Диссертация (1172988), страница 24
Текст из файла (страница 24)
Выбороптимального заканчивания не только улучшает показатели добычи газа, но иобеспечивает безопасную и продолжительную эксплуатацию скважин.По данным 6 параметрических скважин отмечается неоднородность ФЕС пластапо площади изучаемого участка QD. Для проведения выбора оптимальногозаканчивания скважин для добычи МУП на участке QD в предлагаемой работерекомендуется разбить весь коллектор на 6 зон по местам расположения 6параметрических скважин, соответственно. В разных зонах оптимальные способызаканчиванияскважинмогутбытьразными,таккакгеолого-физическиехарактеристики пласта различны и разные способы заканчивания в разной степеничувствительны к ним. В процессе исследования для каждой зоны участкарассмотрены 5 вариантов заканчивания скважин:1) вертикальные скважины без кавернообразования и без проведения ГРП;2) вертикальные скважины с кавитацией;3) вертикальные скважин с применением ГРП;4) U-образные скважины;5) перистые скважины.Из рассматриваемых способов заканчивания первый выделяется в качествебазового варианта.
При выборе оптимального заканчивания скважин для добычиМУП недостаточно учитывать только экономические факторы. Поэтому впредлагаемой работе выбор способа заканчивания осуществляется с помощью методаоскулирующих значений (osculating value method), который при решении задачиоптимизации позволяет учитывать не только экономические показатели, но итехнологические показатели разработки месторождений и риски, возникающие призаканчивании скважин.6.1155Обоснование разделения участка QD на зоны для выбора оптимальногозаканчивания скважинПри разделении участка на отдельные зоны для выбора оптимальногозаканчивания скважин предлагается, что в пределах одной зоны геолого-физическиехарактеристики пласта однородно распределяются, учитывая наличие данных,доступных на текущий момент.
Номер зоны, в которой находится скважина,обозначается номером соответствующей скважины. Например, зона, где находитсяскважина П1, называется зоной № 1.Как уже обсуждалось ранее, разлом Р1 играет большую роль при добыче МУП наисследуемом участке QD, поэтому необходимо учитывать его влияние при разделениивсего участка на отдельные зоны изучения.
При анализе влияния тектоническихструктур на добычу МУП на участке QD бассейна Qinshui было доказано, что дляэкономически целесообразной разработки угольных пластов на этом участке следуетразместить скважины так, чтобы расстояние от их забоев до разлома Р 1 было больше650 м. Так как расстояние от забоя скважины П2 до разлома Р1 меньше 650 м, скважинанаходится под сильным влиянием разлома, вследствие чего дебит скважины можетоказаться слишком низким.
Поэтому область (зона 2), расстояние которой до разломаменьше 650 м с обеих сторон разлома, не предусмотрена для разработки.Как известно из тектонической схемы участка, зона, где расположена скважинаП6, отделена разломом от остальных. Поэтому северо-западная часть участкавыделяется в одну отдельную зону (зона № 6), и коллекторские свойства ее угольныхпластов получены из скважины П6.Площади зон, где расположены остальные 4 скважины (П1, П3, П4 и П5),определяются произведением плотности ресурсов метана на проницаемостьугольных пластов в соответствующих зонах (смотреть формулу 6.1).
Результатыразделения участка показаны на рисунке 6.1.SП1:SП3:SП4:SП5=(Q1*h1*ρ1*K1):(Q3*h3*ρ3*K3):(Q4*h4*ρ4*K4):(Q5*h5*ρ5*K5)где: SП1 - площадь зоны № 1, км2;Q1 – метаноносность угольных пластов в зоне № 1, м3/т;(6.1)156h1 – мощность угольных пластов в зоне № 1, м;ρ1 – плотность угольной породы в зоне № 1, т/м3;K1 – проницаемость угольных пластов в зоне № 1, мД.Рисунок 6.1 Результаты разделения зон участка QDПлощадь участка QD составляет 41,12 км2. Длина разлома Р1 на участкесоставляет 6,52 км.
Площадь зоны № 2 составляет 8,47 км2. Площадь зоны № 6 – 8,07км2. Результаты расчета площади остальных зон сведены в таблицу 6.1.Выделенные в результате расчета разные зоны обладают различными геологофизическими характеристиками продуктивных отложений на участке QD. В таблице6.2 представлены данные, характеризующие различные параметры объектовразработки.1576.2П3Зона 4П4Зона 5П5Зона 6П6SSWSSWSSWSSWSSWSSW12,9514,758,29,8511,312,4517,1519,213,316,7516,9518,26,354,26,63,86,153,96,424,56,054,126,854,51,461,491,441,421,421,441,51,431,421,41,461,491,611,350,970,681,661,341,380,992,071,761,130,87ДоляпроизведенияQ*h*k, %Площадь зоны,км2Зона 3Проницаемость,мДП2Плотность угля,т/м³Зона 2Толщина, мП1Метаноносность,м3/тНомер скв.Зона 1Номер пластаНомер зоныТаблица 6.1 Результаты расчета площади зоны23,95,89-8,4719,24,7225,96,3631,07,61-8,07Расчет экономических показателей разработкиВ этом разделе представлена экономическая оценка эффективности примененияразных способов заканчивания скважин за проектный период разработки.Экономический анализ разработки месторождения осуществлен с целью обоснованияоптимального заканчивания скважин и повышения эффективности разработки.Расчетные варианты разработки участка различаются способами заканчиванияскважин и, соответственно, системой размещения и плотностью сетки скважин.В качестве основных экономических критериев для анализа эффективностиспособов заканчивания скважин в работе использовались следующие показатели:чистая прибыль, поток денежной наличности, чистый дисконтированный доход(ЧДД), внутренняя норма доходности и срок окупаемости.
Расчет основныхэкономических показателей осуществляется поэтапно:158Таблица 6.2 Параметры угольных пластов в разных зонах объекта разработки№ПараметрПластЗона 1SSWЗона 2SSWЗона 3SSWЗона 4SSWЗона 5SSWЗона 6SSW1Глубина залегания, м643,8 735,0 883,7 977,1 563,7 662,6 794,6 887,0 536,1 636,9 834,6 933,82Мощность пласта, м6,364,206,603,806,153,906,424,506,064,116,854,503Пористость, %4,555,105,265,335,965,265,065,925,335,413,955,104Проницаемость, мД1,611,350,970,681,661,341,380,992,071,761,130,875Градиент давл., МПа/100м0,710,820,700,720,810,830,690,740,710,700,720,716Угол наклона пласта, °6,156,153,663,666,696,690,000,004,384,383,613,617Метаноносность, м3/т12,95 14,758,209,8511,30 12,45 17,15 19,20 13,30 16,75 16,95 18,208Объем Ленгмюра, м3/т36,63 40,26 33,33 32,79 32,75 28,09 30,22 30,42 26,73 30,42 30,22 31,689Давление Ленгмюра, МПа2,272,732,462,172,492,121,902,092,122,091,901,8810Плотность угля, т/м31,461,491,441,421,421,441,501,431,421,401,461,4911Прочность на сжатие, Мпа10,50 14,50 14,50 10,804,504,809,707,106,819,7210,50 14,5012Модуль упругости, ГПа23,80 23,80 13,80 13,78 13,40 14,60 24,50 23,90 23,70 24,50 23,80 23,8013Коэфф.
Пуассона0,290,270,380,420,280,260,240,400,320,280,280,2614Время сорбции, сут4,304,634,294,714,534,524,594,454,084,404,084,4015Пластовая температура, °C28,930,733,735,527,329,331,933,726,728,732,734,71591. Расчет выручки от реализации газаЭкономический расчет эффективности применения способов заканчиванияскважин производится в текущих биржевых ценах, с установлением доли газа,реализуемой полностью на внутреннем рынке. Добываемый газ продается либо оптомкак трубопроводный газ непосредственно в национальную газотранспортную сеть,либо в розницу как сжатый газ на сети розничных автозаправочных станций, которыерасположены вблизи участка.Источником стоимостной информации служит ежеквартально обновляемая базаоперационной информации (добровольное объявление) международной компанииAAG (AAG Energy Holdings Limited), которая занимается добычей МУП на участкахPanZhuang и MaBi бассейна Qinshui.
Согласно данным компании цена газа навнутреннем рынке за первые 3 кварталы 2018 года в среднем составила 1,58 юань/м3.2. Расчет капитальных вложенийКапитальные вложения, необходимые для реализации проекта, включают в себязатраты на бурение скважин и промышленное обустройство месторождения.Капитальные вложения в бурение скважин определяются на основе сметнойстоимости одного метра проходки, установленной в зависимости от глубиныскважины и количества добывающих скважин. Стоимость проходки одного метравертикальных стволов составляет 2,35 тыс. юань, стоимость проходки одного метрагоризонтальных боковых стволов – 2,62 тыс. юань [177, 178].Капитальныевложениявпромысловоеобустройствоместорожденияопределяются по следующим направлениям [179-181].
Затраты на оборудование длягазодобычи на скважину составляют 60,0 тыс. юань. Стоимость компрессорнойстанции – 3,0 млн. юань, промбаза – 4,0 млн. юань. Стоимость километра газопровода– 0,5 млн. юань. Затраты на автодорожное строительство - 0,7 млн. юань/км.Стоимость установки подготовки газа и воды составляет 11,0 и 5,0 млн. юаньсоответственно. Доля прочих затрат в общей сумме затрат на промысловоеобустройство составляет 5,0 %.3. Расчет амортизационных отчислений и среднегодовой стоимости основныхфондов160В работе расчеты амортизационных отчислений на основные производственныефонды произведены укрупненно благодаря государственной поддержке.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
