Разработка рекомендаций по повышению эффективности разработки нефтяного месторождения Пермского края и их технико-экономическое обоснование

Разработка рекомендаций по повышению эффективности разработки нефтяного месторождения Пермского края и их технико-экономическое обоснование Development of recommendations for improving the efficiency of oil field development in

the Perm region and their feasibility study

Ь й московский ар экономический ^jUmui

УДК 622.276.6 DOI 10.24411/2413-046Х-2020-10876 Вотинова Алена Олеговна,

Пермский национальный исследовательский политехнический университет, г. Пермь

Votinova A.O., votinova_alena@mail.ru

Аннотация. В данной работе проведен анализ разработки целевого месторождения, заключающийся в сравнении плановых и фактических показателей разработки, выбран объект, вносящий основную долю в отклонения показателей, выделены проблемы текущей системы разработки. Предложены геолого-технические мероприятия, которые позволят улучшить основные показатели разработки как выбранного объекта, так и для месторождения в целом. Проведена технико-экономическая оценка эффективности данных мероприятий, которая позволяет сделать вывод о том, что проведение данных мероприятий целесообразно.

Summary. In this paper, the analysis of the development of the target place of birth is carried out, which consists in comparing planned and actual development indicators, the object that contributes the main share to the deviations of indicators is selected, the problems of the current development system are highlighted. Proposed geological and technical measures that will improve the main indicators of development of both the selected object and for the field as a whole. A technical and economic assessment of the effectiveness of these measures was carried out, which allows us to conclude that it is advisable to carry out these measures. Ключевые слова: разработка месторождения, объект разработки, нефть, плановые показатели, эффективность мероприятия, индекс доходности, период окупаемости. Keywords: field development, object of development, oil, planned indicators, profitability index, payback period, efficiency of the event.

Большинство месторождений, разрабатываемых в Пермском крае, перешли на третью стадию разработки, которая характеризуется снижением дебитов скважин, значительной выработкой запасов и их неравномерным распределением по пласту, обводненностью добываемой продукции, которая опережает плановые показатели и наличием зон с трудноизвлекаемыми запасами [1]. Поэтому важно вовремя обнаружить проблему в текущей системе разработки месторождения и подобрать правильный технологические мероприятия по ее решению. Именно поэтому целью данной работы является анализ разработки целевого месторождения, и разработка рекомендации по проведению мероприятий по интенсификации добычи нефти и по повышению нефтеотдачи пласта на данном месторождении.

Для оценки текущего состояния разработки месторождения «№> необходимо сравнить проектные и фактические показатели разработки. За 2018 год добыча нефти меньше проектного уровня на 1,2%, жидкости на 10,5%, обводненность добываемой продукции больше проектного значения на 1,2 д.ед., темп отбора от НИЗ меньше на 52%. При этом фактические значения по добывающему и нагнетательному фондам соответствуют проектным показателям.

Наиболее крупным объектом данного месторождения, а также объектом, вносящим наибольший вклад в отклонение фактических и проектных показателей является объект «М». Поэтому для дальнейшего подробного анализа и проектирования разработки выбран именно этот объект.

Нефть данного объекта обладает следующими свойствами: плотность — 0,833 г/см3, вязкость - 1,51 мПас, газосодержание — 83 м3/т. Нефть сернистая (0,91 %), парафинистая (4,82%), смолистая (10,3%). По величине проницаемости коллектор характеризуются как хорошо проницаемый (0,146 мкм2).

Энергетическое состояния залежи ухудшено, это связано с несвоевременной организацией системы ППД при увеличении темпов и объемов отбора продукции в связи с вводом в эксплуатацию новых добывающих скважин. Возможной причиной текущего ухудшенного энергетического состояния является отсутствие влияния закачки агента на добывающие скважины. Это можно объяснить плохой гидродинамической связью между добывающими и нагнетательными скважинами. В среднем по площади залежи пластовое давление составляет 0,78 от начального пластового давления и 1,2 от давления насыщения нефти газом.

В таблице 1 представлено сопоставление проектных и фактических показателей разработки по объекту «М».

Таблица 1

Сопоставление проектных и фактических показателей разработки по объекту

«М»

Отклонение показателен 2014 2015 2016 2017 2018

Годовая добыча нефти, % -19.5 -47.9 5.6 7.4 0.5

Накопленная добыча нефти, % -7.5 -13.5 0.4 0.9 0.8

Годовая добыча жидкости. % -12,8 -42.6 12.0 13.9 12.3

Накопленная добыча жидкости, % -2.9 -8,9 0.9 1.8 2.4

Фонд добывающих скважин, % -17,6 -21,6 0,0 0,0 3,7

Фонд нагнетательных скважин, % 55.6 7.7 7.1 0.0 0.0

Средний дебит добывающих скважин по нефти, % -14,5 -27,0 8,6 9,8 -2,3

Средний дебит добывающих скважин по жидкости. % -7,5 -19,4 14,8 14,4 11,7

Приёмистость, % -18,4 -15,2 25,1 -0,1 -0,3

Обводненность, д.ед £.4 4.7 0.6 0.6 1.2

Текущий коэффициент нефтеиз влечения, % -7,5 -13,4 0,0 1,3 0,6

Темп отбора от НИЗ. % -18,6 -48,9 4,5 9,5 -50.0

Отбор нефти от НИЗ. % -7.4 -13.6 0.3 0.9 0.9

Анализируя данную таблицу, можно отметить, что в 2014-2015 годах проектные уровни добычи нефти и жидкости не достигнуты в связи с невыполнением плана по вводу добывающих скважин, низкими дебитами скважин по нефти и по жидкости и высокой обводненностью. В 2016 году был принят новый проектный документ в связи с сильными отклонениями основных показателей разработки. В течении двух лет, после принятия нового проектного документа, большинство показателей достигали проектных значений или были выше них, за исключением обводненности. Анализируя показатели за 2018 год, можно сделать вывод, что наблюдается превышение плановой обводненности жидкости на 1,2 д.ед, низкий средний дебит скважин по нефти по сравнению с проектным значением (отклонение 2,3%) и невыполнение плана по темпу отбора от НИЗ (отклонение 50%).

На рисунке 1 приведено распределение мероприятий, проведенных за 2007-2018 года на добывающем фонде данного объекта, а также их эффективность, то есть средняя дополнительная добыча нефти каждого мероприятия в условных единицах.

ВО 4,5

ш

Дострел Перестрел КО НПС-К

количестве ГТМ Средняя допол н ительна я доб ыча нефтм, у. е.

Рисунок 1 - Количественное соотношение п эффективность проведенных

мероприятий

Как видно из рисунка 1 за рассматриваемый период времени на добывающем фонде объекта «М» использовано три вида технологий. Рассматривая эффективность геолого-технических мероприятий, можно сделать вывод, что наиболее эффективным с технологической точки зрения на добывающем фонде представляется применение дострелов, так как эффективность данных мероприятия больше в 2,7 раза, чем кислотная обработка (КО) и в 4 раза, чем перестерел.

Основной вклад в отклонение по обводненности объекта вносят единичные скважины, добыча жидкости которых составляет 26% добычи жидкости на объекте. Данные отклонения можно объяснить либо тем, что происходит добыча воды из нагнетательных скважин, либо попаданием скважины в водоносный пропласток. Для решения этой проблемы необходимо получить дополнительную информацию с помощью трассерных исследований [2].

На добывающих скважинах данного объекта рекомендуется проводить дострелы и кислотные обработки, так как исходя из анализа проведенных мероприятий они показывают наибольшую эффективность. Кислотную обработку проводят для восстановления и повышения фильтрационных характеристик ПЗП с целью увеличения производительности скважин. результату гидродинамических исследований и оценки энергетического состояния на участке залежи. Критериями для кислотной обработки являются: эффективная нефтенасыщенная толщина пласта должна составлять не менее 2

м, текущее пластовое давление должно быть не менее 60 % от начального пластового давления залежи и не менее давления насыщения [3]. Дострелы применяются для добычи нефти из ранее невскрытых пропластков [4]. Применение данных технологий позволит увеличить дебит скважин по нефти.

Проведение дострела рекомендуется на скважине №1 на глубине от -1360 до - 1370 м, корреляционная схема которой приведена на рисунке 2, и на скважине №2 на глубине от -1341 до - 1344 м, корреляционная схема которой приведена на рисунке 3. К проведению кислотной обработки составом НСП-К рекомендуется скважина №3. Данная скважина соответствует названным выше критериям проведения данного мероприятия и, основываясь на данных о зависимости дебита нефти от величины плотности запасов на рассматриваемом объекте, представленных на рисунке 4, находится в зоне с высокой

плотностью запасов обладая относительно низким дебитом нефти.

30

25

I-

£ л

ГУ, —

Т-| -*-

II

Рисунок 2 - Корреляционная схема скважины №1

ш'  Ш И1 1У { 3 в < П ( * к - 1

Рисунок 3 - Корреляционная схема скважины №5

__ • 3

. , 1 > +

9 4 И • • >

• П1 Е » •

0,6 0,3 1

П л агностъ запаса в,т/гл!

1,2

1,4

Рисунок 4 - Зависимость дебита нефти от величины плотности запасов

Расчет эффективности мероприятия проводился с помощью аналитических формул и результатов гидродинамического моделирования, проведенного ранее на этом объекте.

Проведение мероприятий рассматривалось в 2022 году. Рассмотрение эффективности мероприятий проводилось комплексно (воздействие сразу от трех мероприятий). Рассматривалось влияние данных мероприятий на накопленную добычу нефти, накопленную добычу жидкости, обводненность добываемой продукции и на темп отбора от НИЗ по объекту. При оценке эффективности использовалось сравнения базового варианта развития событий и планируемого варианта развития событий. Под базовым вариантом имеется в виду развитие событий без проведения геолого-технических мероприятий, а также при условии сохранения текущей тенденции изменения рассматриваемых параметров. Под планируемым вариантом рассматривается базовый вариант с проведением геолого-технических мероприятий. Эффективность рассматриваемых мероприятий оценивалась с учетом статистики по ранее проведенным мероприятиям на данном месторождении и месторождениях аналогах.

14 . 12 и Iю и % а 33 3 6 я 4 т- л

г 4 и Ч 1 > £ , п

Г

2013 2020 2022 2024 202Е 2023 2030 2032 > Базовый вариант * Планируемый вариант

Рисунок 5 - Результат моделирования накопленной добычи нефти

16 1Д ai > I- 12 С 10 Ï m 1 * "û â с II- t

I 6 i 1 4

Q S rv X 2

n

201Ë 2020 2022 2024 2026 2Q2S —Еазовый вариант Планируемый вариант гозо 2D32

Рисунок б - Результат моделирования накопленной добычи жидкости

M ai 1.35 > i M s J 1.Z5 ï 1 1,2 1 1Д5 e a ii

Ë S 1,05 I

О 0,95 D.9 20

32

13 2D3D ZD2Z 2D24 ZDîfi 2DÏB 2D5Û 20  Базовый аариант  Планируемый вариант

Рисунок 7 - Результат моделирования обводненности добываемой продукции

1Д

11

41 >- т" £ 10 й

& о.

£ 5

2018 2020 2022 _ 2024 2025 _ 2023  Базовый эаривкт  Планируемый вариант 2032

Рисунок & - Результат моделирования темпа отбора от НИЗ

На основании графиков, представленных выше, можно отметить, что на момент окончания моделирования (2032 год) наблюдается увеличение накопленной добычи нефти на 5%, добычи жидкости на 4%, обводненность снижается на 4%, при этом темп отбора увеличивается на 5%.

В таблице 2 представлены технологические эффекты от проведения каждого мероприятия по отдельности.

Результаты проведения мероприятий по интенсификации притока нефти на объекте «М» месторождения «№»

Таблица 2

Результаты проведения мероприятий по интенсификации притока нефти на _объекте «М» месторождения <:<К»__

Параметр Дострел Скв. №1 КО НСП-К скв. №3 Дострел сев. №2

Доп. добыча нефти, у.е. 0,25 0,22 0,19

Среднесуточный прирост дебита нефти, т/сут 5=1 4,6 4,1

Ожидаемые срок действия эффекта, лет Более 10 лет

где, F операционные затраты на тонну дополнительно добываемой нефти, руб.

Выручка от реализации дополнительно добытой нефти вычисляется по

выражению (2):

Московский экономический журнал №12 2020

где, Р цена тонны нефти в год добычи, руб.; дополнительная добыча нефти, тонн.

Чистый денежный поток от мероприятия, который вычисляется с учетом амортизации, налога на прибыль, налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ), величины выручки от дополнительно добытой нефти и операционных затрат, приходящихся на дополнительно добытую нефть. Дисконтирование, то есть приведение предстоящих разновременных расходов и доходов к моменту начала (дате) проведения ГТМ, осуществляется путем умножения значения соответствующего показателя на коэффициент дисконтирования рассчитываемый по выражению (3).

1

щ =

где i - год расчета;

Ем - месячная ставка дисконтирования, которая определяется по выражению 4.

Ем = 1 + Годовая ставка - 1

Для учета инфляции принимаются следующие среднегодовые индексы инфляции по направлениям расходов:

- Для расчета инвестиционных расходов - групповой индекс цен в капитальном строительстве;

- Для расчета прочих операционных расходов - групповой индекс цен промышленности;

- Индекс тарифа на электроэнергию и теплоэнергию;

- Индекс роста заработной платы.

Величина накопленного дисконтированного чистого денежного потока вычисляется по выражению (5):

где, NCF чистый денежный поток, руб.

Зная величину DNCF, становится возможным определение индекса доходности мероприятия (ИД), по выражению (6):

ОИСР

ид

где, L суммарные денежные вложения на мероприятие (включая операционные затраты), руб.

Московский экономический журнал №12 2020

Так же становится возможным определение периода окупаемости данного мероприятия по выражению (7):

Т =

К

ог^си

где, К первоначальные капитальные вложения, тыс.руб.

Индекс доходности рассматриваемых мероприятий представляет собой показатель эффективности использования капитала. Чем больше данный показатель, тем сильнее прибыль от проведенного мероприятия превышает затраты на его проведение. Период окупаемости рассматриваемых мероприятий представляет собой время, после которого выручка от мероприятия начнет превышать капитальные затраты на проведение данного мероприятия. Вычисление данной величины необходимо для проведения оценки рациональности инвестирования средств в мероприятие и оценки скорости получения прибыли от данного мероприятия. В таблице 3 представлены значения данных экономических параметров для каждого мероприятия.

Таблица 3

Мероприятие Индекс доходности Период окупаемости, лет

Дострел Скв. №1 2.16 0.41

КО НСП-К С КБ. №3 1,67 0.83

Дострел Скв. №2 0.45

Анализирую полученные результаты, можно сделать вывод, что наиболее экономически выгодным будет мероприятие дострел скважины №1, так как оно обладаем наибольшим индексом доходности и наименьшим периодом окупаемости. Мероприятие КО НСП-К на скважине №3 является наименее эффективным с экономический точки зрения, так как обладает наименьшим индексом доходности и наибольшим периодом окупаемости. Так же, можно отметить, что все предложенные мероприятия являются экономически рентабельными, что говорит о том, что проведение данных мероприятий на объекте «М» целесообразно.

В данной работе проведен краткий анализ целевого месторождения и объекта, вносящего основной вклад в отклонения основных показателей разработки месторождения, предложены геолого-технические мероприятия, с помощью которых можно решить данные проблемы, проведен технико-экономический анализ данных мероприятий.

С технологической точки зрения все мероприятия оказались эффективны, наибольшая дополнительная добыча нефти отмечается при проведении дострела на скважине №1. С экономической точки зрения наибольшую эффективность так же показало мероприятие дострел на скважине №1, при этом остальные мероприятия так же характеризуются как экономически целесообразные.

В результате проведение данных мероприятий становится возможным улучшение основных показателей разработки как данного объекта, так и месторождения в целом.

Список литературы

1. Истомин В.А., Квон В.Г., Тройникова А.А., Нефедов П.А. Особенности предупреждения льдо- и гидратообразования в системах сбора газа на поздней стадии эксплуатации сеноманских залежей месторождений Западной Сибири // Транспорт и хранение нефтепродуктов. 2016. №2

2. Конев ДА. ИССЛЕДОВАНИЕ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ С ПОМОЩЬЮ ИНДИКАТОРНОГО МЕТОДА // Современные наукоемкие технологии. - 2014. - № 7-2. -С. 23-26;

3. Орлов Н. Н. и др. Подбор оптимальной кислотной композиции для проведения кислотного воздействия на низкопроницаемых карбонатных коллекторах //Нефтепромысловое дело. - 2017. - №. 3. - С. 37.

4. Глебов С. Д. и др. Вовлечение циклитов пласта БС 10 Западно-Усть-Балыкского месторождения в процесс разработки путем вскрытия резервных нефтенасыщенных толщин //Нефтепромысловое дело. - 2013. - №. 10. - С. 77-80.

5. Толстоногов А. А. Оценка эффективности геолого-технических мероприятий в области нефтедобычи // Фундаментальные исследования. - 2014. - Т. 1. - №. 11.

6. Ахмедов К. С., Аршинова Н. М., Семеняк А. А. Методика оценки экономической эффективности планируемых геолого-технических мероприятий на фонде скважин газовых месторождений //Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. - 2014. - №. 2. - С. 18-21.

7. Ермакова Н.А., Газизова А.Р. Особенности анализа эффективности инновационного проекта в нефтедобывающих организациях // Экономический анализ: теория и практика. 2010. №19