Анализ разработки 3 нефтяного пласта I блока месторождения Центральная Оха.

Таким образом, периодическое изменение направлений фильтрационных потоков по площади, а также колебательные движения жидкости по направлениям, перпендикулярным к линиям тока, составляют сущность сочетания метода перемен направлений линий тока и циклического заводнения.

Важным фактором увеличения эффективности циклического заводнения является повышение давлений нагнетания, которое определяет не только темп разработки месторождения, но и способствует интенсификации добычи нефти и повышению нефтеотдачи за счет вовлечения в разработку пластов и пропластков, не участвовавших в отдаче нефти при обычных давлениях нагнетания. Увеличение охвата пластов заводнением по толщине продуктивного разреза в нагнетательных скважинах является важным технологическим критерием при выборе давления нагнетания. Подключение к разработке низкопроницаемых пластов приводит не только к росту дебита нефти, но и снижает обводненность продукции скважин. При циклическом заводнении нефтяных пластов периодическое повышенное изменение давления приведет к существенному дополнительному росту приемистости пластов за счет изменения проницаемости от давления и к более интенсивному распространению давлений, средних за цикл, по длине пласта. Следовательно, циклическое заводнение при повышенных давлениях нагнетания позволяет улучшить охват пластов воздействием за счет взаимодействия нелинейности процесса с его периодичностью и как результат - повысить нефтеотдачу пластов.

 

 

 

 

 

 

 

2.5 Оценка эффективности мероприятий по увеличению текущей добычи нефти и конечной нефтеотдачи пласта

 

 

Если мы хотим определить эффективность какого-либо дополнительного технического мероприятия по увеличению текущей добычи нефти и конечной нефтеотдачи пластов, то нужно рассчитать несколько вариантов Разработки нефтяной залежи, а затем сделать соответствующие выводы.

Существуют методики, которые помогают составит несколько вариантов разработки, а затем их сопоставить [8].

Суть данных методик заключается в том, что находится определенная линейная зависимость между основные показателями разработки и процентом обводненности, который может быть достигнут при проведение данных мероприятий. Исходные данные для расчетов для двух вариантов берутся одинаковые, приведенные в таблице 3, а затем мы расчетным путем находим коэффициенты, которые являются основой для всего расчета.

 

Таблица 3 – Исходные данные для расчета технологических показателей 3 пласта I блока.

№ п/п	Показатели	Размерность	Значение
1	Тип залежи		нефтяная, полнопластовая, тектонически экранированная.
2	Тип коллектора		терригенный
3	площадь нефтеносности	тыс.м2	806
4	Пористость	доли.ед	0,31
5	Нефтенасыщенность начальная	доли.ед	0,763
6	Водонасыщенность начальная	доли.ед	0,237
7	Проницаемость	мкм2	1,175
8	Пластовая температура начальная	МПа	8
9	Пластовое давление начальное	МПа	0,8
Продолжение таблицы 3
10	Вязкость нефти в пластовых условиях	мПа·с	545-124
11	Плотность нефти в пластовых условиях	кг/м3	951
12	Объемный коэффициент нефти	доли. ед	1,006
13	Вязкость воды в пластовых условиях	мПа·с	1,4
14	Плотность воды в пластовых условиях	кг/м3	1002
15	Плотность породы пласта	кг/м3	2250
16	Плотность окружающих пород	кг/м3	1930
17	Температура на забое нагнетательной скважины	ºС	215
18	Давление на забое нагнетательной скважины	МПа	2
19	Остаточная нефтенасыщеность при изотермическом вытеснении водой	доли.ед	0,33
20	Приведенный радиус скважины	м	0,1
21	Начальные балансовые запасы нефти	тыс.т	5042
22	Начальные извлекаемые запасы нефти	тыс.т	1882,2

 

 

В нашем случае мы предположили, что на месторождении Центральная Оха циклическое заводнение положительно влияет на повышение добычи нефти и уменьшения процента обводненности. Для оценки эффективности этого метода повышения КНИ составим два варианта разработки:

1. базисный – вариант разработки, где используется внутриконтурное заводнение, процент обводненности стремится к 98-99 %. КНИ =36%.
2. Второй вариант, где производятся мероприятия по увеличению КНИ – циклическое заводнеие. Здесь закладывается условие, что процент обводненности приближается к 85-90%.

Учтем, что нефть высоковязкая, то µ0=140.

С учетом тормозящего действия остаточной нефти соотношение подвижностей воды и нефти в пластовых условиях равно

       (1)

Количество воды, измеряемое в тоннах, необходимое для замещения 1 тонны нефти в пластовых условиях

       (2)

При этом коэффициент различия физических свойств нефти и вытесняющей воды

     (3)

Прослойная неоднородность нефтяного пласта ., которая определяется по формуле

Для составления вариантов разработки нужно рассчитать параметры, которые характеризуют эти варианты.

Пересчитаем начальные извлекаемые запасы нефти

  (4)

Где Qб - введенные в разработку к середине t-го года балансовые геологические запасы нефти, тыс т; Кно - проектный или фактический коэффициент нефтеотдачу продуктивных пластов, доли единицы; К1 - коэффициент дренирования объема нефтяных пластов при данной сетке скважин, учитывающий прерывистость пластов, а также их зональную неоднородность по проницаемости; К1а - коэффициент дренирования, вводимый для аномальных нефтей, учитывающий свойство этих нефтей на участках с низкими градиентами давления и в слоях с низкой проницаемостью образовывать структуру и становиться практически неподвижными; К2 - коэффициент вытеснения нефти в микрообъеме пласта при неограниченно большой прокачке вытесняющего агента, определяемый обычно в лабораторных условиях на образцах керна; в случае большого соотношения вязкостей нефти и вытесняющего агента при определении К2 путем экстраполяции экспериментальных данных необходимо, чтобы влияние различия вязкостей было устранено, т. е. необходимо перейти от реальных накопленных отборов жидкости к расчетным; К3 - коэффициент охвата вытеснением дренируемого объема нефтяных пластов или коэффициент использования подвижных запасов нефти, определяемый с учетом V2 - расчетной послойной неоднородности продуктивных пластов и А - предельной доли агента в дебите жидкости в момент остановки добывающих скважин; K4 - коэффициент использования начальных извлекаемых запасов нефти с учетом ограниченной продолжительности существования скважин; Qп - подвижные запасы нефти; Qом - максимально возможные при неограниченно большой продолжительности существования скважин начальные извлекаемые запасы нефти.

Затем рассчитаем начальные извлекаемые запасы жидкости

    (5)

Где F – расчетный суммарный отбор жидкости, доли подвижных запасов нефти; F2 – суммарный отбор жидкости, доли подвижных запасов нефти.

        (6)

        (7)

Найдем основные параметры, определяющие начальные извлекаемые запасы нефти и жидкости:

а) Коэффициент сетки скважин – коэффициент дренирования нефтяных пластов при данной сетке размещения нагнетательных и добывающих скважин

         (8)

Где α=0,4 для терригенных отложений; S’ – площадь на одну скважину,км2.

б) Дополнительный коэффициент дренирования для аномальных нефтей

         (9)

где Δр - перепад давления между забоями нагнетательных и добывающих скважин, МПа; S' - площадь на одну скважину, км2. Для условий мелких месторождений, содержащих аномальную высоковязкую нефть, при проектируемом рассредоточенном избирательном заводнении α=0,067 и β = 0,2.

в) Коэффициент охвата вытеснением или коэффициент использования подвижных запасов нефти

        (10)

     (11)

         (12)

А2 – весовой предельной воды в дебите жидкости или предельной обводненности:

г) Коэффициент использования начальных извлекаемых запасов нефти с учетом ограниченной  продолжительности существования скважин

         (13)

- текущая (мгновенная) интенсивность  отбора начальных извлекаемых запасов, максимально возможных при неограниченной продолжительности существования скважин; Тс – средняя продолжительность существования скважины; δ* - доля начальных извлекаемых запасов нефти, после отбора которой вместо вышедших из строя скважин по экономическим соображениям уже нельзя бурить новую ( во многих случаях эта доля будет равна 0,7-0,8)

д) Расчетный суммарный отбор жидк5ости в долях подвижных запасов нефти:

  (14)

       (15)

Рассчитаем амплитудный дебит нефтяной залежи:

      (16)

где ξ - коэффициент надежности, гарантирующий достижение запроектированного уровня добычи нефти с вероятностью не менее 90% при условии практического осуществления всех запроектированных технических мероприятий; τ - среднее число дней эксплуатации скважины в году, сут/год; ηср - средний коэффициент продуктивности пробуренной и исследованной скважины, определенный в период добычи нефти или пересчитанный для этих условий, т/(сут·МПа); nо - общее число скважин по проектной сетке, которые должны быть пробурены и введены в работу к середине t-го года; Δр - перепад давления между забоями нагнетательных и добывающих скважин, МПа; φ - функция относительной производительности скважины, доли единицы (вместе учитывают нагнетательные и добывающие скважины); ε - доля уменьшения дебита скважин вследствие неоднородности продуктивных пластов.

Подвижные запасы нефти на одну скважину проектной сетки

Число скважин проектной сетки . Общие подвижные запасы 1882,2 тыс.т.

С учетом подвижных запасов нефти и амплитудных дебита на 1 скважину проектной сетки получаются начальные извлекаемые запасы нефти, и рассчитаем начальные извлекаемые запасы жидкости на 1 скважину проектной сетки

         (17)

         (18)

Где ε – доля уменьшения дебита продукции в следствии неоднородности.

Определяем годовые темпы отбора извлекаемых запасов жидкости

         (19)

и расчетные извлекаемые запасы жидкости

         (20)

Расчет годовых отборов нефти выполняется

        (21)

где

а затем определяются весовые годовые отборы жидкости

        (22)

Расчет числа работающих скважин

        (23)

где - годовой темп исчерпания запаса скважино-лет работы; - введенный в действие необходимый начальный запас скважино-лет работы; - реализованный за предыдущие годы запас скважино-лет работы.

Текущая весовая обводненность отбираемой жидкости определяется по весовым дебитам жидкости и нефти

         (24)

Текущая закачка воды определяется

      (25)

Проведя расчеты (приложение Д), мы получили определенные данные (приложение Е. Таблица 1,2), которые отраженны на диаграммах (рисунок 12,13).

Рисунок 12 – Динамика добычи нефти при внутриконтурном заводнении и при циклическом заводнении.

Рисунок  13 – Динамика обводненности продукции при внутриконтурном заводнении и при циклическом заводнении.

 

3 Экономическая часть

 

Для объективной оценки экономических достоинств предложенных вариантов разработки используется метод проектного анализа. В задачу данного метода входит установление «ценности проекта», которая определяется в общем виде разностью положительных результатов («выгод») или отрицательных результатов («затрат»). Ниже рассмотрим анализ финансовой рентабельности проектов, сравним предложенные варианты разработки 3 пласта I блока месторождения Центральная Оха по всем предложенным критериям и выберем наиболее подходящий.

 

3.1 Критерии  принятия решений в проектном  анализе

 

Целью анализа финансовой рентабельности проекта является оценка эффективности инвестиций за весь период жизни проекта. Чтобы выбрать подходящий вариант разработки необходимо:

1. рассчитать прибыль;
2. рассчитать денежный поток;
3. определить показатели:

1. чистой текущей стоимости проекта с учетом фактора времени (дисконтирования);
2. внутренние нормы рентабельности;
3. срок возмещения затрат;
4. индекс рентабельности.

Чистая текущая стоимость (ЧТС) или чистый дисконтированный доход (NPV) определяется как сумма величин, полученных дисконтированием разностей между всеми годовыми притоками и оттоками реальных денег, накапливаемая в течение жизни проекта

    (1)

или

         (2)

где

Вt – полные выгоды в году t;

Зt – полные затраты в году t;

t – соответствующий год проекта;

Т – срок жизни проекта;

i – ставка (норма) дисконта;

ДП(t) – годовой денежный поток по проекту в годы t=1,2,…,Т

αt – коэффициент дисконтирования в год t, связанный с нормой дисконта

          (3)

Если ЧТС положительна, то прибыльность инвестиции выше нормы дисконта. Если ЧТС равна нулю, то прибыльность равна норме дисконта. Если ЧТС меньше нуля, то прибыльность инвестиций ниже нормы дисконта и от этого проекта следует отказаться.

Внутренняя норма рентабельности (IRR) проекта – ставка дисконта, которая уравнивает приведенные выгоды с приведенными затратами. Этот показатель дает инвесторам возможность сравнивать прибыльность проекта с альтернативной стоимостью капитала i для данного проекта. При этом проект считается эффективным, ВНР больше ставки дисконта.

Коэффициент «выгоды/затрат» определяется отношением суммы дисконтированных выгод к сумме дисконтированных затрат

         (4)

Для эффективных проектов данный коэффициент должен быть больше единицы.

Срок окупаемости (срок возмещения затрат) – это период, за который проект возместит свои затраты. Отбор проектов по критерию срока окупаемости означает, что одобряются проекты с самым коротким сроком окупаемости. Поскольку этот критерий прямо связан только со сроком возмещения инвестиционных издержек, то использование данного критерия для сравнения проектов, приносящих большие выгоды в более поздние сроки, не рекомендуется.

Индекс доходности (ИД) – отношение суммы дисконтированных эффектов к сумме дисконтированных капитальных вложений