Расчет экономической эффективности применения гидравлического разрыва пласта на Мишкинском месторождении

 

Таблица 1 (продолжение)

ГТМ	Кол.		Дебит до ГТМ (т/сут)			Эффект добычи нефти (т/сут)	Прирост воды (т/сут)	Время с начала года (сут)		Дополн. добыча  с начала года (т)			Продолж. эффекта (сут)
			неф.		воды			отраб.	календ.	неф.	Воды
Увеличение диаметра ШГН	1	13,7		14,3		4,3	18,9	202	211	116		510	27
Увеличение диаметра ЭЦН	10	160,5		759		29,8	440,3	3623	3765	15598		120632	1623
Изоляция пластовой воды	2	11,5		67,5		0,7	0,9	323	329	82		27	167
Всего по объекту						175,1	1274,2	9058	9493	38945		220666	5865

 

Хороший эффект достигнут  от ОПЗ в результате дострела пластов  в 3 скважинах, средний дебит по скважинам  составил 5,7 т/сут.

 

 

 

 

 

 

Всего по объекту от проведенных  мероприятий, получили дополнительную добычу нефти 38945 т.

2.1. Текущее состояние  разработки визейской залежи

Визейская залежь Мишкинского  месторождения нефти открыта  в 1966 году.

Утвержденный вариант технологической  схемы  предусматривает:

– организацию 13-точечной площадной системы заводнения;

– размещение скважин по сетке 250×500м;

– общий фонд скважин - 251, в т.ч. 204 - добывающих, 47 – нагнетательных; фонд резервных скважин - 24;

– проектный уровень добычи нефти - 309 тыс. т;

– проектный уровень добычи жидкости - 1006 тыс. т;

– проектный уровень закачки - 1175 тыс. м³;

– проектный срок разработки -97 лет;

– КИН – 42,9%;

– давление на забое добывающих скважин – 6,4-10 МПа;

– давление на устье нагнетательных скважин - 15 МПа.

Вариант также предусматривал проведение опытных работ по закачке горячей  воды в элементы нагнетательных скважин 1623 и 1626. Для этих целей дополнительно  проектировалось разместить 4 добывающие и 4 нагнетательные скважины.

В настоящее время объект разбурен в пределах Воткинского поднятия по сетке скважин 250×500 м. (тринадцатиточечная обращенная площадная система заводнения). Система ППД организована в 1975 г. Агент закачки холодная вода. 

Объект находится в III стадии разработки и характеризуется падающей добычей. Залежь разрабатывается с поддержанием пластового давлении.

Начальное пластовое  давление по  визейскому объекту  - 15,5  МПа; текущее пластовое давление, средневзвешенное по площади – 13,6 МПа. Среднее давление насыщения по объекту  составляет 8,2 МПа. Давление на забое  добывающих скважин – 6,4-10 МПа. Давление на устье нагнетательных скважин  составляя в среднем - 12,7 МПа.

На 01.01.2008 г. в  общем нефтяном фонде числится 191 скважина, из них 154 добывающих скважин, 37 нагнетательных. Все действующие добывающие скважины работают механизированным способом.

По состоянию на 01.01.2009 г. накопленная добыча нефти по визейскому объекту  составила  5786,7  тыс. тонн  .  Текущий коэффициент             

нефтеизвлечения  составил  25,8%.    Добыча  жидкости  с начала  разработки – 19324,083тыс.м³. Закачка рабочего агента с начала разработки 19595,6 тыс. м³.  Среднегодовая обводненность продукции составила 88,2 %. Темп отбора от начальных утвержденных извлекаемых запасов 1,53%.

 Анализ  текущего состояния разработки  визейской залежи

Текущее состояние визейского объекта  оценивается как удовлетворительное. Нереализованный проектный фонд по объекту составляет 60 скважин  или 23,9% от проектного фонда. В разработке участвует только Западно-Воткинское поднятие, где текущий коэффициент  нефтеизвлечения составляет 0,258, что  свидетельствует о благоприятном  протекании процесса вытеснения в условиях обычного заводнения. Дебиты нефти добывающих скважин несколько выше проектных,  среднегодовая обводненность на уровне расчетных показателей.

 Проектный фонд скважин в  северо-западной части залежи  не разбурен по геологическим  причинам. На объекте не реализована  программа по бурению скважин  в зоне укрупненного элемента  с нагнетательными скважинами 1623, 1626 для опытно-промышленной закачки  горячей воды. Учитывая достаточно  хорошее вытеснение нефти закачиваемой  холодной водой, реализацию программы  по закачке горячей воды на  данной стадии разработки посчитали  нецелесообразным. При меньшем количестве  скважин обеспечиваются показатели, близкие к проектным.

В целом по объекту фактический  уровень компенсации отборов  жидкости закачкой находится на уровне ниже проектного. По площади закачка  распределена весьма неравномерно - выявлены зоны с превышением и дефицитом  закачки, а соответственно и зоны с пониженным пластовым давлением.  Проектный  баланс  отбора жидкости и закачки воды достигается за счет перекачки воды в отдельные нагнетательные скважины.  Обширные зоны с пониженным пластовым давлением (менее 13 МПа)   имеют   место   в   северо-западной  части  месторождения,  за  контуром нефтеносности активного пласта С-VI в элементах скважин 1642, 1643, 1600. В цетральной и восточной частях месторождения зоны пониженных пластовых давлений наблюдаются в элементах скважин 1604, 1608А, 1619, 1624, 1629.

2.2. Выбор и обоснование применения ГРП

В процессе разработки месторождения  структура запасов изменяется; на поздней стадии все большую долю в структуре запасов составляют трудноизвлекаемые, изначально приуроченные к малопродуктивным объектам и зонам. Происходит также дополнительное формирование застойных зон с неподвижными запасами нефти, основной причиной которого является ухудшение фильтрационно-емкостных  свойств коллектора. В данную категорию  относятся как зоны с пониженной проницаемостью, так и тупиковые зоны, ограниченные зонами замещения коллектора. К этой же категории можно отнести и водонефтяные зоны, так как при значительных различиях в вязкостных характеристиках фильтрующихся флюидов возникают условия для формирования невыработанных целиков нефти.

Все вышеуказанные проблемы достаточной мере характерны при  разработке визейской залежи. Добыча нефти в этих условиях становится малоэффективной и требует применения методов интенсификации добычи и  увеличения нефтеотдачи.

К числу методов, с помощью  которых восстанавливается продуктивность добывающих скважин, рекомендуется  применение ГРП. В пользу данной рекомендации свидетельствует большой положительный опыт применения данного мероприятия на месторождениях, как за рубежом, так и у нас в  стране.

Сущность метода ГРП.  Гидравлический разрыв пласта можно рассматривать как гидромеханический метод воздействия на продуктивный пласт, при котором порода разрывается по плоскостям минимальных напряжений  горного давления в результате воздействия на пласт давления, создаваемого закачкой жидкости разрыва. После разрыва пласта за счет продолжающейся закачки жидкости образовавшаяся трещина увеличивается в размерах, далее этой же жидкостью транспортируется в трещину расклинивающий агент, называемый проппантом. Он удерживает трещину в раскрытом состоянии после снятия избыточного давления. Таким образом, за счет созданной трещины расширяется область пласта, дренируемая скважиной, подключаются ранее не участвующие в разработке участки залежи, создается высокопроводящий канал для поступления флюида в скважину.  Это позволяет увеличить дебит скважины в несколько раз, увеличить коэффициент извлечения, тем самым переводить часть забалансовых запасов в промышленные.

Метод ГРП имеет множество  технологических решений, допускающих  его   применение   учитывая   особенности   конкретного   объекта   обработки и достигаемые цели. 

При проектировании ГРП учитывается  необходимая взаимосвязь ширины и длины трещины. Там где проницаемость  пласта наименьшая доминирующим параметром выступает длина трещины вследствие значительной разницы проводимости пласта и трещины. Если же разница  незначительна, то более предпочтительна  короткая и широко раскрытая трещина. Для этой задачи  применяется  технология с экранировкой кромки трещины.

            Другим, существенным важным моментом, является возможность влияния  на рост трещины по вертикали.  Комбинацией определенных приемов  при подготовке и проведению  ГРП можно добиться  роста трещины  в заданных размерах ее высоты. Данная технология успешно применяется  в водоплавающих залежах.

   Для интенсификации обводненного фонда скважин используют технологию, меняющую фазовую проницаемость по нефти и воде в трещине ГРП. Прививая необходимые свойства проппанту на поверхности, получают после закачки его в пласт значительное уменьшение обводненности при одновременном  росте дебита. Данная технология находится в стадии промышленного внедрения.

Особую актуальность занимает ГРП в нагнетательных скважинах. Данный вид ГРП пока еще не нашел  широкого применения. Расчеты показывают высокую эффективность проведения ГРП в нагнетательных скважинах  для обращенных семи-, девятиточечной и трехрядной систем расстановки  скважин.  ГРП в добывающих скважинах  не приводят к ожидаемому приросту добычи нефти, если они не обеспечиваются необходимым объемом закачки.

Реализация еще одного вида ГРП приносит Заказчику ощутимую прибыль. Это гидроразрыв многопластовых залежей. Если проводить в данных геологических условиях ГРП по традиционной технологии, то разрыву будет подвержен  только один пласт, имеющий наименьшие напряжения. Другие интервалы    останутся    без    инициации,    либо    воздействие    на  них  будет незначительным. Использование ГРП для многопластовых залежей позволит оптимизировать процесс  ее разработки за счет  равномерной  работы всех ее интервалов. Данная технология также применима для проведения повторных разрывов интервалов, имеющих  неравномерную выработку запасов.

Эффективность вышеописанных  методов ГРП зависит не только от технологического их исполнения, а  в равной мере от выбора скважины для  стимуляции методом ГРП и составления  проекта на его проведение.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3. Расчетно-экономический  раздел

3.1. Исходные данные для расчета экономических показателей.

Для расчета прогнозируемых экономических  показателей использовали совокупность критериев, описанных в РД 153-39-007-96 /4/.

В данном разделе произведем экономическую  оценку эффективности проведения гидравлического  разрыва пласта на двух скважинах Мишкинского месторождения, оценим системой рассчитываемых показателей, выступающих в качестве экономических критериев. Экономическая эффективность предлагаемого проекта будет заключаться в дополнительно добытой нефти.

 

Таблица 2. Фактические данные по ГРП на визейском объекте.

№ П	№ скв.	Суточный дебит до ГТМ.		Суточный дебит после  ГТМ.		Дополни- тельная добыча за год от проведения ГТМ, т.
		Qж, т/сут.	Qн, т/сут.	Qж, т/сут.	Qн, т/сут.
1 2	1305 1450	24,3 19,4	20,9 7,0	73,8 73,2	33,2 32,9	4489,5 9453,5
Итого дополнительная добыча за год  от проведения ГРП.						13943

 

В систему оценочных показателей  включаются: эксплуатационные затраты  на добычу нефти; доход государства (налоги и платежи, отчисляемые в  бюджеты разных уровней).

Для экономической оценки результатов проведения гидроразрыва пласта могут использоваться базисные, текущие (прогнозные), расчетные и мировые цены.

 

 

 

3.2. Расчет себестоимости добычи нефти.

 

Себестоимость нефти складывается из эксплуатационных затрат и налогов, отчисляемых в бюджеты разных уровней РФ – в соответствии с налоговой системой, установленной в законодательном порядке.    

Эксплуатационные  затраты рассчитываются  в соответствии с удельными текущими затратами. Базой для расчета нормативов эксплуатационных затрат послужили данные, предоставленные ОАО «Удмуртнефть». Эксплуатационные затраты рассчитаны, исходя из зависимости нормативов и технологических показателей.

Таблица 3. Нормативы эксплуатационных затрат.

Наименование	Ед. изм.	Значения
Удельные энергетические затраты на  подъем жидкости Удельные расходы по искусственному воздействию на пласт Расходы по сбору и транспортировке Расходы по подготовке нефти Затраты на проведение ГРП. Дополнительные данные: Дополнительная добыча за год после проведения ГРП.   Потери  нефти (от добычи нефти). Расход  нефти на собственные нужды.	руб./т.жид. руб./т.жид. руб/т.н. руб./т.н.     млн. руб. .   тыс.т. % %	7,6 13,3 62,33 132,4 3,5     13,943 0,46 0,2