Анализ и повышение эффективности разработки месторождения имени Юрия Корчагина. Анализ и повышение эффективности разработки месторождения имени. 21. 03. 01. Нефтегазовое дело
 Скачать 1.4 Mb.
|
|
3.2 Расчет критического дебита газа для выноса жидкости После выбора необходимых лифтовых колонн для газовых скважин месторождения им. Ю.Корчагина были проведены расчеты по определению критического (минимально-допустимого) дебита газа, при котором на забое 55 газовой скважины не происходит накопления жидкости. Результаты расчетов представлены на рисунке 3.8.  Рисунок 3.8 – Результаты расчета минимального значения дебита газа для проектных газовых скважин неокомского яруса, обеспечивающего вынос жидкости с забоя На графике представлены кривая притока (Inflow) – поток флюида из пласта на забой скважины и кривая оттока (Outflow) – поток флюида от забоя до устья. Зеленая линия с проекцией на ось абсцисс, показывает минимальный дебит газа, при котором на забое скважины не происходит накопление жидкости. Таким образом, на основании приведенных расчетов (см. рисунок 6.8), минимальный дебит газа для газовой залежи неокомского яруса составляет порядка 95 тыс. м3/сут. Указанное ограничение по дебиту газа учитывалось при проведении расчетов показателей вариантов разработки. Отличительными особенностями разработки неокомской залежи месторождения им. Ю. Корчагина является то, что вскрытие продуктивных отложений с различными характеристиками коллектора производится горизонтальными стволами большой протяженности и, в связи с наличием 56 газовой шапки и подстилающих вод, возникает необходимость регулирования отборов из зон с различными коллекторскими свойствами, с целью предотвращения прорывов газа и воды. Для месторождения им. Ю. Корчагина рассмотрен вариант внутрискважинного оборудования с применением технологии «интеллектуального» заканчивания скважин. В основе технологии «интеллектуального» заканчивания имеются возможности: − эффективно эксплуатировать несколько разных продуктивных интервалов через одну скважину с целью оптимизации добычи; − контролировать разработку залежи в каждой зоне, с целью увеличения конечной нефтеотдачи; − выборочного интервального контроля прорывов газа и воды. Обзор мирового опыта и предложений фирм-производителей показал, что наиболее широко применяются два вида устройств для регулирования притока: − скважинные регулируемые клапаны, используемые для изменения расхода отбираемых из пласта флюидов. Данное оборудование позволяет оперативно, на основании данных внутрискважинного мониторинга, осуществлять регулирование отборов из каждой зоны, чем осуществляется равномерный приток по всей длине горизонтального участка. Управление осуществляется по гидравлическим линиям с поверхности в достаточно широкомдиапазоне; − нерегулируемые забойные штуцера (эквалайзеры), которые позволяют вести отборы из каждой зоны с заранее заданными параметрами, рассчитанными на основании геофизических и гидродинамически исследований. Установка нескольких эквалайзеров в каждой зоне, позволяет распределить депрессию по длине горизонтального участка. При применении в скважинах регулируемых клапанов, ограничения по количеству зон связано с возможностями изолирующих пакеров и устьевого 57 оборудования пропускать определенное число линий гидравлической и электрической связи. Применяемое на месторождении оборудование позволяет иметь на устьевой арматуре 9 герметичных вводов. В качестве скважинного регулируемого клапана используется интервальный распределительный клапан с плавным регулированием, который представляет собой дистанционно управляемое скважинное устройство регулирования дебита, обеспечивающее управление величиной притока из разных зон. Клапан является основной частью технологии «интеллектуального» заканчивания и используется где необходимо избирательное управление добычей или нагнетанием. Клапан позволяет оператору менять характеристики потока для интервала, не прибегая к внутрискважинным операциям. При использовании эквалайзеров, количество зон может быть увеличено, так как отсутствует необходимость в проводке гидравлических линий управления клапанами. При использовании штуцерных устройств (эквалайзеров), осуществляется разделение части ствола в продуктивной зоне на необходимое количество объектов с возможностью индивидуального контроля каждого из них, что обеспечивает равномерный приток по всей длине вскрытого интервала. Штуцерное устройство создает определенный перепад давления пропорционально плотности жидкости и линейной скорости. На основании условий конкретного пласта штуцеры предварительно регулируются, исходя из предполагаемых характеристик пласта, свойств флюида и величин расхода. Для получения необходимого эффекта регулировка должна соответствовать порядку величины перепада давления и коэффициенту продуктивности скважины. После уточнения неоднородности продуктивного пласта штуцеры могут заменяться (точно регулироваться) на буровой. 58 4 Экономическая часть Целью экономической части работы является расчет затрат и прибыли разработки месторождения для выяснения экономической целесообразности разработки месторождения им. Ю. Корчагина. 4.1 Расчет стоимости основных производственных фондов 4.1.1 Расчет капиталовложений Для реализации проекта по добыче нефти и газа на месторождении им. Ю. Корчагина необходимы следующие капиталовложения (таблица 4.1). Таблица 4.1 - Капиталовложения месторождения им. Ю. Корчагина
59 Стоимость вышеперечисленного оборудования на данный год составляет 1609 млн. рублей, но так как месторождение им. Ю. Корчагина начал свое функциональное развитие в 2010 году, расходы по его проекту будут расти до 2017 года в связи с новым бурением скважин. Расходы по транспортировке оборудования составляет 10% от стоимости оборудования. Монтаж данного оборудования вычисляется в процентном соотношении от стоимости оборудования – 15%. Расходы, связанные с бурением трех функционирующих скважин, составляет 98 млн. рублей. Из вышеперечисленных данных можно узнать стоимость капиталовложений на конец 2012 года по формуле: Кобщ =К1 + К2+К3+К4, (1) где К1- стоимость оборудования; К2 - затраты на монтаж; К3 - транспортные расходы; К4 - расходы на бурение. К2= К1×15% = 1609×0,15 = 241,3 млн. руб. К3= К1×10% = 1609×0,10 = 106,9 млн. руб. Кобщ =1609+241,3+106,9=1957,2 млн руб. Итого стоимость основных производственных фондов (капиталовложения) Кобщ = 1957,2 млн. руб. |