Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ

ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт Природных ресурсов

Направление подготовки Нефтегазовое дело

Кафедра Геологии и разработки нефтяных месторождений

МАГИСТЕРСКАЯ ДИССЕРТАЦИЯ

Тема работы
Оптимизация разработки участка месторождения «Х» путем бурения зарезок боковых стволов и уплотняющего бурения(Томская область)

УДК 622.24.085.22-048.34(571.16)

Студент

Группа ФИО Подпись Дата
2БМ5В Дюндик Анжелика Сергеевна
Руководитель
Должность ФИО Ученая степень, звание Подпись Дата
Доцент каф. ГРНМ Чернова О.С. к.г. — м.н. доцент
КОНСУЛЬТАНТЫ:

По разделу «Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение»

Должность ФИО Ученая степень, звание Подпись Дата
доцент каф. ЭПР Шарф И.В. к. э. н., доцент
По разделу «Социальная ответственность»
Должность ФИО Ученая степень, звание Подпись Дата
ассистент каф. ЭБЖ Немцова О.А.
Консультант-лингвист
Должность ФИО Ученая степень, звание Подпись Дата
Ст. преподователь Баранова А.В.

ДОПУСТИТЬ К ЗА

Щ ИТЕ:
Заведующий кафедрой ФИО Ученая степень, звание Подпись Дата
доцент каф. ГРНМ Чернова О.С. к.г-м.н., доцент

Томск – 2017 г

ПЛАНИРУЕМЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ ОБУЧЕНИЯ ПО ООП

Код результата Результат обучения
Профессиональные компетенции
Р1 Использовать фундаментальные математические, естественнонаучные, профессиональные и социально-экономические знания в области специализации
Р2 Применять глубокие знания в области современных технологий нефтегазового дела для решения междисциплинарных инженерных задач
Р3 Ставить и решать инновационные и научно-исследовательские задачи разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений в условиях неопределенности с использованием глубоких фундаментальных и специальных знаний
Р4 Профессионально выбирать и использовать инновационные методы исследований, современное научное и техническое оборудование, программные средства для решения научноисследовательских задач с учетом юридических аспектов защиты интеллектуальной собственности
Р5 Проводить теоретические и экспериментальные исследования в области современных технологий нефтегазового дела в неопределенных и сложных условиях
Р6 Внедрять, обслуживать и эксплуатировать современные технологии нефтегазового дела, обеспечивать их высокую эффективность, соблюдать правила безопасности труда и охраны здоровья, выполнять требования по защите окружающей среды
Универсальные компетенции
Р7 Использовать глубокие знания в области проектного менеджмента, находить и принимать управленческие решения с соблюдением профессиональной этики и норм ведения инновационной инженерной деятельности с учетом юридических аспектов
Р8 Активно владеть иностранным языком на уровне, позволяющем работать в иноязычной среде, включая разработку документации и презентацию результатов проектной и инновационной деятельности.
Р9 Эффективно работать индивидуально и в качестве руководителя группы, в том числе и международной, состоящей из специалистов различных направлений и квалификаций, демонстрировать ответственность за работу коллектива, готовность следовать профессиональной этике и нормам, корпоративной культуре организации
Р10 Демонстрировать глубокое знание социальных, правовых, культурных и экологических аспектов инновационной инженерной деятельности, осведомленность в вопросах безопасности

жизнедеятельности, быть компетентным в вопросах устойчивого развития

Р11 Самостоятельно приобретать знания и умения и непрерывно повышать квалификацию в течение всего периода профессиональной деятельности

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ

ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт Природных ресурсов

Направление подготовки Нефтегазовое дело

Кафедра Геологии и разработки нефтяных месторождений

УТВЕРЖДАЮ:

Зав. кафедрой

________ ________ ____________

(Подпись) (Дата) (Ф.И.О.)

ЗАДАНИЕ

на выполнение выпускной квалификационной работы В форме:

магистерской диссертации
(

Студенту:

бакалаврской работы, дипломного проекта/работы, магистерской диссертации)
Группа ФИО
2БМ5В Дюндик Анжелика Сергеевна

Тема работы:

Оптимизация разработки участка месторождения «Х» путем бурения зарезок боковых стволов и уплотняющего бурения(Томская область)
Утверждена приказом директора (дата, номер)
Срок сдачи студентом выполненной работы:

ТЕХНИЧЕСКОЕ ЗАДАНИЕ:

Исходные данные к работе

(наименование объекта исследования или проектирования; производительность или нагрузка; режим работы (непрерывный, периодический, циклический и т.д.); вид сырья или материал изделия; требования к продукту, изделию или процессу; особые требования к особенностям функционирования (эксплуатации) объекта или изделия в плане безопасности эксплуатации, влияния на окружающую среду, энергозатратам; экономический

Тексты и графические материалы отчетов и научно-исследовательских работ, регламент установки предварительного сброса воды, нормативные документы, фондовая и периодическая литература, монографии, учебники, руководство пользователя моделирующей программы
анализ и т.д.).
Перечень подлежащих исследованию, проектированию и разработке вопросов

(аналитический обзор по литературным источникам с целью выяснения достижений мировой науки техники в рассматриваемой области; постановка задачи исследования, проектирования, конструирования; содержание процедуры исследования, проектирования, конструирования; обсуждение результатов выполненной работы; наименование дополнительных разделов, подлежащих разработке; заключение по работе).

  1. Введени
  2. Обзор литературы
  3. Геолого-физическая характеристика месторождения
  4. Анализ применимости зарезки бокового ствола как метод оптимизации разработки участка месторождения Х путем бурения зарезок боковых стволов и уплотняющего бурения
  5. Постановка задачи исследования
  6. Объект и методы исследования
  7. Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение
  8. Социальная ответственность
  9. Заключение

Перечень использованных источников

Перечень публикаций студента

Перечень графического материала

(с точным указанием обязательных чертежей)

1 Географическое расположение месторождения Х и целевой области К. 2 Геолого — геофизический профиль продуктивных горизонтов Ю1-2-3.

  1. Динамика разработки Х месторождения за период 1.01.2003 –

1.01.2014 г.г.

  1. Распределение фонда добывающих скважин по методам эксплуатации
  2. Зависимости дебита жидкости, дебита нефти, накопленной добычи по скважине 16_бс от количества лет разработки
  3. Зависимость обводненности по скважине 16_бс от количества лет разработки
  4. Зависимости дебита жидкости, дебита нефти, накопленной добычи по скважине 16_бс от количества лет разработки
  5. Зависимость обводненности по скважине 16_бс от количества лет разработки
  6. Зависимости дебита жидкости, дебита нефти, накопленной добычи по скважине 18 _st от количества лет разработки..
  7. Зависимость обводненности по скважине 18_st от количества лет разработки.
  8. Зависимости дебита жидкости, дебита нефти, накопленной добычи по скважине 16 _бс от количества лет разработки.
  9. Зависимость обводненности по скважине 16_Бс от количества лет разработки
  10. Зависимости дебита жидкости, дебита нефти, накопленной добычи по скважине 18 _бс от количества лет разработки
  11. Зависимость обводненности по скважине 18_Бс от количества лет разработки
  12. Зависимости дебита жидкости, дебита нефти, накопленной добычи по скважине 16 _бс от количества лет разработки
  13. . Зависимости дебита жидкости, дебита нефти, накопленной добычи
по скважине 16 _бс от количества лет разработкм

  1. Структурная карта кровли пласта (коллектора) Ю1(1)
  2. Карта плотности остаточных подвижных запасовЮ1(1), т/м
  3. Карта текущих отборов пласта Ю1(1) на 01.04.2017 с местоположением скважин на карте текущей нефтенасыщенности по пласту Ю1(1) на 01.04.2017
  4. Карта накопленных отборов пласта Ю1(1) на 01.04.2017 с местоположением скважин на карте ОННТ по пласту Ю1(1)на

01.04.2017

  1. Карта накопленных отборов пласта Ю1(1) на 01.04.2017 с местоположением скважин на карте ОННТ по пласту Ю1(1)на

01.04.2017

  1. Карта накопленных отборов пласта Ю1(1) на 01.04.2017 с местоположением скважин на карте ОННТ по пласту Ю1(1) на

01.04.2017

Консультанты по разделам выпускной квалификационной работы

(с указанием разделов)

Раздел Консультант
Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение Шарф И.В.
Социальная ответственность Немцова О.А.
Дата выдачи задания на выполнение выпускной квалификационной работы по линейному графику

Задание выдал руководитель:

Должность ФИО Ученая степень, звание Подпись Дата
Доцент каф. ГРНМ Чернова В.Н. к.г. — м.н.

Доцент

Задание принял к исполнению студент:

Группа ФИО Подпись Дата
2БМ5В Дюндик Анжелика Сергеевна

Министерство образования и науки Российской Федерации федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования

«НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ

ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт природных ресурсов

Направление подготовки «Нефтегазовое дело»

Уровень образования магистр

Кафедра геологии и разработки нефтяных месторождений

Период выполнения весенний семестр 2016/2017 учебного года

Форма представления работы:

магистерская диссертация

КАЛЕНДАРНЫЙ РЕЙТИНГ-ПЛАН выполнения выпускной квалификационной работы

Срок сдачи студентом выполненной работы 25.05.2017
Дата контроля Название раздела Максимальный балл раздела
11.11.16 Обзор литературы по теме диссертации 15
15.11.16 Аналитический обзор по проблемному вопросу 10
02.02.17 Описание объекта и методов исследования 30
12.03.17 Анализ применимости зарезки бокового ствола как метод оптимизации разработки участка месторождения Х путем бурения зарезок боковых стволов и уплотняющего бурения. 10
10.04.17 Результаты и их обсуждение 15
13.04.17 Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение 10
18.04.17 Социальная ответственность 10

Составил:

Должность ФИО Ученая степень, звание Подпись Дата
Доцент Чернова Оксана

Сергеевна

к.г.-м.н. 1.09.2016

СОГЛАСОВАНО:

Зав. кафедрой ФИО Ученая степень, звание Подпись Дата
ГРНМ Чернова Оксана

Сергеевна

к.г.-м.н. 1.09.2016

РЕФЕРАТ

Выпускная квалификационная работа 138 страниц, 22 рисунка, 18 таблиц, 18 источников, 1 приложение.

Ключевые слова: Х МЕСТОРОЖДЕНИЕ, НЕФТЬ, ПЛАСТ, ЗАЛЕЖЬ, ДОБЫЧА, ЗАРЕЗКА БОКОВОГО СТВОЛА, ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ, ДЕБИТ.

Объектом исследования ЯВЛЯЕТСЯ УЧАСТОК МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Х.

Цель работы – Оптимизация разработки участка месторождения «Х» путем бурения зарезок боковых стволов и уплотняющего бурения.

В процессе исследования проводился анализ применимости зарезки бокового ствола как метод оптимизации разработки участка месторождения Х путем бурения зарезок боковых стволов и уплотняющего бурения , а также сделаны выводы об эффективности применения этого метода на Х месторождении. В результате исследования предложена оценка эффективности зарезки боковых стволов скважин, выполнен расчет экономической эффективности проекта.

Содержание Перечень сокращений, условных обозначений, символов единиц и терминов 11

Введение 12

1. Обзор литературы 15

1.1 Геологическая модель 15

1.2 Гидродинамическая модель 16

1.3 Основные уравнения фильтрации жидкости и газа 18

2. Общие сведения о месторождении 24

4.Анализ применимости зарезки бокового ствола как метод оптимизации разработки участка месторождения Х путем бурения зарезок боковых стволов и уплотняющего бурения 25

4.1.Технология зарезки боковых стволов скважин 25

4.2.Анализ применения ЗБС и эксплуатационного бурения (ЭБ) по результатам прогноза 30

4.3. Обоснование расчетных технологических показателей работы скважин 31

4.3 Сравнение результатов применения ЗБС и эксплуатационного бурения (ЭБ) по результатам прогноза 59

5 Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение 62

5.1 Расчет времени на проведение мероприятия по ЗБС 62

5.2 Расчет количества необходимой техники и оборудования 63

5.3 Затраты на амортизационные отчисления 64

5.5 Расчет заработной платы бригады 66

5.6 Затраты на страховые взносы 67

5.7 Затраты на проведение мероприятия 68

5.8 Технико-экономический анализ вариантов разработки 69

6 Социальная ответсвенность 73

6.1 Анализ вредных производственных факторов 75

6.1.1 Вредные вещества 75

6.1.2 Повышенный уровень шума 75

6.1.3 Отклонения показателей климата на открытом воздухе 76

6.2 Анализ опасных производственных факторов 77

6.2.1 Механические опасности 77

6.2.2 Давление 77

6.2.3 Электробезопасность 77

6.2.4 Пожаровзрывобезопасность 79

6.3 Охрана окружающей среды 79

6.4 Защита в чрезвычайных ситуациях 83

6.4.1 Механический метод ликвидации 84

6.4.2 Термический метод ликвидации 84

6.4.3 Физико-химический метод ликвидации 84

6.5 Организационные мероприятия обеспечения безопасности 85

Заключение 88

Список публикаций студента 89

Приложение 92

Перечень сокращений, условных обозначений, символов единиц и терминов

ГРП – гидравлический разрыв пласта;

МУН – методы увеличения нефтеотдачи;

ИДН – интенсификация добычи нефти;

ЗБС – зарезка бокового ствола;

ГИС – геофизическое исследование скважины;

ГДИС – гидродинамическое исследование скважины;

ГТМ – геолого-техническое мероприятие;

КИН – коэффициент извлечения нефти;

ПАВ – поверхностно-активное вещество;

ПГИ – подземные геофизические исследования;

ВНК – водонефтяной контакт

Введение

Х нефтяное месторождение открыто в 1965 году.

Месторождение разрабатывается с 1976 году с наиболее крупного по площади Х участка. Разработка областей началась не одновременно, сначала разрабатывалась только Тюменская область, а с 1984 года присоединилась и Томская область. В настоящее время разработка месторождения ведется согласно проектному документу «Анализа разработки Х месторождения» (протокол ТКР №823 от 24.10.2006 г.). Сопоставление проектных и фактических показателей разработки по месторождению в целом, а также по объектам разработки и площадям проведено с 2006-2014 гг. Суммарная добыча нефти по месторождению за рассматриваемый период составила 5876 тыс. т., что фактически на 886 тыс.т (13%) ниже проектного уровня. Отставание по годовой добыче нефти наблюдается на протяжении всего рассматриваемого периода, поэтому необходимо введение технологий, позволяющие извлечь остаточные запасы нефти на месторождении, одним из таких методов является зарезка бокового ствола скважин.

Зарезка боковых стволов — это эффективная технология, позволяющая увеличить добычу нефти на старых месторождениях и коэффициент извлечения нефти из пластов, вернуть в эксплуатацию нефтяные скважины, которые не могли быть возвращены в действующий фонд другими методами. Путем бурения боковых стволов в разработку вовлекаются ранее не задействованные участки пласта, а также трудноизвлекаемые запасы нефти, добыча которых ранее не представлялась возможной.

Применение технологии зарезки боковых стволов на месторождении Х способствует увеличению нефтеотдачи пластов и фактически заменяет уплотнение скважин. Соответствующие технологии помогают сохранить скважину и сэкономить затраты на ее освоение.

Применяются разные методы ЗБС из скважин бездействующего фонда: вырезание участка колонны, бурение с отклоняющего клина и тд

Причем эксплуатация боковых стволов эффективна для всех типов залежей.

Себестоимость дополнительно добытой нефти из вторых стволо, как правило, ниже её среднего значения по месторождениям, а затраты на их строительство окупаются в течение 1-2 лет.

Для увеличения длины ствола в продуктивном нефтеносном пласте используется строительство скважин с несколькими горизонтальными участками. Дополнительный эффект можно получить от совмещения зарезки боковых стволов с другими технологиями (ГРП, пологие скважины и тд). Данная методика позволяет избежать лишних затрат на обустройство и проведение коммуникаций, а также вовлечь в разработку ране незадействованные участки залежи углеводородов и трудноизвлекаемые запасы нефти, добыча которых ранее не представлялась возможной.

Целью данной работы является оценка эффективности применимости зарезки боковых стволов скважин для выработки остаточных запасов нефти на участке месторождения Х.

Для достижения данной цели в рамках работы были определены следующие задачи:

фильтрационного моделирования месторождений;

Для решения поставленной задачи был выбран участок площади месторождения «Х» Томской области. Основой для гидродинамической модели (ГДМ) являлась постоянно-действующая геолого-технологическая модель (ПДГТМ) данного месторождения.

Исходные данные для проекта:

Защищаемое положение:

месторождения Х и оптимизации его работы

1. Обзор литературы

1.1 Геологическая модель

Геологическая модель включает в себя информацию о геометрии, строении, литофациальном составе, характере насыщенности геологическими и физическими свойствами.

Геологическая модель в цифровом виде представляется в виде наборов блоков свойств или кубов. Выделяют базовые и дополнительные кубы. К базовым относятся: куб коэффициентов открытой пористости, начальной газонефтенасыщенности, проницаемости, связанных и критических водо- и нефтенасыщенностей [11]. Все остальные кубы являются дополнительными.

Для построения трехмерной геологической модели используются следующие исходные данные:

  1. Сейсмическая съемка территории
  2. Данные по скважинам (координаты, инклинометрия,

стратиграфические отбивки пластов)

  1. Петрофизические исследования ФЕС.
  2. Данные по геофизическим исследованиям скважин (ГИС)

Каркас месторождения представляет собой совокупность ячеек, которые впоследствии заполняются свойствами. При построении области моделирования в горизонтальной плоскости, размер ячеек выбирается в зависимости от размера залежи и её типа. В вертикальной плоскости размер ячеек выбирается таким, чтобы максимально отразить вертикальную неоднородность пласта.

В итоге, чем меньше размер ячеек, тем лучше можно отразить структуру месторождения, однако при этом значительно увеличивается время расчета самой модели. В этом, пожалуй, и заключается одно из технических противоречий моделирования.

На следующем этапе построения модели строится литологическая модель, и распределяются фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС). Данные по литологии и ФЕС полученные из результатов интерпретации геофизических исследований скважин, проецируются на ячейки сетки и распространяются в межскважинном пространстве.

Заключительный этап построения геологической модели это ее оценка достоверности. По большей части данный этап заключается в сопоставлении значений характеристик объекта разработки, полученных в результате моделирования и фактических значений. Оценка производится по кросс-плотам коэффициента открытой пористости, эффективных толщин, а также по соотношению балансовых запасов.

1.2 Гидродинамическая модель

Для создания гидродинамической модели необходимо сначала провести ремасштабирование или апскейлинг (upscaling) геологической модели. Задача апскейлинга заключается в уменьшении количества активных ячеек и сохранении детальной геологической целостности. В получившейся модели в полной мере должен сохраниться характер распределения основных фильтрационно-емкостных, геометрических и физических свойств.

После проведения апскейлинга гидродинамическую модель необходимо инициализировать. Процесс инициализации заключается во внесении в модель данных об исходном равновесном состоянии. Сюда относятся данные о составе флюидов, положении водонефтяного контакта, опорной глубине и т. д. На этом этапе производится первый гидродинамический расчет модели, вычисляются начальные геологические запасы нефти, воды и газа. Затем расчётные значения сравниваются с полученными результатами ГМ и экспертными оценками.

Следующим этапом создания модели является ее адаптация. Адаптация ГДМ представляет собой процедуру проверки достоверности модели, которая заключается в моделировании поведения продуктивного пласта в прошлом и сравнении с реальными историческими данными (HistoryMatching).

Сопоставление расчетной и фактической динамики показателей разработки математически является обратной задачей. Суть адаптации заключается в сопоставлении конечных результатов, при их явном

несоответствии меняются входные данные, а затем повторяется расчет.

Адаптация является одним из самых ответственных этапов создания ПДГТМ. Один из самых важных аспектов адаптации – неоднозначность результатов. Другими словами несколько построенных моделей могут дать удовлетворительную адаптацию, при том, что ни одна из них не будет воспроизводить в нужной мере реальное состояние пласта. Это объясняется тем, что о моделируемой системе мы знаем лишь ограниченное количество известных переменных, приходящихся на очень большое количество

неизвестных.

При ручной адаптации вся последовательность действий по адаптации ПДГТМ производится человеком. После первой итерации инженер анализирует результаты, корректирует значения параметров, затем снова запускает расчет и так далее до того момента как отклонения между фактическими и

рассчитанными значениями не станет менее, чем заданная погрешность. Анализ результатов при ручной адаптации в основном представляет собой сравнение графиков динамики параметров по промысловым данным и по модели.

В ходе адаптации происходит корректировка исходных данных. Чаще всего изменяются кубы проницаемости, критической и связанной водонасыщенности, т.к. эти параметры обладают наибольшей

неопределенностью.

Адапатция включает в себя следующие этапы.

  1. Адаптация давления:

Основным параметром является забойное давление. Он является одним из самых простых для измерения, такие измерения доступны для каждой скважины. Сравнения фактических промысловых данных и расчетных значений важно в смысле исследования общих тенденций поведения давления.

  1. Адаптация дебитов флюидов:

При адаптации учитывается не только совпадение объемов добычи нефти, важно, чтобы совокупная добыча согласовывалась по фазам, то есть должны совпадать обводненность и газовый фактор.

Нет какого-то конкретного рецепта для проведения адаптации модели, однако возможно выделить несколько простых, и в тоже время важных советов.

Так, например, М. Карлсон предлагает следующее:

  1. Выбирайте самую простую модель;
  2. Старайтесь изменять те параметры, которые оказывают наибольшее влияние на результат;
  3. Старайтесь изменять параметры с наибольшей неопределенностью.

После окончания этапа настройки, модель содержит все исходные данные, адаптирована и готова к продолжению процесса моделирования. Теперь начинается этап составления и расчета различных прогнозных вариантов разработки. От заказчика присылается ряд требований и рекомендаций по разработке месторождения. Для данного месторождения указываются ключевые планируемые показатели, а также некоторые тонкости наземной инфраструктуры или особенности разработки. Чтобы увеличить шанс на успех разрабатывается несколько прогнозных вариантов, каждый из которых имеет несколько отличающуюся концепцию разработки. По итогам работ данного этапа сравниваются показатели разработки всех вариантов, а затем выбирается наиболее оптимальный. По этому варианту строятся требуемые карты, графики зависимостей, и готовится презентация [12].

1.3 Основные уравнения фильтрации жидкости и газа

При добыче нефти и газа происходит фильтрация флюида через пористую среду. Данный процесс описывается математическими уравнениями и законами, такими как закон сохранения массы, закон сохранения энергии, закон Дарси, а также задаются начальные и граничные условия, зависимости различных свойств флюида и коллектора от давления и температуры [13].

Закон сохранения массы

Это один из основополагающих физических законов. Для его пояснения рассмотрим трехмерную фильтрацию однородного флюида через единичный объем пористой среды. Единичный объем примем в виде прямоугольного параллелепипеда со сторонами dx, dy, dz. Поток массы через каждую грань введем в следующем виде, в декартовой системе координат:

𝜕(𝜌𝜐𝑥) 𝜕(𝜌𝜐𝑦) 𝜕(𝜌𝜐𝑧) 𝜕(𝑚𝜌)

− [ + + ] = + 𝑞

𝜕𝑥 𝜕𝑦 𝜕𝑧 𝜕𝑡

𝜕(𝑚𝜌) (1)

− 𝑑𝑖𝑣(𝜌𝜐) = + 𝑞

𝜕𝑡

где 𝜌 – плотность, кг/м3; 𝜐𝑥 – скорость фазы x, м/с; t – время, с;

q – интенсивность источника, м3

В случае фильтрации многофазной многокомпонентной смеси, состоящей из 𝑛𝑙 фаз и 𝑛𝑐 компонентов, можно обобщить уравнение непрерывности следующим образом.

𝑛𝑙 𝑛𝑙 𝑛𝑙 (2)

𝑠𝑙𝑐𝑙𝑗𝜌𝑙) + ∑ 𝑞̃𝑙𝛼𝑙𝑗

𝑖=1 𝑙=1 𝑙=1

где 𝑞̃𝑙 — интенсивность источника l-ой фазы;

𝛼𝑙𝑗 – массовая доля компонента j в фазе l;

𝑐𝑙𝑗 – массовая концентрация j-го компонента в фазе l;

𝑠𝑙 – насыщенность фазой.

𝜐𝑜 𝜕 𝑠𝑜

− 𝑑𝑖𝑣 ( ) = (𝑚 ) + 𝑄𝑜

𝐵𝑜 𝜕𝑡 𝐵𝑜

𝜐𝑔 𝑅𝜐𝑜 𝜕 𝑠𝑔 𝑠𝑜𝑅

− 𝑑𝑖𝑣 ( + ) = (𝑚 ( + ) + 𝑄𝑓𝑔 + 𝑅𝑄𝑜 𝐵𝑔 𝐵𝑜 𝜕𝑡 𝐵𝑔 𝐵𝑜

𝜐𝑤 𝜕 𝑚𝑠𝑤 (3)

− 𝑑𝑖𝑣 ( ) = ( ) + 𝑄𝑤,

𝐵𝑤 𝜕𝑡 𝐵𝑤

где 𝑄𝑜, 𝑄𝑤,𝑄𝑔 – объемы, соответствующих фаз.

Закон Дарси

Закон Дарси говорит о том, что скорость фильтрации 𝜐 линейно зависит от градиента давления ∇𝑝. Для случая многофазной фильтрации закон справедлив для каждой фазы в отдельности

𝑘𝑙 (4)

𝑢𝑙 = − (∇𝑝𝑙 − 𝑝𝑙𝑔∇𝑧),

𝜇𝑙

где u — скорость фильтрации фазы

𝜇 — вязкость жидкости g — ускорение свободного падения ∇𝑧– градиент гидростатического давления

𝑘𝑙 – тензор фазовой проницаемости

𝑘𝑙𝑥

𝑘𝑙 = [ 0 0

0

𝑘𝑙𝑦

0

0

0 ]

𝑘𝑙𝑧

Тензор проницаемости имеет вид, представленный вверху, если направление главных осей тензора совпадает с направлением осей координат. Если все компоненты тензора равны, то среда является изотропной. В реальной жизни чаще встречается случай, когда 𝑘𝑧 < 𝑘𝑥,𝑦. Это объясняется характером напластования слоев. Относительные фазовые проницаемости зависят от характеристик насыщенности и градиента давлений.

Модель фильтрации

Как уже упоминалась, наиболее распространенной является трехфазная модель нелетучей нефти Маскета – Мереса (Blackoilmodel). Для дальнейшей работы подставим полученное выражение закона Дарси (4) в систему уравнений непрерывности (3).

𝑘𝑜(∇𝑝𝑜 − 𝜌𝑜𝑔∇𝑧) 𝜕 𝑠𝑜

𝑑𝑖𝑣 ( ) = (𝑚 ) + 𝑄𝑜

𝜇𝑜𝐵𝑜 𝜕𝑡 𝐵𝑜

𝑘𝑔(∇𝑝𝑔 − 𝜌𝑔𝑔∇𝑧) 𝑅𝑘𝑜(∇𝑝𝑜 − 𝜌𝑜𝑔∇𝑧)

𝑑𝑖𝑣 ( + )

𝜇𝑔𝐵𝑔 𝜇𝑜𝐵𝑜

𝜕 𝑠𝑔 𝑠𝑜𝑅

= [𝑚 ( + )] + 𝑄𝑓𝑔 + 𝑅𝑄𝑜 𝜕𝑡 𝐵𝑔 𝐵𝑜

𝑘𝑤(∇𝑝𝑤 − 𝜌𝑤𝑔∇𝑧)

𝑑𝑖𝑣 ()

𝜇𝑤𝐵𝑤

𝜕 𝑠𝑤

= (𝑚 ) + 𝑄𝑤, (5)

𝜕𝑡 𝐵𝑤

Для решения системы уравнений требуется задать дополнительные условия. Определяются значения капиллярного давления на границе разделов фаз нефть-вода и газ-нефть, а также вводится условие того, что сумма насыщенностей компонентов равна единице.

𝑝𝑜 − 𝑝𝑤 = 𝑝𝑜𝑤(𝑠𝑤, 𝑠𝑜, 𝑠𝑔)

𝑝𝑔 − 𝑝𝑜 = 𝑝𝑔𝑜(𝑠𝑤, 𝑠𝑜, 𝑠𝑔)

𝑠𝑤 + 𝑠𝑜 + 𝑠𝑔 = 1

известными функциями, зависимыми от давления и компонентного

состава 𝜌𝑙 = 𝜌𝑙(𝑝𝑙; 𝑐𝑙𝑗) и𝜇𝑙 = 𝜇𝑙(𝑝𝑙; 𝑐𝑙𝑗). Зависимость проницаемости 𝑘𝑙 есть

также известная функция от насыщенностей 𝑘𝑙 = 𝑘𝑙(𝑠𝑙). Характер определенных выше зависимостей определяется экспериментально. Значение

𝑄𝑙 определяется в зависимости от начальных и граничных условий.

Начальные условия

В общем случае для решения приведенных выше систем уравнений необходимо задание начальных и граничных условий. Чаще всего начальным условием является то, что пласт находится в равновесии. Исходя из закона Дарси такое возможно, когда:

𝑘𝑙 =0

𝜕𝑝𝑙

𝜕𝑧 = 𝜌𝑙𝑔

C учетом капиллярного взаимодействия второе условие можно переписать в виде условия капиллярно-гравитационного равновесия:

𝜕(𝑝𝑜 − 𝑝𝑤) 𝜕𝑝𝑜𝑤

= = (𝜌𝑜−𝜌𝑤)𝑔 на границе нефть − вода

𝜕𝑧 𝜕𝑧

𝜕(𝑝𝑔 − 𝑝𝑜) 𝜕𝑝𝑔𝑜

= = (𝜌𝑔−𝜌𝑜)𝑔 на границе нефть − газ (6)

𝜕𝑧 𝜕𝑧

Граничные условия

Граничные условия необходимы для определения параметров взаимодействия исследуемого пласта с окружающим пространством. Условия задаются на внешней границе Г моделируемой области. Чаще всего задаются следующие условия:

  1. Давление на границе области

𝑝𝑙|Г = 𝑝𝑙(Г, 𝑡),

(7)

  1. Условие непротекания

𝑘𝑘𝑟𝑙(∇𝑝𝑙 − 𝜌𝑙𝑔∇𝑧)

𝑛| = 0

𝜇𝑙 Г

(8)

  1. Расход одной из фаз

𝑘𝑘𝑟𝑙(∇𝑝𝜇𝑙−𝑙 𝜌𝑙𝑔∇𝑧) 𝑛|Г = 𝑞𝑙(Г, 𝑡), Или ∫ 𝑞𝑙(𝛾, 𝑡)𝑑𝛾 = 𝑞𝑙𝑇(𝑡), (9)

  1. Расход жидкости

∫(𝑞𝑜(𝛾, 𝑡) + 𝑞𝑤(𝛾, 𝑡)) = 𝑞𝑜+𝑤𝑇(𝑡),

(10)

2. Общие сведения о месторождении

Изучаемое месторождение Х введено в разработку в 1976 г., расположено в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области в 113 км восточнее г. Нижневартовска и в 80 км от г. Стрежевого.

Рисунок 2.1 – Географическое расположение месторождения Х и целевой области К.

Климат района континентальный, характеризуется суровой продолжительной зимой с устойчивым снежным покровом и коротким не жарким летом.

Средняя температура воздуха наиболее жаркого месяца – июля – +17,50С, средняя температура наиболее холодного месяца января минус 21,50С. Абсолютный минимум температуры приходится на декабрь — февраль и составляет -510С, абсолютный максимум — на июль +300С. Средняя продолжительность безморозного периода составляет 108 дней.

Для рассматриваемой территории свойственен равнинный рельеф, малая амплитуда высот, неглубокий урез речных долин, монотонный суглинистый характер поверхностных отложений. Геологическая

информация удалена в связи с коммерческой тайной.

4.Анализ применимости зарезки бокового ствола как метод оптимизации разработки участка месторождения Х путем бурения зарезок боковых стволов и уплотняющего бурения.

4.1.Технология зарезки боковых стволов скважин

Огромен фонд бездействующих скважин, только в России этот фонд превышает 40 000. Часть этого фонда можно реанимировать методом бурения боковых стволов. Кроме отсутствия необходимости дополнительных затрат на коммуникации и обустройство, появляются возможности вовлечения незадействованных участков залежей.

Существуют две принципиально различающиеся методики зарезки боковых стволов из скважин бездействующего фонда — вырезание участка колонны и бурение с отклоняющего клина.

К бурению с вырезанием участка колонны нужно отнести и бурение скважин с извлечением незацементированной колонны с бурением полноразмерного ствола. Не останавливаясь на особенностях при зарезке таких скважин, так как нет никакого различия от бурения обычных наклоннонаправленных скважин, сразу рассмотрим два других варианта.

Традиционный вариант — вырезание протяженного участка, с тем чтобы было возможно при зарезке бокового ствола удалить от магнитных масс магнитометрические датчики забойных телеметрических систем контроля траектории ствола. При этом варианте существенны затраты связанные со временем, а именно:

-Вероятность вырезания участка достаточного для выполнения технологической операции за один спуск мала, необходима неоднократная смена вооружения вырезающего устройства.

-Кроме установки обязательных изоляционных мостов возникает необходимость установки дополнительного цементного моста, на который в последующем и наращивается основной мост.

-Достаточно сложен и продолжителен процесс наработки желоба и начала бурения нового ствола, особенно учитывая малые диаметры долота, забойного двигателя и бурильного инструмента.

-Проблематична зарезка бокового ствола по данной технологии при больших (свыше 30 градусов) зенитных углах, так как эксцентричная работа трубореза приводит к быстрому износу вооружения и даже его поломке.

Небольшая коррекция рассматриваемого варианта повысила шансы по возможности применения технологии. В связи с тем, что абсолютное большинство эксплуатационных скважин наклонно-направленные и точка зарезки выбирается на криволинейном или, что происходит чаще, наклонном участке можно считать заведомо известным азимут. В этом случае нет необходимости вырезания участка колонны большой протяжённости, достаточно вырезать столько, сколько нужно для обеспечения отклонения для выхода бурильной колонны из обсадной. В зависимости от диаметров колонн и проектных интенсивностей это составляет от 6 до 10 метров, что существенно меньше по сравнению с предыдущим вариантом, где

протяжённость участка вырезания составляет не менее 18 метров.

Несмотря на существенное, по сравнению с базовой технологией, сокращение затрат времени общие затраты времени на бурение боковых стволов были не ниже чем на бурение новых скважин, а сокращение материальных затрат — малым утешением при получении стволов меньшего диаметра.

На территории России технология бурения боковых стволов из вырезанного участка колонн полностью вытеснена технологией зарезки с отклоняющего клина (уипстока). В свою очередь, технология зарезки с уипстока разделяется на несколько подвариантов.

В настоящее время практически все сервисные компании по зарезке боковых стволов перешли на комплекты райберов, позволяющих за один спуск создать окно, для дальнейшего бурения бокового ствола и основная разница заключается в способах заякоривания. Наиболее распространены якоря с упором на забой. Недостатками таких якорей являются:

В Татнефти используется способ с применением в качестве якоря профильной трубы, достоинством которой наряду с высокой надёжностью является отсутствие необходимости опорного цементного моста. Технология предусматривает спуск компоновки, включающей профильную трубу и специальную трубу, внутри которой находится отклонитель.

Первым спуском предусматривается спуск заякоривания

отклонителя, отворот и выброс специальной трубы после подъёма, вторым — спуск комплекта райберов и зарезка бокового ствола. Недостатками способа являются:

Применение специальных якорей и пакеров, предусматривающихся при традиционных технологиях, занимает кольцевое пространство между их корпусами и эксплуатационной колонной. В условиях малого проходного размера эксплуатационной колонны и необходимости применения компоновок с обеспечением транспортировочных зазоров внутренние размеры корпусов посадочных устройств оказываются чрезвычайно малыми, не позволяющими проводить работы ниже этих устройств.

Применение профильного перекрывателя в качестве проходного якоря позволило обеспечить максимальное проходное отверстие при оптимальном транспортном размере. В устройстве, в отличие от аналогов, не происходит существенной потери диаметра в якоре, а потери происходят в посадочной втулке, представляющей собой полую трубу с косым верхним (перовидным) срезом и шпоночным пазом, начинающимся от основания паза.

Внутреннее отверстие ограничивается транспортным диаметром компоновки и толщиной стенки втулки. Верхняя часть устройства представляет собой ответную посадочную втулку с направляющей шпонкой, устройства регулировки положения клина относительно шпонки и удлинителей, обеспечивающих требуемую глубину точки зарезки относительно якоря. Устройство может быть выполнено любого диаметра по размеру ствола скважины.

Выполнение операции производится следующим образом:

  1. Производится спуск якоря посадочной втулки на разъединителе, созданием избыточного давления в трубном пространстве производится заякоривание, после чего производится разъединение якоря от посадочной втулки;
  2. При помощи направляющего стержня гироскопическим инклинометром, а при зенитных углах свыше 5 градусов любым датчиком отклонителя определяется положение шпоночного паза;
  3. На устье выставляется направление клина относительно шпоночного паза, а также устанавливается глубина точки зарезки;
  4. Дальнейшие операции производятся аналогично любым традиционным методам зарезки боковых стволов с клина;
  5. При необходимости возможно извлечение клина, смена его положения относительно направляющей и зарезка дополнительных стволов без ограничения их количества.

Как можно увидеть из краткого описания устройства, его применение может позволить производить зарезку боковых стволов точно по требуемому направлению, с любой глубины, при любых углах наклона скважины. Применение его возможно как при зарезке боковых стволов, так и при бурении многоствольных и разветвленно-горизонтальных скважин без потери нижележащего основного ствола.

Помимо того преимущества, что не теряется основной ствол, и зарезка происходит сразу в требуемом направлении, даже несмотря на большие материальные затраты по сравнению с зарезкой боковых стволов из вырезанных участков, или с применением отклонителей с упором на забой отмечено снижение затрат на выполнение работ в связи с сокращением сроков их выполнения. Однако, наибольший эффект ожидается при бурении многоствольных и разветвленно-горизонтальных скважин, так как устройство и технология будут применяться не только при бурении, но также при избирательном проведении геофизических исследований и воздействии в процессе эксплуатации.

Особо следует отметить возможности при бурении разветвленногоризонтальных скважин с установок непрерывных труб. В этом случае каждый дополнительный ствол может быть пробурен одним спуском, в то время как при бурении обычными бурильными колоннами потребуется как минимум два спуска инструмента. Точно также упрощается обслуживание многоствольных и разветвленно-горизонтальных скважин в процессе эксплуатации и проведении геофизических исследований при помощи установок непрерывных труб, а именно, за один спуск можно избирательно провести требуемые работы на любом ответвлении или основном стволе.

Дополнительным достоинством способа является то, что компоновки не обладают жесткостью и не требуется специальной подготовки скважины. Недостаток способа — необходимость двух спусков. Применяется также вариант зарезки бокового ствола за один спуск. В этом случае профильная труба соединяется с отклонителем, а гидравлическое соединение профильной трубы с бурильным инструментом производится через специальные трубки, вмонтированные в корпус фреза. Безусловно, такое упрощение способа приводит к увеличению жесткости компоновки, затруднениям с ориентированием, но в ряде случаев такой способ эффективен.

4.2.Анализ применения ЗБС и эксплуатационного бурения (ЭБ) по результатам прогноза

Бурение дополнительных, боковых стволов в скважинах широко распространяется во всех нефтяных регионах России как один из эффективных методов увеличения нефтеотдачи пластов в условиях падающей добычи нефти и перехода многих месторождений на позднюю стадию разработки. Необходимо от метить, что при незначительных остаточных запасах бурение новых скважин приводит к чрезмерному увеличению затрат, что делает дальнейшую разработку месторождений нерентабельной.

Поэтому в данных условиях наиболее приемлемыми являются мероприятия по восстановлению малодебитных, обводненных, нерентабельных, аварийных скважин с помощью бурения боковых стволов (БС). Это направление для нефтедобывающих районов, каковым является , наиболее перспективно и актуально. Для его развития имеются все необходимые условия: большой пробуренный фонд скважин, отработанность основных пластов и объектов.

Возникла необходимость опробования нового района разработки, где была пробурена скважина 16, она сразу стала показывать высокие значения дебита и низкую обводненность, поэтому решили изучить близлежащие скважины 15 и 18 и провести по необходимости зарезки боковых стволов по результатам гидродинамического моделирования.

4.3. Обоснование расчетных технологических показателей работы скважин

Обоснование положения скважин.

Расположения проектных стволов выбирались исходя из карты плотности остаточных запасов пласта Ю11(рис.4.2.2)

Карта строилась на основе методики принятой в ОАО

«ТомскНИПИнефть»

Где:

h x y ,  – начальная нефтенасыщенная толщина;

S x y0 ,  — начальная нефтенасыщенность;

Por x y ,  — пористость;

Bet — коэффициент вытеснения нефти;

boN — переводной коэффициент нефти из поверхностных тонн в

пластовые м3;

S — средняя нефтенасыщенность.

Остаточная нефтенасыщенность рассчитывается по формуле:

Sc S1Bet

Так как заданные значения пористости и нефтенасыщенности не являются константами, скорректированная сетка начальных нефтенасыщенных толщин рассчитывается следующим образом:

h x y , *S0 x y,  Sch x y ,  

S bet*

Начальные запасы нефти

h x y S x y Por x y , * 0 , *  , 

 *10000

boN

Начальные подвижные запасы нефти

h x y , *S x y0 , Sc *Por x y , 

 *10000

boN

С помощью скорректированной сетки начальных нефтенасыщенных толщин рассчитывается сетка остаточных нефтенасыщеных. Остаточные подвижные запасы нефти

hОННТ *Bet Por x y*  , 

 *10000

boN

Остаточные запасы нефти

h x y , *Sc *Por x y ,  hОННТ *Bet Por x y*  , 

 *10000 *10000 boN boN

По результатам проведенного исследования можно сделать вывод, что часть пласта Ю12 не вовлечена в разработку и ее запасы близки к начальным извлекаемым, что косвенно подтверждается бурением эксплуатационных скважин

На изображениях 4.2.1-4.2.4. показан проектный фонд скважин.

Рис 4.2.1Структурная карта кровли пласта (коллектора) Ю1(1)

Рис 4.2.2 Карта плотности остаточных подвижных запасовЮ1(1), т/м

Рис.4.2.3. Карта текущих отборов пласта Ю1(1) на 01.04.2017 с местоположением скважин на карте текущей нефтенасыщенности по пласту Ю1(1) на 01.04.2017

Рис 4.2.4 Карта накопленных отборов пласта Ю1(1) на 01.04.2017 с местоположением скважин на карте ОННТ по пласту Ю1(1)на 01.04.2017

Рис. 4.2.5. Карта накопленных отборов пласта Ю1(1) на 01.04.2017 с

местоположением скважин на карте ОННТ по пласту Ю1(1) на 01.04.2017

Рис. 4.2.5 Карта накопленных отборов пласта Ю1(1) на 01.04.2017 с местоположением скважин на карте ОННТ по пласту Ю1(1) на 01.04.2017

Расчет прогнозных показателей. Запускные дебиты. Профиль добычи

Одной из главных задач при обосновании бурения второго ствола это выбор методик расчета запускных дебитов и профиля добычи.

Расчет запускных дебитов вертикальных скважин производился по формуле Дюпии, для боковых стволов по формуле Джоши-Экономидеса:

Расчет продуктивности бокового ствола скважины Расчет продуктивности боковых стволов скважин проводился по формуле Джоши-экономидеса: [9]

1

JD

аа2 (L/2)2  IaniHэфф IaniHэфф

ln



L/2   L ln rwIani 1 

   

Iani

V

H

K

K

Где,

– выражение анизотропии горизонтальной и вертикальной Iani проницаемости:

а – большая полуось эллипсоида дренирования формируемого горизонтальной скважиной, с длинной горизонтального участка ствола – L.

Нэфф – эффективная мощность коллектора, м; rw – радиус скважины, м;

KH – горизонтальная проницаемость, мД;

KV – вертикальная проницаемость, мД;

Расчет продуктивности вертикальной скважины. Расчет продуктивности вертикальной скважины проводился по формуле Дюпии [19]

kHэфф kHэфф

PI   *JD

18.42Bнln rв S 0,75 18.42Bн

 rw 

,

Где:
PI – коэффициент продуктивности скважины, м3/сут/атм
k – эффективная проницаемость, мД;
Нэфф – эффективная мощность коллектора, м;
Bн – объемный коэффициент нефти, м33;
µ – вязкость жидкости, сПз;
rв – радиус контура питания, м;
rw – радиус скважины, м;
S – скин-фактор;
18.42 – пересчетный коэффициент для практических метрических единиц измерения.

Запускная обводнненость обосновалась по результатам секторного гидродинамического моделирования на симуляторе Eclipse на постоянодействующей геолого-технической модели. Для расчета — районы проектных скважин были садаптированы на текущую дату по накопленной добыче, и обводненности.

Для оптимизации разработки участка месторождения Х а также для сравнения результатов применения ЗБС и эксплуатационного бурения(ЭБ) были предложены 4 варианта(рис 1.):

Вариант 1 Работает только пробуренная скважина 16_bs.

Вариант 2 Работает уже пробуренная скважина 16_st , бурится скважина 18_st ,без системы поддержания пластового давления.

Вариант 3 Производятся зарезки 16 и 15 скважин, 18 скважина в ППД с приемистостью 282 куб метра/сут

Вариант 4 Производятся зарезки боковых стволов 15, 16. 18 скважин в режиме добычи.

Рассмотрим первый технологический вариант, при котором в добыче скважина 16_bs.

Таблица 4.1 – Прогноз основных технологических показателей работы

скважин в режиме добычи по скв.16_бс.

Дата Массовый дебит нефти. т/сут Дебит жидкости. ст.м3/сут Обводнённость Накопл. добыча нефти ,тыс.т
01.04.2017 92 215 51% 6,8
01.04.2018 59,3564 162,951 56% 29,7
01.04.2019 42,6687 137,995 62% 48,7
01.04.2020 30,9581 121,206 69% 62,6
01.04.2021 23,6129 110,348 74% 72,3
01.04.2022 19,9651 104,565 77% 78,6
01.04.2023 19,6188 104,002 77% 78,7
01.04.2024 13,4868 93,378 82% 91,3
01.04.2025 11,8392 90,2504 84% 95,9
01.04.2026 10,5769 87,8847 85% 99,6
01.04.2027 9,51816 86,0177 86 103.5
01.04.2028 8,62636 84,5183 87 106,8
01.04.2029 7,87346 83,3374 88 109.8
01.04.2030 7,23872 82,4053 89 112,5
01.04.2031 6,70214 81,6666 90 115
01.04.2032 6,23876 81,0646 90 117.3
01.04.2033 5,48837 80,219 91 120.5
01.04.2034 5,18118 79,9342 92 123..1
01.04.2035 5,04144 79,8217 92 124.5
01.04.2036 4,90944 79,7253 92 125.6
01.04.2037 4,6725 79,5687 93 127.1
01.04.2038 4,44929 79,4487 93 128.7
01.04.2039 4,25213 79,3861 93 130.2
01.04.2040 4,07404 79,3555 94 131.8
01.04.2041 3,90801 79,3108 94 133.8
01.04.2042 3,75272 79,2902 94 134.6
01.04.2043 3,60801 79,273 94 135,9
01.04.2044 3,47435 79,2629 94 137,2
01.04.2045 3,35185 79,2645 95 138.4
01.04.2046 3,12862 79,2858 95 140.6
01.04.2047 3,10241 79,2892 95 141,1

Накопленная добыча по скв.16 за 30 лет составила 141,1 тыс.т. Дебит жидкости по сравнению с начальным годом упал более чем на 60%, обводненность увеличилась с 51% до 95%. Дебит нефти к концу прогноза упал до 3 т/сут

На основе получившихся данных по прогнозу, построены зависимости дебита жидкости, дебита нефти, накопленной добычи, обводненности продукции по скв.16 _бс от количества лет разработки.

Рис. 4.7 Зависимости дебита жидкости, дебита нефти, накопленной добычи по скважине 16_бс от количества лет разработки

Рис 4.8. Зависимость обводненности по скважине 16_бс от количества лет разработки

Вариант 2

Работает уже пробуренная скважина 16_st , бурится скважина 18_st ,без системы поддержания пластового давления.

Таблица 4.2 – Прогноз основных технологических показателей работы скважин в режиме добычи по скв. 16 St

Дата Массовый дебит нефти. т/сут Дебит жидкости. ст.м3/сут Обводнённость Накопл. добыча нефти ,тыс.т
01.04.2017 61,5744 159,244 0,535758 6.8
01.04.2018 44,0248 137,984 0,616933 27,8
01.04.2019 33,2881 112,225 0,643871 40,8
01.04.2020 27,0459 94,8554 0,657668 51,6
01.04.2021 22,7025 82,2586 0,668641 60,8
01.04.2022 19,3984 72,7701 0,679948 68,1
01.04.2023 16,7806 65,5104 0,692457 74.5
01.04.2024 14,6494 59,9399 0,706566 80,2
01.04.2025 12,9121 55,6896 0,721625 85
01.04.2026 11,4682 52,4441 0,737454 89,5
01.04.2027 10,2908 49,9721 0,752755 93,4
01.04.2028 9,29903 48,077 0,767776 96,9
01.04.2029 8,47918 46,6339 0,781697 100,2
01.04.2030 7,80405 45,5317 0,794215 103,1
01.04.2031 7,24314 44,6825 0,805376 105,5
01.04.2032 6,75891 43,9896 0,815527 108.3
01.04.2033 6,34147 43,4072 0,824598 110,7
01.04.2034 5,97767 42,9132 0,832757 113
01.04.2035 5,66003 42,4908 0,84007 115,1
01.04.2036 5,38274 42,1361 0,846624 117,1
01.04.2037 5,14178 41,8454 0,852472 119
01.04.2038 4,91939 41,594 0,858 120,7
01.04.2039 4,6548 41,35 0,863 122,4
01.04.2040 4,53224 41,1914 0,867897 124,2
01.04.2041 4,36606 41,0333 0,87225 125,8
01.04.2042 4,23557 40,9195 0,875724 127,1
01.04.2043 4,06827 40,7805 0,880226 128,8
01.04.2044 3,93806 40,6815 0,883777 130,3
01.04.2045 3,81682 40,5942 0,887113 131,7
01.04.2046 3,70314 40,5178 0,890268 133,6
01.04.2047 3,10241 79,2892 0,953022 141,1

Накопленная добыча по скв.16 за 30 лет составила 141,1 тыс.т. Дебит жидкости по сравнению с начальным годом упал более чем на 60%, обводненность увеличилась с 51% до 95%. Дебит нефти к концу прогноза упал до 3 т/сут

На основе получившихся данных по прогнозу, построены зависимости дебита жидкости, дебита нефти, накопленной добычи, обводненности продукции по скв.16 _бс от количества лет разработки.

Рис. 4.7 Зависимости дебита жидкости, дебита нефти, накопленной добычи по скважине 16_бс от количества лет разработки.

Рис 4.8. Зависимость обводненности по скважине 16_бс от количества лет разработки

Таблица 4.3 – Прогноз основных технологических показателей работы скважин в режиме добычи по скв. 18 St

Дата Массовый дебит нефти. т/сут Дебит жидкости. ст.м3/сут Обводнённость Накопл. добыча нефти ,.т
01.07.2017 43,3034 114,39 0,545493 1,3
01.07.2018 31,5915 85,043 0,553996 2278,44
01.07.2019 14,6377 42,6946 0,58837 7048,88
01.07.2020 4,16453 15,1048 0,668978 12719,4
01.07.2021 2,58608 10,6874 0,709478 13898,7
01.07.2022 1,65989 7,94877 0,749281 14647,1
01.07.2023 1,05889 6,04006 0,789518 15126,5
01.07.2024 0,658836 4,67527 0,830809 15429,7
01.07.2025 0,47175 3,6706 0,845694 15629,4
01.07.2026 0,351951 2,94076 0,856309 15776,6
01.07.2027 0,270089 2,40314 0,865062 15887,9
01.07.2028 0,215266 2,02093 0,872111 15975,2
01.07.2029 0,178062 1,75144 0,877937 16046
01.07.2030 0,152814 1,56546 0,882799 16105,7
01.07.2031 0,13598 1,44304 0,886863 16158
01.07.2032 0,124711 1,36376 0,890206 16205,4
01.07.2033 0,116617 1,30895 0,893034 16249,2
01.07.2034 0,110502 1,26945 0,895489 16290,5
01.07.2035 0,105853 1,24183 0,897659 16329,9
01.07.2036 0,10214 1,22151 0,899606 16367,9
01.07.2037 0,0987507 1,20317 0,901458 16404,5
01.07.2038 0,0959516 1,1902 0,903208 16440
01.07.2039 0,0936919 1,18216 0,904845 16474,5
01.07.2040 0,0920563 1,17866 0,906228 16508,5
01.07.2041 0,0907055 1,17787 0,907542 16541,8
01.07.2042 0,0896481 1,17998 0,908784 16574,7
01.07.2043 0,0888018 1,18392 0,909945 16607,2
01.07.2044 0,0881157 1,18822 0,910965 16636,9
01.07.2045 0,0874413 1,19442 0,912105 16671,6
01.07.2046 0,0869056 1,20097 0,91312 16703,4
01.07.2047 0,0863435 1,21034 0,91435 16742,9

Накопленная добыча по скв.18 за 30 лет составила 16.7, тыс.т. Дебит жидкости по сравнению с начальным годом упал более чем на 98%, обводненность увеличилась с 54% до 94%. Дебит нефти к концу прогноза упал до 0.08 т/сут

На основе получившихся данных по прогнозу, построены зависимости дебита жидкости, дебита нефти, накопленной добычи, обводненности продукции по скв.18 от количества лет разработки.

Рис. 4.9 Зависимости дебита жидкости, дебита нефти, накопленной добычи по скважине 18 _st от количества лет разработки.

Рис 4.10. Зависимость обводненности по скважине 18_st от количества лет разработки.

Вариант 3

Производятся зарезки боковых стволов16 и 15 скважин, 18 скважина в

ППД с приемистостью 282 куб метра/сут

Таблица 4.4 – Прогноз основных технологических показателей работы скважин в режиме добычи по скв.16_бс

Дата Массовый дебит нефти. т/сут Дебит жидкости. ст.м3/сут Обводнённость Накопл. добыча нефти ,тыс.т
01.07.2017 61,5744 159,244 0,535758 6842,18
01.07.2018 47,4133 144,871 0,607061 27975,7
01.07.2019 33,6072 121,006 0,666549 42321,8
01.07.2020 24,7038 105,621 0,719184 52639,9
01.07.2021 19,2789 95,4394 0,757472 60444
01.07.2022 15,7504 88,2321 0,785675 66691,1
01.07.2023 13,2837 82,9744 0,807788 71886,2
01.07.2024 11,5132 79,046 0,825127 76343,8
01.07.2025 10,176 76,057 0,839363 80239,8
01.07.2026 9,08188 73,7625 0,852175 83703,6
01.07.2027 8,2094 72,0208 0,863145 86816
01.07.2028 7,46757 70,6602 0,873115 89646,6
01.07.2029 6,84998 69,5947 0,881826 92226,2
01.07.2030 6,32149 68,7629 0,889625 94600,3
01.07.2031 5,86209 68,1106 0,896666 96797,1
01.07.2032 5,46113 67,5967 0,903002 98844,9
01.07.2033 5,11469 67,1918 0,908608 100753
01.07.2034 4,8895 66,9671 0,912338 102114
01.07.2035 4,55 66,6752 0,918068 104237
01.07.2036 4,30544 66,4902 0,922256 105840
01.07.2037 4,08581 66,3298 0,926043 107355
01.07.2038 3,8878 66,201 0,929491 108795
01.07.2039 3,71275 66,0983 0,932561 110168
01.07.2040 3,56105 66,033 0,935252 111486
01.07.2041 3,41847 65,9966 0,93781 112747
01.07.2042 3,2829 65,9837 0,940265 113958
01.07.2043 3,15406 65,9744 0,942601 115121
01.07.2044 3,03375 65,9696 0,944787 116243
01.07.2045 2,92425 65,9633 0,946775 117319
01.07.2046 2,81988 65,9646 0,948675 118358
01.07.2047 2,69569 65,9692 0,950939 119603

Накопленная добыча по скв.16 за 30 лет составила 119.6, тыс.т. Дебит жидкости по сравнению с начальным годом упал более чем на 60%, обводненность увеличилась с 55% до 95%. Дебит нефти к концу прогноза упал до 2,7 т/сут.

На основе получившихся данных по прогнозу, построены зависимости дебита жидкости, дебита нефти, накопленной добычи, обводненности продукции по скв.16 _бс от количества лет разработки.

Рис. 4.11 Зависимости дебита жидкости, дебита нефти, накопленной добычи по скважине 16 _бс от количества лет разработки.

Рис 4.12. Зависимость обводненности по скважине 16_Бс от количества лет разработки.

Таблица 4.5 – Прогноз основных технологических показателей работы скважин в режиме добычи по скв.18_бс

Дата Массовый дебит нефти. т/сут Дебит жидкости. ст.м3/сут Обводнённость Накопл. добыча нефти ,тыс.т
01.04.2017 213,836 310,813 0,173983 6415,09
01.04.2018 43,6368 118,892 0,559335 26578,1
01.04.2019 21,0655 108,129 0,766096 37018,2
01.04.2020 14,2197 101,758 0,832224 43189,8
01.04.2021 11,1 96,4345 0,861803 47704,3
01.04.2022 9,29004 92,0565 0,878837 51370,9
01.04.2023 8,08573 88,5925 0,89042 54511,9
01.04.2024 7,19869 85,834 0,899307 57287,5
01.04.2025 6,66788 84,1367 0,90485 59184
01.04.2026 5,97284 81,9962 0,912543 62041,2
01.04.2027 5,54059 80,7796 0,91765 64133,3
01.04.2028 5,17911 79,9137 0,922189 66087,4
01.04.2029 4,88082 79,3056 0,926108 67917,2
01.04.2030 4,62826 78,8735 0,929548 69647,7
01.04.2031 4,40862 78,5429 0,932609 71292,5
01.04.2032 4,2164 78,3106 0,935356 72867,6
01.04.2033 4,0396 78,1472 0,937937 74371,5
01.04.2034 3,87768 78,0615 0,940359 75813,4
01.04.2035 3,73484 78,0085 0,942517 77200
01.04.2036 3,59323 77,9854 0,94468 78648,7
01.04.2037 3,47907 77,9656 0,946424 79831,4
01.04.2038 3,36308 77,9576 0,948205 81078,1
01.04.2039 3,25526 77,9522 0,949862 82284
01.04.2040 3,15509 77,9554 0,951407 83455,4
01.04.2041 3,06095 77,965 0,952863 84588,3
01.04.2042 2,97177 77,9891 0,95425 85687,8
01.04.2043 2,8856 78,017 0,955593 86755,3
01.04.2044 2,8035 78,0506 0,956875 87795
01.04.2045 2,7257 78,082 0,958088 88802,8
01.04.2046 2,65157 78,112 0,959244 89782,9
01.07.2047 2,5627 78,1489 0,960629 90970,3

Накопленная добыча по скв.15 за 30 лет составила 90.9, тыс.т. Дебит жидкости по сравнению с начальным годом упал более чем на 60%, обводненность увеличилась с 17% до 96%. Дебит нефти к концу прогноза упал до 2,5 т/сут

Рис. 4.13 Зависимости дебита жидкости, дебита нефти, накопленной добычи по скважине 18 _бс от количества лет разработки.

Рис 4.14. Зависимость обводненности по скважине 18_Бс от количества лет разработки.

4 вариант

Производятся зарезки боковых стволов16,15,18 скважин в режиме добычи.

Таблица 4.5 – Прогноз основных технологических показателей работы скважин в режиме добычи по скв.16_бс

Дата Массовый дебит нефти. т/сут Дебит жидкости. ст.м3/сут Обводнённость Накопл. добыча нефти ,тыс.т
01.04.2017 61,5744 159,244 0,535758 6842,18
01.04.2018 39,636 132,964 0,642098 25911,1
01.04.2019 29,4783 108,982 0,675247 38131,1
01.04.2020 22,4981 92,0522 0,70656 47391,3
01.04.2021 17,6983 80,1802 0,734984 54543,7
01.04.2022 14,4422 71,7213 0,758236 60275,1
01.04.2023 12,2618 65,6065 0,775605 65049,3
01.04.2024 10,7156 61,0575 0,789291 69181,8
01.04.2025 9,55344 57,6383 0,800999 72825,8
01.04.2026 8,64691 55,0264 0,811333 76100,5
01.04.2027 7,91637 53,0266 0,820758 79083,9
01.04.2028 7,31779 51,4877 0,829359 81837,1
01.04.2029 6,81798 50,3031 0,83727 84386,3
01.04.2030 6,39018 49,3743 0,844611 86769
01.04.2031 6,03205 48,6617 0,851172 89011,3
01.04.2032 5,70413 48,0993 0,857617 91136
01.04.2033 5,40954 47,6517 0,863702 93142,4
01.04.2034 5,14798 47,3021 0,869334 95048,9
01.04.2035 4,91841 47,0232 0,87442 96866,8
01.04.2036 4,71194 46,8052 0,879131 98611,3
01.04.2037 4,52523 46,6333 0,883493 100280
01.04.2038 4,35264 46,4967 0,887607 101885
01.04.2039 4,19736 46,3884 0,891364 103430
01.04.2040 4,05185 46,2996 0,894929 104925
01.04.2041 3,91637 46,2257 0,89828 106365
01.04.2042 3,79187 46,1633 0,90138 107758
01.04.2043 3,67721 46,1127 0,904258 109108
01.04.2044 3,56893 46,0694 0,906989 110422
01.04.2045 3,46736 46,0345 0,909568 111694
01.04.2046 3,37218 46,0064 0,911997 112931
01.07.2047 3,25978 45,9733 0,914869 114429

Накопленная добыча по скв.16 за 30 лет составила 114, тыс.т. Дебит жидкости по сравнению с начальным годом упал более чем на 65 %, обводненность увеличилась с 53% до 91%. Дебит нефти к концу прогноза упал до 3,2 т/сут

На основе получившихся данных по прогнозу, построены зависимости дебита жидкости, дебита нефти, накопленной добычи, обводненности продукции по скв.16 _бс от количества лет разработки.

Рис 4.15.Зависимости дебита жидкости, дебита нефти, накопленной добычи по скважине 16 _бс от количества лет разработки

Рис 4.16. Зависимость обводненности по скважине 16_Бс от количества лет разработки.

Таблица 4.6 – Прогноз основных технологических показателей работы скважин в режиме добычи по скв.15_бс

Дата Массовый дебит нефти. т/сут Дебит жидкости. ст.м3/сут Обводнённость Накопл. добыча нефти ,тыс.т
01.07.2017 203,251 293,92 0,169749 6097,52
01.07.2018 32,1215 71,6765 0,461945 22772,2
01.07.2019 12,6276 46,1822 0,671714 29796
01.07.2020 7,061 34,2489 0,752471 33149,2
01.07.2021 4,63675 26,516 0,790052 35199,3
01.07.2022 3,27955 20,8721 0,811351 36603,3
01.07.2023 2,41003 16,5453 0,825114 37618,1
01.07.2024 1,8044 13,1871 0,835718 38373,9
01.07.2025 1,35521 10,4838 0,844799 38940,4
01.07.2026 1,01105 8,28535 0,85349 39363,9
01.07.2027 0,755509 6,58499 0,86225 39680,1
01.07.2028 0,560138 5,25145 0,871937 39916,2
01.07.2029 0,420235 4,26681 0,881751 40091,4
01.07.2030 0,330456 3,55477 0,888388 40225,9
01.07.2031 0,279967 3,13196 0,892676 40308,8
01.07.2032 0,22972 2,68058 0,897109 40400,5
01.07.2033 0,186966 2,26789 0,90102 40494,3
01.07.2034 0,163914 2,03608 0,903344 40557,6
01.07.2035 0,147685 1,86449 0,904899 40614,1
01.07.2036 0,135228 1,73882 0,906627 40665,6
01.07.2037 0,125851 1,6472 0,908269 40713
01.07.2038 0,118681 1,58389 0,910037 40757,5
01.07.2039 0,11309 1,5415 0,911918 40799,6
01.07.2040 0,108562 1,51409 0,913914 40840,1
01.07.2041 0,104876 1,49801 0,915944 40878,9
01.07.2042 0,101852 1,49125 0,917997 40916,6
01.07.2043 0,0992737 1,49145 0,920084 40953,3
01.07.2044 0,0969586 1,49478 0,922122 40989,1
01.07.2045 0,094968 1,50173 0,924073 41024,1
01.07.2046 0,0932081 1,51188 0,925981 41058,4
01.07.2047 0,0910233 1,52452 0,928315 41100,4

Накопленная добыча по скв.15 за 30 лет составила 41.1, тыс.т. Дебит жидкости по сравнению с начальным годом упал более чем на 200%, обводненность увеличилась с 16% до 92%. Дебит нефти к концу прогноза упал до 0,09 т/сут.

На основе получившихся данных по прогнозу, построены зависимости дебита жидкости, дебита нефти, накопленной добычи, обводненности продукции по скв.15_бс от количества лет разработки

Рис 4.17.Зависимости дебита жидкости, дебита нефти, накопленной добычи по скважине 15 _бс от количества лет разработки

Рис 4.18. Зависимость обводненности по скважине 15_Бс от количества лет разработки.

Таблица 4.6 – Прогноз основных технологических показателей работы скважин в режиме добычи по скв.15_бс

Дата Массовый дебит нефти. т/сут Дебит жидкости. ст.м3/сут Обводнённость Накопл. добыча нефти ,тыс.т
01.07.2017 44,3875 118,307 0,54954 1331,63
01.07.2018 14,4732 43,1489 0,597281 7089,93
01.07.2019 7,46862 25,2602 0,645014 10775,1
01.07.2020 4,19042 16,8357 0,701164 13271,3
01.07.2021 3,00443 13,7184 0,737054 14545,3
01.07.2022 2,30459 11,8411 0,766326 15493,7
01.07.2023 1,84835 10,5698 0,790045 16239,2
01.07.2024 1,52948 9,65539 0,809813 16849,4
01.07.2025 1,29138 8,93653 0,826503 17358,6
01.07.2026 1,15241 8,48853 0,837002 17690,7
01.07.2027 0,974412 7,90551 0,852014 18170,5
01.07.2028 0,870975 7,56534 0,861776 18505,8
01.07.2029 0,79415 7,31922 0,86973 18807,7
01.07.2030 0,736774 7,14734 0,876235 19085,8
01.07.2031 0,693083 7,02662 0,881574 19345,7
01.07.2032 0,651424 6,92834 0,887113 19652,5
01.07.2033 0,631288 6,89081 0,890007 19827,3
01.07.2034 0,613766 6,86559 0,892667 19997,5
01.07.2035 0,589215 6,84409 0,896637 20271,2
01.07.2036 0,57246 6,83962 0,899511 20483,5
01.07.2037 0,557767 6,84378 0,902149 20689,5
01.07.2038 0,544698 6,85446 0,904591 20890,4
01.07.2039 0,532846 6,87013 0,90688 21086,9
01.07.2040 0,521998 6,88937 0,90903 21279,7
01.07.2041 0,512136 6,91105 0,911029 21468,3
01.07.2042 0,503122 6,93408 0,912885 21653,4
01.07.2043 0,49473 6,9579 0,914632 21835,3
01.07.2044 0,486882 6,98193 0,916275 22014,9
01.07.2045 0,479652 7,00551 0,917796 22191,1
01.07.2046 0,472687 7,02876 0,919258 22364,8
01.07.2047 0,46621 7,05142 0,92062 22536,1

Накопленная добыча по скв.18 за 30 лет составила 22, 5 тыс.т. Дебит жидкости по сравнению с начальным годом упал более чем на 95 %, обводненность увеличилась с 54% до 92%. Дебит нефти к концу прогноза упал до 0,46 т/сут.

На основе получившихся данных по прогнозу, построены зависимости дебита жидкости, дебита нефти, накопленной добычи, обводненности продукции по скв.18_бс от количества лет разработки

Рис 4.19.Зависимости дебита жидкости, дебита нефти, накопленной добычи по скважине 18 _бс от количества лет разработки

Рис 4.18. Зависимость обводненности по скважине 18_Бс от количества лет разработки.

4.3 Сравнение результатов применения ЗБС и эксплуатационного бурения (ЭБ) по результатам прогноза

Основываясь на данных из прогноза технологических показателей работы скважины, была получена суммарная накопленная добыча нефти за

30 лет по каждой рассматриваемой скважине.(табл.)

Учитывая среднюю стоимость нефти марки Urals, а также текущий курс американского доллара, подсчитана прибыль компании за 30 лет по каждой скважине по формуле:

(Np*ССН*К )д

П

0,1364

Где:

П – прибыль, получаемая компанией за 30 лет эксплуатации скважины в процессе разработки, рос.руб.;

Np – суммарная накопленная добыча нефти, тыс.т.;

ССН – средняя стоимость нефти марки Urals, $ ; Кд – текущий курс американского доллара, руб.

С учетом средней стоимости затрат на мероприятия по зарезке бокового ствола и эксплуатационного бурения, высчитывалась чистая прибыль компании от накопленной добычи нефти за 30 лет по каждой исследуемой скважине:

ЧП П CCМ  ;

Где:

ЧП – чистая прибыль компании от накопленной добычи за 30 лет эксплуатации скважины в процессе разработки, рос.руб.;

П – прибыль, получаемая компанией за 30 лет эксплуатации скважины в процессе разработки, рос.руб.;

ЗМ – средняя стоимость проведения мероприятия по ЭБ и ЗБС.

С целью усовершенствования экономического расчета было введено понятие дисконтирование денежных потоков, то есть приведение стоимости будущих (ожидаемых) денежных платежей к текущему моменту времени.

Дисконтирование денежных потоков основывается на важном экономическом законе убывающей стоимости денег. Другими словами, со временем деньги теряют свою стоимость по сравнению с текущей, поэтому необходимо за точку отсчета взять текущий момент оценки и все будущие денежные поступления (прибыли/убытки) привести к настоящему времени. Для этих целей используют коэффициент дисконтирования.

Дисконтирование денежных потоков:

n

CFi

DCF  i ;

i1 (1r) Где:

DCF (Discounted cash flow) – дисконтированный денежный поток; CF (Cash Flow) – денежный поток в период времени I; r – ставка дисконтирования (норма дохода);

n – количество временных периодов, по которым появляются денежные потоки.

Ключевым элементов в формуле дисконтирования денежных потоков является ставка дисконтирования. Ставка дисконтирования показывает, какую норму прибыли следует ожидать инвестору при вложении в тот или иной инвестиционный проект.

Ставка дисконтирования = Безрисковая ставка + Премия за риск;

За безрисковую ставку была взята ключевая ставка ЦБ РФ. Ключевая ставка ЦБ РФ на настоящий момент составляет 15% и премия за риски 10%.

Вариант 1 Работает только пробуренная скважина 16_bs.

Вариант 2 Работает уже пробуренная скважина 16_st , бурится скважина 18_st ,без системы поддержания пластового давления.

Вариант 3 Производятся зарезки 16 и 15 скважин, 18 скважина в ППД с приемистостью 282 куб метра/сут

Вариант 4 Производятся зарезки боковых стволов 15, 16. 18 скважин в режиме добычи.

Таблица 4.3.1 – Сравнение результатов применения ЗБС и эксплуатационного бурения (ЭБ) по результатам прогноза

Название скважины Суммарная накопленная добыча

нефти за 30 лет

разработки, тыс.т.

Средняя

цена за 1 баррель нефти марки

Urals, ам.долл.

Курс доллара Получаемая прибыль(с

учетом

дисконтирования),млн.руб.

Чистая

прибыль, руб.

16_бс 141 50,53 57,48 3 056,057 3 259 545 740
16,18(без

ППД)

157 3 442,613 3 507 400 895
18,16(
зарезки Бс) 210 4 596,821 4 844 783 262
15,16,18 в режиме добычи 180 3 310,511 3 624 461 403

По результатам, полученным в таблице, можно сделать следующие выводы:

Наиболее оптимальным и экономически рентабельным является вариант 3,При котором прибыль составляет 4 844 783 262 руб.

Экономическая оценка вариантов разработки месторождения «Х» проведена с целью выбора наиболее эффективной системы разработки.

Технико-экономический анализ проектных решений разработки проведен по месторождению в целом, по четырем технологическим вариантам разработки участка месторождения.

5 Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение

Целью экономического расчета является подсчет стоимости проведения мероприятия по зарезке боковых стволов скважин на Х месторождении компанией ОАО «Томскнефть», расчет 4 вариантов зарезки бокового ствола и выбор стоимости оптимального варианта работы скважин.

Зарезка боковых стволов — это эффективная технология, позволяющая увеличить добычу нефти на старых месторождениях и коэффициент извлечения нефти из пластов, вернуть в эксплуатацию нефтяные скважины, которые не могли быть возвращены в действующий фонд другими методами. Путем бурения боковых стволов в разработку вовлекаются ранее не задействованные участки пласта, а также трудноизвлекаемые запасы нефти, добыча которых ранее не представлялась возможной.

Применение технологии зарезки боковых стволов (далее ЗБС) способствует увеличению нефтеотдачи пластов и фактически заменяет уплотнение скважин. Соответствующие технологии помогают сохранить скважину и сэкономить затраты на ее освоение.

5.1 Расчет времени на проведение мероприятия по ЗБС

Определим нормы времени для зарезки бокового ствола скважины.

Время на проведение мероприятия включает себя следующие этапы: подготовительные работы, исследование состояния скважины, ликвидация нижнего слоя основного ствола, подготовка цементного моста, клинаотклонителя, подготовка окна в обсадной колонне, бурение ствола, крепление скважины, освоение скважины.

Согласно справочнику «Единые нормы и расценки на строительные, монтажные и ремонтно-строительные работы. Сборник Е14» время на выполнение мероприятия представлено в таблице5.1.

Таблица 5.1 – Время на выполнение мероприятия

Операция Общее время,

ч

Спуск компоновки в скважину на необходимую глубину 30
Установка якорного устройства в обсадной колонне, проверка осевой нагрузкой надежность крепежа 40
Определение положения ориентационного паза гироскопическим инклинометром или иным способом. 27,7
Спуск в скважину компоновки, состоящей из направляющего патрубка с ориентационной шпонкой, удлинителя, клина. 40
После выполнения работ по вырезке технологического окна, бурения бокового ствола производится извлечение уипстока из скважины. 26,6
В скважине устанавливается другой вид уипстока для крепления бокового ствола «хвостовиком». 53,3
Вырезание верхней части «хвостовика» и извлечение уипстока. 22,4
Итого: 240

Вывод: Общее время на мероприятие по ЗБС будет равно 240 ч.

5.2 Расчет количества необходимой техники и оборудования

В процессе зарезки боковых стволов скважин потребуется следующая техника: буровая установка. В качестве такой установки была принята МБУ125 — Мобильная буровая установка.

Установка МБУ125 предназначена для бурения ротором и забойными двигателями эксплуатационных и разведочных скважин. Условная глубина бурения скважин — 2700 метров (при бурении колонной 28 кг/м).

Установка состоит из следующих блоков:

повышенной грузоподъемности;

Кроме подъемной установки, в технологическом процессе проводки второго ствола скважины применяются еще разнообразное оборудование и механизмы, перечислим основные из них:

установленное на прицепе входят: мастерская и склад для хранения ручного инструмента; бытовое помещение для мастера вместе с откидной кроватью и шкафами для буровых журналов; навес хранения инструмента для ловильных и спуско-подъемных операций;

20 МПа, габаритные размеры 1461х502х470 мм, вес 930 кг;

5.3 Затраты на амортизационные отчисления

Затраты определяются, исходя из балансовой стоимости основных производственных фондов и нематериальных активов и утвержденных в установленном порядке норм амортизации, учитывая ускоренную амортизацию активной части. Нормы амортизации для мобильной буровой установки выбираем согласно единым нормам амортизационных отчислений согласно постановлению Правительства РФ от 01.01.2002 N 1 (ред. от 07.07.2016) «О Классификации основных средств, включаемых в амортизационные группы»

Таблица 5.2. – Расчет амортизационных отчислений при зарезке боковых

стволов скважин ОАО «Томскнефть».

Объект Стоимость руб. Норма амортизации

%

Норма амортизации в год, руб. Норма амортизации в час, руб. Колво Время работы, час. Сумма амортизации, руб.
Установка УЛБ

130

43000000,

0

14,3 6149000,0 701,9 1,0 240,0 168465,8
Прицеп 900000,0 10,8 97200,0 11,1 1,0 240,0 2663,014
Сдвоенный плашечный противовыбросов ый превентор 400000,0 14,3 57200,0 6,5 1,0 240,0 1567,123
Секционный стеллаж 50000,0 10,0 5000,0 0,6 1,0 240,0 136,9863
Вибросито одинарное двухпалубное 150000,0 8,0 12000,0 1,4 1,0 240,0 328,7671
Перемешиватель бур. раствора 600000,0 9,1 54600,0 6,2 3,0 240,0 1495,89
Центробежный насос«Nexus» 1000000,0 12,5 125000,0 14,3 3,0 240,0 3424,658
Итого 178082,2

Вывод: амортизационные отчислений при зарезке боковых стволов скважин ОАО «Томскнефть» составляют 178082,2 руб.

5.4 Затраты на материалы

Стоимость материалов на проведение мероприятия по зарезке боковых стволов компанией ОАО «Томскнефть» приведена в таблице 5.4

Таблица 5.4 – Стоимость материалов на проведение мероприятия по ЗБС

Наименование материалов ОАО «Томскнефть»
Кол-во, кг. Цена, руб. Сумма,

руб.

1 НКТ, 60мм 50 37500 1875000
2 Роторные фрезы 20 56000 1120000
3 Буровой раствор, м³ 140 1600 224000
8 Дизельное топливо 9500 35,8 340100
Итого: 3559100

Вывод: Стоимость материалов на проведение мероприятия по ЗБС составляет 3559100 руб.

5.5 Расчет заработной платы бригады

К расходам на оплату труда относятся:

Таблица 5.5 – Расчет заработной платы

Вывод: расчет заработной платы составляет 812475 руб.

5.6 Затраты на страховые взносы

Рассчитывая затраты на страхование от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний, выбираем класс XI с тарифом 1,2 для разведочного бурения (код по ОКВЭД 45.12)

Затраты на страховые взносы в Пенсионный фонд, Фонд социального страхования, Фонд обязательного медицинского страхования и обязательного социального страхования от несчастных случаев на производстве при зарезке боковых стволов скважин компанией ОАО «Томскнефть» представлены в таблице 5.6.

Таблица 5.6 – Расчет страховых взносов при зарезке боковых стволов

скважин ОАО «Томскнефть»

Показатель Технолог Мастер Бурильщик Машинист Помощник бурильщика Супервайзер Геофизик
Количество работников 1 1 1 1 1 1 1
ЗП, руб. 171120 149040 115920 104880 85560 115920 70035
ФСС (2,9%) 4962,48 4322,16 3361,68 3041,52 2481,24 3361,68 2031,015
ФОМС (5,1%) 8727,12 7601,04 5911,92 5348,88 4363,56 5911,92 3571,785
ПФР (22%) 37646,4 32788,8 25502,4 23073,6 18823,2 25502,4 15407,7
Страхов-ие от несчаст. случаев (тариф

1,2%)

2053,44 1788,48 1391,04 1258,56 1026,72 1391,04 840,42
Всего, руб. 171120 149040 115920 104880 85560 115920 70035
Общая сумма, руб. 253492,2

Вывод: общая сумма страховых взносов при зарезке боковых стволов скважин ОАО «Томскнефть» составляет 253492,2 руб

5.7 Затраты на проведение мероприятия

Таблица 5.7 – Затраты на проведение организационно- технического

мероприятия

Состав затрат
ОАО

ТомскНефть

Амортизационные отчисления 178082,2
Затраты на материалы 3559100
Оплата труда 812475
Страховые взносы 253492,2
Всего затрат(с учетом амортизационных отчислений 20%) 5763778,8

Вывод: затраты на проведение организационно-технического мероприятия сосотавляют 5763778,8 руб.

5.8 Технико-экономический анализ вариантов разработки

Обоснование коэффициентов извлечения углеводородов

Основываясь на данных из прогноза технологических показателей работы скважины, была получена суммарная накопленная добыча нефти за

30 лет по каждой рассматриваемой скважине.(табл.)

Учитывая среднюю стоимость нефти марки Urals, а также текущий курс американского доллара, подсчитана прибыль компании за 30 лет по каждой скважине по формуле:

(Np*ССН*К )д

П

0,1364

Где:

П – прибыль, получаемая компанией за 30 лет эксплуатации скважины в процессе разработки, рос.руб.;

Np – суммарная накопленная добыча нефти, тыс.т.;

ССН – средняя стоимость нефти марки Urals, $ ; Кд – текущий курс американского доллара, руб.

С учетом средней стоимости затрат на мероприятия по зарезке бокового ствола и эксплуатационного бурения, высчитывалась чистая прибыль компании от накопленной добычи нефти за 30 лет по каждой исследуемой скважине:

ЧП П CCМ  ;

Где:

ЧП – чистая прибыль компании от накопленной добычи за 30 лет эксплуатации скважины в процессе разработки, рос.руб.;

П – прибыль, получаемая компанией за 30 лет эксплуатации скважины в процессе разработки, рос.руб.;

ЗМ – средняя стоимость проведения мероприятия по ЭБ и ЗБС.

С целью усовершенствования экономического расчета было введено понятие дисконтирование денежных потоков, то есть приведение стоимости будущих (ожидаемых) денежных платежей к текущему моменту времени. Дисконтирование денежных потоков основывается на важном экономическом законе убывающей стоимости денег. Другими словами, со временем деньги теряют свою стоимость по сравнению с текущей, поэтому необходимо за точку отсчета взять текущий момент оценки и все будущие денежные поступления (прибыли/убытки) привести к настоящему времени. Для этих целей используют коэффициент дисконтирования.

Дисконтирование денежных потоков:

n

CF

DCF  i ;

i1 (1r)i Где:

DCF (Discounted cash flow) – дисконтированный денежный поток; CF (Cash Flow) – денежный поток в период времени I; r – ставка дисконтирования (норма дохода);

n – количество временных периодов, по которым появляются денежные потоки.

Ключевым элементов в формуле дисконтирования денежных потоков является ставка дисконтирования. Ставка дисконтирования показывает, какую норму прибыли следует ожидать инвестору при вложении в тот или иной инвестиционный проект.

Ставка дисконтирования = Безрисковая ставка + Премия за риск;

За безрисковую ставку была взята ключевая ставка ЦБ РФ. Ключевая ставка ЦБ РФ на настоящий момент составляет 15% и премия за риски 10%.

Существует 4 варианта оптимизации разработки участка месторождения методом зарезки бокового ствола и уплотняющего бурения:

Таблица 5.8– Сравнение результатов применения ЗБС и эксплуатационного

бурения (ЭБ) по результатам прогноза

Название скважины Суммарная накопленная добыча

нефти за 30 лет

разработки, тыс.т.

Средняя

цена за 1 баррель нефти марки

Urals, ам.долл.

Курс доллара Получаемая прибыль(с

учетом

дисконтирования),млн.руб.

Чистая

прибыль, руб.

16_бс 141 50,53 57,48 3 056,057 3 259 545 740
16,18(без

ППД)

157 3 342,613 3 207 400 895
18,16( зарезки Бс) 230 4 896,821 4 844 783 262
15,16,18 в режиме добычи 180 3 810,511 3 624 461 403

По результатам, полученным в таблице, можно сделать следующие выводы:

Наиболее оптимальным и экономически рентабельным является вариант 3,При котором прибыль составляет 4 844 783 262 руб.

Экономическая оценка вариантов разработки месторождения «Х» проведена с целью выбора наиболее эффективной системы разработки.

Технико-экономический анализ проектных решений разработки проведен по месторождению в целом, по четырем технологическим вариантам разработки месторождения.

Вывод: был проведен технико-экономический расчет стоимости проведения зарезки боковых стволов скважин компанией ОАО «Томскнефть», расчет стоимости чистой прибыли предприятия с учетом дисконтирования на основе 4 вариантов разработки месторождения «Х» и выбор наиболее экономически эффективного из них.

6 Социальная ответсвенность.

Социальная ответственность подразумевает под собой деятельность, направленную на разработку новых решений, обеспечивающих: исключение несчастных случаев; защиту здоровья работников; снижение вредных воздействий на окружающую среду; экономное расходование

невозобновимых природных ресурсов.

В данном разделе рассматривается место работы, где выполняется зарезка боковых стволов скважин на кустовой площадке Х месторождения на открытом воздухе при любых условиях и в любое время года.

Вредным производственным фактором (ВПФ) называется такой производственный фактор, воздействие которого на работающего в определенных условиях приводит к заболеванию или снижению трудоспособности.

К вредным производственным факторам относятся:

соответствии с ГОСТ 12.0.003-74 по-

дразделяются на физические, химические, биологические и психофизиологические. [1]

К опасным производственным факторам следует отнести, например,

возможность падения с высоты самого работающего, либо различных деталей и предметов; электрический ток определенной силы; раскаленные тела; оборудование, работающее под давлением   выше атмосферного, и т.д.

Вопросами охраны окружающей среды в ОАО “Томскнефть” ВНК придается большое значение. При разработке и эксплуатации X месторождения, происходит выделение вредных веществ. К таким объектам относятся: циркуляционная система, блок приготовления буровых растворов, дожимные насосные станции, где происходит сепарация газа, факел, емкости горюче смазочных материалов, шламовые амбары и др.

6.1 Анализ вредных производственных факторов

6.1.1 Вредные вещества

При эксплуатации скважин, производственных объектов на месторождении связаны с разливами нефти, порывами трубопроводов, возможностью воспламенения нефтяных паров и газа, их токсичностью, наличием аппаратов и трубопроводов, работающих под давлением, а также с применением разнообразных механизмов (насосы, компрессоры) и электроаппаратуры. Для устранения их и обеспечения безопасного ведения работ на производственной территории необходимо соблюдать противопожарные мероприятия и строго выполнять правила техники безопасности при ведении работ.

В процессе производственных операций рабочие могут подвергаться воздействию вредных газов и паров нефти, источником которых являются нарушения герметичности фланцевых соединений, механической прочности фонтанной арматуры, вследствие коррозии или износа регулирующих и предохранительных клапанов.

Предельно допустимые концентрации вещества согласно ГОСТ 12.1.005-88: азота диоксид – 2 мг/м3, бензол – 10 мг/м3, углерода оксид – 20 мг/м3. [2]

Коллективные средства защиты – устройства, препятствующие появлению человека в опасной зоне. Индивидуальной защиты: очки, защитные маски, противогазы.

6.1.2 Повышенный уровень шума

Шум исследуются при наличии на рабочем месте источников шума. Допустимые уровни шума для производственных объектов приведены в таблице. Затем оценивается превышение норм уровней шума, например, при работе ЦНС, установки статического и динамического зондирования, насосов при откачке воды и закачке рабочего агента в пласт и т.д. При необходимости разрабатываются коллективные или индивидуальные меры по их снижению [7] (табл. 6.1) .

Таблица 6.1 – Предельно допустимые уровни звукового давления [3]

№ пп Вид трудовой деятельности, рабочее

место

Уровни звукового давления, дБ, в октавных полосах со

среднегеометрическими частотами, Гц

Уровни звука и эквивалентные уровни
31,5 63 125 250 500 1000 2000 4000 8000 (в дБА)
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
2 Выполнение всех видов на постоянных рабочих местах и на территории предприятий 107 95 87 82 78 75 73 71 69 80
6.1.3 Отклонения показателей климата на открытом воздухе

При проведении работ на открытых площадках X нефтяного месторождения указываются:

Нормы параметров климата при работе на открытом воздухе зависят от климатических регионов, тяжести и времени выполняемых работ.

Нормирование параметров на открытых площадках не производится, но определяют конкретные мероприятия по снижению неблагоприятного воздействия их на организм рабочего [3].

6.2 Анализ опасных производственных факторов.

6.2.1 Механические опасности.

Любой объект, который может причинить человеку травму в результате контакта самого объекта (или его частей) с человеком, несет в себе механическую опасность. Опасная зона — это пространство, в котором возможно действие на работающего опасного или вредного

производственного фактора.

Механические опасности на предприятиях представляют собой движущиеся механизмы и машины, незащищенные подвижные элементы производственного оборудования; заготовки, материалы, разрушающиеся конструкции, острые кромки, стружка, заусенцы и шероховатости на поверхности заготовок, инструментов и оборудования, а также падение предметов с высоты. [4]

6.2.2 Давление

Превышение максимального допустимого давления, отказы или выхода из строя регулирующих и предохранительных клапанов. Высокий уровень давления в технологическом и оборудовании, и трубопроводах могут привести к разрушению оборудования и как следствие нанести травмы работникам в том числе не совместимые с жизнью. Для предотвращения возникновения инцидентов на производстве применяют средства измерения КИПиА и предохранительную арматуру.

6.2.3 Электробезопасность

В этом разделе отражаются требования безопасности, предъявляемые к электротехническим установкам,

являющимися источниками опасных факторов. Выдвигаются требования к работникам, занятым на обслуживании электрооборудования.

Известно, что поражение человека электрическим током возможно лишь при замыкании электрической цепи через тело человека, т. е. при прикосновении человека к сети не менее чем в двух точках. При этом повышенное значение напряжения в электрической цепи, замыкание которой может произойти через тело человека, является опасным фактором. В зависимости от условий производственной среды и нормативным документам, рассматриваются следующие вопросы: требования к электрооборудованию, анализ соответствия реального положения на производстве перечисленным требованиям, выбор и обоснование категории помещения по степени опасности поражения электрическим током, мероприятия по устранению обнаруженных несоответствий, обоснование мероприятий и средств защиты работающих от поражения электрическим током.

Основные коллективные способы и средства электрозащиты: изоляция токопроводящих частей (проводов) и ее непрерывный контроль; установка оградительных устройств; предупредительная сигнализация и блокировки; использование знаков безопасности и предупреждающих

плакатов; применение малых напряжений; защитное заземление; зануление; защитное отключение. При необходимости

производится расчет защитного

заземления, зануления, выбор устройств автоматического отключения.

Индивидуальные основные изолирующие электрозащитные средства способны длительно выдерживать рабочее напряжение электроустановок, поэтому ими разрешается касаться токоведущих частей под напряжением. В установках до 1000 В – это диэлектрические перчатки, инструмент с изолированными рукоятками, указатели напряжения [5].

Индивидуальные дополнительные

электрозащитные средства обладают недостаточной электрической

прочностью и не могут самостоятельно защитить человека от поражения током. Их назначение – усилить защитное действие основных изолирующих средств, с которыми они должны применяться. В установках до 1000 В – диэлектрические боты, диэлектрические резиновые коврики,

изолирующие подставки. В работе необходимо провести обоснование выбора

индивидуальных основных и дополнительных изолирующих электрозащитных средств данного рабочего места.

6.2.4 Пожаровзрывобезопасность

Одними из наиболее вероятных и разрушительных видов ЧС являются пожар или взрыв на рабочем месте. Пожарная безопасность представляет собой единый комплекс организационных, технических, режимных и эксплуатационных мероприятий по предупреждению пожаров и взрывов.

При написании раздела для зданий и сооружений определяется категория помещений по пожароопасности по НПБ 105-03 и класс зон взрывопожароопасности по СП 12.13130.2009. К техническим мерам – современные автоматические средства

сигнализации, методы и устройства ограничения распространения огня,

автоматические стационарные системы тушения пожаров, первичные средства пожаротушения. Тип, количество и размещение средств тушения пожаров определяют по нормам, приведенным в СП 5.13130.2009 [6].

6.3 Охрана окружающей среды

Основными типами антропогенных воздействий на природу,

являются:

отходами;

Общими мерами по охране окружающей среды являются:

Все линии сбора нефти и магистральные нефтепроводы должны выдерживать деформации почвы во время периода таяния. Любой ущерб, нанесенный окружающей среде за пределами участков разработки, должен быть ликвидирован.

Охрана атмосферного воздуха от загрязнения

В целях охраны атмосферы должны быть уменьшены выбросы легких фракций нефти от резервуаров, для этого необходимо:

  1. Обеспечение автоматического регулирования уровня в сепараторах

КСЦ;

  1. Монтаж и ввод в эксплуатацию установок улавливания легких фракций нефти из резервуаров (УЛФ);
  2. Внедрение гибких дисков-отражателей в резервуарах;
  3. Монтаж резервуарных конденсаторов;
  4. Снижение температуры нефти, поступающей в резервуары;
  5. Сокращение числа эксплуатационных нефтяных резервуаров

(замена герметичными буллитами);

  1. Ввод в эксплуатацию центробежных вертикальных сепараторов.

Для уменьшения потерь нефти в результате ее капельного уноса при сепарации необходимо:

  1. Применение устройства предварительного отбора газа с каплеуловителями в технологической схеме сепарации;
  2. Ввод в эксплуатацию сепарационных наклонных трубных установок

(УСТН ̶ 1);

  1. Ввод в эксплуатацию блочных автоматизированных сепарационных установок;
  2. Оснащение сепарационных установок блоками струйных насадок типа КС ̶ 1. Производственная деятельность предприятий нефтяной промышленности вследствие объективных и субъективных особенностей технологических процессов оказывает определённое техногенное воздействие на окружающую среду, основными видами которого являются:
  3. Изъятие земельных ресурсов для строительства объектов нефтегазодобычи.
  4. Нормативные выбросы в атмосферу и сбросы в водную среду и на рельеф побочных продуктов производственной деятельности.
  5. Извлечение с нефтью высокоминерализованных попутных вод.
  6. Захоронение отходов бурения.
  7. Выбросы вредных веществ в атмосферу. (Сжигание нефтяного газа на факелах, испарение легких углеводородных фракций в процессе хранения и транспортирования нефти, работа специальной автотехники).
  8. Аварийные разливы нефти и пластовых сточных вод. В результате указанных процессов в окружающую среду поступают различные вредные вещества:
    • углеводороды, сероводород, оксиды азота, сажа, оксиды

углерода, сернистый ангидрид ̶ при выбросах в атмосферу;

Охрана недр и окружающей среды

Одним из направлений деятельности отдела охраны окружающей среды и промышленной санитарии является проведение контроля за качеством поверхностной воды водотоков и водоемов, который осуществляется путем отбора проб воды в определенных точках и дальнейшего их анализа в лабораторных условиях. Постоянные пункты контроля за качеством воды водотоков располагаются: на пересечении водотоками границ месторождений, истоках рек, крупных протоках, где наблюдается изменения качества воды.

Пробы ежемесячно отбираются на определение содержания

нефтепродуктов ̶ основного показателя загрязнения поверхностной воды. Материалы обследования ежемесячно систематизируются с целью выявления масштабов, уровня и причин загрязнения. Ежемесячно результаты анализов поверхностной воды предоставляются в комитет по охране окружающей среды и природных ресурсов Администрации г. Тюмень.

6.4 Защита в чрезвычайных ситуациях

В основе аварий могут лежать как технические причины, так и человеческий фактор, они могут быть объективными и субъективными, а также быть следствием экологических и стихийных факторов. Необходимо разработать перечень мероприятий по повышению устойчивости проектируемого объекта (повышение прочности конструкций, резервирование запасов сырья, систем электро-газо-водоснабжения и т.д.). Главную опасность для экологии представляют аварии, в результате которых происходит нефтяной разлив (табл. 6.2)

Таблица 6.2 – Классификация чрезвычайных ситуаций, обусловленных разливами нефти и нефтепродуктов, в зависимости от объемов и площади разлива [1]

Масштаб чрезвычайной ситуации Объемы разлитой

нефти, тонн

Границы распространения

чрезвычайной ситуации

Локального значения 100 тонн разлившейся нефти /

нефтепродуктов

Площадь разлива охватывает территорию объекта
Местного значения 500 тонн разлившейся

нефти /

нефтепродуктов

Площадь разлива охватывает территорию населенного пункта, в котором расположен объект
Территориального значения 1000 тонн

разлившейся нефти / нефтепродуктов

Площадь разлива охватывает территории субъекта Российской

Федерации

Регионального значения 5000 тонн

разлившейся нефти / нефтепродуктов

Площадь разлива охватывает территории двух субъектов

Российской Федерации

Федерального значения Более 5000 тонн

разлившейся нефти / нефтепродуктов

Площадь разлива охватывает территории более двух субъектов

Российской Федерации

Существует несколько методов ликвидации разлива нефти:

механический, термический и физико-химический [7]

6.4.1 Механический метод ликвидации

Одним из главных методов ликвидации разлива ННП является механический сбор нефти. Наибольшая эффективность его достигается в первые часы после разлива. Это связано с тем, что толщина слоя нефти остается достаточно большой. При малой толщине нефтяного слоя, большой площади его распространения и постоянном движении поверхностного слоя под воздействием ветра и течения механический сбор достаточно затруднен.

6.4.2 Термический метод ликвидации

Основан на выжигании слоя нефти, применяется при достаточной толщине слоя и непосредственно после загрязнения, до образования эмульсий с водой. Этот метод применяется в сочетании с другими методами ликвидации разлива.

6.4.3 Физико-химический метод ликвидации

Физико-химический метод с использованием диспергентов и сорбентов эффективен в тех случаях, когда механический сбор ННП невозможен, например, при малой толщине пленки или, когда разлившиеся ННП представляют реальную угрозу наиболее экологически уязвимым районам.

6.5 Организационные мероприятия обеспечения безопасности

Общие требования к технике безопасности при зарезки боковых стволов.

Все работы по бурению, креплению и освоению БС должны выполняться с соблюдением требований, изложенных в правилах безопасности (ПБ-08-624-03. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности [23]), действующих региональных и отраслевых инструкциях и нормативных документах (РД 153-39-023-97. Правила ведения ремонтных работ в скважинах [8]):

  1. К производству работ по бурению БС допускаются лица, достигшие совершеннолетнего возраста, прошедшие обучение, ознакомленные с типовыми инструкциями и прошедшие дополнительный инструктаж по безопасному ведению работ при бурении, креплении и освоении.
  2. На объекте должен быть план ликвидации возможных аварий с определением обязанностей каждого члена бригады.
  3. Все члены бригады, участвующие в работах на объекте, должны знать способ оказания первой (доврачебной) помощи в соответствии действующими требованиями.
  4. Рабочие несут ответственность за нарушение норм и правил по охране труда в порядке, установленном правилами внутреннего трудового распорядка, КЗоТ РФ, УК РФ.
  5. Типовые схемы обвязки устьевого оборудования и коммуникаций для каждого месторождения разрабатываются по согласованию с Гостехнадзором и противофонтанной службой и утверждаются

организацией, ведущей разработкой месторождения.

  1. Объект строительства БС должен быть оборудован противопожарными устройствами и обеспечен противопожарным

инвентарем, согласно инструкции по противопожарной безопасности.

  1. При бурении БС в области охраны окружающей среды главным требованием является минимальное воздействие на почвенный покров, водоемы различного назначения, растительность и животный мир путем реализации экологически мало опасных и малоотходных технологий бурения скважин.

Требования безопасности при проведении подготовительных работ:

  1. Во время приема вахты бурильщик обязан ознакомиться с записями в вахтовом журнале, отражающими проделанную работу предыдущей вахтой и распоряжениями мастера.
  2. Совместно с бурильщиками предыдущей вахты проводится осмотр оборудования, инструмента, рабочей площадки. Проверяется исправность электроснабжения, заземления, освещения и связи. Рабочие места должны содержаться в чистоте и исправности, быть свободными от посторонних предметов. [9] В случае несоответствия рабочего места, оборудования и инструмента требованиям безопасности, вахта не принимается до устранения предыдущей вахтой выявленных нарушений.
  3. Бурильщик должен проверить наличие средств индивидуальной защиты, средств пожаротушения.
  4. В случае обнаружения нарушений, устранение которых не может быть проведено силами бригады, необходимо доложить мастеру или руководству цеха. Прием – сдача вахты оформляется записью в журнале с подписью бурильщиков.
  5. Результаты осмотра оборудования заносятся бурильщиков в «Журнал ежесменного осмотра оборудования».
  6. Перед производством работ на скважине с возможными гозонефтеводопроявлениями и поглощениями бурильщик обязан проверить:

Заключение

В ходе исследования были проведены:

− оценка текущего состояния разработки месторождения Х;

− прогноз основных технологических параметров работы скважин и альтернативных им скважин с боковыми стволами, на основе садаптированной модели.

Оценка эффективности применения зарезки боковых стволов для выработки запасов нефти на участке месторождения Х, показала:

− вариант с заменой эксплуатационного бурения скв.102 на зарезку бокового ствола скв. 15_St, оказался рентабельным.

− вариант с заменой эксплуатационного бурения скв.103 на зарезку бокового ствола скв. 18_бс, является рентабельным.

− расчет экономической части показал, что наиболее оптимальным вариантом разработки участка месторождения Х является 3 вариант, при котором вовлечены в разработку скважины 16_stb 18_st, чистая прибыль предприятия с учетом дисконтирования составит 2.745.081,167 руб.

Список публикаций студента

1 Дмитриева А. О., Дюндик А. С. // «Расчёт и анализ фильтрационноемкостных свойств пласта методом анализа добычи», XXМеждународный симпозиум студентов, аспирантов и молодых ученых имени академика М.А. Усова «Проблемы геологии и освоения недр»,2016 г.

2.Sergey Nikolaenko, Anzhelika Dyundik// Safety of gas pipelines and the problem of environmental protection // Journal of Economics and Social Sciences, 2016 г.

Список литературы

  1. ГОСТ 12.0.003-74 Опасные и вредные производственные факторы. Классификация.
  2. ГОСТ 12.1.005-88 «Нормативные содержания вредных веществ в воздухе рабочей зоны».
  3. СН 2.2.4/2.1.562-96 Шум на рабочих местах, в помещениях жилых, общественных зданий.
  4. ГОСТ 12.1.038-82 Система стандартов безопасности труда. Электробезопасность. Предельно допустимые значения напряжений прикосновения и токов.
  5. СП 12.13130.2009 Определение категорий помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности.
  6. ГН 2.1.6.695-98 Предельно допустимые концентрации (ПДК) загрязняющих веществ в атмосферном воздухе населенных мест.
  7. ПУЭ и ГОСТ 12.1.030-81 «Защитное заземление. Зануление».
  8. РД 153-39-023-97. Правила ведения ремонтных работ в скважинах.
  9. ПБ-08-624-03. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности
  10. Батурин А. Ю. Геолого-технологическое моделирование разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. – М: Изд. ВНИИОЭНГ,

2008 – 111 с.

  1. Косентино Л. Системные подходы к изучению пластов. – М. Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и

хаотическая динамика», 2007. – 400 с.

  1. Каневская Р. Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов. – МоскваИжевск: Институт компьютерных исследований, 2002. – 140 с.
  2. Справочное руководство ECLIPSE 2012.2.–Schlumberger.– 2012.– 2771с
  3. Дополнение к проекту разработки Х месторождения: Отчет, ТОМ I, Книга1, ТомскНИПИнефть / Гагарин А.Н.; г. Томск, 2011. — 100с.
  4. .Дополнение к проекту разработки Х месторождения: Отчет, ТОМ I, Книга 2, ТомскНИПИнефть / Гагарин А.Н.; г. Томск, 2011. -40с.
  5. .Анализ разработки Х месторождения, ОАО»Тандем» / Соколов В.С.; г.

Тюмень,2006. — 80c.

  1. Н.Ш. Хайретдинов, В.Е. Андреев, К.М. Федоров, Ю.А. Котенев. Прогнозирование методов увеличения нефтеотдачи для крупных нефтегазоносных регионов / Гилем.:Уфа, 1997 г
  2. . http://www.inbur.ru/articles/188-tekhnologii-zarezki-bokovykh-stvolov
  3. http://www.drillings.ru/ – Copyright © 2007-20011 Буровой портал, буровые установки.

Приложение

Приложение А.

Рисунок 2.2а – Тектоническая карта фундамента Западно-Сибирской плиты

(фрагмент) под редакцией И.С.Суркова (1981 г.)

Рисунок 2.2б – Условные обозначения к тектонической карте фундамента Западно-Сибирской плиты под редакцией В.С.Суркова (1981 г.) ОСОБЕННОСТИ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ

МЕТОДОМ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ

FEATURES OF HYDRODYNAMIC SIMULATION BY MEANS OF

ENHANCED OIL FORMATION RECOVERY

Студент

Группа ФИО Подпись Дата
2БМ5В Дюндик Анжелика Сергеевна

Консультант-лингвист кафедры

Должность ФИО Ученая степень, звание Подпись Дата
Ст. преподаватель Баранова Анастасия Викторовна

Introduction

The current state of the development of many long-term oil fields is characterized by a progressive increase in the water cut in production and a decrease in the rate of oil extraction. With the increase in deposit depletion, the structure and quality of reserves deteriorate. The volume of HTR reserves in the fields now accounts for more than half of industrial categories. Their development requires the use of new technologies and technical means, the search for which is strategic, and the application of enhanced oil recovery (EOR) is an important factor in ensuring the stability of oil production.

The concept of oil recovery

Oil recovery is the ratio of the amount of oil extracted from the reservoir to its original reserves in the reservoir. Current and final oil recovery are the terms to describe the concept of oil recovery. The term «current oil recovery» refers to the ratio of the amount of oil extracted from the reservoir at the time of reservoir development to the original geological reserves. The ultimate oil recovery is the ratio of the amount of accumulated oil production at the end of the deposit development to the initial reserves. Instead of the term «oil recovery», the term «oil recovery factor» is also used. The current oil recovery is variable in time and increases as the amount of oil extracted from the formation goes up. Therefore, the term «oil recovery factor» should be applied to the final oil recovery. Current oil recovery usually depends on various factors, such as the amount of water injected into the formation during waterflooding, the ratio of this quantity to the volume of the pores of the formation, the ratio of the amount of fluid removed from the formation to the pore volume of the formation, the water cut of the product, and simply from time to time.

Figure 1 shows a typical form of oil recovery versus time.

Figure 1 — Dependence of current oil recovery η on time t

It can be seen from Figure 1 that the growth rate of the current oil recovery of the reservoir is constantly decreasing and approaches the ultimate value of the final oil recovery. Consequently, the current oil production is also decreasing. The factors influencing oil recovery are divided into two groups: geological and physical. The dependence of oil recovery on the properties of the reservoir system and the technological conditions of reservoir production can be examined by analyzing the main factors influencing oil recovery. Typically, oil recovery is presented in the following way:

1 2 3, where

1 is displacement efficiency;

2 is formation coverage efficiency;

3 is formation coverage efficiency

The displacement efficiency is the ratio of the quantity extracted from the oil reservoir to its geological reserves, originally located in the flooded reservoir volume. The reservoir coverage by waterflooding efficiency is the ratio of oil reserves in the flooded reservoir volume to the initial geological reserves of oil in the formations seized by waterflooding. The formation coverage efficiency is the ratio of the initial geological reserves of oil in the formation covered by flooding to all the initial geological reserves of oil in the developed deposit.

The displacement efficiency rarely exceeds 0.6-0.7 and depends on many factors such as reservoir permeability, the presence of clay materials in the formation, the microinhomogeneity, oil viscosity, oil surface tension at the boundary with water, wetting of the rock by formation fluids, oil asphaltic-resinous properties, as well as the characteristics of the displacing agent. The low reservoir permeability, its microinhomogeneity, the presence of clays, the high viscosity of oil, the high content of paraffin and asphaltic-resinous components reduce the displacement efficiency.

The displacement efficiency, as a rule, is determined in the laboratory conditions on the reservoir models. In this case, it is not always possible to fully comply with the model similitude conditions to the real conditions of the formation. It is especially difficult to create similar physical and chemical parameters. Most accurately, the displacement efficiency can be determined by drilling the evaluation wells followed by selection and analysis of the core from the areas of the formation covered by flooding or another kind of impact.

At the same time, before the start of field development, laboratory data are used to compile the project documentation. The formation coverage efficiency depends mainly on the reservoir macroinhomogeneity, the presence of cracks and other areas of high permeability, through which the penetration of the injected agent is possible. This efficiency depends on the ratio of the viscosities of the displaced and displacing agents, the rate of oil withdrawal from the formation. The formation coverage efficiency depends on grid density and mutual arrangement of wells, as well as on the intermittence of individual interlayers. The distance between the wells should be selected on the basis of analysis of geological materials, correlation of well sections and hydrodynamic studies such as observation well testing.

Until now, there is no consensus on the impact of physical and chemical properties of the reservoir system on oil recovery, such as interfacial tension at the oil-water boundary and the nature of wettability of the rock. There is no consensus on the impact of displacement rate on oil recovery. The main reason for different opinions is objective and is due to the huge variety of properties of oil-bearing rocks and their saturating fluids, and the complexity combined with insufficient knowledge of the processes occurring in the formation. In general, the problem of increasing oil recovery should be solved for each specific deposit on the basis of a detailed study and analysis of the main factors affecting the oil recovery of the studied object.

It was noted earlier that when choosing methods for increasing oil recovery, it is necessary to take into account the forms of residual oil in the reservoir.

Residual oil in the reservoir exists in the following forms:

Involving such areas in production is the main reserve of enhanced oil recovery. To diagnose such areas, a detailed study of the deposit geological structure requires different methods: the construction of geological sections, correlation schemes, maps of the prevalence of individual interlayers. In addition, it is very important to conduct hydrodynamic studies of the interwell space by observation well testing. Special emphasis should be placed on oil recovery impact on the oil viscosity, the relationship between the viscosities of oil and the displacing agent, and the content of paraffin in oil. There is a common opinion that high oil viscosity of as well as high content of paraffin in oil is one of the main obstacles to achieving high oil recovery. It should be noted that the final oil recovery is largely determined by economic criteria. At the last stage of deposit development, oil production sharply decreases, while its watering increases. This is likely to increase the cost of oil production, and at some stage oil production may become unprofitable.

Annual additional production using these methods accounts for more than a quarter of total oil production. The distribution of oil production due to enhanced oil recovery methods shows that the most of it are provided by using physical methods — mainly sidetracking including horizontal sidetracking and formation hydraulic fracturing (FHF). The development of an optimal oil reservoir production strategy is currently based on the use of three-dimensional computer simulation models of hydrocarbon reservoirs, known as 3D geological and reservoir simulation models (RSM) [1].

On the one hand, increase in development efficiency is connected with the improvement of reservoir treatment technologies. On the other hand, introduction and development of methods for their modeling and analysis both on the basis of 3D models and with the use of geological-field analysis makes it possible to carry out research with greater precision. At the current level of software development for geological and hydrodynamic simulation, high demands are placed on user qualification in both theoretical background and software knowledge. Specialized simulators do not always have a sufficiently user-friendly interface, reflecting the specifics of the engineers’ work on designing and monitoring of the development, and require a lot of manual work to prepare the initial information, adapt the model and upload the simulation results in the form suitable for analysis. The Center for Geological and Hydrodynamic Simulation is working on improvement of efficient technologies for creation and use of priority facilities for monitoring purposes.

The working scheme of models can be presented as follows:

  1. The distribution of current reserves is located on the basis of a single geological and hydrodynamic simulation facility.
  2. Promising areas for geological and technical actions are carefully selected.
  3. A pie model is selected and the adaptation is adjusted on the site (by the pie model we mean the part not cut out from the unified model, but simply isolated, for example, by coarsening the compartments that surround the settlement site).
  4. Geological and technical actions are planned.
  5. The estimation of geological and technical actions is carried out on the basis of multivariate calculations including the forecast options analysis.
  6. Conclusions are made concerning the effectiveness and recommendations for carrying out the geological and technical actions.

Geological model

The geological model includes information on the geometry, structure, lithofacies composition, nature of saturation with geological and physical

properties.

The digital geological model is represented as the sets of blocks of properties or cubes. Researchers distinguish basic and additional cubes; where basic ones are: a cube of open porosity efficiency, initial gas-oil saturation, permeability, bound and critical water and oil saturation [1], while all other cubes are optional.

To build a three-dimensional geological model, the following initial data are used:

  1. Seismic survey of the territory
  2. Well data (coordinates, inclinometry, stratigraphic arrangements)
  3. Petrophysical research
  4. GIS data on well logging

The deposit framework is a collection of cells that are subsequently filled with properties. When constructing the simulation area in the horizontal plane, the size of the cells is selected depending on the size of the deposit and its type. In the vertical plane, the size of the cells is chosen to reflect the vertical heterogeneity of the formation as much as possible.

As a result, the smaller the size of the cells, the better it is possible to reflect the structure of the deposit; however, the calculation time of the model itself is greatly increased, which, perhaps, results in certain simulation technical contradictions.

At the next stage, a lithological model is constructed, and the filtrationcapacitive properties (FCP) are distributed. The data on lithology and FCP obtained from the results of the interpretation of geophysical studies of wells, are projected onto the grid cells and propagated in the interwell space.

The final stage of the geological model construction is its reliability assessment.

For the most part, this stage consists in comparing the values of the development object obtained as a result of simulation and actual values. The evaluation is performed on cross-rafts of open porosity efficiency, effective thicknesses, and by the ratio of balance reserves.

The hydrodynamic simulation

To create a hydrodynamic model, it is first necessary to perform scaling or upscaling of the geological model. The task of upscaling is to reduce the number of active cells and preserve the detailed geological integrity. In the resulting model, the nature of the distribution of the main filtration-capacitive, geometric and physical properties should be fully preserved.

After upscaling is completed, the hydrodynamic model must be initialized. The initialization process consists in entering data on the initial equilibrium state into the model. This includes data on the composition of fluids, the position of the water-oil contact, the reference depth, etc. At this stage, the first hydrodynamic calculation of the model is made, the initial geological reserves of oil, water and gas are calculated. Then, the calculated values are compared with the hydrodynamic simulation results and expert estimates.

The next step in creating a model is its adaptation. Adaptation of hydrodynamic simulation model is a procedure for validating a model, which consists in modeling past reservoir behavior and comparing it with actual historical data (History Matching).

Comparison of the calculated and actual dynamics of development indicators is a mathematically inverse problem. The essence of adaptation is to compare the final results, with their apparent inconsistency, the input data change, and then the calculation is repeated.

Adaptation is one of the most critical steps in the creation of the permanent geological and technological model. One of the most important aspects of such adaptation is the ambiguity of the results; in other words, several constructed models can give satisfactory adaptation, although none of them will reproduce the actual state of the formation to the desired extent. This is explained by the fact that only a limited number of known variables per a very large number of unknowns are known about the modeled system.

With manual adaptation, the whole sequence of actions to adapt the permanent geological and technological model is done by a specialist. After the first iteration, the engineer analyzes the results, corrects the parameter values, then starts a new series of calculations until the deviations between the actual and calculated values become less than the specified error. The analysis of the results for manual adaptation is basically the comparison of the dynamics graphs of the field data parameters and the model.

During the adaptation, the initial data is adjusted. Most often, cubes of permeability, critical and related water saturation change since these parameters tend to have the greatest uncertainty. Thus, the adaptation includes the following stages:

  1. Pressure adaptation:

The main parameter is bottomhole pressure. It is one of the easiest to measure since such measurements are available for each well. Comparison of actual development data and calculated values is important for studying general trends in pressure behavior.

  1. Adaptation of fluid flow rates:

When adapting, not only the coincidence of oil production volumes is taken into account; it is important that the cumulative production is coordinated in phases, i.e., the water cut and the gas factor must coincide.

There is no specific way for adapting the model, but it is possible to follow some simple but important advice. For example, M. Carlson suggests the following:

  1. Choose the simplest model;
  2. Try to change the parameters that have the greatest impact on the result;
  3. Try to change the parameters with the greatest uncertainty.

Upon completion of the configuration phase, the model contains all the raw data, adapted and ready to continue the modeling process. The next stage implies compiling and calculating various forecasting development options. A number of requirements and recommendations for field development are sent from the customer. For this field, the key planned indicators, as well as some subtleties of the ground infrastructure or design features, are indicated. To increase the chance of success, several forecasting options are being developed, each of which has a slightly different development concept. Based on the results of this stage, the development indicators of all options are compared, and then the most optimal one is selected. This option builds the required maps, graphs of dependencies, and a presentation is prepared [2].

Modeling methods in hydrodynamic simulators

Real simulation of EOR methods in hydrodynamic simulators often encounters technical problems associated with the lack of necessary simulator options, inconvenience of the interface often lacking information obtained from laboratory experiments and necessary for assignment in modeling programs. Obviously, full-scale modeling of EOR technologies such as prediction of fracture development, fluid inflow to a fracture from the formation, and movement of a multiphase flow in the fracture itself, or simulation of injection of various chemical reagents, is extremely difficult due to the need to know a large amount of data (geomechanical and/or rock adsorption properties, etc.), as well as the absence in most modern simulators of appropriate options that make it possible to carry out adequate simulation of technologies.

On the other hand, in models it is sufficient to simulate the result of the action of these methods such as dynamic change in well productivity, deterioration or improvement of the filtration properties of individual interlayers (cells), etc.

Currently, this method seems to be the most common, however, this approach also requires a large number of studies, which are not always cheap and do not give an unambiguous picture of the impact of geological and technical actions. Thus, for fracturing, determining the crack length, its orientation, and dynamic behavior is rather a complicated task for experimental investigation, and in this case, it is necessary to analyze the uncertainty of the crack parameters in one form or another. For flow deflection technologies, it is necessary at least to study the dynamic change in the inflow / intake profile.

Currently drilling of directional and horizontal lateral well bores along with hydraulic fracturing, physical and chemical impact, application of flow-deflecting technologies is considered as one of the most effective methods in the late stages of development. In fact, the approaches used in the well selection can be divided into two large groups: methods based on analysis of geological and field information, and direct geological and hydrodynamic simulation. When choosing wells for geological and technical actions, the development engineer of the territorial production enterprise uses all the accumulated experience to analyze the available geological and commercial information available: the results of geophysical and hydrodynamic well studies, reservoir studies, design features and well status, densities maps of current reserves and saturation, the results of similar actions in the same conditions, etc.

Today, substantiation of geological and technical actions efficiency based on the use of intelligent systems analysis and forecasting is becoming widespread, among them, neural networks, Kohonen maps, decision trees, etc. However, in most cases, simplified engineering techniques and complex intelligent systems do not make it possible to give direct answers to standard questions such as «In what direction should we drill the trunk, and at what depth should we open the reservoir?», «As far as the interference of wells is concerned, will sidetrack drilling be technologically and economically profitable in the whole area of development?»,» How to choose the optimal geometric characteristics of a sidetrack? «and others. In order to answer these questions correctly, it is advisable to use the most detailed deterministic geological actions.

It should be understood that the distribution of reservoir properties and reserves, even obtained with a deterministic approach to simulation, is quite probabilistic and should be evaluated from this point of view. Consequently, a large number of calculations are required for different entry points into the reservoir, with different orientations, depth and length of the wellbore. In this case, it may be necessary to change the operating modes of the surrounding wells in the area.

When evaluating the effect, along with the initial oil rates, it is necessary to estimate the accumulated production both by the well and by the site. Naturally, such calculations cannot be performed effectively in a manual mode, especially taking into account the limited capabilities of hydrodynamic simulators in this regard.

To solve this problem, an algorithm was developed and implemented in the form of a software product.); this algorithm makes it possible to:

The following procedures for specified parameters, the launch of options for calculation, postprocessing and the formation of a report using the program is automatic, which makes it possible to calculate the required number of options without direct expert’s involvement. Limitations arising in this sub-process are related only to the capabilities of computer technology.

Conclusion

The analysis of actual and calculated indices of horizontal lateral boreholes drilled in accordance with experts’ recommendations and undetected complications during drilling and operation (without overflows and cross flows behind the casing) shows the convergence of results. In this case, the term convergence is related to ratio actually obtained by the forecast for initial oil flow rate of about 80 % with a correlation of more than 60% while the convergence is estimated at 107% at flow rates from the fluid. The presented approach to working with the models in general and to planning and evaluation of effectiveness of sidetracks drilling, in particular, makes it possible to considerably reduce time costs and to use the possibilities and advantages of hydrodynamic simulation models thus improving the reliability of engineering decisions.

Bibliography

  1. West Virginia Geological and Economic Survey. 1997. Enhancement of the

Appalachian Basin Devonian Shale Resource Base in the GRI Prepared for: Gas Research Institute. December 1997.

  1. Dang, L., Peng, P., Zhou, G., Chen, Z., Phan, C. V., Walker, J., Zhao, J., Zhao,

Z. & Liu, G. 2013. First Openhole Sidetrack in Deep Horizontal Well Saves Time and

Lowers Cost: A Case Study. International Petroleum Technology Conference