Исследование гидравлического разрыва пласта в процессе добычи нефти
Условия добычи нефти на Тевлинско-Русскинском месторождении, тектоническое строение и динамика разработки пласта, подземное оборудование, применяемое для проведения гидравлического разрыва пласта, комплекс специальной техники, применяемой СП "Катконефть".
| Рубрика | Геология, гидрология и геодезия |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 08.07.2012 |
| Размер файла | 541,6 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Небольшой объем активированного песка вводят в жидкость-песконоситель при завершающей стадии закрепления трещины. Сравнением результатов гамма-каротажа, выполненного до и после ГРП, обнаруживается место скопления активированного песка. Против зоны разрыва фиксируется повышенное значение интенсивности гамма-излучения.
Второй метод, он чаще применяется в практике, основан на сравнении результатов глубинных измерений дебитомерами или расходомерами, осуществленных до и после ГРП. По изменению профилей притока жидкости в скважине можно судить о зонах образования трещин.
Дадим анализ эффективности ГРП по участку Тевлино- Русскинского месторождения ЦДНГ-6 ТПП “Когалымнефтегаз”
Первые операции ГРП на скважинах Тевлинско-Русскинского месторождения начаты в 1993 году. Динамика годовых объемов ГРП на месторождении в период 1993-2001 годов, выполняемых оператором «Катконефть», показаны на рис 4.1.
Рисунок 4.1 - Динамика годовых объемов ГРП
Как видно из рисунка 4.1., начиная, с 1999 по2001год объем выполненных работ стабилизировался на уровне 31-41 ГРП в год.
По состоянию на 1.01.2002 года проведено 185 скважинооперации ГРП, в том числе на объект БС102-3 -171 (92,4%), объект БС11-12-13 (7,2%), объект ЮС1- 1(0,4%)
Ежегодно, начиная с 1994года, мы наблюдаем тенденцию роста объема дополнительной добычи нефти за счет гидравлического разрыва пластов (ГРП) по Тевлино- Русскинскому месторождению. Данные динамики
В 1999 году дополнительная добыча за счет ГРП по месторождению составила -512,254тыс.тон нефти, за 2000год -864,55 тыс.тн. нефти, за 2001год дополнительная добыча -833,83т.тн. нефти. ( дополнительная добыча нефти за 2001год по по 41 скважинам месторождения с ГРП - 171,956т.тн.)
Суммарные показатели эффективности ГРП в целом по месторождению показаны в таблице № 4.3
Таблица 4.3 Суммарные показатели эффективности ГРП продуктивного горизонта БС 10 2-3 Тевлино- Русскинского месторождения на период положительного эффекта
|
Год проведе-ния ГРП |
Фонд скважин, в которых был прведён ГРП Продолжит. эффекта,год |
Накопленная дополнитель-ная добыча от ГРП тыс.т |
Дополнитель-ная добыча нефти на 1 скважино-год работы с ГРП, тыс.т |
Дополнитель. накопленная добыча нефти на 1 кважино-операцию, тыс.т |
Прирост среднесу-точнный, т/сут |
|
|
1993 |
1 / 4,8 года |
5,664 |
1,180 |
5,664 |
3,42 |
|
|
1994 |
7 / 4,4 года |
86,89 |
2,82 |
12,41 |
7,92 |
|
|
1995 |
16 / 5 лет |
354,729 |
4,43 |
22,17 |
12,1 |
|
|
1996 |
16 / 5,1 год |
534,364 |
6,5 |
33,39 |
17,8 |
|
|
1997 |
19/3,94 |
407,007 |
5,010 |
21,42 |
13,72 |
|
|
1998 |
23/ 2,53 |
280,476 |
4,2 |
12,19 |
11,5 |
|
|
1999 |
31/2, 19год |
732,024 |
10,78 |
23,613 |
29,5 |
|
|
2000 |
31/1,39год |
320,46 |
7,42 |
10,32 |
28,8 |
|
|
2001 |
41/0,45год |
171,966 |
- |
4,19 |
25,1 |
|
|
Итого |
185 |
2893,047 |
6,39 |
15,638 |
На 1.01.02г. дополнительная добыча нефти на одну скважинооперацию по месторождению составила 15, 63 тыс.т, по ЦДНГ-6 - около 22, 7 тыс.т.
На территории ЦДНГ- 6 по состоянию на 1.01.2002года проведено 68 операции ГРП на 68 скважинах.
Все ГРП реализованы на продуктивный пласт горизонт БС10 2-3 или отдельные части его разреза .
По оценкам предприятия дополнительная накопленная добыча нефти по месторождению от производства ГРП составила 2893, 9 тыс.т, из них 65% приходится на ЦДНГ-6.
В целом по скважинам с ГРП в границах деятельности ЦДНГ- 6 дополнительная годовая добыча нефти от ГРП в 2001году составило 500, 4 тыс.т (17, 2%) (от годовой добычи по участкам).
В преобладающей части участков операции ГРП, проводимые по низко дебитным скважинам, позволили в результате поднять их дебиты выше средних дебитов жидкости или выйти на уровень средних.
Разработки объекта ЦДНГ-6 осуществляется двумя сетками эксплуатационных скважин:
-основная сетка, треугольная, 500Х500м, с применением трехрядной блоковой системы заводнения, в основной сетке скважин перфорацией вскрывается разрез продуктивного горизонта от кровли до подошвы в добывающих и нагнетательных скважинах,
-уплотняющая сетка добывающих скважин, по которой бурится дополнительно два ряда добывающих скважин между первым и стягивающим рядами основной сетки при расстоянии между скважинами в ряду 250м, и уплотнение стягивающего ряда до расстояния между скважинами в ряду тоже 250м, в уплотняющей сетке скважин перфорацией вскрывается нижняя низкопроницаемая часть горизонта БС102-3. В скважинах вскрывающих раздельно разрез БС103 отмечаются пониженные дебиты жидкости и отставание выработки запасов из нижней части разреза.
Продуктивный горизонт в геологическом отношении представляет собой клиноформу со сложным строением проницаемой части, в которой достаточно уверенно, по материалам бурения эксплуатационной сетки скважин, выделяется несколько картируемых разнопроницаемых элементов неоднородности.
Продуктивный комплекс БС-10 2-3 на территории деятельности ЦДНГ- 6 имеет общую толщину 55м при изменении от 1 до 85м и распространен в проницаемой части практически по всей площади деятельности ЦДНГ-6.
Низкопродуктивные зоны, идентифицированные по степени связанности как зоны прерывистого коллектора (ПК) по объектам БС102 и БС103 имеют преобладающее распространение. Литологически подобные коллектора представляют собой частое чередование песчаников, алевролитов, и глин.
Как следствие ПК отличаются пониженными значениями песчанистости и фильтрационно-емкостными свойствами пор. Разработка таких коллекторов осложнена низким коэффициентом охвата пласта процессом заводнения Кохв.
Кроме того, низкая продуктивность и слабая гидродинамическая связь между нагнетательными и добывающими скважинами отрицательно влияют на пластовое давление в зоне отбора флюида. В связи с этим именно прерывистые коллектора являются основным объектом проведения работ по гидроразрыву пласта.
Анализ дифференцированного изучения гидроразрыва пласта в коллекторах двух типов: гидродинамически связанных (ГСК) и прерывистых (ПК) показал что основной эффект от увеличения нефтеотдачи происходит в скважинах, вскрывших ПК.
Целью данной работы является оценка эффективности ГРП скважин ЦДНГ-6 и определение эффективных участков и областей для дальнейшего продолжения работ по гидроразрыву пластов на основании проведенного анализа.
При оценке эффективности гидроразрыва следует иметь ввиду его эффект от интенсификации добычи, который проявляется в увеличении дебита жидкости скважин в сравнении до ГРП и после ГРП.
4.7.1 Анализ фактической эффективности ГРП в районе деятельности ЦДНГ-6
Непосредственно для анализа были рассмотрены 37 скважин, на которых были проведены ГРП с1996 г. по 2000 г. в зоне деятельности ЦДНГ-6 Тевлино-Русскинского месторождения.
В анализ поскважинной эффективности включено 37 скважин, по которым имеются данные об их работе до ГРП и после, в таблице 4.4.
Упорядоченные ряды распределения скважин по дебитам жидкости до и после проведения ГРП, представленные в таблице 4.4. свидетельствуют о высокой эффективности операций.
Таблица 4.4 Упорядоченные ряды распределения скважин по дебитам жидкости до и после проведения ГРП
|
Интервалы дебитов жтдкости, т/сут |
5 |
5-10 |
10-20 |
20-30 |
30-40 |
40-50 |
50-60 |
60-70 |
70- 80 |
80-90 |
|
|
До ГРП, скважин |
17 |
14 |
6 |
||||||||
|
После, скважин |
5 |
5 |
6 |
5 |
7 |
5 |
2 |
2 |
Анализ динамики дебитов нефти и жидкости по каждой из 37скважин с ГРП показал, что операции ГРП проводились в относительно низкодебитных, безводных или слабообводнённых ёё скважин. Обводнённость скважин в первые месяцы после ГРП оставалась практически неизменной. Поэтому, при определении эффекта принято, что в период работы скважины после ГРП эффект по нефти действует до тех пор, пока существует превышение фактического дебита жидкости над дебитом жидкости перед ГРП.
Прирост добычи нефти от ГРП рассчитывался ежемесячно путём умножения текущего эффекта по жидкости на текущую долю нефти в продукции, с последующим суммированием результатов.
Влиянием эффектов от оптимизации режимов работы скважин можно пренебречь, поскольку динамические уровни в скважинах до и после ГРП в 72% скважин остались без изменения; в 14% скважин были ниже, в 14%-выше, чем до проведения ГРП.
Продолжительность работы скважин в целом по ЦДНГ-6 (по 37скв) после ГРП изменяется в широких пределах:
- 6% фонда-1-2 года;
26% фонда-2-3 года.
31% фонда-3-4 года;
37% фонда- более четырех лет.
Обводнённость скважин после ГРП на 01.01.2001 года составила:
48% фонда -0-5% воды;
30% фонда-5-10% воды;
12% фонда-10-20% воды;
10% фонда более - 20% воды;
Низкая обводнённость фонда скважин с ГРП обусловлена проведением операций в уплотняющих, стягивающих безводных рядах добывающих скважин на ранней стадии разработки участков.
Накопленная дополнительная добыча нефти на одну скважину составила:
4% фонда -до 1000 т нефти;
12% фонда- до 1000-5000 т;
14% фонда- до 5000-10000 т;
26% фонда- до 10000-20000 т;
24% фонда- до 20000-30000 т;
20% фонда- более 30000 т.
4.7.2 Анализ фактической эффективности ГРП в ЦДНГ-6 по участкам и областям
Для сравнительной оценки фактической эффективности ГРП, район деятельности ЦДНГ-6 разбиваем на участки и принимаем следующие показатели:
суммарная накопленная дополнительная добыча нефти от ГРП;
дополнительная накопленная добыча нефти от ГРП на один скважиногод работы после проведения ГРП.
Дополнительная добыча нефти от ГРП на один скважиногод работы после проведения ГРП.
Первый показатель включает объём скважиноопераций, длительность эффектов, продолжительность работы скважин после ГРП и, наконец, потенциальные возможности конкретных промыслово-геологических и технологических условий.
Второй показатель отражает длительность работы скважин с ГРП и эффективность единичных ГРП.
Третий показатель отражает среднюю геологопромыслово-технологическую эффективность единичных ГРП применительно к конкретным, индивидуальным условиям.
Для выделения участков ГРП условно было разбито ЦДНГ -6 на блоки по нагнетательным рядам с оставлением того же № блока.
Выше к северу от линии нагнетательных скважин №6285-……№6303, №5562
до линии скважин №6235, № 6268, № 6269, №6270- блок №17, от линии нагнетательных скважин № 6321- № 6338 до линии нагнетательных скважин №6285- № 6303- №5562 - блок № 16, и так до 14 блока, который начинается от линии нагнетательных скважин № 6370- № 6380 до линии скважин № 6348-№6360.
Первый участок ГРП - блок № 16 - скв. № 7449/145 куст и окружающие скважины в количестве 20 скв. (№ 7422, 7423, 7424, 7425, 8677, 8678, 8679, 7446, 7447, 7448, 7449, 8625, 8626, 8627, 7440-7443)
Второй участок ГРП- блок № 15 - скв.№ 8476/133куст и окружающие скважины в количестве 16 скв ( все скважины 133 куста)
Третий участок ГРП - блок № 17 - скв.№ 8746/161 куст и окружающие скважины № (7351, 8770-8774, 7376, 7377, 8745, 8175, 8716- 8720, 7399- 7401)
Четвертый участок ГРП - блок № 15 - скв.№7523/133, №8472/133 и окружающий фонд добывающих скважин № (7499, 8459, 8460, 8471, 8482, 8480, 8481, 7546, 8476 ).
Пятый участок ГРП - блок № 14 - скв.№7590/128 куст, 8377/128 и окружающий фонд добывающих скважин № (7566, 7567, 7568, 8359, 8360, 8361,8362, 8363, 7589,8376, 8388, 8389, 8390, 8391, 8392,8393, 8394, 8395, 7612,7613, 7614).
Шестой участок ГРП- блок № 17 - скв.№8776/162, №8723/162 и окружающий фонд добывающих скважин № ( 7362, 7353, 7354, 8774,8775, 8777, 8778, 7378, 8747, 8748, 7379,7380, 8721, 8722,87235, 8726, 7402, 7403, 7404).
Седьмой участок ГРП - блок № 16 - скв.№ 8684/146, №8659/146 и окружающий фонд добывающих скважин № (7429, 8685, 8686, 8558, 7452, 7453, 8631, 8632, 8633, 8634, 8635, 7475, 7476).
Восьмой участок ГРП - блок № 15 - скв .№ 8462/140, №8464/140, №8474/140, №8488/134, 8466/141 и окружающий фонд добывающих скважин № ( 7500,7501, 8461, 8463, 8465, 8467, 7524, 8473, 7525, 7526, 8485, 8486, 8487, 7547, 7548).
Девятый участок ГРП - блок № 17- скв. № 8781/162, №7357/163,
№ 7382/163, № 8749/162, № 7359/171 и окружающий фонд добывающих скважин № (7362, 7353, 7354, 8774,8775, 8777, 8778, 7378, 8747, 8748, 7379,7380, 8721, 8722,87235, 8726, 7402, 7403, 7404).
Десятый участок ГРП - блок № 16 - скв. № 8663/147, № 7458/142, №7459/142, № 8190/142 и окружающий фонд добывающих скважин.
Одиннадцатый участок ГРП - блок № 15 - скв. № 7534/136, № 7509/142, № 7533/136, № 7530/135, № 8245/135, № 8244/141, № 8241/141, №8468/141, № 7528/141, № 7529/141, № 8256/135, №8263/135, №8264/135 и окружающий фонд добывающих скважин № (7566, 7567, 7568, 8359, 8360, 8361,8362, 8363, 7589,8376, 8388, 8389, 8390, 8391, 8392,8393, 8394, 8395, 7612,7613, 7614).
Все 11 участков сгруппируем на 4 области:
- участки №1, №2- область №1
участки №3, №4, №5- область №2
участки №6, №7, №8- область №3
участки №9, №10, №11- область№4
Фактические показатели эффективности ГРП по ЦДНГ-6 в целом, и по геологопромыслово-технологическим участкам и областям представлены в таблице 5.9.4. и в динамике на рисунках 5.9.3. , 5.9.4. Кроме перечисленных трёх показателей эффективности в табл. приведены дополнительные показатели.
Суммарная накопленная добыча нефти от ГРП по ЦДНГ-6 (показатель1) за всё время разработки продуктивного горизонта БС102-3 на 2001 г. составила
842, 9тыс.т., в том числе по областям I, II, III, IV соответственно 2%, 17% 20%, 61% от суммарного эффекта.
Дополнительная накопительная добыча нефти на одну скважинооперацию (показатель2) составила в целом по ЦДНГ-6 22, 7 тыс,т, по областям соотвественно-9,9 тыс,т; 30,3 тыс,т,; 23,1 тыс.т; 22,07 тыс.т. В среднем по участкам с ГРП, дополнительная накопленная добыча нефти на скважину от ГРП (показатель2) составила около 50% от средней накопленной добычи на скважину по всему добывающему фонду с ГРП, табл. № 5.9.4.
Достижение наибольшей накопленной добычи нефти на один ГРП по участкам №3, №4, №5 является “временным” успехом, поскольку эта область 2 к настоящему времени практически полностью заводнена по высокопроницаемым разрезам пласта 2 Б10.
Высокие дебиты жидкости обусловлены наличием зон хорошо проницаемых непрерывных песчаников.
Дополнительная добыча нефти (показатель3) на один скважиногод работы с ГРП по областям I, II, III, IV соответственно равна 3,5 тыс.т; 7,78 тыс.т; 8,2 тыс.т; 10,04 тыс.т. Более высокая эффективность ГРП в областях III, IV по отношению к области II, при значительном отставании текущей площади их заводнения относительно области II, позволяет говорить, что показатель эффективности (2) в областях III, IV будет существенно выше, чем в области II.
На рисунке 4.4. приведены интегральные и удельные показатели эффективности ГРП при текущем состоянии разработки по четырем областям ГРП ЦДНГ-6 Тевлино-Русскинского месторождения.
Таким образом, по интегральным и удельным показателям эффективности ГРП при текущем состоянии разработки, рассматриваемые четыре геологопромыслово-технологические области можно ранжировать следующим образом (в порядке убывания эффективности):
область 4; 2) область 3; 3) область 2; 4) область 1
Рисунок 4.4 - Показатели эффективности ГРП по областям
4.7.3 Анализ динамики и масштабов эффективности от ГРП по участкам областей районирования
Анализ динамики и масштабов эффектов от ГРП по участкам показаны в таблице 4.5.
Область 1.
В области 1 имеется 2 участка с ГРП. На участках реализовано по одному ГРП. Операции ГРП проведены в 1997-1998 годах. Дополнительная добыча нефти от ГРП не оказала заметного влияния на динамику показателей разработки участков в целом. Дополнительная накопленная добыча нефти от ГРП составила 3,5% от всей накопленной добычи по двум участкам. Текущая дополнительная годовая добыча нефти от ГРП составляет 4,3% от всей годовой добычи по участкам с ГРП.
Область 2.
В области имеется 3 участка с ГРП. Накопленный эффект от ГРП в области 2 составил 8% от накопленной добычи по участкам с ГРП. Текущие годовые эффекты по нефти от ГРП по области 2 в целом в 2000 году составили 20,4%,
по участкам от 8, 7% до 35, 4% .
Эффективность обусловлена подключением и интенсификацией работы высокопродуктивных, высокопроницаемых пропластков разреза.
Область 3.
В области имеется три участка с ГРП. На участках 6, 7 реализовано по 2 ГРП, на участке 8 - пять ГРП. Операции ГРП проводились в период 1996-2000 годов. Судя по интервалам перфорации, объектами ГРП была низкопроницаемый разрез 3Б10.
Операции ГРП позволили вывести средние дебиты жидкости скважин с ГРП на уровень выше средних дебитов скважин участков в целом на участках 6, 7. (на2000год по участку 6, 7 средний дебит составил соответственно- 52т/сут. И 39т/сут)
На участке 8 дебиты жидкости скважин с ГРП остались ниже средних дебитов жидкости участка в целом. Средний дебит участка 8 по жидкости на 2000 год составил 39т/сут, по скважинам с ГРП 25т/сут.
Операции ГРП в границах области 3 играют относительную меньшую роль в динамике добычи нефти участков с ГРП, чем по соседним областям. Накопленная относительная эффективность по нефти равна 8,2 %, текущая годовая 9,9 %. Текущая эффективность по участкам составила 8,1- 12,1 %.
Область 4.
В области имеется три участка с ГРП. Количество ГРП на участках изменяется от двух до тринадцати. Подавляющая часть ГРП проведена в период 1997- 2000годы.
Операции ГРП в границах области 4 позволили превысить дебиты скважин с ГРП над средними дебитами добывающих скважин по большинству участков с ГРП. Лишь по участку 11, где выполнено наибольшее количество ГРП, дебиты жидкости увеличены с 10т/сут до 32т/сут, но оставались несколько меньшими , чем по участку в целом. На 2000год средний дебит по участку составил 39 т/сут, скважины после ГРП- 32т/сут.
Операции ГРП в границах области позволили в короткий срок довести годовой эффект мероприятия до 20, 9% от годовой добычи нефти области 4 по участкам с ГРП. Высокая эффективность отмечена по большинству участков с ГРП.
Таблица 4.5 Накопленный эффект по участкам
|
Область № |
Участок № |
Накопленный эффект от накопленной добычи нефти по участку |
Годовой эффект от текущей добычи нефти по участку |
|||
|
т |
% |
т |
% |
|||
|
1 |
1 |
9463 |
4, 3 |
3828 |
7,1 |
|
|
2 |
10298 |
3, 2 |
784 |
4 |
||
|
Итого |
19772 |
3, 5 |
4612 |
4,3 |
||
|
2 |
3 |
24217 |
13, 6 |
14086 |
17,2 |
|
|
4 |
92632 |
12, 4 |
34019 |
35,4 |
||
|
5 |
34725 |
3, 4 |
6775 |
8, 7 |
||
|
Итого |
151574 |
8, 0 |
54880 |
20, 4 |
||
|
3 |
6 |
74879 |
17, 7 |
25257 |
8, 1 |
|
|
7 |
30319 |
12, 0 |
25394 |
10, 1 |
||
|
8 |
102905 |
5, 6 |
28557 |
12.1 |
||
|
Итого |
208103 |
8, 2 |
79207 |
9.9 |
||
|
4 |
9 |
108768 |
12 |
63140 |
26.8 |
|
|
10 |
59015 |
3.9 |
28557 |
12.1 |
||
|
11 |
295733 |
13.6 |
111871 |
26.5 |
||
|
Итого |
463516 |
9, 2 |
203568 |
20, 9 |
||
|
Всего |
842965 |
9, 3 |
346879 |
17, 2 |
||
* Анализ результатов проведения ГРП в скважинах свидетельствует о высокой технологической эффективности работ.
* В районе деятельности ЦДНГ-6 проведено на 1.01.02 г. 68 операции ГРП, из которых эффективность ГРП определено в 37 скважинах. Дополнительная добыча нефти на скважину составляет от 2000 т до 113000 т, средняя дополнительная добыча нефти на один ГРП составила 22000 т, коэффициент удачи ГРП равен 100%.
* Фактическая эффективность ГРП по ЦДНГ- 6 по накопленной дополнительно добытой нефти на 37 скважин составила 842965 т. Дополнительная накопленная добыча нефти на одну скважинооперацию составила 22, 7 тыс.т или 52% от средней накопленной добычи нефти на одну пробуренную скважину с начала разработки.
* Анализ эффективности ГРП по низкопроницаемым объектам продуктивного горизонта 2-3 БС10 показал, что накопленная дополнительная добыча нефти на 1 скважинооперацию равна 8, 9 тыс.т. Средний дебит нефти до ГРП равен 6,0 т/сут, после ГРП 13,6 т/сут.
* Прямым подтверждением вовлечения ранее недринируемых запасов нефти в разработку, увеличения объемов высокопроницаемой среды, снижения фильтрационных сопротивлений по нефти служит факт увеличения дебита скважин в 3-4 раза после ГРП.
* Имеется значительное число скважин, в которых следует продолжать работы по ГРП, и это является предпосылкой для стабилизации добычи в целом по месторождению и в ЦДНГ-6.
Из четырёх геологопромыслово-технологических областей наибольшие накопленные и удельные эффекты от ГРП получены в области IV; затем в порядке убывания идут области III, II, I.
Таким образом, по интегральным и удельным показателям эффективности ГРП при текущем состоянии разработки, рассматриваемые четыре геологопромыслово-технологические области можно ранжировать следующим образом (в порядке убывания эффективности)- область 4; область 3; область 2; область 1 и рекомендовать на проведение работ по ГРП в нынешних тяжелых экономических условиях , т.е когда внутренняя цена реализации нефти невысокая ,- область 4, и область3.
* Анализируя добычу жидкости и нефти по участкам ЦДНГ-6 негативного влияния интерференции между подвергавшимися ГРП скважинами и окружающими их, добывающими, не выявлено. По всей видимости, это объясняется сравнительно низкими коллекторскими свойствами пласта и несопоставимостью протяженности образовавшихся трещин с расстоянием между скважинами.
Таким образом, проведение ГРП на Тевлинско-Русскинском месторождении явилось сильным инструментом оперативного регулирования системы разработки. Следует уделить внимание усилению выработки запасов из прерывистой части разреза в слабо охваченных разработкой зонах, усилению выработки краевой части горизонта 2-3БС10 с низкими коллекторскими свойствами пласта.
5 Экономическая часть
5.1 Краткая технико-экономическая характеристика ТПП «Когалымнефтегаз»
ТПП «Когалымнефтегаз» создано с 01.01.87г. на основании приказа Министерства нефтяной промышленности № 806 от 23 декабря 1986 года и приказа объединения “Башнефть” № 603 от 31.12.86г.
Нефтяная компания “ЛУКОЙЛ” учреждена Постановлением Правительства России в форме акционерного общества открытого типа в 1993 году. В состав НК “ЛУКОЙЛ” входит общество с ограниченной ответственностью по добыче сырья “ЛУКОЙЛ-ЗАПАДНАЯ СИБИРЬ”. ООО “ЛУКОЙЛ-ЗАПАДНАЯ СИБИРЬ” объединяет в себе три крупных территориально производственных предприятия: ТПП “Когалымнефтегаз”, ТПП “Лангепаснефтегаз”, ТПП “Урайнефтегаз”.
Общее и административное руководство ТПП осуществляется начальником предприятия и его заместителями.
Начальник ТПП с помощью подведомственного ему аппарата направляет деятельность ТПП на производство продукции, внедрение новой техники, технологии, совершенствование старой техники и организации производства, определяет пути и методы выполнения производственной программы, несёт ответственность за результаты деятельности предприятия.
В состав ТПП входят подразделения основного и вспомогательного производства.
Основными производственными звеньями ТПП являются цеха по добыче нефти и газа (ЦДНГ) главная задача которых - обеспечение выполнения утверждённых планов по добыче нефти и газа. В состав основного производства также включён ЦППД - цех поддержания пластового давления и ЦКППН - цех комплексной подготовки и перекачки нефти.
К вспомогательному производству относятся:
УРС - управление ремонта скважин, которое в свою очередь подразделяется на цеха капитального и подземного ремонта скважин, осуществляющих своевременный и качественный ремонт.
ПРЦЭиЭ - прокатно-ремонтный цех электрооборудования и электроснабжения, обеспечивающий бесперебойное снабжение электроэнергией, техническое обслуживание и ремонт электрооборудования и электрических сетей.
ПРЦЭО - прокатно-ремонтный цех эксплуатационного оборудования, обеспечивающий бесперебойную работу нефтегазопромыслового оборудования, передаточных устройств, коммуникаций основного и вспомогательного производства.
ЦНИПР - цех научно-исследовательских и проектных работ, осуществляет исследования о восстановлении режима работы скважины, после проведения на ней ремонтных работ, также осуществляет мероприятия по интенсификации добычи нефти, достижения более полного её извлечения.
МГС - маркшейдерско-геодезическая служба, производит комплексные исследования геодезических характеристик района с последующим анализом полученных данных применением специализированных компьютерных программ.
ЦПВС - цех пароводоснабжения, осуществляет подготовку горячей воды и пара, для хозяйственных и производственных нужд.
Работа по совершенствованию организации производства и управления в ТПП “Когалымнефтегаз” проводится исходя из следующих основных принципов: дальнейшая специализация подсобно-вспомогательного производства с организацией централизованного обслуживания объектов добычи нефти, внедрение новой техники и передовых технологий для улучшения контроля и получения полноценных промысловых технологических данных, ежегодные курсы проверки и повышения квалификации ИТР, упрощение управленческой структуры ТПП.
В анализе производственной программы необходимо дать оценку достигнутому уровню показателей, определить степень и факторы их изменения по сравнению с предшествующим годом и планом, определить участие отдельных подразделений в их улучшении, а также вскрыть возможности и пути их дальнейшего улучшения
В связи с падением добычи нефти и усложняющимися условиями разработки необходимо: рациональное и экономическое расходование материально-технических ресурсов, повышение производительности труда и соответственно заработной платы, увеличение коэффициента эксплуатации и использования фонда скважин, увеличение срока службы основных производственных фондов, сокращение численности персонала, внедрение мероприятий, повышающих нефтеотдачу пласта - все это поможет быть рентабельным в ТПП «Когалымнефтегаз» в условиях рыночных отношений.
Основные технико-экономические показатели производственной деятельности ТПП «Когалымнефтегаз» Как видно наблюдается спад добычи нефти. Видно также, что добыча нефти в 2001 году составила 94 % от предыдущего года, а в 2002 году 95% от предыдущего года (2001 г). Среднесуточный дебит скважины по нефти снизился по сравнению с 2001 годом на 21%, а по сравнению с 2002 годом увеличился на 5%.
Поэтому необходимо уделять большое внимание оптимизации работы скважин. Эксплуатационный фонд нефтяных скважин увеличился по сравнению с 2001 годом на 8%, а по сравнению с 2002 годом снизился на 1%, хотя коэффициент использования увеличился на 2 %. Валовая продукция и полная себестоимость товарной продукции по сравнению с 2001 по 2003 год увеличились на 90%. Себестоимость 1 т нефти с 2001 по 2003 год увеличилась на 144%, а себестоимость 1 м3 газа на 242%.
Поэтому целесообразность внедрения новой техники и проведения организационно-технических мероприятий необходимо проверять на основе расчета экономической эффективности.
5.2 Методика расчета экономической эффективности применения ГРП
В 1994 г. разработаны и утверждены "Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования" [15].
В 1996 г. был разработан новый "Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений", куда составной частью вошла "Методика экономической оценки технологических вариантов разработки нефтяных и газонефтяных месторождений", в которой во многом продублированы основные методические положения из работы 1994г [16]. Вышеперечисленные две работы в настоящее время являются основными методическими документами по определению экономической эффективности инвестиционных проектов и других научно-технических мероприятий.
Для определения экономической эффективности по данной методике проводится последовательный расчет:
-прибыли от реализации дополнительной продукции, полученной за счет проведения ГРП;
-экономических показателей эффективности.
Целью проводимых расчётов является определение минимального объема нефти, необходимого для компенсации затрат на проведение ГРП и затрат на добычу продукции в зависимости от варианта реализации нефти.
Расчет НПДН и ЧТС от проведения ГРП
1. Расчет дополнительной добычи по годам ГТМ определяется по формуле
Q=Тр * N * Кэ * q, (5.1)
где Тр - количествово суток работы скважин в году,(примем проведение ГРП равномерным в 2003 году,отсюда в среднем технологический эффект в год проведения 183 дня;
количествово скважин охваченных мероприятием;
Кэ - коэффициент эксплуатации;
q- дополнительная добыча на одну скважину ,т/сут.
2. Прирост выручки в результате получения дополнительной добычи нефти определяется по формуле
Ввыр=Q*Ц, (5.2)
где - Q - дополнительная добыча нефти;
Ц - цена 1 тонны нефти, руб.
3. Затраты на ГРП определяются по формуле
Uгрп = n * Ц, (5.3)
где n-число операций ГРП;
Ц- цена 1 операции ГРП, руб.
4. Затраты на дополнительную добычу определяются по формуле
Uд.д =Q * усл./пер, (5.4)
где Q- дополнительная добыча нефти;
усл./пер - условно-переменные затраты, руб/т.
5. Прирост текущих затрат определяется по формуле
U= Uгрп+Uдд, (5.5)
где Uгрп - затраты на ГРП, руб;
Uдд. - затраты на дополнительную добычу, руб.
6. Прирост дополнительной прибыли от полученной дополнительно добычи нефти определяется по формуле
Ппр. = Ввыр -Uзат, (5.6)
где Ввыр.-прирост текущей выручки, руб;
Uзат. -текущие затраты, руб.
7. Находим налог на прибыль
Нпр.обл. = Ппр * Спр/100, (5.7)
где Ппр - дополнительная прибыль,руб;
Спр- ставка налога на прибыль=24%.
8. Находим прирост потока денежной наличности (ПДН)
ПДН = Ппр -Нпр.обл . (5.8)
9. Находим накопленный поток денежной наличности (НПДН)
НПДНt =ПДН, (5.9)
где t -текущий год; t Т;
Т - расчетный период по мероприятиям НТП;
К - годы, предшествующие текущему году включительно;
ПДН - прирост потока денежной наличности в текущем году, тыс. руб.
Накопленный поток денежной наличности за весь период разработки (НПДН) показывает сколько наличных средств накопится на расчетном счёте предприятия от реализации выбранного варианта разработки месторождения.
10. Находим коэффициент дисконтирования
t=(1+ Еnn)tр-t, (5.10)
где Еnn=0,1= (10 %) .
11. Проводим дисконтирование прироста потока денежной наличности (ДПДН)
ДПДН =ПДН*t, (5.11)
где ПДН - прирост потока денежной наличности, руб;
t- коэффициент дисконтирования.
12. Находим чистую текущую стоимость (ЧТС) по формуле
ЧТСt=ДПДН . (5.12)
5.3 Обоснование эффективности применения ГРП
Оценка эффективности инвестиционных проектов необходима для обоснования экономической целесообразности осуществления организационно-технических мероприятий за счет как собственных средств, так и кредитов, полученных от банков, инвестиционных компаний и других кредитных учреждений.
Ниже приводится расчет экономической эффективности применения ГРП на участке ЦДНГ-6 Т-Р месторождения.
Применение технологии ГРП дает эффект продолжительностью 4 года, этот временной интервал берем как полный период расчета.
За 2003 год на участке Т-Р месторождения ЦДНГ-6 было проведено на 16 скважинах 16 гидроразрывов пласта, результаты приведены в таблице 5.1
Таблица 5.1
|
n\n Скв-на Куст Режим работы до ГРП. Режим работы после ГРП. |
|||||||||||||
|
ГНО Qжид; % воды Qн; ГНО Qжид; % воды Qн; Отр.дн. после |
|||||||||||||
|
м3/сут т/сут м3/сут т/сут ГРП за 03г |
|||||||||||||
|
1 |
8261 |
135 |
4, 7 |
27, 1 |
328 |
||||||||
|
2 |
8243 |
141 |
10, 8 |
29, 9 |
264 |
||||||||
|
3 |
7259 |
135 |
8, 0 |
30, 0 |
219 |
||||||||
|
4 |
8484 |
140 |
6, 0 |
34, 9 |
196 |
||||||||
|
5 |
8262 |
135 |
10, 0 |
27, 0 |
155 |
||||||||
|
6 |
8689 |
147 |
3, 3 |
20, 8 |
155 |
||||||||
|
7 |
8779 |
162 |
7, 7 |
24, 2 |
155 |
||||||||
|
8 |
8255 |
135 |
12, 3 |
35, 0 |
153 |
||||||||
|
9 |
7384 |
163 |
14, 3 |
42, 0 |
129 |
||||||||
|
10 |
7600 |
131 |
13, 2 |
46, 9 |
129 |
||||||||
|
11 |
8693 |
147 |
9, 0 |
42, 6 |
84 |
||||||||
|
12 |
8728 |
163 |
9, 6 |
43, 5 |
74 |
||||||||
|
13 |
8489 |
135 |
10, 0 |
54, 6 |
91 |
||||||||
|
14 |
8241 |
141 |
4, 8 |
32, 0 |
42 |
||||||||
|
15 |
8467 |
141 |
5, 7 |
51, 3 |
19 |
||||||||
|
16 |
8662 |
147 |
8, 5 |
37, 8 |
31 |
Прирост дополнительной добычи нефти в среднем составила 28 тонн в сутки на одну скважину.
Ставка налога на прибыль - 24%.
Цена одной тонны реализуемой нефти по всем годам расчетного периода по отчетным данным за четвертый квартал 2003 года - 1500 руб.
Доля условно-переменных затрат в себестоимости добычи 1 тонны нефти составляет 46%, себестоимость 1 т. нефти - 700 руб. Эти затраты изменяются пропорционально объему производства.
Условно-постоянные расходы включают затраты на ГРП. В составе стоимости одного гидроразрыва пласта включены расходы на основные материалы и химреагенты, расходы на оплату труда, амортизацию оборудования, расходы на содержание, эксплуатацию, текущий и капитальный ремонт оборудования подготовку к ГРП и освоение скважины после ГРП:
-стоимость одной операции ГРП - 3 500,00 тыс.рублей.
Ставка дисконтирования является нормативом приведения разновременных затрат к настоящему моменту времени:
Подобные документы
Геолого-физическая характеристика Мало-Балыкского месторождения. Анализ выработки запасов нефти. Описание технологии проведения гидравлического разрыва пласта. Расчет дополнительной добычи нефти, показателей оценки экономической эффективности ГРП.
дипломная работа [1,8 M], добавлен 22.01.2014Гидравлический разрыв пласта как средство поддержания продуктивности скважин и интенсификации добычи нефти или газоотдачи. Сущность данного метода, средства и техника, необходимые для его проведения. Пример расчёта гидравлического разрыва пласта.
курсовая работа [3,6 M], добавлен 29.11.2010Характеристика и текущая стадия разработки Ельниковского месторождения. Выбор и обоснование применения гидравлического разрыва пласта для условий месторождения. Факторы, определяющие эффективность гидроразрыва пласта, расчет прогнозируемых показателей.
дипломная работа [1,9 M], добавлен 23.08.2008Общие сведения о месторождении, его стратиграфия, тектоника, нефтегазоводоностность. Свойства и состав нефти, газа, конденсата, воды. Физико-химические свойства пластовых вод. Гидравлический разрыв пласта, применяемое при нем скважинное оборудование.
дипломная работа [1,1 M], добавлен 18.04.2014Технология кислотного гидравлического разрыва пласта. Полимеры в нефтяной промышленности при осуществлении процессов интенсификации добычи нефти. Структурная формула гидроксипропилгуара. Основное преимущество природных растительных полисахаридов.
курсовая работа [2,0 M], добавлен 20.03.2014Общая характеристика и геологическое строение Когалымского месторождения. Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов. Описание технологии гидравлического разрыва пласта, применяемое оборудование. Выбор скважины расчет основных параметров.
дипломная работа [458,5 K], добавлен 31.05.2015Инженерно-геологическая характеристика разреза Самотлорского месторождения. Литолого-стратиграфическая характеристика и физико-механические свойства пород по разрезу скважины. Выбор жидкости разрыва, качества песка. Оборудование для гидроразрыва пласта.
курсовая работа [152,4 K], добавлен 04.07.2014Геологическое строение нефтяного месторождения. Глубина залегания, нефтеносность и геолого-физическая характеристика пласта 1БС9. Изучение динамики фонда скважин и объемов добычи нефти. Анализ показателей разработки и энергетического состояния пласта.
контрольная работа [4,8 M], добавлен 27.11.2013Сущность метода гидравлического разрыва пласта, заключаемого в нагнетании в проницаемый пласт жидкости при высоком давлении. Сопротивление горных пород на разрыв. Применяемые для ГРП жидкости. Определения ширины и объема вертикальной трещины пласта.
презентация [1,0 M], добавлен 29.08.2015История освоения месторождения. Геологическое строение, характеристика продуктивных пластов, свойства пластовых жидкостей и газов. Запасы нефти по Ем-Еговской площади. Принципы разработки нефтяных залежей. Мероприятия по борьбе с парафиноотложением.
курсовая работа [2,6 M], добавлен 10.04.2013
