработку недренируемых зон, потребуется усиление реализуемой системы ППД, для чего необходимо на восточном участке залежи предусмотреть дополнительный очаг заводнения.

С целью повышения эффективности разработки на объекте Д-1 за 2012-2018 гг. были проведены: обработка призабойной зоны (20% от дополнительной добычи нефти), интенсификация добычи нефти (14% от дополнительной добычи нефти), переходы и приобщения (13% от дополнительной добычи нефти), планово-предупредительные работы (7% от дополнительной добычи нефти), капитальный ремонт скважин (1% от дополнительной добычи нефти), гидроразрыв пласта (45% от дополнительной добычи нефти). Наиболее эффективным оказался ГРП. Увеличение обводненности на данных скважинах при этом не наблюдалось. Суммарное увеличение дебита после проведения мероприятий составило 238 т/сут., на 1 скважино-операцию приходится в среднем 26,7 т/сут.

Метод ГРП имеет множество технологических решений, обусловленных особенностями конкретного объекта обработки и достигаемой целью. Рассчитаны параметры ГРП для скважины № 563. Ожидаемый эффект от гидроразрыва посчитанный по формуле Г.К. Максимовича составил, что добыча должна увеличиться в 7,263 (увеличение дебита после проведения ГРП составило 34 т/сут).

На 01.01.2019 года в действующем фонде пребывает 8 добывающих скважин, 4 нагнетательных, 4 пьезометрических, в бездействующим фонде числится 3 скважины, выбывших по геологическим причинам.

В работе были выполнены следующие расчеты:

Определение степени выработки с помощью карты нефтенасыщенных толщин, исходя из расчетов, полученный КИН = 0,272 выше проектного на 01.01.2019 г. равного 0,043.

Проектный КИН составляет 0,478. Анализируя проведенный расчет по методу Камбарова, можно сделать вывод о том, что при сложившейся системе разработки пласта Д-1 и существующих темпах отбора в 2090 году не будет достигнут проектный КИН (КИН на 2090 год будет составлять 0,321).

Стоит добавить, что данный метод не учитывает все запланированные геолого-технические мероприятия, которые будут проводится в течении срока разработки пласта Д-1: проведение ГРП на скважинах, увеличение фонда добывающих скважин.

Оптимизация насосного оборудования на скважине № 334 показала, что для обеспечения эффективной и экономичной работы скважины необходимо заменить работающий в скважине насос ЭЦН5-30-2850 на рассчитанный насос ЭЦН5-45-2300.

Система разработки по данному участку на данный момент является не эффективной, связано это с предельной обводнённостью некоторых скважин и переводом их в систему ППД, а также нарушением герметичности конструкции скважин.

С целью получения высокой продуктивности скважин, улучшения гидродинамической связи как между скважиной и пластом, так и между отдельными прослоями при вводе скважин в эксплуатацию на объекте Д-1 можно рекомендовать проведение ГТМ, из которых наиболее результативным является ГРП.

Также, на объекте могут быть рекомендованы: переводы с других горизонтов под добычу, приобщение действующих скважин с вышележащими горизонтами под одновременно-раздельную эксплуатацию, перевод добывающих скважин под закачку, а также мероприятия по физико-химическому воздействию на ПЗС.

3. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 Характеристика показателей экономической эффективности ГТМ

Для экономической оценки ГТМ рекомендуется использовать следующие основные показатели эффективности:

- чистый доход ЧД (СF);

- чистый дисконтированный доход ЧДД (NPV);

- внутренняя норма доходности ВНД (IRR);

- индекс доходности инвестиций ИД (РI);

- индекс доходности затрат ИДz (Рz);

- срок окупаемости инвестиций То (РР).

Чистый доход ЧД недропользователя от разработки месторождения отражает ту часть дохода, которая остаётся в распоряжении нефтяной компании после покрытия всех эксплуатационных и капитальных затрат на добычу нефти, осуществления налоговых и других платежей по действующему законодательству. Другими словами это сумма между реальным притоком и оттоком денежных средств за все интервалы расчётного периода и определяется по формуле [16]:

(3.1)

где Rt ? стоимостная оценка результатов от разработки месторождения в году t расчётного периода, руб.;

3t ? стоимостная оценка совокупных затрат за тот же период, руб.;

СIFt ? входной денежный поток в году t ? включает финансовые результаты проекта (доходная часть проекта);

СОFt ? выходной денежный поток в году t ? включает инвестиционные издержки ? капитальные вложения, текущие затраты без амортизационных отчислений, налоги, прочие затраты и отчисления (расходная часть проекта).

Чистый дисконтированный доход ЧДД (Net Present Value ? NPV) или дисконтированный поток денежной наличности является основным экономическим критерием эффективности инвестиционных проектов. Определяется суммой текущих годовых значений чистого дохода за весь расчётный период, приведённой к начальному шагу, или как превышение интегральных результатов над интегральными затратами. При постоянной норме дисконта NPV определяется по формуле:

(3.2)

где Пt ? прибыль от реализации нефти и газа в t-м году;

Аt ? амортизационные отчисления в t-м году;

Kt ? капитальные вложения на освоение месторождения в t-м году;

q ? норма дисконта в долях единицы, в проектных расчётах обычно принимается 0,1 и 0,15; Т ? количество лет расчётного периода (горизонт расчёта); t = 0, 1, 2... Т ? номер шага (интервала) расчётного периода.