Методы прогнозирования технологической и экономической эффективности бурения горизонтальных скважин на месторождении Узень

Как известно, основным целевым назначением проектирования разработки месторождений независимо от применяемых методов повышения нефтеотдачи является обеспечение запланированных уровней добычи нефти, а также наибольшего коэффициента извлечения нефти при максимальной прибыли с одновременным выполнением экологических требований и охраны недр. С учетом перечисленных требований становится вполне понятным, насколько важным является правильное размещение любых скважин на месторождении и особенно горизонтальных, преследующих цель наибольшего доизвлечения нефти на уже разрабатываемом месторождении. Этой цели подчинены все последующие технологические процессы, начиная от строительства скважин, вскрытия и освоения до непосредственной добьии нефти и ремонтных работ. При неправильном выборе размещения горизонтальных скважин и направлении горизонтального участка его ствола все последующие безукоризненно выполненные технологические работы не дадут желаемого эффекта. Поэтому основным критерием размещения горизонтальных стволов скважин является предварительное тщательное изучение геологических условий залегания продуктивного пласта, нефтенасыщенности и степени выработанности запасов. При этом обязательно должна учитываться работа всей пластовой системы месторождения. Анализируя состояние разработки месторождений, находящихся продолжительное время в эксплуатации, нетрудно убедиться, что в результате неравномерного фронта вытеснения нефти по различным причинам в продуктивном пласте остаются целики нефти, практически не тронутые разра боткой. На выявление этих зон и должны быть направлены в первую очередь предварительные исследования геологов. Конечно же, целесообразность бурения горизонтальных скважин не определяется лишь этим изучением. Во внимание принимается целый ряд других обстоятельств, в том числе наличие слаборазобщенных подошвенных вод, близость ВНК, наличие верхних вод и газовых шапок, коллекторские свойства продуктивного пласта, градиента давления внутри залежи, текущая обводненность продукции близлежащих скважин, проницаемость и трещиноватость разобщающих пропластков. Особое значение при этом уделяется анизотропии пласта по проницаемости, т. е. отношение вертикальной проницаемости к горизонтальной проницаемости. С учетом повышенной стоимости бурения горизонтальных скважин проводится технико- экономическая оценка доизвлечения указанных объемов нефти существующими новыми методами повышения нефтеотдачи и сопоставление этих данных при горизонтальном бурении.

При оценке стоимости строительства горизонтальных скважин учитываются опыт и особенности бурения горизонтальных скважин в зависимости от таких факторов, как:

- наличие неустойчивых пород и их толщины при вхождении в интервал горизонтального ствола;

  • ВОЗМОЖНОСТЬ оставления без изоляции и разобщения нижней части разреза;
  • необходимость обсаживания горизонтальной части ствола.

Требуется также оценить коэффициент удорожания проведения исследовательских, ремонтных, а также геолого-технических мероприятий в горизонтальном стволе скважин в сравнении с вертикальными скважинами. Это, очевидно, можно сделать на основе предварительного анализа стоимости указанных мероприятий на месторождениях, разрабатываемых с использованием горизонтальных скважин.

Одними из основных вопросов, которые требуется решить при проектировании горизонтального бурения, являются оценка и прогноз технологической и экономической эффективности. Поскольку ГС бурят вместо привычных вертикальных, их эффективность определяют по отношению к вертикальным.

С учетом накопленного опыта бурения горизонтальных скважин, рассмотрен вариант разработки месторождения Узень. Предложено к бурению 15 горизонтальных скважин с начальными приростами нефти от 6,3 т/сут. до 9,5 т/сут.

Таблица 1. Ожидаемые показатели по бурению ГС

 

ед. изм

весь период

2008

2009

2010

2011

2012

2013

ГС

1

Доп. добыча нефти

тыс. т

12,757

1,905

2,920

2,629

2,374

2,132

0,797

Доп. добыча жидкости

тыс. мЗ

21,387

2,563

4,273

4,273

4,284

4,273

1,721

Отработанное время

сут

1736

208

347

347

348

347

140

Прирост

т/сут

7,3

9,2

8,7

8,3

7,9

7,5

7,3

ГС

2

Доп. добыча нефти

тыс. т

13,499

3,154

2,976

2,680

2,420

2,173

0,096

Доп. добыча жидкости

тыс. мЗ

22,563

4,310

4,508

4,508

4,520

4,508

0,210

Отработанное время

сут

1736

332

347

347

348

347

16

Прирост

т/сут

7,8

9,5

9,0

8,6

8,2

7,8

7,6

ГС

3

Доп. добыча нефти

тыс. т

11,008

1,527

2,872

2,353

1,936

1,584

0,736

Доп. добыча жидкости

тыс. мЗ

22,579

2,076

4,511

4,511

4,523

4,511

2,447

Отработанное время

сут

1736

160

347

347

348

347

188

Прирост

т/сут

5,4

6,3

6,0

5,7

5,3

4,7

4,2

ГС

4

Доп. добыча нефти

тыс. т

13,236

2,591

2,968

2,673

2,414

2,167

0,423

Доп. добыча жидкости

тыс. мЗ

22,112

3,510

4,418

4,418

4,430

4,418

0,920

   

Отработанное время

сут

1 736

276

347

347

348

347

72

   

Прирост

т/сут

7,6

9,4

8,9

8,5

8,1

7,7

7,5

ГС

5

Доп. добыча нефти

тыс. т

13,498

2,866

2,977

2,703

2,462

2,229

0,260

Доп. добыча жидкости

тыс. мЗ

22,112

3,885

4,418

4,418

4,430

4,418

0,545

Отработанное время

сут

1 736

305

347

347

348

347

43

Прирост

т/сут

7,8

9,4

9,0

8,6

8,2

7,8

7,6

ГС

6

Доп. добыча нефти

тыс. т

13,493

1,253

3,124

2,837

2,583

2,339

1,356

Доп. добыча жидкости

тыс. мЗ

22,112

1,658

4,418

4,418

4,430

4,418

2,772

Отработанное время

сут

1736

130

347

347

348

347

218

Прирост

т/сут

7,8

9,5

9,2

8,8

8,4

8,1

7,8

ГС

7

Доп. добыча нефти

тыс. т

13,084

2,268

2,932

2,663

2,425

2,196

0,599

Доп. добыча жидкости

тыс. мЗ

21,435

3,050

4,282

4,282

4,294

4,282

1,244

Отработанное время

сут

1736

247

347

347

348

347

101

Прирост

т/сут

7,5

9,2

8,8

8,4

8,0

7,7

7,5

ГС

8

Доп. добыча нефти

тыс. т

12,698

2,238

2,872

2,586

2,335

2,097

0,569

Доп. добыча жидкости

тыс. мЗ

21,210

3,018

4,237

4,237

4,249

4,237

1,231

Отработанное время

сут

1736

247

347

347

348

347

101

Прирост

т/сут

7,3

9,1

8,6

8,2

7,8

7,4

7,2

ГС

9

Доп. добыча нефти

тыс. т

11,489

0,767

2,686

2,440

2,223

2,014

1,359

 

Доп. добыча жидкости

тыс. мЗ

18,866

1,012

3,769

3,769

3,780

3,769

2,767

Отработанное время

сут

1736

93

347

347

348

347

255

Прирост

т/сут

6,6

8,2

7,9

7,6

7,2

6,9

6,7

ГС

10

Доп. добыча нефти

тыс. т

12,266

0,939

2,965

2,630

2,339

2,069

1,324

Доп. добыча жидкости

тыс. мЗ

21,210

1,242

4,237

4,237

4,249

4,237

3,007

Отработанное время

сут

1736

102

347

347

348

347

246

Прирост

т/сут

7,1

9,2

8,7

8,3

7,9

7,5

7,1

   

Доп. добыча нефти

тыс. т

12,264

0,671

2,995

2,656

2,363

2,089

1,490

Продолжение таблицы 1

ГС

11

Доп. добыча жидкости

тыс. мЗ

21,210

0,882

4,237

4,237

4,249

4,237

3,367

Отработанное время

сут

1736

72

347

347

348

347

276

   

Прирост

т/сут

7,1

9,3

8,7

8,4

7,9

7,5

7,2

ГС

12

Доп. добыча нефти

тыс. т

12,213

0,292

3,025

2,683

2,386

2,110

1,716

Доп. добыча жидкости

тыс. мЗ

21,210

0,383

4,237

4,237

4,249

4,237

3,866

Отработанное время

сут

1736

31

347

347

348

347

316

Прирост

т/сут

7,0

9,3

8,8

8,4

8,0

7,6

7,2

ГС

13

Доп добыча нефти

тыс. т

12,570

2,913

2,771

2,518

2,293

2,075

0,000

Доп. добыча жидкости

тыс. мЗ

20,752

3,964

4,146

4,146

4,157

4,146

0,193

Отработанное время

сут

1736

332

347

347

348

347

16

Прирост

т/сут

7,2

8,8

8,4

8,0

7,6

7,3

7,1

ГС

14

Доп. добыча нефти

тыс. т

12,531

1,921

2,832

2,571

2,342

2,121

0,744

Доп. добыча жидкости

тыс. мЗ

20,533

2,574

4,102

4,102

4,113

4,102

1,540

Отработанное время

сут

1736

218

347

347

348

347

130

Прирост

т/сут

7,2

8,8

8,4

8,1

7,7

7,4

7,2

ГС

15

Доп. добыча нефти

тыс. т

12,528

0,396

2,970

2,698

2,456

2,226

1,782

Доп. добыча жидкости

тыс. мЗ

20,518

0,517

4,099

4,099

4,110

4,099

3,594

Отработанное время

сут

1736

44

347

347

348

347

304

Прирост

т/сут

7,2

8,6

8,3

8,0

7,6

7,3

Итого

Доп. добыча нефти

тыс. т

189,134

25,701

43,88

39,321

35,352

31,623

13,253

Доп. добыча жидкости

тыс. мЗ

319,808

34,645

63,89

63,892

64,086

63,892

29,421

Отработанное время

сут

26 034

2 795

5 201

5 201

5 215

5 201

2 420

Прирост

т/сут

7,2

9,2

8,7

8,3

7,9

7,5

7,2

лет:

Эффект от бурения ГС будем считать на пять лет. Ожидаемая добыча по всем скважинам за 5

    • нефти 189,134 тыс.т;
    • жидкости 319,808 тыс. м3;
    • отработанное время 26 034 сут.;
    • средний прирост за весь период по всем скважинам 7,2 т/сут.

Относительная технологическая эффективность ГС характеризуется соотношением

текущих дебитов или накопленной добычи нефти при разработке месторождения горизонтальными и вертикальными скважинами. Разность этих показателей определяет дополнительную добычу нефти, полученную за счет бурения ГС.

Показатели технологической эффективности являются основой для экономических оценок вариантов разработки.

Для увеличения эффективности горизонтального бурения к каждой скважине следует подходить с серьезным экономическим обоснованием, тщательно просчитывая эффективность и окупаемость проводимых работ.

Экономическое обоснование горизонтального бурения базируется на сравнении себестоимости добываемой нефти, получаемой прибыли от ее реализации, срока окупаемости капитальных вложений с аналогичными показателями при разработке месторождений без такого бурения. Используются общепринятые формулы:

C 

Э

Q

(1)

П  В  Э  Н 

(2)

где C(t) - себестоимость тонны нефти за данный период времени t;

Э(t) - эксплуатационные затраты с учетом амортизационных отчислений за этот же период

I этот же период;

QH(t) - добыча нефти за время t;

II(t) - прибыль от реализации продукции за данный период;

B(t) - выручка от реализации продукции;

H(t) - сумма налогов за соответствующий период.

Период окупаемости капитальных вложений определяется из условия:

n n

Пi  Аi   Ki

(3)

i1 i1

где Aj — амортизационные отчисления в i-м году; Kj - капитальные вложения в i-ом году.

Из формулы (3) следует, что период окупаемости составляет п лет, т.е. определяется тем временем, за которое произойдет полный возврат вложенного капитала.

Экономические показатели можно улучшить на основе сокращения эксплуатационных затрат и капитальных вложений. Поэтому основу экономической политики нефтедобывающей организации должны составлять мероприятия, направленные на уменьшение указанных статей расходов. Например, принимаемые меры по обустройству объектов, материально-техническому снабжению, закупке оборудования для горизонтального бурения уже сейчас приводят к сокращению нормативов затрат, составляющих основу для определения себестоимости и капитальных вложений. В результате всех осуществляемых мероприятий экономические показатели внедрения горизонтального бурения из года в год заметно улучшаются.

Таким образом, разработанная методика оценки технико-экономических показателей горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов позволяет на этапе проектирования проводить оценку продуктивности и определять целесообразность вложения средств в бурение скважины.

ЛИТЕРАТУРА

  1. Алиев З.С., Сомов Б.Е., Чекушин В.Ф. Обоснование конструкции горизонтальных и многоствольно- горизонтальных скважин для освоения нефтяных месторождений. М.: Издательство «Техника». ООО «Тума групп», 2001. 192 с.
  2. Алиев З.С., Шеремет В.В. Определение производительности горизонтальных скважин, вскрывших газовые и газонефтяные пласты. М.: Недра, 1995, 131 с.
  3. Алиев З.С., Бондаренко В.В. Исследование горизонтальных скважин: Учебное пособие. М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004.-300с.
  4. Бердин Т.Г. Проектирование разработки нефтегазовых месторождений системами горизонтальных скважин - М.ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001.
  5. Калинин А.Г., Никитин Б. А., Солодкий К.М., Султанов Б. 3. Бурение наклонных и горизонтальных скважин, Москва, «Недра», 1997.

 

КазНТУ им. К.И. Сатпаева Поступила 05.10.11 г.

Год: 2011
Город: Алматы