誠 (Разработка нового метода использования нефтяных скважин), страница 10
Описание файла
Документ из архива "Разработка нового метода использования нефтяных скважин", который расположен в категории "". Всё это находится в предмете "маркетинг" из 6 семестр, которые можно найти в файловом архиве . Не смотря на прямую связь этого архива с , его также можно найти и в других разделах. Архив можно найти в разделе "рефераты, доклады и презентации", в предмете "маркетинг" в общих файлах.
Онлайн просмотр документа "誠"
Текст 10 страницы из документа "誠"
Рисунок 3.3 Регрессионная модель связи между ГРП и общим удельным
эффектом
В следствии оценки адекватности данной модели по критерию Фишера , был сделан вывод, что данная форма регрессионной связи при уровне доверительной вероятности 0,95 не отвергается т.к.
Fp = 2,4 > Fк = 2,1
Аналогичные модели прогнозной оценки эффективности метода ГРП были разработаны и построены для Казахстана. Для разработки регрессионной модели по оценки формы связи между ГРП и общим удельным эффектом, была осуществлена выборка статистического материала из таблицы3.3, которая представлена таблицей 3.8. По результатам этой выборки построена следующая регрессионная модель:
Эоу = -31,8+10,46х, (3.4)
где Эоу – общий удельный эффект.
Таблица 3.8 Статистические данные ГРП и общим удельным эффектом
Х2 | 36 | 23 | 15 | 20 | 4 | 4 | 14 | 43 | 6 | |
У4 | 7780 | 5490 | 6460 | 7150 | 5240 | 5380 | 5340 | 3380 | 3730 | |
Продолжение таблицы 3.8. | ||||||||||
Х2 | 2 | 32 | 9 | 12 | 1 | 12 | 31 | 10 | ||
У4 | 2840 | 4980 | 3460 | 4820 | 5290 | 3850 | 6330 | 6440 |
Р
исунок 3.4 Регрессионная модель связи ГРП и общего удельного
эффекта
Оценка адекватности данной модели по критерию Фишера позволила сделать вывод, что данная форма связи при уровне доверительной вероятности 0,95 не отвергается, т.к,
Fp = 3,1 > Fк = 2,5
Регрессионная модель связи между ГРП и общим технологическим эффектом графически представлена рисунком 3.5 и следующим выражением:
Эот = 221,8 + 68,7х – 1,55х2 , (3.5)
где Эот - общий технологический эффект.
Для уравнения 3.5 была осуществлена выборка из таблицы3.3, которая представлена таблицей 3.10.
Таблица 3.10 Статистические данные ГРП и общего технологического
эффекта
Х2 | 36 | 23 | 15 | 20 | 4 | 4 | 14 | 43 | 6 | |||||||||
У5 | 685 | 318.5 | 297.5 | 102.2 | 89.6 | 26.80 | 944 | 1001 | 15.67 | |||||||||
Продолжение таблицы 3.10. | ||||||||||||||||||
Х | 2 | 32 | 9 | 12 | 1 | 12 | 31 | 10 | ||||||||||
У5 | 35.8 | 587 | 605 | 795 | 322 | 880 | 1125 | 786 |
Рисунок 3.5 Регрессионная модель связи между ГРП и общим
технологическим эффектом
Для оценки адекватности, также как и для всех предыдущих моделей был рассчитан критерий Фишера. Это позволило сделать вывод , что данная форма регрессионной связи при уровне доверительной вероятности 0,95 не отвергается, т.к.
Fp > Fк , Fp = 3,6 > Fк = 2,9
Анализ технологического эффекта ГРП , выраженный в тысячах тонн , оцениваемый общим технологическим эффектом, интенсификацией и общим удельным эффектом, позволяет сделать вывод , что без массового применения ГРП рентабельная разработка малопродуктивных пластов невозможна. Общий объем ГРП при проведенном анализе составил около 1200 скважино-операций, при уровне дополнительной добычи нефти около 8,6 млн. тонн , или 9640 тонн на один ГРП. В таблице 3.1 представлены результаты ГРП по 26 объектам разработки в Западной Сибири. В Казахстане были исследованы 17 объектов разработки, которые представлены в таблице 3.3.
Успешность ГРП в среднем достигла 94% , а кратность увеличения дебита в среднем достигла 5,6. Эффект от ГРП длится достаточно долго – до 6 лет, при среднем уровне 3 года. Дебит скважин увеличивается в среднем в 3,9 раза. При этом в зависимости от геометрии расположения скважин и ориентации трещин ГРП, рост длины трещины может не только увеличить, но и снизить нефтеотдачу пласта. В определенных условиях существует оптимальный размер трещин ГРП, при котором достигается наибольшая нефтеотдача пласта. Особое преимущество перехода на проектирование применения ГРП в системе скважин можно обеспечить на начальной стадии разработки нефтяного месторождения , когда еще можно внести определенные коррективы в очередность бурения скважин и их размещения. Высококвалифицированные специалисты СП”МеКаМинефть” для получения эффективных результатов проводят дизайн ГРП, который является ответственным м оментом , требующий знаний геологии, компьютера, свойств технологических жидкостей и других аспектов технологии ГРП. Не смотря на указанные и другие проблемы ГРП является эффективным методом повышения продуктивности малопродуктивных скважин, о чем свидетельствуют полученные данные проведенного исследования , в следствии которого выявлено улучшение технико-экономических показателей . ГРП позволит достичь рентабельных уровней дебитов скважин в среднем 20 тонн/сут. вместо 6 тонн/сут. без ГРП. Но ГРП на месторождениях должно проводиться с учетом системы разработки и обустройства, а для крупных залежей проектирование разработки и обустройства необходимо осуществлять с учетом массового выполнения технологии. Полученные результаты позволяют сделать заключение о целесообразности дальнейшего развития технологии ГРП, но не только на территории России , но и Казахстана.
При выходе на новые рынки специалисты СП”МеКаМинефть” должны будут провести для заказчиков расчеты ГРП по предложенным скважинам, а также определить эффективность планируемых работ, с расчетом добычи нефти по скважинам – кандидатам к ГРП. Но самое главное это то, что фирма должна гарантировать высокое качество планируемых работ заказчикам.
3.2 Модель прогнозирования экономической эффективности вариантов разработки с применением биополимеров отечественного производства
В качестве объекта исследования был выбран участок в южной части Покамасовского нефтяного месторождения (пласт ЮВ1), на котором ранее получен положительный эффект от обработки скважин биополимером , а так же имелись фактические данные о изменение технологических показателей с начала разработки . Геолого-физические характеристики на этом участке близки геолого-физическим характеристикам пласта в целом .
Для выбранного участка осуществлено гидродинамическое компьютерное моделирование с воспроизводством на модели истории разработки, так и прогнозирование различных вариантов осуществления процессов биополимерного заводнения . Согласно , действующим принципам и правилам экономической оценки вариантов разработки и методов повышения коэффициента извлечения нефти , адаптированных к рыночным условиям , учитывается принадлежность месторождений к двум основным группам :
-
новые месторождения с растущей добычей и оценкой всех разведанных запасов;
-
старые разрабатываемые месторождения со снижающейся добычей и экономической оценкой только остаточных извлекаемых запасов и возможности повышения нефтеотдачи за счет применения биополимерного заводнения.
Исследуемый участок относится ко второй группе месторождений. Для экономической оценки технологических решений использованы отечественные и международные основные положения к составлению и содержанию инвестиционных проектов , действующие отраслевые законодательства и динамическая модель расчета экономических показателей вариантов и методов оценки разработки нефтяных месторождений [18,с.20-26].
Оценка экономической эффективности биополимерного заводнения была проведена по следующим трем вариантам:
1) базовому с закачкой воды;
2) с одноразовой закачкой биополимера;
3) с постоянной закачкой биополимера.
Экономические расчеты по указанным вариантам выполнены на основании технологических показателей, представленных в динамике на рисунке 3.6 и рисунке 3.7, и анализа фактической (проектной ) информации СП “МеКаМинефть” ( затраты , цены , налоги ) , а также на базе дополнительных затрат на биополимерное заводнение : стоимость установки , поэлементные эксплуатационные расходы для производства биополимера.
Варианты оценки по накопленной величине потоков денежной наличности, которые рассчитываются как дисконтированная разность между выручкой от продажи нефти на внутреннем и внешнем рынках и предстоящими затратами на добычу, включая налоговые отчисления .
-1 – добыча нефти по первому варианту,
-2 – добыча нефти по второму варианту,
-3 – добыча нефти по третьему варианту.
Рисунок 3.6 Динамика коэффициента извлечения нефти
-1 – добыча нефти по первому варианту,
-2 – добыча нефти по второму варианту,
-3 – добыча нефти по третьему варианту.
Рисунок 3.7 Добыча нефти по вариантам разработки
Результаты экономических расчетов по варианту 1 , выполненных по технологическим показателям , которые воспроизводят историю разработки участка с 1989 г. , представлены в таблице 3.11 .
Таблица 3.11 Результаты экономических расчетов по варианту базовому
с закачкой воды
Год | Расходы , у.е. | ||||||||
Посто-янные | Пере- менные | Амор- ти-зация, | Эксплуа- тацион-ные затраты | Налоги в составе себе-стоимости | Накоп- ленные затраты | Нало-ги в цене | Выруч- ка, у.е. | При - быль у.е. | |
1989 | 5 200 | 634 | 2454 | 13988 | 5700 | 13988 | 9050 | 31978 | 8940 |
1990 | 5 459 | 1428 | 4953 | 21143 | 9304 | 35132 | 14774 | 52201 | 16284 |
1991 | 9 878 | 2607 | 8253 | 37694 | 16956 | 72625 | 26924 | 95131 | 30513 |
1992 | 9 487 | 2972 | 10610 | 35847 | 12779 | 108673 | 20293 | 71702 | 15562 |
1993 | 8 837 | 2561 | 10610 | 31167 | 9159 | 139840 | 14545 | 51391 | 5679 |
1994 | 8 575 | 2715 | 10610 | 28574 | 6671 | 168413 | 10594 | 37432 | -1736 |
1995 | 5 328 | 1312 | 10610 | 21631 | 4382 | 190044 | 6958 | 24584 | -4005 |
1996 | 4 028 | 946 | 10610 | 17590 | 2006 | 207634 | 3186 | 11257 | -9519 |
1997 | 4 028 | 770 | 10470 | 16413 | 1146 | 224047 | 1823 | 6447 | -11789 |
Ито- го | 60 820 | 15945 | 79180 | 224047 | 68103 | 108147 | 382123 |
Технико-экономические показатели с 1989 по 1998 г. отражают фактическую характеристику эксплуатации участка разработки . Результаты экономических расчетов показывают ,что начиная с 1993г. эксплуатация участка при полном налогообложении является убыточной и остается таковой до конца разработки , если не применить биополимерное заводнение . В связи с указанным одноразовая закачка биополимера , осуществляемая на практике по варианту 2 , является не только своевременной , но и эффективной . Срок безубыточной эксплуатации участка продлевается до 2016 , как видно из рисунка 3.8. Экономическая оценка варианта 3 с постоянной закачкой биополимера показывает, что безубыточная эффективность разработка участка обеспечивается до 2030 года (рисунок3.8) .При этом конечный коэффициент извлечения нефти (КИН) составляет 0.408 (рисунок3.7) . Коэффициент извлечения по варианту 2 в 2016 году (предел экономической эксплуатации) составляет 0.344 (рисунок 3.7) . Необходимо отметить, что по варианту 3 не только повышается конечный коэффициент извлечения нефти , но и значительна улучшается характеристика динамики добычи по обводненности и соответственно снижаются затраты на добычу нефти .