Экономическая оценка изменения нефтеотдачи в зависимости от плотности сетки скважин

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Экономическая оценка изменения нефтеотдачи в зависимости от плотности сетки скважин

В связи с прогрессирующим истощением ресурсной базы актуальность приобретает рационализация процесса разработки нефтегазовых месторождений. Основными направлениями рационального использования ресурсов Казахстана можно назвать внедрение результатов научно-технического прогресса (НТП) для интенсификации добычи углеводородов (УВ), обеспечение стабильно высоких уровней и темпов добычи нефти и газа, наиболее полное извлечение нефти из недр и достижение максимального значения коэффициента извлечения нефти (КИН) при высоком уровне технико-экономических показателей (ТЭП) производства.

Рациональной системой разработки называется такая система, которая обеспечивает максимальные значения уровней добычи нефти и коэффициента нефтеизвлечения при минимальных (оптимальных) материальных, трудовых и финансовых затратах.

Определяется такая система совокупностью многих факторов:

• системой размещения и плотностью сетки скважин;

• взаимным расположением нагнетательных и добывающих скважин;

• расстоянием между скважинами и рядами;

• уровнями добычи нефти и жидкости;

• текущим и конечным коэффициентами нефтеотдачи;

• темпами разработки;

• текущей и предельной обводненностью продукции;

• выводом скважин из эксплуатации и переносом фронта нагнетания воды; вводом и расположением резервных скважин;

• режимами работы залежи;

• способами эксплуатации скважин;

• регулированием процесса разработки;

• применением методов интенсификации и повышения нефтеотдачи пластов [1].

При открытии новых месторождений и разработке старых, с применением различных методов интенсификации, необходимо провести проектирование нескольких альтернативных вариантов разработки месторождения и эксплуатации. На основании результатов сравниваемых вариантов должны быть приняты проектные решения по обустройству и разработке месторождения. Выбор оптимального варианта разработки должен основываться на варианте с рациональной системой разработки, наиболее эффективным технологическим процессом, характеризующимся оптимальной сеткой скважин и МУН, которые обеспечат максимальную выработку запасов и наибольший КИН. Экономически эффективным будет являться тот вариант, при котором будут достигнуты максимальные, как технологические, так и экономические показатели.

При проектировании системы разработки определяют и обосновывают количество эксплуатационных объектов, способы воздействия на пласты и темпы отбора нефти из них, размещение и плотность сетки добывающих и нагнетательных скважин, способы и режимы их эксплуатации, мероприятия по управлению, контролю и регулированию процесса разработки [2].

С экономической точки зрения для оптимального распределения инвестиций при разработке месторождений требуется моделирование ввода скважин в эксплуатацию. Это позволит управлять процессом ввода скважин и темпами разработки месторождений.

Основой регулирования разработки месторождения являются технологические факторы производства, в соответствии с которыми определяются темп разбуривания, срок разработки, а также подбираются различные технологии добычи УВ.

Оптимизация работы фонда скважин и повышение эффективности использования скважинного оборудования являются актуальными направлениями развития нефтегазового комплекса. Достижения научнотехнического процесса позволяют определить оптимальное число скважин, необходимых на каждом этапе разработки. Для получения достоверных данных по добыче УВ, при оценке ТЭП стоит определять объемы добычи нефти с учетом простоя скважин и оборудования.

В свою очередь, скважина представляет собой горную выработку круглого сечения, используемую для разведки и добычи УВ. Расположение добывающих и нагнетательных скважин в квадратной, треугольной или многоугольной форме называется сеткой скважин. Расстояние между скважинами характеризует плотность сетки скважин (ПСС), которая определяется отношением площади нефтеносности к числу добывающих скважин.

Скважины могут размещаться по равномерным сеткам (квадратным и треугольным) и неравномерным - прямоугольным или сгущающимся. Плотность сетки скважин, эксплуатирующих тот или иной пласт (объект разработки), есть отношение площади нефтеносности к числу добывающих скважин. От принятой сетки размещения скважин зависит годовая добыча нефти, жидкости, темпы их отбора; срок разработки месторождения, КИН, скорость обводнения продукции скважин, динамика пластового давления и другие показатели [1].

Таким образом, под сеткой скважин понимают сеть, по которой размещаются добывающие и нагнетательные скважины на эксплуатационном объекте. Правильный выбор сетки скважин - важнейшее звено в обосновании рациональной системы разработки объекта. К важнейшим показателям сетки основного фонда скважин относится ее плотность, которая характеризуется расстояниями между скважинами и между рядами, а также удельной площадью на одну скважину. На выбор плотности сетки скважин существенное влияние может оказывать глубина залежи [1].

Проблема влияния ПСС на КИН была одной из ключевых в научной дискуссии прошлого века. Проблема ПСС - КИН и раньше, и в настоящее время практически для каждого нефтяника, научного работника или промысловика очевидна в том смысле, что чем больше скважин на месторождении, тем больше должен быть КИН. Прошедшая дискуссия показала, что универсальной зависимости КИН - ПСС нет. Немалое число исследователей, видя неуниверсальность зависимости КИН - ПСС, прибегли к методам корреляционного анализа. Отдельные авторы в число значимых факторов включали разные параметры. Тем не менее, коэффициенты корреляции оказывались не очень высокими. Не случайно, что соответствующие корреляционные зависимости особенно не прижились в теории и практике нефтедобычи. А главное, что наряду с большим разнообразием природных физико-геологических условий на указанную зависимость сильно влияет используемая в соответствующее время и в каждом конкретном случае своя технология нефтедобычи [3].

Таким образом, в настоящее время исходят из положений, что КИН зависит от физико-геологических, технологических и экономических факторов [4].

Опыт проектирования и разработки нефтегазовых месторождений Казахстана показывает, что проектируемая удельная плотность сетки эксплуатационных скважин и реально достигнутая плотность сетки скважин имеют значительный разброс.

Все это свидетельствует о том, что обоснование рациональной и эффективной сети эксплуатационных скважин является процессом весьма сложным, неоднозначным и многовариантным [5].

Оптимальное значение шага эксплуатационной сетки на стадии оценки и разведки месторождений могут сопоставляться только с вероятными запасами классификации SPE [6].

На примере одного из казахстанских нефтегазовых месторождений были выполнены технико-экономические расчеты по 5 вариантам разработки месторождения, отличающихся между собой порядком и темпами разбуривания, плотностью сетки скважин и методами интенсификации нефтедобычи.

Целью экономического анализа альтернативных вариантов является определение рационального варианта разработки месторождения, при котором будут достигнуты максимальные значения показателей экономического эффекта от возможно полного извлечения из пластов запасов нефти при соблюдении требований экологии, охраны недр и окружающей среды.

Выбор рекомендуемого к внедрению варианта основан на результатах следующих показателей экономической эффективности:

• чистая прибыль;

• дисконтированный поток денежной наличности (NPV); ? период окупаемости инвестиций (PP); ? внутренняя норма прибыли (IRR).

Выбор и обоснование расчетных показателей вариантов разработки определялись геолого-физическими условиями и текущим состоянием разработки месторождения. При этом учитывалась необходимость в наиболее полном извлечении нефти из недр при оптимальном режиме разработки с достижением экономической эффективности.

Технологические технико-экономические показатели по вариантам представлены в таблице.

Основные технико-экономические показатели проекта

Представленный проект имеет достаточную экономическую эффективность по всем рассматриваемым вариантам. Но более привлекателен пятый вариант, поскольку он характеризуется максимальными значениями технологических показателей, и показателей экономической эффективности проекта.

Расчет эффективности проводился по уже эксплуатирующемуся месторождению, поэтому для внедрения рассматриваемого проекта окупаемость наступает в первый расчетный год, поскольку уже имеется прибыль от добычи на фонде скважин, введенных в действие до рассматриваемого периода.

Как видно из приведенных данных, наилучшие экономические показатели будут получены по пятому варианту. Вариант характеризуется рациональной системой разработки, предполагающую оптимальную сетку скважин, достижение максимальных объемов добычи нефти, коэффициента извлечения нефти и показателей экономической эффективности.

Литература

1. Юшков И.Р., Хижняк Г.П., Илюшин П.Ю. // Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений // ПНИПУ // 2013 С. 55,46,43.

2. Мангазеев В.П., Манапов Т.Ф., Кондаратцев С.А., Хатмуллин И.Ф., Тян Н.С. // Гидродинамическое моделирование - основа анализа, проектирования и мониторинга разработки месторождений // Вестник инжинирингового центра ЮКОС // 2001. №2 С. 30-37.

3. Абасов М.Т. // Влияние плотности сетки скважин на нефтеотдачу // Нефтяное хозяйство // 2005. №9 С. 90-92.

4. Закиров С.Н. // Анализ проблемы «Плотность сетки скважин - нефтеотдача» // Москва // Грааль // 2002 С. 314.

5. Новиков Ю.Н. // К обоснованию оптимального значения шага эксплуатационной сетки для переоценки запасов месторождений нераспределенного фонда недр // Нефтегазовая геология. Теория и практика // 2009. №4 С. 86-92.

6. Новиков Ю.Н. // Ревизия объектов и переоценка запасов и ресурсов - неотложные задачи подготовки ближайшего резерва углеводородного сырья России // Минеральные ресурсы России // Экономика и управление // 2009. №4 С. 33-43.

Размещено на Allbest.ru