Определение технологической эффективности ГРП на объекте Усть-Балыкского месторождения, пласт БС

В районе 7-8 блоков дебиты нефти после ГРП вне зоны влияния закачки значительно выше дебитов нефти в зоне влияния закачки, в то время как дебиты жидкости одинаковы. Следовательно, в этом районе система ППД не оказывает положительного влияния на эффективность ГРП, к тому же в районе зоны влияния закачки трещины разрыва попадают в зону заводнения, в результате чего вместо ожидаемого прироста деби

та нефти происходит, в основном прирост дебита воды.

В районе первого блока эффективность ГРП в зоне влияния закачки несколько выше, чем вне зоны.

В районе 3, 4, 5 блоков все ГРП по увеличению нефтеотдачи практически не эффективны, однако после мероприятий по оптимизации получен больший приток жидкости к забою скважин – в отличии от остальных блоков.

Оценка продолжительности эффекта после применения технологии ГРП производится на основе темпов падения дебитов во времени. Для анализа использовались данные по скважинам с положительным эффектом (7 скважин 1 блока). Динамика работы скважин приведена в относительном времени, ведущем отсчет от даты проведения ГРП.

Продолжительность эффекта прироста дебита нефти для скважин 1 блока незначительна, предположительно эффект по дебиту нефти продлится до конца 2001 года (рис. 5.5).

Эффективность применения технологии гидравлического разрыва пласта определялась путем определения прироста фактической добычи нефти над базовым уровнем. Расчет дополнительной добычи нефти проводился для каждой обработанной скважины в отдельности. В качестве базового дебита использовалось последнее значение дебита нефти до проведения ГРП. Итоговые результаты сведены в табл. 5.3.

Как видно из таблицы 5.3 и рис. 5.6, вся дополнительная добыча нефти получена за счет ГРП в 3, 4, 5 блоках, с начала ввода мероприятия она составила 84,665 тыс. т. (12 скважин) или 7055 т на 1 скважино-операцию. Здесь во всех скважинах на протяжении всего анализируемого периода фактическая годовая добыча нефти выше базовой. Дополнительная добыча блоков 3, 4, 5 в сравнении с блоками 1, 7, 8 вышла большей по причине получения больших дебитов жидкости после ГРП в 3, 4, и 5 блоках.

Всего по месторождению за счет мероприятия ГРП на 1.04.2001года дополнительно получено 171,956 тыс. т нефти или 5547 т на 1 скважино-операцию.

Рис. 5.5 Экстраполированная динамика дебитов нефти и жидкости по 1 блоку на продолжительность эффекта ГРП.

Рис. 5.6 Дополнительная добыча нефти по блокам Усть-Балыкского месторождения в 2001 году.

Выводы:

1. На Усть-Балыкском месторождении с января 2000 года по март 2001 года фирмой «Шлюмберже Лоджелко Инк.» выполнена 31 операция ГРП. В августе – сентябре 2000 года была запланирована под ГРП скважина 1318 куст 55а, но от операции отказались, не прошел шаблон.

2. На 1.04.2001 г. за счет мероприятий ГРП по месторождению получено 171,956 тыс. т дополнительно добытой нефти или 5547 т на 1 скважино-операцию.

3. Гидроразрыв пласта на месторождении проводился с использованием жидкости разрыва на нефтяной основе с добавлением различных химических реагентов. Концентрация пропанта при проведении ГРП в среднем 0,4 т/м3 .

4. Большое влияние на успешность ГРП оказывает местоположение скважин, так в краевых зонах пласта оптимизация более успешна (блоки 1, 7, 8). В зоне активной разработки при плотной (»12 га/скв) сетке скважин и площадной семиточечной системе разработки – в основном увеличивается объем добычи жидкости, со значительным превышением кратности добычи жидкости над кратностью добычи нефти. То есть эффективность ГРП, очевидно, пропорциональна распределению остаточных запасов нефти по площади залежи.

5. Толщина пласта на эффективность ГРП практически не влияет.

6. В зависимости от базового дебита нефти все ГРП разделились на три группы:

qн<20 т/сут – 5 кратное увеличение дебита нефти после ГРП, над дебитом нефти до ГРП;

20 т/сут <qн<40 т/сут – 2 кратное увеличение;

qн>40 т/сут – не значительное увеличение дебитов нефти после ГРП, над дебитами до ГРП.

7. В ряде случаев после применения ГРП значительно возрастает добыча жидкости при незначительном увеличении добычи нефти, что объясняется попаданием трещин разрыва в заводненную зону (3, 4, 5 блоки, частично 6 блок).

8. Проведенный анализ не указывает на положительное влияние системы ППД на эффективность ГРП, возможно это результат значительной неравномерности охвата залежи горизонта Б10 заводнением.

9. Возможности дальнейшего применения ГРП по объекту вполне существенны. На 1.01.2000 года фонд скважин 1 блока значительно обводнен, поэтому ГРП там предположительно будет малоэффективно. Блоки 2, 3, 4, 5 и 6 находятся в разработке большее время нежели 1, 7, 8, 9 и 10, поэтому технологию применения гидравлического разрыва пласта на Усть-Балыкском, БС10 месторождении можно использовать на скважинах 3373, 3372 – 7 блока и скважинах 1429, 1453 – 8 блока.

6. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

6.1 Обоснование экономической эффективности проведения ГРП в ооо «усть-балыкский нефтепромысел»

6.1.1 Расчет показателей ПДН и ЧТС

Расчет по системе вышеперечисленных показателей производится по каждому варианту разработки месторождения по нижеприведенной методике:

ПДНt=Вt-Иt-Кt-Нt

Где:

ПДНt-поток денежной наличности полученный в t-ом году, тыс. руб;

Вt-выручка от реализации продукции в t-ом году, тыс. руб;

Иt-текущие затраты в t-ом году, тыс. руб;

Кt-капитальные затраты в t-ом году, тыс. руб;

Нt-налоги, выплачиваемые в t-ом году, тыс. руб;

При расчёте выручки по формуле целесообразно использовать цены предприятия на нефть без учёта акцизного налога и налога на добавленную стоимость:

Вt=DQt*Цt;

Где:

DQt-объём реализации нефти в t-ом году, тыс. тонн;

Цt-цена предприятия на нефть в t-ом году, руб/т.;

Текущие затраты представляют собой затраты на добычу нефти без амортизационных отчислений.

Нормативы текущих затрат разработаны на основе расчётной калькуляции себестоимости добычи нефти и сметы затрат ООО «Усть-Балыкский нефтепромысел».

Иt=Ипост+Ипер;

Где:

Ипост – постоянные расходы (основная и дополнительная заработная плата с отчислениями в социальные фонды, ремонтный фонд, содержание и эксплуатация оборудования, цеховые и общепроизводственные расходы).

Ипер=Иу.пер.*Qt;

Где:

Ипер – переменные затраты;

Иу.пер – условно переменные расходы (энергия по извлечению нефти из пласта, сбор, транспортировка и технологическая подготовка нефти) в расчёте на одну тонну нефти;

Капитальные затраты представляют собой единовременные затраты на создание скважин, объектов промыслового строительства и оборудования, не входящего в сметы строек.

Расчёт налогов предполагает определение размера налогов, относимых на финансовый результат и налога на прибыль.

После расчёта годовых потоков денежной наличности рассчитывается накопленный поток денежной наличности (НПДНt):

 Скачать реферат