Диссертация (1172968), страница 12
Текст из файла (страница 12)
т12213490Выручка от реализации, млн руб.164518071208Капитальные вложения, млн руб.218218155Эксплуатационные затраты, млн руб.9181024625ЧДД, млн руб.223302167Индекс доходности затрат, доли ед.1,41,41,4Индекс доходности инвестиций, доли ед.2,02,42,1Внутренняя норма доходности, %36,865,734,3Срок окупаемости, лет434Как видно из приведенных результатов, вариант 1.2 наименее эффективен сэкономической точки зрения, что можно объяснить низкими темпами отбора.Наиболее эффективен вариант 1.1: чистый дисконтированный доход по немусоставляет 302 млн. руб., срок окупаемости – 3 года.2) Второй вариантВо втором варианте нагнетательная скважина была размещена вблизилинеамента на некотором расстоянии от элемента (рисунок 4.10).
Уголрасположения оси элемента соответствовал наиболее экономически эффективномуварианту 1.1иравнялся45º.Расчетыбылипроизведенынапродолжительностью 120 лет.Рисунок 4.10 – Вариант с расположением нагнетательной скважинына некотором удалении от элемента вблизи линеаментапериод91По результатам расчетов наблюдается следующий характер работы скважин.В первую очередь вода прорывается по скважинам 3 и 5, расположеннымнепосредственно в линеаменте и радиальной трещине. Далее наблюдаетсяувеличение обводненности по скважинам 1, 2 находящимся вблизи линеамента икольцевой трещины.
Наиболее продолжительный безводный период по скважинам4, 6, так как они находятся на наибольшем удалении от трещин. Распределениетрассера закачиваемой воды по второму варианту приведено на рисунке 4.11.а)б)Рисунок 4.11 – Распределение трассера закачиваемой воды по второму вариантучерез 10 лет после начала разработки: а) в трещинной части; б) в матричной частиРезультаты расчетов по вариантам 1.1 и 2 приведены на рисунке 4.12 и втаблице 4.3.92Рисунок 4.12 – Показатели разработки по вариантам 1.1 и 2Таблица 4.3 – Технологические показатели по вариантам за период 120 лет посленачала разработкиНакопленная добычаВНФ,Наколенная закачка,Вариантнефти, тыс.
тдоли ед.тыс. м31.12552251472401,812,54880,3По результатам сравнения двух основных вариантов было выявлено, чтовторой вариант более эффективен с технологической точки зрения: накопленнаядобыча значительно выше, ВНФ ниже, обводненность и темпы ее роста также нижепо второму варианту.Основные технико-экономические показатели по первому и второмувариантам за 20 лет после начала разработки представлены в таблице 4.4.93Таблица 4.4 – Основные технико-экономические показатели по первому и второмувариантам за 20 лет после начала разработкиВариантПоказателиДобыча нефти, тыс.
тВыручка от реализации, млн руб.Капитальные вложения, млн руб.Эксплуатационные затраты, млн руб.ЧДД, млн руб.Индекс доходности затрат, доли ед.Индекс доходности инвестиций, доли ед.Внутренняя норма доходности, %Срок окупаемости, лет1.12134180721810243021,42,465,731211629218948186,51,31,929,05По результатам расчета экономической эффективности на период 20 летпосле начала разработки предпочтительнее вариант 1.1 по причине более высокихтемпов отбора в расчетный период. ЧДД по первому варианту составил 302 млнруб. при сроке окупаемости 3 года.4.2.2 Оценка влияния интервалов перфорации на технологическиепоказатели для выбранного вариантаВ результате проведенных расчетов в качестве основного варианта былрекомендован 1.1.
Для него были проведены многовариантные расчеты с закачкойи отборами из разных зон. Распределение зон по вариантам представлено втаблице 4.5.ДобывающиескважиныТаблица 4.5 – Распределение интервалов перфорации по вариантам разработкиПерфорацияНагнетательная скважинавесь стволверхний интервал нижний интервалвесь ствол147верхний интервал258нижний интервал36994Результаты расчетов по вариантам представлены на рисунках 4.13 и 4.14 и втаблице 4.6.Рисунок 4.13 – Накопленные показатели разработки по вариантамРисунок 4.14 – Показатели разработки по вариантам95Таблица 4.6 – Технологические показатели по вариантам за период 20 лет посленачала разработкиВариант123456789Накопленная добычанефти, тыс.т82,826,948,683,225,548,276,226,947,1ВНФ, д.ед.Накопленная закачка,тыс.м 31069,131,6280,3811,633,8281,71144,831,0351,211,90,24,79,00,34,814,00,16,4При сравнении рассчитанных вариантов было выявлено, что с точки зрениянакопленной добычи нефти наиболее эффективны варианты 1, 4, 7, то естьварианты,прикоторыхвработуподключенвесьпродуктивный(нефтенасыщенный) интервал добывающих скважины.
При этом варианты 7 и 1характеризуются наибольшими объемами закачки и ВНФ. Таким образом, с точкизрения эффективности работы скважин за первые 25 лет разработки наиболееэффективным является 4 вариант, при котором закачка воды идет в верхнийинтервал, а отборы в добывающих скважинах по всему интервалу. Накопленнаядобыча по данному варианту за расчетный период максимальная, ВНФминимальный.
Это можно объяснить наиболее равномерной выработкой запасов врезультате снижения преждевременного обводнения скважин.4.3 Обоснование предлагаемой технологии заводнения на участке геологогидродинамической модели башкирского яруса Аканского месторожденияПо результатам расчетов тестовой модели был выбран участок в районескважины 1986. Для повышения достоверности решения поставленной задачипостроена геологическая модель с размерами ячеек 5 x 5 м (таблица 4.7, рисунки4.15 и 4.16).96Таблица 4.7 – Описание ГГДМЧисло блоков сетки по тремнаправлениямNXNYNZ511160606ВертикальныеГоризонтальныеразмерыЧисло активныхразмеры блокаблока сетки, ячеек моделисетки, мм5х50,36–0,4949546560Распределение параметров по модели приведено на рисунках 4.15–4.16.а)б)Рисунок 4.15 – Распределение параметра нефтенасыщенность:а) в матрице; б) в трещинаха)б)Рисунок 4.16 – Распределение параметра проницаемость:а) в матрице; б) в трещинахСледуетотметить,чтоприадаптациимоделиучётпроведённыхисследований свойств системы, описанных в главах 2, 3, позволил получитьхорошую сходимость фактических и расчетных показателей.
Результатыадаптации фильтрационной модели представлены на рисунках 4.17, 4.18,97отклонение расчетной накопленной добычи жидкости и нефти от фактическихданных на конец периода адаптации составляет соответственно минус 1 % и 0,27 %.Это подтверждает необходимость учёта данных параметров для решения задачповышения эффективности разработки, а также для повышения качества идостоверности ГГДМ.Рисунок 4.17 – Сопоставление расчетных и фактических показателей разработкисекторной модели башкирского объекта Аканского месторождения98Рисунок 4.18 – Сопоставление накопленных расчетных и фактическихпоказателей добычи нефти и жидкости по скважинам секторной моделибашкирского объекта Аканского месторожденияНа выбранном участке, на элементе скважины 1986, было рассмотрено триварианта разработки: базовый вариант – без организации закачки на участке; закачка воды под давлением, равным гидростатическому (107 атм.); закачка воды в верхний интервал перфорации согласно наилучшемуварианту по результатам тестовых расчетов с начальной компенсацией100 %.Динамика технологических показателей по вариантам, полученным порезультатам расчета ГГДМ, приведена на рисунке 4.19.99Рисунок 4.19 – Результаты расчета прогнозных вариантовпри переводе скважины 1986 под нагнетаниеРаспределение трассера нагнетаемой воды представлено на рисунке 4.20.Рисунок 4.20 – Распределение трассера нагнетаемой водыИсходя из полученных результатов рекомендовано производить закачкуводы в скважину при поддержании уровней компенсации в районе 160 %.
Врезультате введения закачки происходит увеличение дебитов по скважинам. Приэтом суммарный дебит нефти по участку составляет 30 м3/сут.1004.4 Выводы к главе 4Показано, что интерпретацию результатов индикаторных исследованийнеобходимо производить с использованием данных о расположении зонразуплотнений. По результатам анализа индикаторных исследований можносделать предположение о том, что на показатели разработки объектов с развитойсистемой трещинности при организации заводнения оказывает решающее влияниерасположение скважин относительно различных трещин.
Так, скважины 1922,1913, 1946 расположены на одной линии распространения кольцевой трещины,вследствие чего время прихода индикатора минимальное [103].Для оценки влияния зон разуплотнений на показатели работы скважин приорганизации системы ППД предложено два варианта организации системы ППД нарассматриваемом участке, которые отличались расположением нагнетательныхскважин по отношению к типам зон разуплотнений, дополнительно к первомуварианту рассмотрены два подварианта.Сучетомпроведенныхисследованийрекомендованвариантсрасположением нагнетательной скважины в центре элемента, когда он находитсявнутри кольцевой трещинности.
Показано по результатам расчета экономическойэффективности на период 20 лет после начала разработки, что выбранный вариантэффективен по причине более высоких темпов отбора в расчетный период. ЧДДсоставил 302 млн. руб. при сроке окупаемости 3 года.Для рекомендованного варианта проведены многовариантные расчеты сзакачкой и отборами с различных интервалов перфораций.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
