Анализ эффективности ГРП на объекте АВ11-2 Самотлорского месторождения

 

Рисунок 3.2.9 - Объект АВ₁^1-2. Дополнительная добыча нефти на переходящем и возвратном фонде

Таблица 3.2.4 - Эффективность применения ГРП на различных категориях фонда скважин

Первая группа скважин (переходящий  фонд). Всего в анализируемый период было выполнено 160 операций. Суммарная дополнительная добыча нефти оценивается на уровне более 550 тыс. т или около 4 тыс.т на одну скважино-операцию. Коэффициент успешности работ - 90 %, эффективности – 72 %. Средний прирост дебита нефти составил более 10 т/сут, жидкости – около 40 т/сут. Обводненность продукции скважин в среднем выросла на 12 %. Продолжительность эффекта составляет 11 месяцев.

Максимальный прирост дебита нефти (около 50 т/сут) по данной группе скважин получен по скважине 29888. В основном же, начальный прирост дебита нефти менее 10 т/cут в 65 скважинах (41 %) и от 10 до 20 т/сут – в 67 скважинах (42 %) - (рис. 3.2.10).

Рисунок 3.2.10 - Объект АВ₁^1-2. Распределение переходящих скважин 
по приросту дебита нефти

Максимальная  дополнительная добыча нефти в анализируемый период получена по скважине 15889 и составила более 60 тыс. т.

В 50 скважинах  эффект от ГРП продолжается, основной причиной окончания эффекта является прерывания эффекта проведением  другого ГТМ – 55 скважин (34 %) (рис. 3.2.11).

На дату анализа  прекращение эффекта от ГРП в 3 скважинах группы (1,9 %) по причине перевода скважин в ППД. По 2 скважинам (1,3 %), в которых эффект от мероприятий завершился, причиной окончания эффекта явились аварийные ситуации на скважине.

 

 

Рисунок 3.2.11 - Объект АВ₁^1-2. Распределение переходящего фонда скважин по причинам окончания эффекта

Вторая группа скважин (возвратный фонд). Всего за анализируемый период проведено 398 операций на возвратном фонде. Суммарная дополнительная добыча оценивается на уровне около 1500 тыс. т или около 4 тыс. т на одну скважино-операцию. Проведенные операции также характеризуются высоким коэффициентом успешности работ - 97 % и эффективности – 86 %. Средний прирост дебита нефти составил более 10 т/сут, дебита жидкости – около 40 т/сут. Средняя продолжительность эффекта – 12 месяцев. Обводненность по скважинам в среднем составила 62,1 %. Обводненность свыше 80 % после проведения данного ГТМ получена в 28 % скважин (111 единиц). С обводненностью 40 % и менее после проведения ГРП было введено 82 скважины (21 %). Максимальное значение обводненности более 95 % получено по 16 скважинам в результате нарушения глинистой перемычки и поступления воды из объекта АВ₁³.

Основная часть  скважин (343 ед. или 86 %) до перевода на пласт  АВ₁^1-2 работали на пластах группы АВ с высоким содержанием воды в продукции скважин или находились в длительном бездействии по причине высокой обводненности.

Максимальный  дебит нефти получен в скв. 16554 и составил около 50 т/сут при обводненности 39,3 %. Основная доля скважин – 335 ед. или 84 % - вошли в работу с дебитами нефти менее 20 т/сут. Высокопроизводительные скважины с дебитами более 20 т/сут составляют 15 % (60 ед) (рис. 3.2.12).

Максимальная  дополнительная добыча нефти в 2007-2011 гг. получена по скважине 51123-2 и составила 32,7 тыс. т. Причиной высокго эффекта является большая продолжительность - 44 месяца, стабильный дебит жидкости (около 40 т/сут), за счет сбалансированной системы поддержания пластового давления, которая позволяет поддерживать постоянное пластовое давление в районе 120 атм.

Рисунок 3.2.12 - Объект АВ₁^1-2. Распределение возвратных скважин 
по приросту дебита нефти

На дату анализа  эффект от ГРП продолжается в 195 скважинах  группы (49 %). В 56 скважинах эффект от мероприятий окончен в связи  с низким дебитом или высокой  обводненностью. Также причинами  прекращения эффекта стали: ГТМ  – 131 ед., перевод в ППД – 2 ед., аварии на скважине – 14 ед. (рис. 3.2.13).

Рисунок 3.2.13 - Объект АВ₁^1-2. Распределение возвратных скважин 
по причинам прекращения эффекта

Из  вышеизложенного анализа можно  сделать вывод, что ГРП является более эффективным, чем глубокопроникающая перфорация, однако, в некоторых  случаях необходимо рассматривать  целесообразность применения глубокопроникающей перфорации как альтернативы ГРП.

• считать целесообразным применение ГРП только по новой технологии
• рекомендуется применять ГРП с РИР, для уменьшения обводненности продукции
• во время ГРП применять технологии, предупреждающие вынос проппанта
• продолжить практику широкого применения ГРП для интенсификации разработки объекта АВ1^1-2
• при планировании технологии процесса ГРП определять количество пропанта исходя из условия расхода пропанта не менее 3-х, но не более 5 т. на 1м. нефтенасыщенной эффективной толщины пласта, причём оптимальной концентрацией предлагается считать 4 тонны на 1м. нефтенасыщенной толщины.
• при планировании процесса ГРП на объектах, где может произойти прорыв воды рассматривать возможность применения глубокопроникающей перфорации вместо ГРП.

 

 

 

4. ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ

4.1 Обоснования мероприятий и анализ научно-технического развития

Основные направления  научно-технического прогресса нефтегазодобывающего предприятия:

1. Повышение среднего  дебита на новых скважинах  за счёт улучшения первичного  и вторичного вскрытия продуктивных  пластов, за счёт ГРП и за  счёт бурения горизонтальных  скважин.

2. Повышение среднего  дебита за счёт совершенствования  системы регулирования выработки  запасов, снижения темпа обводненности,  повышение уровня надёжности  оборудования и межремонтного  периода , оптимизация режима  работы системы скважина-пласт,  систематическая работа с призабойной  зоной пласта, совершенствование  работ по текущему и капитальном  ремонту скважин.

3. Повышение эффективного  использования разведанных запасов  нефти, конденсата и соответствующих  компонентов за счет использования  тепловых и физико-химических  методов .

4. Энерго- и ресурсосбережение,  обеспечение прогрессивных норм  расходов материально-технических  ресурсов.

Гидравлический  разрыв пласта используется для повышения  нефтеотдачи пластов месторождений вступивших в третью и четвертую стадии разработки, а также для освоения новых месторождений, где коллекторские свойства пластов оставляют желать лучшего.

В предыдущих частях курсового проекта был рассмотрен гидравлический разрыв пласта как элемент  разработки месторождения, техника  и технология гидроразрыва. Произведена оценка технологического эффекта, получаемого от проведения гидроразрывов. В этой части проводится экономическое обоснование целесообразности проведения ГРП.

4.2 Методика технологического обоснования НТП

Научно технический  прогресс - это улучшение параметров производства, техники и технологии.

Конкретные действия, направленные на улучшение определенных параметров производства НТП называются мероприятиями.

Технологический эффект - это улучшение каких-либо технологических или технических показателей, происходящее в результате проведения НТМ.

Экономический эффект считают на базе технологического эффекта.

Год, предшествующий получению технологического эффекта  называется расчетным годом.

Экономический эффект считается в виде потока денежной наличности.

Поток денежной наличности ПДН представляет из себя прирост прибыли чистой DП + амортизация А - капитальные вложения К.

ПДН определяется за каждый год расчетного периода.

 

ПДН=DП+ А – К         (4.1)

DП=DВр – З_тек – А – Н        (4.2)

 

где:

D Вр - прирост выручки от реализации;

 

DВр = DQ × Ц         (4.3)

 

З_тек - затраты текущие;

Н - налоги; DQ - прирост продукции;

Прирост добычи

 

Q= q × n × 365 × К_э          (4.4)

           Где: Q - добыча; q - суточная добыча; n - количество скважин;

К_э - коэффициент эксплуатации.

 

1) DQ =Dq× n_скв × 365 × К_э · n_в/100*p_н      (4.5)

2) DQ = q ×Dn × 365 × К_э        (4.6)

3) DQ = q × n × 365 × DК        (4.7)

 

Затраты текущие подсчитываются по следующей формуле:

 

З_тек = З_мер + З_{доп.доб}         (4.8)

 

Где З_мер - затраты на мероприятие;

З _{доп.доб} - затраты на дополнительную добычу.

Затраты на мероприятие  - затраты непосредственно связанные с проведением данного мероприятия и включенные в себестоимость.

 

З_мер = С/С_ед × n         (4.9)

 

где: n - количество проведенных мероприятий.

 

З_{доп.доб} = DQ × З_ус.-пер        (4.10)

 

где: З  _ус.-пер - условно переменные затраты.

 

З _ус.-пер = с/с × d_y.пеp / 100        (4.11)

 

где: d_у.пер - удельный вес условно переменных затрат, принят 36,5 %.

Капитальные затраты - единовременные затраты и они не включаются в себестоимость продукции, связаны с финансированием НИР и приобретением основных средств.

В рассматриваемом  в настоящем проекте расчете  не будут учитываться капитальные  затраты, ввиду их отсутствия при  проведении обработки ГРП.

Расчетный период определяется следующим образом:

1. Если мероприятие  связано с приобретением и  установкой оборудования (основных  средств), расчетный период принимается  равным сроку службы оборудования.

2. Если мероприятие  связано с интенсификацией добычи  нефти, расчетный период равен  4 годам.

3. Во всех остальных  случаях расчетный период равен  3 годам плюс время, связанное  с научными разработками.

Коэффициент дисконтирования.

Для учета фактора  времени путем применения коэффициента дисконтирования осуществляется приведение разновременных результатов и затрат к одному моменту времени.

a=(1+Е) ^tp-t           (4.12)

 

где: Е - норма дисконта, показывает процент доходности на капитал, в стабильных условиях принимается равным 0,15.

tp - расчетный год; t-текущий год, показатели которого приводятся к расчетному году.

Поток денежной наличности рассчитывается нарастающим  итогом до конца расчетного периода (накопленный поток денежной наличности).

 

НПДН=S ПДН         (4.13)

НПДН умножается на коэффициент дисконтирования соответствующего года и получается показатель, который называется чистая текущая стоимость.

ЧТС= НПДН × a         (4.14)

ЧТС и ПДН являются показателями, характеризующими выгоду предприятия от проведения мероприятия, причем ПДН соответствует поступлению денежных средств на расчетный счет предприятия. ЧТС представляет собой базу для принятия решения, при ЧТС = 0 - внедрение мероприятия.

При обосновании  одного варианта проекта для принятия решения достаточно чтобы ЧТС  имела знак (+).

При обосновании  нескольких вариантов, выбор осуществляется по наибольшей величине ЧТС.

4.3 Исходные данные

Исходные данные необходимые для расчета были взяты из годовых отчетов планового  отдела, за исключением цены на нефть  и себестоимости.

Эти данные являются коммерческой тайной, поэтому возьмем  примерные цифры. Расчетный период – 4 года

 

Таблица 4.1 Расчетные данные

Показатели		Года
	Ед. измер.	2009	2010	2011	2012
Число ГРП	шт.	112	138	105	-
Стоимость проведения ГРП	тыс. руб.	2000	2300	2500	-
Цена нефти	руб.	2000	2300	2500	2750
С/С нефти	руб.	860	1000	1600	1980
Коэффициент эксплуатации.	-	0,95	0,95	0,95	0,95
Удельный вес условно переменны  затрат	%	36,5	36,5	36,5	36,5
Прирост дебита после ГРП	т/сут	35,9	26,4	15,7	8,9