Холмистое газонефтяное месторождение
Проблема повышения производительности скважин Холмистого газонефтяного месторождения. Методы воздействия на пласт и призабойную зону: их технико-экономическая эффективность. Анализ оптимизационных мероприятий, направленных на увеличение добычи нефти.
| Рубрика | Геология, гидрология и геодезия |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 15.07.2019 |
| Размер файла | 5,0 M |
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.
(2.17)
Расчет ширины трещины:
(2.18)
Расчет проницаемости трещины:
(2.19)
где q - скорость нагнетания воды, м3/сут;
м - вязкость преобладающей жидкости (для нагнетания - воды), мПа?с;
Др - перепад давления, атм;
hf - высота породы или трещины, м;
re - внешний радиус дренирования, м;
rw - радиус скважины, м;
km - проницаемость матрицы, мД.
По указанным формулам оценивают параметры трещин в призабойной зоне пласта.
Минимальный градиент давления для продавки геля через трещину
Расчет градиента давления, необходимого для продавливания геля через трещину (атм/м) проводится по следующей формуле:
(2.20)
где С - концентрация полимера (% масс.).
Расстояние, на которое проникает гель в трещине
Зная градиент давления, необходимый для продавки геля через трещину и величину репрессии в нагнетательной скважине можно по формуле (2.21) рассчитать расстояние, на которое можно разместить гель в трещине:
(2.21)
где L - глубина проникновения геля в трещину, м;
- давление на забое нагнетательной скважины, атм;
- статическое пластовое давление, атм;
- градиент давления, необходимый для продавливания геля через трещину.
Расчет объема геля, времени закачки и коэффициента концентрирования в зависимости от заданного расстояния размещения геля
Задаваясь протяженностью трещины, на которой возможно размещение геля (расчет через ширину трещины > градиент давления, необходимый при продавке), либо задаваясь этим расстоянием исходя из длины трещины, можно оценить необходимый для обработки объем геля используя формулу (2.22):
(2.22)
где t - время, сут;
- скорость продвижения геля, м/сут.
Здесь - скорость утечки (инфильтрации) воды из геля в процессе продавливания, м/сут; - объемный расход инфильтрации воды через стенку трещины, м3/сут.
Алгоритм расчета представляет собой итерационный расчет.
Шаг расстояния: i = 1 (всего принято 1000 шагов - чем больше эта величина, тем точнее расчет). Расстояние на которое придвигается гель:
(2.23)
где 1000 - количество шагов расстояния,
L - желательное расстояние продавливания геля, м.
Время, необходимое для продвижения геля на расстояние L1:
(2.24)
где t1 - время, необходимое для заполнения трещины на расстоянии от скважины Li=1.
Объем воды, инфильтруемой из геля через стенки трещины, при продавливании геля на расстояние L1 за время t1 (м3):
(2.25)
Накопленный объем воды, инфильтруемой из геля через стенки трещины (м3):
(2.26)
Шаг расстояния: i = 2. Расстояние (м): Li=(L?i)/1000. Время, необходимое для продвижения геля на расстояние Li (сут):
(2.27)
Объем воды, инфильтруемой из геля через стенки трещины, при продвижении геля на расстояние Li за промежуток времени (ti-ti-1):
(2.28)
Накопленный объем воды, инфильтруемый из геля через стенки трещины (м3):
(2.29)
В результате расчетов по приведенному алгоритму оценивается:
Общий объем закачанного геля (м3):
(2.30)
Окончательный средний коэффициент концентрирования геля (отношение объема закачанного рабочего раствора к объему геля в трещине):
(2.31)
Расчет глубины проникновения геля, времени закачки и коэффициента концентрирования в зависимости от заданного объема геля
Шаг i = 1 (шаг по времени). Время, которое необходимо для продвижения геля на расстояние L1 (сут)рассчитывается по формуле (2.32):
(2.32)
где i - шаг времени (i=1, 2, 3….1000).
Расстояние на которое продвигается гель за время t1 (м):
(2.33)
Объем воды, инфильтруемой из геля через стенки трещины, при продавливании геля на расстояние L1 за время t1 (м3) по формуле (2.34):
(2.34)
Накопленный объем воды, инфильтруемой из геля через стенки трещины (м3):
(2.35)
Шаг i =2……1000. Шаг времени i. Время, которое необходимо для продвижения геля на расстояние Li (сут):
Расстояние, на которое продвигается гель за время ti (м):
(2.37)
Объем воды, инфильтруемой из геля через стенки трещины, при продвижении геля на расстояние Li за промежуток времени :
(2.38)
Накопленный объем воды, инфильтруемый из геля через стенки трещины (м3) рассчитывается по формуле (2.29).
В результате расчетов по приведенному алгоритму оценивается:
Окончательный средний коэффициент концентрирования геля (отношение объема закачанного рабочего раствора к объему геля в трещине) рассчитывается по формуле 2.31.
Проницаемость в трещине по воде после размещения «сильного» геля можно оценить по следующей эмпирической формуле (2.39):
(2.39)
2.5 Результаты расчета дизайна размещения водоизоляционных составов
Данные для расчета представлены в таблице 2.1.
Таблица 2.1 - Исходные данные
|
L, м |
t, ч |
?p, атм |
µ, мПа*с |
C, %масс |
q, м3/сут |
hf, м |
rB, м |
rw, м |
km, мД |
Pнагн, атм |
Pпл, атм |
|
|
377 |
6 |
10 |
0,4 |
0,5 |
164 |
7,2 |
300 |
0,17 |
10 |
400 |
270 |
Оценка размеров трещины
По результатам индикаторных исследований. Проницаемость трещины рассчитываем по формуле (2.14):
Ширина трещины по формуле (2.15):
Верхний предел (принимается, что протяженность трещины сопоставима с радиусом области дренирования скважины re)(формула 2.16):
Нижний предел (принимается, что протяженность трещины сопоставима с высотой пласта hf) (формула 2.17):
Расчет ширины трещины по формуле (2.18):
.
Расчет проницаемости трещины по формуле (2.19):
63958 мкм2.
Минимальный градиент давления для продавки геля через трещину
Расчет градиента давления, необходимого для продавливания геля через трещину (атм/м) проводится по формуле (2.20):
Расстояние, на которое проникает гель в трещине
Зная градиент давления, необходимый для продавки геля через трещину и величину репрессии в нагнетательной скважине можно по формуле (2.21) рассчитать расстояние, на которое можно разместить гель в трещине:
.
Расчет объема геля, времени закачки и коэффициента концентрирования в зависимости от заданного расстояния размещения геля
Задаваясь протяженностью трещины, на которой возможно размещение геля (расчет через ширину трещины > градиент давления, необходимый при продавке), либо задаваясь этим расстоянием исходя из длины трещины, можно оценить необходимый для обработки объем геля используя формулу (2.22):
Шаг расстояния: i = 1 (всего принято 1000 шагов - чем больше эта величина, тем точнее расчет). Расстояние на которое придвигается гель рассчитываем по формуле (2.23):
.
Время, необходимое для продвижения геля на расстояние L1, находим из формулы (2.24):
Объем воды, инфильтруемой из геля через стенки трещины, при продавливании геля на расстояние L1 за время t1 (м3) расчитывается по формуле (2.25):
Накопленный объем воды, инфильтруемой из геля через стенки трещины (формула 2.26):
Шаг расстояния: i = 2. Расстояние (м): Li=(L?i)/1000. Время, необходимое для продвижения геля на расстояние Li (сут)(формула 2.27):
Объем воды, инфильтруемой из геля через стенки трещины, при продвижении геля на расстояние Li за промежуток времени (ti-ti-1) рассчитывается по формуле (2.28):
Накопленный объем воды, инфильтруемый из геля через стенки трещины (формула 2.29):
В результате расчетов по приведенному алгоритму оценивается:
Общий объем закачанного геля (м3)определяем по формуле (2.30):
Окончательный средний коэффициент концентрирования геля (отношение объема закачанного рабочего раствора к объему геля в трещине)(формула 2.31):
Расчет глубины проникновения геля, времени закачки и коэффициента концентрирования в зависимости от заданного объема геля
Шаг i = 1 (шаг по времени). Время, которое необходимо для продвижения геля на расстояние L1 (сут)рассчитывается по формуле (2.32).
Расстояние на которое продвигается гель за время t1 (м) определяем по формуле (2.33):
Объем воды, инфильтруемой из геля через стенки трещины, при продавливании геля на расстояние L1 за время t1 (м3) по формуле (2.34):
Накопленный объем воды, инфильтруемой из геля через стенки трещины (м3) по формуле (2.35):
Шаг i =2……1000. Шаг времени i. Время, которое необходимо для продвижения геля на расстояние Li (сут)(формула 2.32):
Расстояние, на которое продвигается гель за время ti (м)(формула 2.37):
Объем воды, инфильтруемой из геля через стенки трещины, при продвижении геля на расстояние Li за промежуток времени (формула 2.38):
Накопленный объем воды, инфильтруемый из геля через стенки трещины (м3)(формула 2.29):
В результате расчетов по приведенному алгоритму оценивается:
Окончательный средний коэффициент концентрирования геля (отношение объема закачанного рабочего раствора к объему геля в трещине)(формула 2.31):
Проницаемость в трещине по воде после размещения «сильного» геля можно оценить по следующей эмпирической формуле (2.39):
Вывод
В расчетной части произведен математический расчет дизайна размещения водоизоляционных составов, в частности: оценка размера трещин, определены минимальный градиент давления для продавки геля через трещины, расстояние на которое проникает гель, объем геля и время закачки.
Анализ эффективности мероприятия: закачка гелевых систем в пласт Ю1 на Холмистом месторождении для водоизоляции трещин от притока воды обеспечивает повышения дебита по нефти приблизительно на 32 %, что составит 252 т/сут. Дебит по жидкости снижается на 21 %.
Эффект от закачки длится ровно год, причем таким образом, что обводненность достигает уровня 96 % только в последний месяц года (12 месяц после проведения РИР), и дебит нефти вернулся к своему значению в 191 т/сут [2].
Данная операция позволила добыть дополнительные объемы нефти.
В связи с большой обводненностью Холмистого месторождения в целом, большого количества неизлеченной нефти, рекомендую проводить РИР с закачкой компонентов ПАА для ограничения водопритока и увеличения дебита нефти.
3. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА
3.1 Влияние нефтегазовой промышленности на окружающую среду
Источниками загрязнения почвы и почвенных вод являются при бурении компоненты нефти в буровых растворах, приготовленных на нефтяной и водной основе, всевозможные промышленные отбросы и продукты прорывов трубопроводов.
Шламовые амбары - как источник загрязнения и их рекультивация.
Нефтяная и газовая промышленность неизбежно связана с техногенным воздействием на природу. Однако многие вопросы охраны окружающей среды при строительстве скважин все еще не решены.
Основным типом сооружаемых амбаров являются односекционные ША, их объем зависит от глубины и количества скважин в кусте. При скважине глубиной от 2000 до 2500 м объем ША на скважину 700 м3.
Порядок ликвидации ША:
1. откачка чисткой воды из ША,
2. засыпка амбара грунтом,
3. ликвидация обваловки вокруг амбара,
4. зачистка замазученности с территории площадки,
5. отсыпка грунтом нарушенного слоя почв,
6. уборка завалов и мусора.
Общие требования к рекультивации земель.
Рекультивации подлежат нарушенные земли всех категорий и должна осуществляться последовательно в два этапа : технический и биологический.
Мероприятия по охране земли и недр.
Для охраны почв от загрязнения в процессе бурения скважин следует соблюдать контроль за транспортировкой оборудования, за исправностью запорной арматуры, высотой обваловки амбара, за цементированием заколонного пространства, установкой противовыбросового оборудования, полную герметизацию процессов сбора, запрещается сжигание разлившейся нефти непосредственно на поверхности почвы.
Рекультивация земель производится в соответствии с существующим положением и должна быть закончена в течении 12 месяцев после окончания бурения куста скважин.
Рекульльтивация земель на кустовых площадках включает :
1. откачка отстоявшейся чисткой воды из ША,
2. зачистка замазученности и засыпка амбара грунтом,
3. ликвидация обваловок вокруг амбаров и засыпка амбаров,
4. зачистка замазученности с территории площадки,
5. отсыпка грунтом нарушенного слоя почвы,
6. уборка завалов и мусора.
Поступление загрязняющих веществ в почву, подземные воды и недра может происходить в результате:
- отсутствие надежной гидроизоляции и технологических площадок;
- неорганизованного отбора сточных вод и сбросе их неочищенными на рельеф местности;
- аварийных разливов нефти в ходе испытания скважин или в результате порывов трубопроводов;
- перетоков нефти и минерализованных вод по затрубному пространству в случае некачественного цементирования.
В отношении дорог на месторождении необходимо отметить следующее: транспортировка бурового оборудования должна осуществляться блоками только по дорогам, соединяющими основную трассу и кустовые площадки. В зимнее время движение транспорта должно осуществляться по зимнику, по дорогам с твердым покрытием или по грунтовым дорогам. Аналогично - движение в летний период, за исключением зимников.
Для уменьшения негативного воздействия на водоемы все кусты скважин и площадки промышленных объектов вынести за пределы водоохранных зон водотоков.
Размеры водо-охранных зон зависят от длины реки, ширины ее поймы и площади водосбора. Охранные зоны для рек протяженностью до 15 км - 100 м, до 100 км - 200 м, до 200 км - 300 м, до 500 км - 400 м. Для озер, площадь которых не превышает 2 км2 размер водо-охранной зоны 300 м по окружности от береговой линии, для озер более 2 км2 - 500 м.
При обустройстве месторождения предусматривалось строительство промплощадок со следующими объектами, являющимися источниками загрязнения атмосферы:
1. Котельные.
2. Кусты скважин.
3. База призводственного обслуживания.
4. ДНС с установкой подготовки нефти.
5. Нефтесборные сети, напорный нефтепровод.
В целях предупреждения загрязнения атмосферного воздуха предусматривается ряд мероприятий по сокращению выбросов вредных веществ в атмосферу:
1. Полная герметизация системы сбора и транспорта нефти.
2. Стопроцентный контроль швов сварных соединений трубопроводов.
3. Защита оборудования от коррозии.
4. Оснащение предохранительными клапанами всей аппаратуры, в которой может возникнуть давление, превышающее расчетное.
5. Сброс нефти и газа с предохранительных клапанов в аварийные емкости или на факел аварийного сжигания газа.
6. Откачка нефти из аппаратов и дренаж при ремонте оборудования в аварийные емкости.
7. Для компримирования газа применяются компрессоры с электроприводом.
8. Испытание трубопроводов и оборудования на прочность и герметичность после монтажа.
9. Возврат нефтепродуктов, уловленных на очистных сооружениях в систему подготовки нефти.
10. Утилизация попутного нефтяного газа.
Технология подготовки нефти непрерывна. Остановка оборудования может повлечь за собой аварийную ситуацию на объекте, поэтому, например, при неблагоприятных метеорологических условиях вводится первый режим работы предприятия. Мероприятия носят организационный характер и обеспечивают снижение выбросов вредных веществ на 10-20 %.
Для этого достаточно:
1. Усилить контроль за точным соблюдением технологического регламента;
2. Сместить во времени технологические процессы, связанные с большим выделением вредных веществ в атмосферу (продувка компрессорного оборудования и газопроводов, заполнение или опорожнение емкостей для нефтепродуктов);
3. Прекратить испытание оборудования, влияющего на изменение технологического режима работы объекта;
4. Сместить во времени ремонт, исследование скважин и отбор проб.
При размещении объектов на экологически менее «уязвимых» территориях рекомендуется следующее:
· в первую очередь исключение размещения площадных объектов в геодинамически активных зонах;
· размещение (по возможности) объектов в экосистемах наиболее устойчивых к воздействию нефтепромысловых объектов, а также на ландшафтах, обладающей меньшей чувствительностью (большей буферностью) к изменениям гидрологического и гидрогеологического режимов территорий;
· отказа от строительства автомобильных дорог круглогодичного действия на сложных и экологически "уязвимых" территориях (завоз грузов предполагается осуществлять, в основном, в зимний период по автозимникам).
Исключается размещение нефтегазопромысловых объектов на участках:
· спелого и перестойного высокоствольного сильно захламленного леса с преобладанием или значительным содержанием темнохвойных пород, являющихся местами локализации основного воспроизводства популяций соболя и белки;
· перехода спелых сосновых и сосновых с кедром лесов в сосноворямовые комплексы, являющиеся местами размещения глухариных токовищ;
· пойм и водо-охранных зон рек, которые часто привлекают на свою площадь все живое население таежных биоценозов.
Увеличение надежности функционирования промысловых сооружений и разработка специальных мер при обустройстве и эксплуатации месторождений, направленных на снижение ущерба окружающей среде за счет:
· устройства ловушек, отстойников в местах возможной концентрации загрязненных вод, в том числе и перед местами прохождения этих вод через водопоглощающие геодинамические зоны;
· строительства оснований под куст скважин с устройством гидроизоляционного слоя (экрана) и системы, исключающей загрязнение окружающей среды при бурении и эксплуатировании скважин, а также устройство обваловывающей дамбы по периметру площадки (1-1.5 м) на случай аварийных разливов нефти;
· устройства полигонов для переработки отходов и определения мест захоронения в экологически устойчивых не дренируемых зонах;
· положения (по возможности) линейных коммуникаций вблизи линий водоразделов;
· устройство специальных водопропускных сооружений через коридоры коммуникаций (и дороги), обеспечивающих пропуск воды и исключающих при этом возможность прохождения нефти;
· устройства оборотного водоснабжения при выполнении гидромеханизированных работ;
· горнотехнической и биологической рекультивации временно отторгаемых под строительство территорий;
· укрепление от водной и ветровой эрозии земляных сооружений, возводимых из песчаных грунтов;
· строительство земляных сооружений только с завозом грунта автосамосвалом;
· максимальное увеличение объемов грузоперевозок по автозимникам, в том числе продленного действия;
· исключения прохода любого транспорта в летний период за пределами полосы постоянной автомобильной дороги и перехода вброд любых водотоков;
· установки соответствующего последнему слову науки и техники контрольного оборудования для сигнализации и автоматического отключения критических участков различного оборудования.
3.2 Требования промышленной безопасности
При производстве работ по бурению, освоению, обвязке и эксплуатации скважин на кусте необходимо соблюдать требования правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности [11], пожарной безопасности [12, 13], проектов разработки, обустройства месторождения, рабочих проектов на строительство скважин, а также других отраслевых стандартов и норм промышленной безопасности.
Специалисты и рабочие, осуществляющие бурение, освоение, эксплуатацию и ремонт скважин, а также лица, связанные с обслуживанием производственных объектов на кустовой площадке, должны пройти специальный инструктаж по безопасному ведению работ в соответствии с требованиями РД [14] и аттестацию в порядке, предусмотренном РД [15].
Текущее обслуживание скважины и установленного на ней оборудования в процессе работы скважины осуществляют специалисты уполномоченного подразделения организации-недропользователя, согласно инструкциям заводов-изготовителей, на эксплуатацию оборудования.
В случае неисправности отдельных деталей или узлов устьевого оборудования должны быть немедленно приняты меры по устранению обнаруженных неисправностей или замене неисправных деталей и узлов оборудования.
Гидравлический разрыв пласта проводится под руководством ответственного инженерно-технического работника по плану работ, утвержденному техническим руководителем организации. Во время проведения ГРП находиться персоналу возле устья скважины и у нагнетательных трубопроводов запрещается [20, 21, 22, 23, 24].
Напорный коллектор блока манифольдов должен быть оборудован датчиками контрольно-измерительных приборов, предохранительными клапанами и линией сброса жидкости, а нагнетательные трубопровод - обратными клапанами. Схема обвязки устья скважины перед проведением ГРП согласовывается с противофонтанной службой .
После обвязки устья скважины необходимо опрессовать нагнетательные трубопроводы на ожидаемое давление при гидравлическом разрыве пласта с коэффициентом запаса не менее 1,25.
При проведении гидрокислотных разрывов необходимо применять ингибиторы коррозии.
4. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
4.1 Описание предложения по внедрению технологии водоизоляции гелевыми обработками
Предлагаемое мероприятие относится к ремонтно-изоляционным работам (РИР), которые проводятся преимущественно в поздней стадии разработки месторождения и при высоком значении обводненности добываемой продукции. Цель мероприятия заключается в ограничении притока воды к скважине за чет отключения обводненного пласта или пропластка из разработки, либо заполнение крупных трещин и каналов в системе движения воды по пласту в заколонном пространстве скважины.
Данный метод ограничения притока воды в скважину носит селективный характер, метод воздействия основывается на взаимодействии реагента с поверхностью пород, покрытых нефтью. Отключение части коллектора от разрабатываемой площади осуществляется закачиванием в пласт гелевой системы на основе полиакриламидов (ПАА), образующей малопроницаемую массу, закупоривающую трещины.
Эффективность применения такого механизма обоснована результатами отечественной и зарубежной нефтепромысловой практики.
Составляющие закачиваемого раствора ПАА участвуют в сшивке гидролизованных макромолекул и образовании геля в пластовых условиях.
Об успешности операций судят по результату заполнения крупных каналов в заколонном пространстве скважины закаченной суспензией и отключение части пласта из разработки.
4.2 Методика расчета экономической эффективности рассматриваемого мероприятия
Дополнительная добыча нефти за год после проведения РИР определяется по формуле:
?Q = qп Ч N Ч КЭ Ч Т,(4.1)
где qп - расчетный прирост дебита нефти одной скважины, т/сут;
N - количество скважин, скв.;
КЭ - коэффициент эксплуатации скважин, д.ед.;
Т - число суток работы скважины в году после проведения РИР, сут.
Расчетное значение дебита в году t после проведения мероприятия составит:
.(4.2)
Р - среднегодовой темп уменьшения эффективности от проведения мероприятия, %
Соответственно годовая добыча нефти с учетом постепенного обводнения скважины в году t (t ? Т) составит:
,(4.3)
где ?Qобв - ежегодные потери добычи нефти на обводненность, т.
Прирост выручки от реализации дополнительно добытой нефти в t-ом году определяются по формуле:
,(4.4)
где Ц - цена одной тонны нефти, руб/т.
Текущие затраты на проведение мероприятия в t-ом году определяются по формуле:
,(4.5)
где ЗРИР - стоимость применения гелевых составов полиакриламида, руб.;
Здоп t - затраты на дополнительную добычу нефти в в t-ом году, руб.
,(4.6)
где Зпер - условно-переменные затраты на добычу нефти, руб/т.
Прирост прибыли от проводимого мероприятия в в t-ом году определяется по формуле:
,(4.7)
Налог на дополнительную прибыль в году t определяется по формуле:
,(4.8)
где Н - ставка налога на прибыль, %.
Прирост потока денежной наличности в году t определяется по формуле:
,(4.9)
Дисконтированный прирост потока денежной наличности в году t определяется по формуле:
,(4.10)
Коэффициент дисконтирования рассчитывается по формуле:
,(4.11)
где Е - ставка дисконтирования, %;
t - расчетный месяц.
Чистый дисконтированный доход от проведения мероприятия определяется по формуле:
,(4.12)
Индекс доходности от проведения мероприятия определяется по формуле:
.(4.13)
4.3 Расчет экономического эффекта проекта применения гелевых обработок
Для оценки экономической целесообразности осуществления мероприятия используются следующие основные показатели эффективности:
- прирост денежной наличности;
- чистый дисконтированный доход;
- индекс доходности [6].
Затраты на проведение мероприятия
В данном проекте в качестве мероприятия рассматривается закачка раствора ПАА в скважину пласта Ю1 с дебитом в добывающих скважинах 191 т/сут.
Стоимость мероприятия оценивается с учетом допущений, так как информация по проведению технологии не доступна к общему пользованию.
Цена нефти принята с учетом средних показателей по району расположения месторождения.
Исходные данные для расчета экономического эффекта представлены в таблице 4.1.
Таблица 4.1 - Исходные данные для расчета экономического эффекта
|
№ |
Показатель |
Значение |
|
|
1. |
Цена реализуемой нефти [25], руб/т. |
17500 |
|
|
2. |
Инвестиции в мероприятие, руб. |
2070000 |
|
|
3. |
Количество скважин, ед. |
1 |
|
|
4. |
Продолжительность технологического эффекта, мес. |
12 |
|
|
5. |
Среднемесячный темп снижения эффективности мероприятия, % |
10 |
|
|
6. |
Коэффициент эксплуатации скважин, д.ед. |
0,75 |
|
|
7. |
Ставка налога на прибыль, % |
20 |
|
|
8. |
Условно-переменные затраты в себестоимости одной тонны нефти, руб. |
7000 |
|
|
9. |
Средний прирост дополнительной добычи нефти на одном объекте в первом месяце после проведения мероприятия, т/сут. |
11 |
|
|
10. |
Ставка дисконтирования, % |
18 |
Обоснование затрат на проведение мероприятия показано в таблице 4.2.
Таблица 4.2 - Инвестиции в проект РИР
|
№ |
Показатель |
Стоимость |
|
|
1. |
Проведение РИР с закачкой компонентов ПАА, руб. |
1000000 |
|
|
2. |
Оборудование на действующую добывающую скважину, руб. |
800000 |
|
|
3. |
Прочие затраты, % |
15 |
|
|
4. |
Итого затрат, руб. |
2070000 |
Экономическое обоснование проведения данного геолого-технического мероприятия представлено в таблице 4.3.
Размещено на http://www.allbest.ru/
В таблице 4.4 приведены основные показатели эффективности внедрения технологии повышения нефтеотдачи с применением обработки пласта гелевым раствором ПАА.
Таблица 4.4 - Показатели эффективности внедрения технологии повышения нефтеотдачи с применением
|
Показатель |
Значение |
|
|
Расчетный период, мес. |
12 |
|
|
Дополнительная добыча нефти, т. |
1807 |
|
|
Суммарный прирост потока денежной наличности, руб. |
13554048 |
|
|
Чистый дисконтированный доход от проведения мероприятия, руб. |
12703342 |
|
|
Бюджетная эффективность проекта (отчисления налога на прибыль), руб. |
3388512 |
|
|
Индекс доходности, руб./руб. |
6,1 |
Изменение денежных потоков наличности изображено на рисунке 4.1.
Рисунок 4.1 - Изменение денежных потоков наличности проекта
Расчет экономической эффективности показывает, что введение мероприятия по ограничению водопритока позволит увеличить доходы предприятия, инвестиции, вложенные в проект, приносят прибыль предприятию равную им в 6-тикратном размере.
Довольно простое и не дорогое мероприятие позволяет сразу увеличить дебит по нефти, существенно снизить обводненность продукции, как и дебит по жидкости. Эффект от мероприятия не столь продолжителен, как после ГРП, но, во-первых, у ГРП и РИР вообще разные задачи по итогу, а во-вторых, ГРП применим как на поздних стадиях разработки, так и на ранних, что нельзя сказать о закачке ПАА.
Также, учитывая особенности существующей ситуации в Западной Сибири (большая обводненность месторождений), этот метод выглядит предпочтителен перед остальными, позволяя увеличивать нефтеотдачу и снижать дебит по воде, что ведет, также, к уменьшению издержек на сбор и подготовку скважинной продукции.
То есть, поле деятельности для данного метода очень обширно, что может привести в дальнейшем и к некоторому изменению данной РИР - улучшению. Это может быть как увеличение площади цементирования ПЗП, ускорение застывания, сокращение сроков проведения РИР, увеличение дальности проникновения в пласт.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В работе рассмотрена актуальная проблема нефтедобывающих компаний в краткосрочной и долгосрочной перспективе - повышение эффективности производства за счет его оптимизации.
Первый раздел посвящен характеристике изучаемого месторождения.
Холмистое газонефтяное месторождение - мелкое по запасам нефти и газа, многопластовое, сложное по геологическому строению, в целом имеет благоприятную геолого-физическую характеристику, нефти залежей месторождения являются маловязкими, легкими, предельно насыщенными.
Второй раздел представлен описанием типовых проблем избыточного водопритока и обоснованием технологических требований к дизайну обработки трещин в зависимости от маршрута продвижения воды. Рассмотрена радиальная и линейная модели фильтрации, оптимизация композиционного состава реагентов, которая заключается в снижении вязкости геланта для повышения селективности обработок, повышении устойчивости гелевых составов к механической деструкции.
Математический расчет дизайна размещения водоизоляционных составов, принятый по линейной фильтрации включает: оценку размеров трещи, расчет минимального градиента давления для закачки геля, определение глубины продвижения геля, расчет требуемого объема закачиваемого геля.
Рассмотренный вариант повышения производительности скважин от применения геолого-технических мероприятий, показывает их эффективность в сочетании с масштабами внедрения данного мероприятия, направленного на сохранение уровней добычи нефти и снижение себестоимости.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
газонефтяной месторождение скважина
1. Андреев В.Е., Дубинский Г.С., Пташко О.А. Котенев Ю.А. Интегрированная метотехнология ограничения водопритока в добывающие скважины // Государственная политика в области охраны окружающей среды и рациональное использование природных ресурсов: Материалы науч.-практ. конф., 12-14 октября 2010 г. Уфа, 2010 С. 98-99.
2. Газизов А. Ш., Газизов А. А. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений на основе ограничения движения вод в пластах. - М.: Недра-Бизнесцентр, 1999. - 285 с.
3. Гималетдинов Р.А., Юдаков А. Н., Лапердин А. Н., Мулявин С. Ф. Краткая геолого-физическая характеристика Холмистого газонефтяного месторождения // Горные ведомости. 2014. № 4. С. 74-81.
4. Гималетдинов Р.А., Юдаков А. Н., Лапердин А. Н., Мулявин С. Ф. Особенности разработки объекта Ю, Холмистого газонефтяного месторождения // Горные ведомости. 2014. № 5. С. 64-73.
5. Захаров В. П., Исмагилов Т. А., Телин А. Г., Силин М. А. Нефтепромысловая химия / Регулирование фильтрационных потоков водоизолирующими технологиями при разработке нефтяных месторождений. / Москва. РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2010. - 225 с.
6. Казанцева А.К. Организация производства. Часть 1. Основы теории организации производства: Дайджест осн. разделов и тем для студентов института экономики и менеджмента в промышленности / - С.-Пб.: СпбИЭА, 1995. - 121с.
7. Кульпин Л.Г., МясниковЮ. А. Гидродинамические методы исследования нефтегазоводоносных пластов. М.: Недра, 1974. 200 с.
8. Никаноров А.М. Методы нефтегазопромысловых гидрогеологических исследований. М.: Недра, 1977. 255 с.;
9. Соколовский Э. В., Соловьев Г. Б., Тренчиков Ю. И. Индикаторные методы изучения нефтегазоносных пластов. М.: Недра, 1986. 158 с.; Хозяинов М. С., Тренчиков К. И. Использование индикаторов для решения геологопромыс¬ловых задач // Геоинформатика. 2001. № 3. С. 40-46.
10. Телков А. П., Грачёв С. И., «Гидромеханика пласта применительно к прикладным задачам разработки нефтяных и газовых месторождений», 2009 г.
11. ВППБ 01-04-98 Правила пожарной безопасности для предприятий и организаций газовой промышленности.
12. Постановление правительства РФ от 25 апреля 2012 года N 390 «О противопожарном режиме» (с изменениями на 24 декабря 2018 года)
13. ПРИКАЗ от 29 января 2007 года N 37 «О порядке подготовки и аттестации работников организаций, поднадзорных Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору» (с изменениями на 30 июня 2015 года).
14. РД 09-364-00 Типовая инструкция по организации безопасного проведения огневых работ на взрывоопасных и взрывопожароопасных объектах.
15. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (редакция, действующая с 1 января 2017 года).
16. Федеральный закон (с изменениями на 29 июля 2018 года) «Об охране окружающей среды».
17. Федеральный закон (с изменениями на 29 июля 2018 года) «Об охране атмосферного воздуха».
18. Федеральный закон (редакция, действующая с 21 октября 2018 года) «О санитарно-эпидемиологическом благополучии населения».
19. Федеральный закон (редакция, действующая с 1 января 2019 года) «О животном мире».
20. Федеральный закон (редакция, действующая с 1 января 2019 года) «О недрах».
21. Федеральный закон (с изменениями на с 1 января 2019 года) «Об отходах производства и потребления».
22. Федеральный закон (с изменениями на 15 апреля 2019 года) «О лицензировании отдельных видов деятельности».
23. Федеральный закон (редакция, действующая с 1 января 2019 года) «Водный кодекс Российской Федерации».
24. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (редакция, действующая с 1 января 2017 года).
25. Сырая нефть. - Электронный ресурс. - https://ru.all.biz/syraya-neft-bgg1002423
Размещено на Allbest.ru
...Подобные документы
Анализ результатов испытания скважин Кравцовского месторождения. Обоснование способов воздействия на пласт и призабойную зону. Технология и техника добычи нефти и газа. Исследование влияния различных факторов на производительность горизонтальных скважин.
дипломная работа [4,8 M], добавлен 25.09.2012Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов. Анализ показателей разработки объекта АВ11-2 Самотлорского месторождения. Показатели работы фонда скважин. Разработка программы применения методов увеличения добычи нефти на проектный период.
дипломная работа [2,7 M], добавлен 07.06.2014Характеристика и геологическое строение месторождения, стратиграфия и тектоника, пластовые флюиды. Эксплуатация и исследования скважин, их подземный и капитальный ремонт. Методы повышения нефтеотдачи пластов и способы воздействия на призабойную зону.
отчет по практике [151,2 K], добавлен 11.01.2014Знакомство со скважиной, способы бурения, обустройства. Буровая установка. Фонтанный и насосный методы добычи нефти и газа. Повышение нефтеотдачи пластов. Технические мероприятия для воздействия на призабойную зону пласта. Подземный ремонт скважин.
отчет по практике [78,2 K], добавлен 24.03.2015Павловское газонефтяное месторождение в Чернушинском районе Пермского края. Штанговые скважинные насосы. Характеристика Уньвинского месторождения. Установка первичной переработки нефти. Эксплуатация газовых скважин. Технологический процесс добычи нефти.
отчет по практике [535,0 K], добавлен 22.07.2012Геологическое строение месторождения и залежей. Описание продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек. Состояние разработки Средне-Макарихинского месторождения. Методы воздействия на призабойную зону скважин. Обработка скважин соляной кислотой.
курсовая работа [463,8 K], добавлен 06.12.2012Краткая геолого-техническая характеристика месторождения. Характеристика производственной структуры предприятия. Оценка экономической эффективности различных методов воздействия на призабойную зону скважин, их влияние на добычу нефти, себестоимость.
курсовая работа [95,9 K], добавлен 10.12.2013Подготовительные работы к строительству буровой. Особенности режима бурения роторным и турбинным способом. Способы добычи нефти и газа. Методы воздействия на призабойную зону. Поддержание пластового давления. Сбор, хранение нефти и газа на промысле.
курсовая работа [1,8 M], добавлен 05.06.2013Характеристика Иреляхского газонефтяного месторождения. Состав и свойство нефти, анализ газоконденсата и воды. Ревизия фонда скважин ЗАО "Иреляхнефть". Описание установки подготовки нефти. Организация работы цеха по поддержанию пластового давления.
отчет по практике [17,0 K], добавлен 24.10.2014Литолого-стратиграфический разрез месторождения, его тектоническое строение, коллекторские свойства и нефтегазонасыщенность продуктивных пластов. Текущий баланс запасов нефти по месторождению, показатели разработки, механизм грязекислотной обработки.
курсовая работа [595,9 K], добавлен 21.01.2015Сведения о конструкции нефтяных, газовых и нагнетательных скважин. Контрольно-измерительные приборы, аппаратура, средства автоматизации и телемеханики. Методы увеличения нефтеотдачи пластов и дебитов скважин. Ликвидация обрывов и отворотов штанг.
отчет по практике [171,1 K], добавлен 03.11.2014Характеристика геологического строения Мордовоозерского месторождения, основные параметры продуктивных пластов, запасов нефти. Рассмотрение применяемых методов для повышения продуктивности скважин. Выбор объектов и метода интенсификации добычи нефти.
курсовая работа [1,3 M], добавлен 27.11.2014Павловское месторождение нефти и газа. Стратиграфия и нефтегазоносность. Тектоническое районирование Пермского края. Физико-химические свойства газа и воды. Осложнения при эксплуатации газовых скважин. Причины гидратообразования, методы предупреждения.
курсовая работа [3,5 M], добавлен 21.03.2015Масштабы добычи нефти и газа. Разработка месторождения со сложными геолого-физическими условиями. Увеличение полноты извлечения нефти. Паротепловая обработка призабойной зоны скважин. Тепловые методы повышения нефтеотдачи и внутрипластовое горение.
реферат [499,7 K], добавлен 17.01.2011Ознакомление с технологией процесса пароциклического воздействия на призабойную зону нефтяного пласта. Создание оптимальной модели, описывающей пароциклическое воздействие на призабойную зону скважины, оценка ее эффективности на примере реального объекта.
дипломная работа [2,7 M], добавлен 13.06.2012Основные понятия разработки нефтяных и газовых месторождений. Анализ методов воздействия на нефтяной пласт на Средне-Асомкинском нефтяном месторождении. Рекомендации по увеличению коэффициента извлечения нефти и выбору оптимального способа добычи.
курсовая работа [916,2 K], добавлен 21.03.2012Геологическое 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 27.11.2013Геолого-физическая характеристика Сабанчинского месторождения. Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов. Анализ фонда скважин и технологии повышения нефтеотдачи пластов. Применение гидроразрыва пласта для интенсификации добычи нефти.
отчет по практике [588,8 K], добавлен 29.04.2014Исследование системы сбора и сепарации нефти до и после реконструкции месторождения. Способы добычи нефти и условия эксплуатации нефтяного месторождения. Гидравлический расчет трубопроводов. Определение затрат на капитальный ремонт нефтяных скважин.
курсовая работа [1,8 M], добавлен 03.04.2015Административное положение предприятия НГДУ "Сургутнефть" и его организационная структура. Краткая геолого-промысловая характеристика месторождения нефти. Техника и технология добычи нефти и газа. Причины и методы обнаружения неполадок в работе скважин.
отчет по практике [1,2 M], добавлен 12.06.2015
