CC BY
6
УДК 622.276
Яковлев В.С.
Тюменский индустриальный университет (ТИУ)
г. Тюмень, РФ
ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ВАРИАНТОВ РАЗРАБОТКИ ВОДОНЕФТЯНОЙ ЗОНЫ ВИКУЛОВСКОЙ СВИТЫ
Аннотация
В работе проведена технико-экономическая оценка разработки водонефтяной зоны с применением технологии многозабойного бурения
Ключевые слова МЗС, месторождение, разработка, ЧДД, многозабойная скважина, горизонтальная скважина, КИН.
Yakovlev V.S.
Tyumen Industrial University (TIU) Tyumen, Russia
TECHNICAL AND ECONOMIC ASSESSMENT OF OPTIONS FOR THE DEVELOPMENT OF THE WATER
AND OIL ZONE OF THE VIKULOV FORMATION
Annotation
The work carried out a technical and economic assessment of the development of the oil and water zone using the technology of multi-hole drilling
Keywords
Oil field development, NPV, multi-hole well, horizontal well, oil recovery factor.
Для нефтегазодобывающей отрасли обоснование прогноза развития добычи нефти и эффективное использование ресурсов и запасов месторождения - это основная цель проектирования разработки месторождения. Прогнозные показатели включаются в технико-экономическое обоснование (ТЭО), технологические схемы, проекты, что и создает реальную предпосылку для разработки проектных документов на единой методологической основе [1].
Для технико-экономической оценки разработки водонефтяной зоны в условиях викуловской свиты рассмотрено два варианта разработки:
1. Разбуривание многозабойными скважинами;
2. Разбуривание горизонтальными скважинами
В качестве базового варианта принимается принятая система разработки, подразумевающая разбуривание горизонтальными скважинами длиной 1500 метров с 15-ти стадийным ГРП (каждые 1000 метров). Высота трещин скважин была принята согласно адаптации фактического фонда скважин (Рис. 1), располагающихся в приблизительно схожих геологических условиях. Скважины запускались с забойным давлением равным 0,8 от давления насыщения и равно 48 атм. Контроль осуществляется по забойному давлению.
АКАДЕМИЧЕСКОЕ ИЗДАТЕЛЬСТВО «НАУЧНАЯ АРТЕЛЬ»
Рисунок 1 - Схема моделирования ГС с ГРП
Длина проектных многозабойных скважин составляет 800 метров, длина боковых веток скважин - 200 метров. Перфорация основного ствола - 50% (т.е. 400 м. из 800), перфорация боковых стволов -100%. Схема перфорации представлена на рисунке 2.
Рисунок 2.2 - Схема моделирования МЗС
Виду расчленённости объекта ВК1 водонефтяная зона может находится в одном или нескольких циклитах. И так как эти циклиты имеют различные ФЕС примем следующие проектные решения:
• В водонефтяной зоне ВК11 основной ствол располагается в первом циклите, боковые ветви уходят в нижележащие циклиты.
• В водонефтяной зоне ВК12 и ВК1з основной ствол во втором циклите, боковые ветви направленны «вверх»
Контроль многозабойных скважин осуществлялся с поддержанием постоянной депрессии равной 40 атм. до момента, когда забойное давление становилось равным 0,8 от давления насыщения. Также были выставлены дополнительные ограничения на добычу. Добывающие скважины прекращали работу при обводненности 98% или при добыче нефти менее 0,5 т/сут.
Рекомендуемый вариант разработки определяется, как вариант разработки с максимальным значением ЧДД КИН.
Чистый дисконтированный доход рассчитываются с применением нормы дисконтирования по ставке 15 %. И вычисляется по формуле:
чдд= Ш
где CFi - Поток наличности (разница между доходами и расходами);
ЭК - Ставка дисконтирования;
Результаты моделирования и технико-экономического анализа представлены в таблице 1.
Таблица 1
Результаты расчетов.
Вариант Цн нак., тыс.т Цж нак., тыс.т qн, т/сут qжид, т/сут КИН усл.ед.
МЗС 1 335 9 032 24.1 108.2 0,392 110
ГС с ГРП 1 229 8 366 19.8 136.1 0,361 87,3
По результатам расчетов можно сделать следующие выводы:
• Запускные дебиты по жидкости у варианта с горизонтальными скважинами с ГРП выше, чем у варианта с МЗС;
• При этом запускные дебиты по нефти выше у варианта с многозабойными скважинами;
• Входная обводненность у горизонтальных скважин выше, чем у МСЗ. Высокая обводненность обуславливается попаданием трещины ГРП в нижележащие водяные горизонты.
• Накопленная добыча нефти за 20 лет у МЗС составляет 1 335 тыс. т., что больше, чем у горизонтальных скважин на 10%.
По результатам технико-экономического анализа многозабойные скважины - лучший вариант разбуривания водонефтяной зоны, по сравнению с ГС с ГРП.
Список использованной литературы:
1. Богаткина Ю.Г. Применение информационных технологий для экономической оценки нефтегазовых инвестиционных проектов: науч. изд. / Ю.Г. Богаткина, И. А. Пономарева, Н. А. Еремин -Москва, 2016. -12 с.
2. Временные методические рекомендации по подготовке технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья. - М.: Министерство природных ресурсов Российской Федерации, 2016 г. - 125 с.
3. Методические рекомендации по оценки эффективности и инвестиционных проектов. М.: Экономика, 2000 г. - 56 с. 5.
© Яковлев В.С., 2022
