Дипломный проект «Оценка экономической эффективности проведения гидроразрыва пласта на Урьевском месторождении» (артикул 0010935)

Категория:

Описание

ВВЕДЕНИЕ 2
1 ИСХОДНАЯ ИНФОРМАЦИЯ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ РАЗРАБОТКИ ОСНОВНЫХ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ УРЬЕВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 3
1.1 Краткая характеристика деятельности ТПП «Лангепаснефтегаз» 3
1.2 Общая характеристика месторождения 4
1.3 Условия залегания основных продуктивных пластов 6
1.4 Динамика основных показателей разработки пласта БВ8 8
1.5 Сравнение проектных и фактических показателей разработки 12
Вывод 16
2 ОЦЕНКА ЭФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ГРП НА УРЬЕВСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ 17
2.1 Анализ работы фонда скважин 17
2.2 Анализ применения методов воздействия на ПЗП Урьевского месторождения 20
2.3 Выбор скважин для гидравлического разрыва пласта 28
2.4 Применяемые технологии при ГРП на Урьевском месторождении 31
2.5 Наземные операции и технология проведения ГРП СП «Катконефть» 33
2.6 Анализ ГРП на Урьевском месторождении в период 2008 — 2009 г. 36
2.7 Рекомендации по совершенствованию прогноза эффективности проведения ГРП 45

Вывод 50
3 ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОГО ЭФЕКТА ПРОВЕДЕНИЕ ГРП НА УРЬЕВСКОМ МЕСТОРЖДЕННИИ 52
3.1 Анализ основных технико-экономических показателей производственно хозяйственной деятельности ТПП
«Лангепаснефтегаз» 52
3.2 Методика расчета эффективности ГРП 59
3.3 Расчет экономической эффективности ГРП 63

Вывод 67
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 68
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 70

ВНИМАНИЕ! В течение 30-40 минут после оплаты товар в прикреплённом файле высылается на указанный Вами электронный адрес. Если Вы по каким-либо причинам не получили оплаченный товар, свяжитесь с нами звонком или смс по тел. +7(906)657-69-44 с 10.30 до 19.00 по московскому времени, укажите артикул товара и приблизительное время оплаты.

ВВЕДЕНИЕ
Применение гидроразрыва пласта (ГРП) на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» как высокоэффективного метода интенсификации и увеличения нефтеотдачи неуклонно расширяется и охватывает уже более 1/3 действующего фонда скважин.
Технологии ГРП ежегодно обеспечивают 20 — 40% общей дополнительной добычи. Начало применения гидроразрыва пласта на Урьевском месторождении — 1992 г., всего проведено более 1000 скважино-операций. Начиная с 1994 г. на месторождении проводилось по 100 — 140 операции в год, С 2008 г. объемы проведения начинают снижаться.
Применение ГРП на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» неуклонно расширяется. Уже более трети действующего фонда скважин охвачены применением технологии ГРП.
Неослабевающее внимание к проблеме повышения эффективности обработок скважин методом гидроразрыва пласта связано с его почти непревзойденным превосходством перед другими методами интенсификации и повышения нефтеотдачи пласта. Однако, как показывает опыт не только отечественный, но и мировой, вследствие истощения запасов и значительного сокращения фонда скважин, пригодных для проведения ГРП, удельные показатели эффективности метода неуклонно снижаются и часто остаются ниже теоретического потенциала. Поэтому совершенствованием технологий проведения ГРП постоянно озабочены все мировые нефтегазодобывающие структуры.
В связи с этим необходимо создавать модели объектов (месторождения) помогающие нам выбирать скважины для ГРП и говорить об их успешности. Это возможно так как, условия Западной Сибири накоплена обширная информация по проведенным операциям позволяющая сделать анализ проведения ГРП и вывести зависимости.

Уважаемые члены экзаменационной комиссии,

Моя дипломная работа посвящена оценке экономической эффективности проведения гидроразрыва пласта на Урьевском месторождении.
Следует сказать, что широкое применение методов интенсификации и повышения нефтеотдачи пластов (ПНП), за счет которых добывается до 20 % общей добычи нефти, является одним из факторов роста её добычи.
Такой метод воздействия на пласт, как гидроразрыв пласта (ГРП), в настоящее время обеспечивает более 40 % дополнительной добычи нефти. На долю других методов увеличения нефтеотдачи и интенсификации притоков — гидродинамических, физико-химических — также приходится до 40 % дополнительной добычи нефти. Бурение горизонтальных скважин и зарезка вторых стволов обеспечивают до 3 %, на долю прочих технологий приходится 17 % дополнительной нефти.
Как видно, гидроразрыв пласта, является одним из основных методов интенсификации и повышения нефтеотдачи пласта. Однако резервы этого метода далеко не исчерпаны. Пока, за редким исключением, все технологии применения ГРП сводятся к закачке относительно небольших объемов проппанта — 5-10 тонн — с созданием неглубокопроникающих трещин в пласт. Совершенно не изучен вопрос о ГРП в обводненных скважинах: здесь эффективность воздействия невысокая. Встречаются как эффективные работы, когда не только увеличивается дебит нефти, но и снижается процент поступающей воды совместно с нефтью, так и неэффективные, когда провоцируется еще более интенсивное поступление воды, без существенного повышения нефти в продукции.
Выбор оптимальных параметров ГРП невозможен без учета существующих ограничений и экономических критериев оптимизации. Сильнее всего на эффективность практического применения ГРП влияет учет геологических ограничений, связанных с ростом трещины в высоту.
Для месторождений на поздних стадиях разработки, на которых применяется заводнение, так же очень актуальна задача прогноза обводненности после проведения гидроразрыва, так как даже относительно небольшая недооценка роста обводненности может привести к переоценке прироста дебита нефти в несколько раз.
Целью моей дипломной работы является оценка эффективности гидроразрыва пласта при разработке нефтяных месторождений путем развития научно-методических подходов к планированию, оптимизации и оценке эффективности ГРП. Оценка эффективности данного метода проведена на основании показателей экономической эффективности Урьевского месторождения.
Для достижения поставленной цели в дипломной работе проведен анализ природно-экологических, технических и экономических данных о работе Урьевского месторождения с 1978 года по настоящее время. Структура моей дипломной работы представлена тремя главами.
В первой главе дипломной работы обобщена исходная информация геолого-физические условия разработки основных продуктивных пластов Урьевского месторождения.
В главе дана краткая характеристика деятельности ТПП «Лангепаснефтегаз», приведена общая характеристика месторождения, рассмотрены условия залегания основных продуктивных пластов на Урьевском месторождении, проанализирована динамика основных показателей разработки пласта БВ8, в котором применяется ГРП, также в рамках первой главы дипломной работы проведено сравнение проектных и фактических показателей разработки пласта БВ8.
На основе аналитической информации, представленной в первой главе дипломной работы, автором сделан вывод, что нефтяной пласт БВ8, который приурочен к отложениям мегионской свиты меловой системы, является на Урьевском месторождении одним из основных объектов разработки. Пласт БВ8 представлен разнозернистыми песчаниками с массивными прослойками алевролитов и аргиллитов. Средняя толщина горизонта составляет 29,3 м, средняя эффективная толщина 13,2 м, средняя песчанистость равна 0,45. Исследования показали, что продуктивный горизонт БВ8 неоднороден как по разрезу, так и по площади. По разрезу происходит ухудшение коллекторских свойств к подошве, а наличие глинистой перемычки толщиной 3 — 5 м привело к выделению при подсчете запасов пласта БВ82.
Давление насыщения по залежи изменяется незначительно и в среднем составляет 10 МПа. Газосодержание высокое (90 м /т). Дегазированные нефти пластов БВ8 и ЮВ1 легкие, маловязкие, малосмолистые, парафинистые с выходом фракций при 150°С не менее 45%. Нефть пласта БВ8 — сернистая, ЮВ1 — малосернистая.
Пластовые воды продуктивного горизонта БВ8 относятся к хлоркальциевому типу. Основными компонентами воды являются ионы натрия и хлора. Минерализация составляет 16,3 мг/л.
Потенциальные извлекаемые запасы нефти составляют 226596 тыс. т, а остаточные извлекаемые запасы нефти 105116 тыс. т. Среднее значение КИН-0,310.
Фактическая добычи нефти с 1990 до 1999 г. меньше проектной добычи нефти. В 1995 — 1996 г. падение добычи нефти остановлено за счет масштабного проведения ГРП (вывода скважин из бездействия с применением ГРП). Только к 2000 г. фактическая добыча нефти приблизилась к проектной и в 2006 г. она превышает проектною добычу нефти, в настоящее время (2007 г., 2008 г.) она совпадает с проектной добычей нефти.
Т.о., масштабное внедрение ГРП позволило остановить падение добычи нефти на месторождении.
Во второй главе дипломной работы проводится оценка технологической эффективности применения ГРП на Урьевском месторождении.
В рамках второй главы проведен сравнительный анализ работы фонда скважин, подробно проанализировано применения методов воздействия на ПЗП Урьевского месторождения, детально описан выбор скважин для гидравлического разрыва пласта, рассмотрены применяемые технологии при ГРП на Урьевском месторождении. Также во второй главе рассмотрены наземные операции и технология проведения ГРП СП «Катконефть», проведен анализ ГРП на Урьевском месторождении в период 2008 — 2009 г. В заключительной части главы автором дипломной работы даны рекомендации по совершенствованию прогноза эффективности проведения ГРП и сделаны общие выводы а также частные выводы о технологической эффективности применения ГРП на Урьевском месторождении.
На основе анализа и обобщения данных во второй главе дипломной работы автором получен вывод, что в настоящее время половина добычи нефти на месторождении обеспечивается скважинами, по которым проводится ГРП. За счет метода коренным образом изменился характер выработки запасов, увеличился объем активно дренируемых запасов. Без применения ГРП разработка месторождения была бы убыточной. Среди применяемых технологий воздействия на пласт базовой на Урьевском месторождении является заводнение, второй по значимости ГРП. Все остальные технологии воздействия на пласт и призабойную зону занимают существенно меньшую долю, как в объеме добычи, так и во вкладе в конечный коэффициент нефтеизвлечения.
–в период 01.01.1999 — 01.01.2005 г. на Урьевском месторождении для интенсификации добычи проведено 676 операций гидроразрыва пласта в 668 скважинах. Дополнительная добыча за этот период составила 18278 тыс. т нефти;
–основной объем мероприятий приходится на объект БВ6*10 (654 шт. или 97%);
–дебит нефти на момент ГРП в среднем составлял 5,4 т/сут., жидкости — 7,6 т/сут., после ГРП дебит по нефти увеличился в среднем в 4,1 раза, дебит по жидкости — в 5,5 раза;
–в настоящее время гидроразрывы проводятся как по действующим скважинам (477 операций), так и при выводе скважин из неработающих категорий (в 199 скв.);
–по 29% скважин объекта БВ8.10 получена низкая эффективность (прирост дебита нефти менее 10 т/сут.), по 32% скважин — высокая эффективность (прирост дебита нефти более 30 т/сут.);
–59% всех проведенных за рассматриваемый период операций проведено скважинах центральной части залежи объекта БВ8-10, 49% в краевой.
Наибольшую практическую направленность в рамках всей дипломной работы представляет материал третьей главы дипломной работы, в которой дана оценка экономической и финансовой эффективности проведение ГРП на Урьевском месторождении.
Говоря о самых значимых экономических показателях, в дипломной работе отмечено, что ТПП «Лангепаснефтегаз» в 2008 г. обеспечил 74,4% всего экономического эффекта от проведения мероприятий ПНП ООО «ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь». Объем товарной продукции в 2008 г. по сравнению с 2007г. увеличился на 9261,6 млн. рублей (или на 19,5%) в связи увеличением объема добычи нефти, а также в связи с повышением цен на нефть с 1653,3 руб./т в 2007 г. до 1890,9 руб./т в 2008 г.
В 2006 — 2008 г. наблюдается значительный рост объемов капиталовложений ТПП «Лангепаснефтегаз». Так, капиталовложения производственного назначения в 2008 г. составили 5779,2 млн. руб. (16,01% всех капиталовложений ОАО «ЛУКОЙЛ»), в том числе в разведочное бурение — 136,4 млн. руб. (4,26%), в эксплуатационное бурение — 2243,8 млн. руб. (18,12%), оборудование не входящее в сметы строительства — 1349 млн. руб. (22,94%), в промышленное строительство — 2046,8 млн. руб. (14,58%). Объемы капиталовложений непроизводственного назначения в 2008 году составили 3,2 млн. руб.(0,55%). Рост капиталовложений в 2008 г. по сравнению с 2007 г. составил 20,8%, а по сравнению с 2006 — 53%.
Среднемесячный доход на 1 работающего в 2008 г. по сравнению с 2007 г. вырос на 21,7% и составил 21897,2 тыс. руб. Это обусловлено, прежде всего, сокращением численности работающих на 758 человек (или на 3,9%) и ростом заработной платы.
Прибыль от реализации ТПП «Лангепаснефтегаз» в 2008 г. по сравнению с 2007 г. выросла на 23,5% и составила 170598,3 млн. руб.
Производственная рентабельность T111I «Лангепаснефтегаз» в 2008 г. составила 26,4%, рост по сравнению с 2007 г. — 4,6%, а по сравнению с 2006 г. наблюдается снижение на 47,8%, что обусловлено резким ростом себестоимости добычи нефти (на 64,3%) и незначительным ростом цены реализации нефти (на 28,8%), при умеренном росте добычи нефти (4,9%).
По итогам анализа основных технико-экономических показателей ТПП «Лангепаснефтегаз», проведенного в третьей главе дипломной работ, можно сделать следующие выводы:
— ТПП «Лангепаснефтегаз» является ведущим производственным подразделением ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»;
— по мере истощения углеводородных запасов наблюдается повышения затрат на добычу нефти и мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов;
— доля дополнительной добычи нефти в ближайшей перспективе может достигнуть 50%.
Что касается оценки экономической и финансовой эффективности проведения ГРП на Урьевском месторождении, то в рамках дипломной работы этот анализ был проведен по методике, предназначенной для оценки экономической эффективности фактически проведенных и планируемых ГТМ на добывающих скважинах месторождений группы «ЛУКОЙЛ».
Использованная в дипломной работе методика была разработана на основе «Методических рекомендаций по оценке эффективности инвестиционных проектов», а также действующих отраслевых нормативных и корпоративных документов на разработку нефтяных, нефтегазовых и газовых месторождений.
Экономическая оценка эффективности ГТМ основывается на сопоставлении суммы единовременных затрат на проведение ГТМ и дополнительных эксплуатационных затрат с дополнительным доходом, возникающих в результате проведения ГТМ на скважине.
Экономическая оценка целесообразности затрат на проведение ГТМ по скважине осуществлена в дипломной работе с приведением (дисконтированием) предстоящих разновременных расходов и доходов к условиям их соразмерности по экономической ценности к моменту начала проведения ГТМ.
Экономическая эффективность ГТМ на добывающей скважине была оценена стандартными методами проектного анализа с помощью следующей системы показателей, рассчитываемых на основании денежного потока:
— чистый доход (ЧД);
— чистый дисконтированный доход (ЧДД);
— индекс доходности затрат (ИД)
— срок окупаемости проекта;
Чистый доход ГТМ характеризует превышение денежных поступлений (выручка от реализации дополнительно добываемых углеводородов) над затратами.
По итогам расчетов в дипломной работе был определен срок окупаемости ГРП на скважине 6337, который составил 9 месяцев 9 дней. Индекс доходности 1,167. Также определен чистый дисконтированный доход равный 743112 руб. и чистый доход равный 985404 руб. Эти показатели найдены в условии одного года работы скважин после проведения ГРП. Данная методика не учитывает увеличение обводненности продукции. В анализе разработки Урьевского месторождения нет указаны затрат на добычу 1 м пластовой воды. Из этого следует, что затраты на добычу и утилизации воды включены в добычу одной тоны нефти.
Методика, реализованная в дипломной работе, дает возможность оценить экономический эффект проведения ГТМ на добывающих скважинах месторождениях группы «ЛУКОЙЛ». В результате анализа чистого дисконтированного дохода при планировании ГТМ на добывающих скважинах оценивается целесообразность их проведения.
При низкой продуктивности разработка нефтяных пластов; оказывается экономически неэффективной; их запасы нефти не извлекаются, т.е. фактически оказываются неизвлекаемыми. И если благодаря применению гидравлического разрыва пласта во всех скважинах дебит нефти достигает экономически эффективной величины, то введенные в разработку официально утвержденные извлекаемые запасы нефти действительно будут извлекаемыми, коэффициент нефтеотдачи подтвердится или даже будет превзойден. Благодаря дополнительному увеличению дебита нефти добывающих скважин за счет применения гидравлического разрыва пласта при заданном предельном минимальном дебите нефти, увеличивается предельная максимальная обводненность, увеличивается продолжительность отбора нефти и, следовательно, увеличиваются извлекаемые запасы нефти.
По нефтяным пластам высокой, ультравысокой и гипервысокой продуктивности, по которым не полностью используются даже природные возможности интенсификации отбора нефти, соответственно гидравлический разрыв как средство дополнительной интенсификации не нужен. Уже на многих нефтяных месторождениях в больших масштабах осуществляется гидравлический разрыв. И нередко сообщают, что дебит добывающих скважин в среднем увеличивается в 6 -10 раз.
Теоретически обычный гидравлический разрыв позволяет увеличить дебит нефти в 2,6 раза, а большеобъемный гидравлический разрыв позволяет увеличить в 3-4 раза. Но фактическое увеличение дебита нефти обычно бывает значительно больше.
Т.о., в дипломной работе была разработана диагностическая модель на основе промысловых статистических данных с использование последовательного анализа, позволяющая оценить область эффективного применения ГРП на Урьевском месторождении.
Из анализа, проделанного в рамках дипломного исследования, видно, что продолжительность от эффекта составила более 48 месяцев, но при этом мы получили рост обводнености за этот период 50%. Следуя из этого, дебиты по жидкости возрастают в разы. Отметим, что существующая на месторождении система сбора технически не отвечает условия объема добычи суммарный жидкости на сегодняшний период.
В связи с вступлением месторождения в позднюю стадию разработки увеличивается число неэффективных ГРП. Поэтому на основе данных, полученных в ходе дипломного исследования, рекомендуется сократить количество обработок на месторождении и перейти к более качественному подбору скважин кандидатов для проведения ГРП.
Однако, как показывают данные дипломного исследования, очевидно, с помощью масштабного применения ГРП на Урьевском месторождение, ОАО «ЛУКОЙЛ» получило большие объемы дополнительной нефти и выручки, что позволило стать ей конкурентной компанией на мировом сырьевом рынке.

Благодарю за внимание.