Как видно из таблицы 2.11, критерий эффективности применения горячей воды для вытеснения нефти не выполняется, при этом извлекаемые запасы нефти, которые теряются при закачке холодной воды: ; количество добытой нефти, которое сжигают для приготовления горячей воды:

. (16)

1. Закачка горячей воды началась в 2003 г., в мае 2010 г. был осуществлен полный переход на закачку горячей воды, и прекращена закачка горячей воды в 2010 г. Таким образом, не были выполнены проектные сроки перевода месторождения на закачку горячей воды.

2. Оценка дополнительной добычи нефти составила 16057 тыс. т., что составляет около 3,5% от извлекаемых запасов нефти месторождения.

3. Результаты расчетов показывают, что температура воды на забоях нагнетательных скважин должна составлять от +81-90 ^оС, следовательно, на устье порядка 100^оС (запроектированные водонагревательные установки рассчитаны на 100^оС) и производилась закачка недостаточно подогретой воды - закачивалась преимущественно горячая вода с температурой на выкиде печей +55-70 ^оС, температура на устьях скважин колебалась от +40 до 58^оС, температура на забое нагнетательных скважин +51-56 ^оС.

4. Рассчетами установлено, что извлекаемые запасы нефти, которые теряются при закачке холодной воды составляют по горизонтам: 13 - 3,53%, 14 - 3,18%, 15 - 2,03%, 16 - 0,65%, 17 - 4,97%. Количество добытой нефти или ее эквивалент, которое сжигают для приготовления горячей воды составляет по горизонтам: 13 - 5,84%, 14 - 5,49%, 15 - 5,52%, 16 - 5,59%, 17 - 5,71%.

При отказе от применения закачки горячей воды увеличивается суммарный отбор углеводородов на 1-3,5%, дополнительно усиливается значительной экономией затрат на строительство дополнительных и ремонт существующих печей для нагрева воды, а также значительным уменьшением технологических и экономических потерь из-за коррозии водоводов, поскольку при холодной воде по сравнению с горячей интенсивность коррозии уменьшается в 2-4 раза.

Расчет степени сухости пара и площади прогретой части по месторождению Узень при нагнетании пара

Таблица 2.12 - Исходные данные для расчета по месторождению Узень

Требуется определить степень сухости пара на забое нагнетательной скважины через 1 год (365 дней = 3,154 10⁷ сек) после начала закачки и площадь нагретой части пласта. Определим степень сухости пара на забое нагнетательной скважины по формуле:

; (2.1)

где: ; (2.2)

; (2.3)

X₃ - степень сухости пара на забое нагнетательной скважины через время t

Тогда ; (2.4)

(2.5)

Подставив в формулу (2.1) вычисленные значения, получим

(2.6)

Площадь прогретой части пласта определим по формуле Маркса-Лангенхейма

; (2.7)

где: q_Т - темп подачи тепла в пласт, кДж/с;

еrfс - стандартное обозначение интеграла вероятности ошибок;

; (2.8)

; (2.9)

В методике Маркса-Лангенхейма использовали следующие допущения:

1. Теплопроводность пласта в направлении, параллельном напластованию, равна нулю, а в перпендикулярном - бесконечности.

2. Теплопроводность окружающих пород перпендикулярно к пласту равна реальной теплопроводности пород, а параллельно пласту - нулю.

Подставляя значения, имеем

 (2.10)

; (2.11)

;

erfc (0.053) = 0.112; (2.12)

(2.13)

Экономическая оценка вариантов разработки проводилась в соответствии с Основными правилами экономической оценки вариантов разработки месторождений углеводородов (Единые правила разработки нефтяных и газовых месторождений РК) и общепринятой мировой практикой, т.е. для оценки экономической эффективности проекта использовалась методика анализа потоков наличности.

Для целей проведения технико-экономических расчетов была разработана модель, соответствующая условиям экономики предприятия и действующей налоговой системы РК, на основе которой и проводилась оценка экономической эффективности вариантов разработки объектов месторождения Узень.

В данном разделе приведен экономический анализ результатов расчетов при прогнозе основных технологических показателей вариантов разработки проекта.

В расчете отражены доходная часть и прямые затраты на операционные и текущие расходы, налоги и отчисления в специальные и другие фонды, подлежащие вычету при налогообложении прибыли, и капитальные вложения, необходимые для реализации данного проекта. Расчет произведен как для определения суммы эксплуатационных затрат, валового дохода, так и налогооблагаемой прибыли. Такой расчет необходим для предварительного определения доходов государства и Заказчика проекта в случае реализации рассматриваемых вариантов и выбора среди них - оптимального.

За интервал планирования принят промежуток времени, соответствующий одному календарному году. Срок проекта - рентабельный период, т.е. период безубыточной добычи до момента, начиная с которого чистый недисконтированный доход (сальдо денежного потока) принимает только отрицательные значения. Первым годом реализации проекта принят 2006 год.

Источником доходов настоящего проекта является реализация добываемой на месторождении нефти. Объем реализации нефти по данным предприятия принимается равным 98,7% от уровня добычи нефти.

Выручка от реализации продукции (нефти) рассчитана, исходя из объемов реализации продукции и цен на УС принятых к расчету.

В соответствии с фактическими данными ПФ «Узеньмунайгаз» за 2005 г. нефть реализовывается в следующем порядке: 27% на внутреннем рынке Республики Казахстан, 13% - в КТК (Каспийский трубопроводный консорциум) и 60% - в дальнее зарубежье (по нефтепроводу «Узень-Атырау-Самара» и морским путем). На внутренний рынок нефть поставляется как давальческое сырье на АНПЗ для переработки с последующей реализацией нефтепродуктов. В связи с этим предприятие несет расходы по уплате акцизов на бензин и дизтопливо, затраты по процессингу и транспортировке нефти и нефтепродуктов, используемых на собственные нужды. Попутный нефтяной газ после подготовки на КазГПЗ используется на собственные нужды.

Цена нефти, принятая в проекте определена в соответствии с фактическими ценами реализации нефти данным предприятием за 2005 год. Проектируемая цена установлена на уровне 106,5 $/тонну (с НДС) при реализации продукции на местном рынке, 450,5 $/тонну при реализации по направлению КТК и 347,6 $/тонну при реализации в дальнее зарубежье.

Затраты на транспортировку нефти так же как и цена различаются от направления: на внутренний рынок - 22,3 $/тонну (с НДС), в КТК - 84,3 $/тонну, в дальнее зарубежье - 46,8 $/тонну.

Все стоимостные показатели, применяемые в расчетах, приведены в текущих ценах с переводом национальной валюты тенге в доллары США для упрощения дальнейших расчетов. Также принято, что на весь проектный период обменный курс национального банка РК будет неизменным.

При расчете нормативов принят тот среднегодовой курс, который соответствует тому году, по которому производится расчет норматива. Предполагается, что на весь период расчета обменный курс национального банка РК будет неизменным - 127 тенге за 1 $ США.

Инфляция при расчете не принималась во внимание, так как увеличение затрат на одну и ту же величину не оказывает влияние на соотношение издержек.

Приведение разновременных затрат и результатов к единому моменту времени осуществляется путем приведения (дисконтирования) их к ценности в начальном периоде. В качестве момента времени, к которому приводятся денежные потоки, выступает год, предшествующий началу расчетов. Для данного проекта приняты различные ставки дисконтирования 10, 15, 20%.

Показатели экономической оценки вариантов разработки

Эксплуатационные затраты после внедрения мероприятия состоят из расходов по проведению теплового метода затрат по извлечению нефти, дополнительно добытой в текущем году.

В состав затрат, связанных с тепловыми методами, включаются расходы по подготовительно-заключительным работам по скважине и расходы по проведению соответствующих работ. Непосредственно сам тепловой метод связан с затратами на вызов и проезд соответствующей установки, топливо, реагенты, необходимые реагенты компоненты, а также на амортизацию оборудования.

Эксплуатационные расходы по тепловым методам можно выразить следующей формулой:

З ₁ = З_отб + З_пес + З _трансп + З _топл + A_м,

где З_отб - затраты по оплате труда бригад, задействованных в процессе мероприятия;

З_пес - затраты, связанные тепловыми воздействия;

З _трансп - транспортные расходы на проведение теплового воздействия;

З_топл - затраты на топливо;

А_м - амортизационные отчисления ОПФ, приходящиеся на одну скважино-обработку.

Затраты по оплате труда включают:

­ оплату труда бригад подземного ремонта скважин;

­ оплату труда бригад по исследованию скважин;

­ оплату труда бригад по приготовлению раствора;

­ оплату труда бригад по обслуживанию.

Таблица 3.2 - Годовые эксплуатационные затраты после тепловых и комбинированных методов

Определим себестоимость одной тонны нефти после обработки:

С₂ = З_г / Q₂ = 34617495,77 / 1213,625 = 28524,046 (тг)

Таким образом, себестоимость 1 тонны на конец года по скважине составила 28524,046 тг/т.

Заключение

Развитие нефтяной промышленности зависит от многих факторов и, прежде всего, от её ресурсной базы. При современном уровне научно-технического прогресса из пластов извлекается в среднем лишь 35 - 40% геологических запасов нефти. Следовательно, большая часть «черного золота» остается в недрах земли. Поэтому проблема повышения, как эффективности разработки нефтяных месторождений, так и конкурентоспособности нефти и нефтепродуктов на внешних и внутренних рынках является непростой задачей.

В настоящее время опережающий рост запасов углеводородов путём новых открытий снизился. И не случайно постепенное снижение добычи нефти. Это объясняется тем, что разработка крупных месторождений вступила в позднюю стадию, а по многим - в завершающую фазу. Это привело к резкому сокращению уровня добычи нефти и значительному усложнению процессов разработки, а также удорожанию стоимости добываемой продукции.

Перечисленные факторы присущи и для месторождения Узень, где добыто уже более половины извлекаемых запасов.

На месторождении Узень добыча нефти осуществляется, за редким исключением, механизированным способом (ШГН) из-за низкой пластовой энергии и высокой обводненности залежи (более 75%). В данных условиях правильный выбор способа эксплуатации и выработка оптимального режима работы скважин является важным фактором успешной разработки месторождения.

Основным фактором, обеспечивающим увеличение добычи нефти, явилось внедрение современных методов разработка технологии теплового воздействия пластов. Сюда входят закачка горячей воды и ПАВ, закачка растворов полимеров, паротепловое воздействие и внутрипластовое горение.

Проблема эксплуатации месторождения Узень находится в тесной связи с разнообразием и сложностью геологического строения нефтяных залежей, различием трудно воспроизводимых начальных термобарических условий насыщения пород-коллекторов флюидами.

При проектировании разработки нефтяных месторождений как залежей высоковязких нефтей, так и залежей маловязких пластовых нефтей, насыщенных парафином, необходимо учитывать термодинамические характеристики нефтей и пластовых систем, так как в них при повышении температуры пласта снижается вязкость и увеличивается подвижность нефтей, уменьшаются внутрипластовые гидродинамические сопротивления, что улучшает приток флюидов к добывающим скважинам.

Список использованной литературы

1. «Справочная книга по добыче нефти» Ш.К. Гиматудинов -1974 г.

2. Методы прогнозирования развития нефтегазового комплекса. О.П Желтков А.Б Золотухин издательство Москва «Наука» -1991 г.

3. Разработка нефтяных месторождений Ю.П Желтков- издательство «Недра»; 1986 г.

4. Повышение производительности скважин. М. 1975 г.

Аммиян В.А., Аммиян А.В.

5. Повышение производительности скважин. М. 1986 г.

Щуров В.И.

6. Техника и технология добычи нефти. М. 1983 г.

7. Журнал «Нефтяное хозяйство» №7. 1998 г.

8. Алиев Н.А. Предотвращение загрязнения моря при разработке морских нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1987.

9. Андерсен М.А. Геологические исследования меловых отложений Северного моря. - Норвегия, 1995.

10. Андерсон П.Д., Свендсон М.У. Геологический отчет по датскому сектору Северного моря. - Копенгаген, 1962.

11. Булатов А.И. и др. Охрана окружающей среды в нефтегазовой промышленности. - М.: Недра, 1997.

12. Гудфеллоу Р., Шассеро Л. Освоение малых морских месторождений. - М.: Недра, 1990;

13. Калугин М.В., и др. Особенности бурения скважин в Северном море. - М.: ВНИИОЭНГА, 1980.

14. Кесельман Г.С., Махмудбеков Э.А. Защита окружающей среды при добыче, транспорте и хранении нефти и газа. - М.: Недра, 1991.

15. «Общие правила охраны вод от загрязнения при

бурении и добыче нефти и газа на суше».

16. Перчик А.И. Экономика освоения морских месторождений нефти и газа. - М.: Недра, 1987.

17. Кесельман Г.С., Махмудбеков Э.А. Защита окружающей среды при

добыче, транспорте и хранении нефти и газа. - М.: Недра, 1991.

18. Сулейманов М.М. Охрана труда в нефтяной промышленности. - М.: Недра, 1980.

19. Тайкулакова Г.С. Экономическая эффективность внедрения новой техники и технологических процессов. - А.: КазНТУ им. К.И. Сатпаева, 2000.

20. Тронов В.П. Промысловая подготовка нефти за рубежом. - М.: Недра, 1983.

Размещено на Allbest.ru