Главная страница
qrcode

Секция 2 Разработка_Зимин_Томск. V межрегиональная научно-техническая конференция молодых специалистов


НазваниеV межрегиональная научно-техническая конференция молодых специалистов
Дата28.11.2019
Размер1,52 Mb.
Формат файлаdoc
Имя файлаСекция 2 Разработка_Зимин_Томск.doc
ТипДокументы
#109554
Каталог

V Межрегиональная научно-техническая конференция молодых специалистов




Автор:

Зимин А.С.

Зав. отделом проектирования разработки №1

ОАО «ТомскНИПИнефть»
Научный руководитель:

Михальченко Д.С.

начальник департамента геологии и разработки месторождений

ОАО «ТомскНИПИнефть»

ТОМСК

2012

АННОТАЦИЯ



ВВЕДЕНИЕ




Рисунок 1. ­Зонирование ЛУ ОАО «НК «Роснефть»


На данном этапе изученности, можно выделить только первичные объекты разработки и оценить возможные объемы добычи нефти и газа, основываясь исключительно на аналогах и общих принципах разработки прогнозируемого типа залежей.

Расчет технологических показателей;
  • Размещение фонда скважин, кустование;
  • Оценка уровней добычи;
  • Разработка стратегии ввода участков;
  • Составление графика бурения;
  • Проработка вопросов техники и технологии добычи;
  • Рекомендации по типовым конструкциям скважин.



    Рисунок 2. Активы Компании в рассматриваемом регионе

    В ходе выполнения работ, авторы столкнулись с рядом трудностей, разрешение которых стандартными подходами оказалось невозможным. В частности, для выполнения технологических расчетов и построения профилей добычи, принципиальное значение имеет количество проектных скважин. Наиболее распространенным подходом для определения данного параметра является гидродинамическое моделирование множества вариантов разработки и последующее сопоставление технологических показателей. Текущее состояние изученности не дает возможности выполнения подобных расчетов, поэтому в рамках данной работы определение количества скважин осуществлялось экспертным путем.

    Основная часть


    Для определения количества проектных скважин, наиболее корректным представлялся расчет необходимого количества скважин через удельную накопленную добычу добывающей скважины, либо прямым расчетом числа скважин, при условии адекватной расстановки проектного фонда, с приемлемым расстоянием между скважинами.

    Тем не менее, анализ полученных результатов показал, что ни один из перечисленных вариантов не мог быть применен по причине крайне низкого значения плотности запасов. Ввиду того, что площади залежей велики, для их равномерного охвата требуется большое количество скважин, что приводит к низкому значению запасов на скважину. С другой стороны, если отталкиваться от накопленной добычи на скважину, задав адекватное значение данного параметра, то рассчитанное количество скважин оказывается недостаточным для формирования адекватной сетки проектного фонда.

    Первоначально, все ресурсы и запасы были приведены к «общему знаменателю», а именно к извлекаемым запасам промышленной категории С
    Пытаясь рассуждать с другой стороны, было обосновано значение плотности сетки скважин, необходимое для достижения первоначально заложенного (при переводе из ресурсов в извлекаемые запасы) значения КИН. Для терригенных объектов разработки было обосновано значение данного параметра 40 Га/скв., для карбонатных платов - 25 Га/скв. затем, на всю площадь ресурсной залежи была распространена сетка проектных скважин с заданной плотностью. В результате, для каждой залежи было получено некоторое число скважин, дальнейшее деление извлекаемых запасов на это число позволило оценить прогнозную накопленную добычу на 1 добывающую скважину. В среднем по залежам это значение оказалось меньше 5 тыс.т нефти, что так же явно указывало на неприменимость выбранного подхода.

    Анализ сложившейся ситуации позволил определить основную причину, а именно – крайне низкое значение плотности запасов. По абсолютному большинству залежей значение данного параметра по нефти находилось в пределах 0.001-0.01 т/м2. Т.е. на значительных по площади перспективных залежах прогнозировались не большие извлекаемые запасы. Таким образом, слала очевидным необходимость уменьшать размеры залежей. Попытки локализовать их пропорционально переводу ресурсов в извлекаемые запасы не дало желаемых результатов, равно как и попытка применить коэффициент эквивалентный коэффициенту заполнения ловушки.

    Авторами был предложен альтернативный подход, заключающийся в локализации ресурсных залежей, путем экономического обоснования оптимального числа скважин. Предложенная методика определения минимально рентабельного количества скважин позволила выявить допустимое для проекта разработки лицензионных участков Восточной Сибири количество скважин. Методика имеет основное допущение, что первичная суммарная добыча не зависит от размещения скважин. В качестве независимых переменных использовались извлекаемые запасы нефти, начальный дебит нефти, цена на нефть, общее значение стоимости скважины и дебит.

    Общий принцип предложенной методики основан на простом рассуждении. Залежь УВ можно разработать быстро, большим количеством скважин или же за более продолжительный период меньшим количеством скважин. При прочих равных условиях одинаковую накопленную добычу можно получить за короткий период времени заложив высокие капитальные затраты, либо можно ограничиться незначительными вложениями, но при этом получить нефть в более поздний период. Путем экономических рассуждений и математических выкладок описанную логику удалось заключить в обычный полином второй степени [1], в котором в качестве аргумента функции выступает количество добывающих скважин:

    NPV(W0)=365 W0QiV/[365W0Qi/Np + ln(1+i)] - CW0- Z [1]

    где

    С - текущее значение капиталовложений на скважину без учета НДС;

    i - ставка дисконта или пересчитанная ставка дисконта, в долях единиц;

    Np - накопленная нефтедобыча за время действия проекта (жизненного цикла пласта);

    NPV(W
    Q
    Q
    V - цена на нефть на скважину без учета НДС;

    W
    Z - текущий объем других вложений, не зависящий от количества скважин без учета НДС.

    Таким образом, если рассматривать значение NPV проекта как функцию от количества скважин, можно определить экстремум (точку максимума), при котором разработка конкретно рассматриваемой залежи будет иметь максимальную рентабельность.

    Подобные расчеты были выполнены для всех рассматриваемых залежей, результаты наглядно представлялись на графиках, пример которого изображен на рисунке 3.


    Рисунок 3. Расчет оптимального числа скважин
    С учетом рассчитанного оптимального числа скважин и заведомо обоснованной плотности сетки скважин, стало возможным произвести локализацию залежей, с учетом экономической эффективности их разработки.

    Площадь локализованной залежи рассчитывалась путем умножения обоснованного оптимального количества скважин на значение плотности сетки скважин. Таким образом, полученное значение локализованной площади являлось экономически обоснованным результатом проведения последующих геологоразведочных работ, при котором разработка данной залежи может быть экономически рентабельной.

    В ходе дальнейшей работы локализованные залежи размещались на подсчетных планах, и на них осуществлялась расстановка проектного фонда.

    ЗАКЛЮЧЕНИЕ


    К безусловным плюсам разработанной методики относится возможность оценить на первичной стадии целесообразность инвестирования средств на изучение и разработку новых лицензионных участков.

    Благодаря применению нестандартного подхода, стало возможным оценить экономически рентабельный сценарий разработки, спроектировать ориентировочные профиля добычи по кустам для оценки наземного обустройства и принятия принципиальных решений для формирования концепции развития региона.

    Введенное понятие «локализованная залежь» не несет никакого геологического смысла и не имеет инженерного обоснования. Тем не менее, является важным параметром, напрямую обосновывающим минимально допустимые результаты проведения последующих геолого-разведочных работ, необходимые для того, что бы проведение последующего детального экономико-технологического расчета имело смысл.
    Списоклитературы1 Уточнение ресурсной базы для развития нефтяной и газовой промышленности НК «Роснефть» в Иркутской области и южных районах Красноярского края. Отчёт о НИР / ООО «РН-КрасноярскНИПИнефть». – Красноярск, 2009.

    2 Постановление Правительства Российской Федерации от 4 февраля 2009 г.

    № 94 «О порядке определения размера разовых платежей за пользование недрами на участках недр, которые предоставляются в пользование без проведения конкурсов и аукционов для разведки и добычи полезных ископаемых или для геологического изучения недр, разведки и добычи полезных ископаемых, осуществляемых по совмещенной лицензии.»

    3 Компонентный состав газа и оценка возможных направлений его использования для рассматриваемых месторождений. Отчёт о НИР / ОАО «ТомскНИПИнефть». – Томск, 2011.

    4 Технико-экономические расчёты освоения лицензионных участков «НК «Роснефть» в Эвенкийском муниципальном районе Красноярского края. Отчёт о НИР / ООО «РН-КрасноярскНИПИнефть». – Красноярск, 2010.

    5 Пересчёт запасов нефти и газа Дулисьминского НГКМ / ООО «Ненецкий НИПИнефть», 2002.




    перейти в каталог файлов


  • связь с админом