задача, ГРП. Оптимизация разработки участка месторождения Х путем бурения зарезок боковых стволов и уплотняющего бурения(Томская область)
 Скачать 4.23 Mb.
|
|
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. 53 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. 54 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 55 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 56 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 57 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 58 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. 59 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: Где: П – прибыль, получаемая компанией за 30 лет эксплуатации скважины в процессе разработки, рос.руб.; N p – суммарная накопленная добыча нефти, тыс.т.; ССН – средняя стоимость нефти марки Urals, $ ; К д – 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: 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. д (Np*ССН*К ) 0,1364 П ; ЧП П CCМ 60 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: 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 1 ; (1 ) n i i i CF DCF r 61 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. 62 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, клина- отклонителя, 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. 63 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 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 МБУ- 125 - 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: 64 подъемный блок на полноприводном шасси БАЗ-69099 повышенной грузоподъемности; мобильный блок бурового основания и приемных мостков на трехосном прицепе ОЗТП84701 А; Кроме подъемной установки, в технологическом процессе проводки второго ствола скважины применяются еще разнообразное оборудование и механизмы, перечислим основные из них: прицеп - мастерская вагонного типа, в оборудование 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; сдвоенный плашечный противовыбросовый превентор с номинальным проходным отверстием диаметром 179 мм. Рабочее давление 20 МПа, габаритные размеры 1461х502х470 мм, вес 930 кг; секционный стелаж для труб смонтирован на колесах; прицеп с трехсекционным резервуаром для бурового раствора объемом 21,4 м ; вибросито одинарное двухпалубное, оборудованное 3,75 кВт (5 л. с), 50 Гц; три перемешивателя бурового раствора; три центробежных насоса производства "Mission", тип "W". 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 3 65 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. Кол- во 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 66 Таблица 5.4 – Стоимость материалов на проведение мероприятия по ЗБС Вывод: Стоимость материалов на проведение мероприятия по ЗБС составляет 3559100 руб. 5.5 Расчет заработной платы бригады К расходам на оплату труда относятся: суммы, начисленные по тарифным ставкам, должностным окладам, сдельным расценкам или в процентах от выручки от реализации продукции (работ, услуг) в соответствии с принятыми на предприятии (организации) формами и системами оплаты труда; надбавки по районным коэффициентам, за работу в районах крайнего Севера и др. |