30-билет
І. Сетка скважин нефтяного эксплуатационного объекта. Учет геологических требований, влияющих на выбор плотности скважин.
ІІ. Структура денежных потоков при разработке месторождений.
ІІІ. Физические свойства пластовых вод. Гидрофильная и гидрофобная поверхности. Виды остаточной воды.
Сетка скважин нефтяного эксплуатационного объекта. Учет геологических требований влияющих на выбор плотности скважин.
Под сеткой скважин понимают сеть, на которой размещаются добывающие и нагнетательные скважины на эксплуатационном объекте. Затраты на бурение скважин – одна из наибольших частей капитальных затрат на разработку месторождения и необходимо предотвратить бурение лишних скважин, т.е. переуплотнение сетки. В то же время количество скважин должно быть достаточным для обеспечения необходимых темпов добычи нефти и возможно более высокого коэффициента извлечения нефти. Следовательно , необходимо обосновывать оптимальную сетку скважин. Для каждого ЭО должна создаваться индивидуальная сетка скважин, соответствующая его геологическому строению. По данным разведки оцениваются лишь средние значения параметров объекта, изменчивость геологического строения остается плохо изученной. Поэтому принято двуэтапное разбуривание ЭО. На первом этапе бурят проектные скважины основного фонда, т.е. скважины, расположенные по строго геометрической сетке. Форма сетки определяется с учетом принимаемой разновидности метода воздействия на пласт, а густоту с учетом средних параметров объекта. На втором этапе бурят скважины резервного фонда, предусмотренные проектом в объеме 10-50%. Резервные скважины размещают на участках объекта, по геологическим причинам не вовлеченных или недостаточно вовлеченных в разработку. Часть резервных скважин бурят в центральных частях площади (блоков), для обеспечения годовых уровней добычи нефти, взамен обводнившихся периферийных скважин. В результате создается неравномерная сетка скважин, отвечающая геологическим особенностям объекта и заданным технологическим показателям разработки. По характеру размещения скважин основного фонда различают сетки равномерные и равномерно – переменные. Равномерными называют секи с одинаковым расстоянием между всеми скважинами. Эти сетки рекомендуются для залежей с низкой проницаемостью или высокой неоднородностью пластов, при повышенной вязкости нефти, а также для обширных зон нефтяных залежей. Равномерное размещение скважин производят при площадном и избирательном заводнении, при разрезании залежей на узкие блоки. Преимущество равномерных сеток заключается в том, что они позволяют вносить изменения в принятые системы разработки (повсеместно или выборочно уплотнять сетку) по мере углубленного изучения объектов. Равномерно – переменными называют сетки с линейным расположением скважин, в которых расстояние между рядами скважин больше, чем расстояние между скважинами в рядах. Увеличение расстояний между рядами способствует продлению безводного периода эксплуатации скважин. В последние годы применяется ячеистое равномерно – переменное размещение скважин, рекомендуемое для карбонатных платов при повышенной вязкости нефти. Плотность сетки основного фонда скважин, характеризуется расстоянием 1 (в м) между скважинами и между рядами, а также удельной плотностью на скважину - . При равномерной квадратной сетке , при треугольной сетке . Выбранную для конкретного объекта с учетом всех факторов плотность сетки называют оптимальной. По опыту разработки установлено, что при вытеснении нефти водой для получения высокой нефтеотдачи на объектах с менее благоприятными геолого – промысловыми характеристиками необходимо применение более плотных сеток.
В разных геологических условиях применены следующие плотности основной сетки добывающих скважин.
Сетки добывающих скважин плотностью 60 — 40 га/скв. (от 700x800 до 600x700 м) — для единичных залежей с особо благоприятной характеристикой: с очень низкой относительной вязкостью нефти (менее 1), с достаточно высокой проницаемостью монолитного пласта, особенно при трещинном типе карбонатных коллекторов и массивном строении залежей.
Сетки добывающих скважин плотностью 30 — 36 га/скв. (от 600x650 до 500x600 м) — для залежей пластового типа с благоприятной характеристикой: с низкой относительной вязкостью пластовой нефти (до 2 — 3), с проницаемостью коллекторов более 0,4—0,5 мкм2, при сравнительно однородном строении эксплуатационного объекта.
Сетки добывающих скважин или нагнетательных и добывающих вместе в зависимости от разновидности заводнения плотностью 20 — 25 га/скв. (от 500x550 до 400x400 м) — для залежей нефти в геологически неоднородных пластах с пониженной проницаемостью при относительной вязкости нефти до 4 — 5, а также при повышенной относительной вязкости нефти (до 1 5—20) даже при высокой проницаемости пластов.
Сетки нагнетательных и добывающих скважин плотностью менее 16 га/скв. (менее 400x400 м) — для залежей с неоднородным строением или низкой проницаемостью пластов, а также для залежей с высокой относительной вязкостью нефти (более 15 — 20) и залежей, требующих ограничения отбора жидкости из скважин в связи с образованием конусов воды или газа, неустойчивостью пород-коллекторов против разрушения и т.д.
Структура денежных потоков при разработке месторождений.
При планировании развития нефтяной промышленности, а также при проектировании и анализе разработки отдельных нефтяных месторождений рассматривают затраты труда и материальных ресурсов не только в их натуральном виде, но и в денежном выражении. Полную оценку различных вариантов разработки каждого отдельного нефтяного месторождения и развития нефтяной промышленности в стране или регионе в целом можно осуществить с использованием как натуральных показателей геологоразведочных работ, разработки месторождений и добычи нефти, так и комплекса экономических и технико-экономических показателей, исчисляемых в денежных, денежно- натуральных или натуральных единицах (тенге на тонну нефти, тенге на метр проходки, тонна нефти на одного работника и т.д.).
Предприятие (компания, фирма), осуществляющее разработку нефтяного месторождения, производит капитальные и эксплуатационные затраты, продает добываемую продукцию, возвращает средства на замену капитального оборудования путем амортизации его стоимости, платит налоги и возвращает полученные кредиты.
Таким образом, разработка месторождения сопровождается с экономической точки зрения непрерывным движением денежных средств. Это движение характеризуется следующими видами денежных потоков: капитальные вложения, эксплуатационные затраты, отчисления на обновление капитального оборудования ( амортизационные отчисления), налоги и платежи в бюджет и внебюджетные фонды.
На основе этих денежных потоков определяются следующие экономические показатели: поток наличности, индекс доходности, период окупаемости капитальных вложений.
Капитальные вложения.
Капитальные вложения- это затраты труда и материальных ресурсов в денежном выражении на создание основных фондов нефтегазодобывающих предприятий, т.е. затраты на бурение скважин, строительство обьекгов промыслового транспорта нефти, сепарации углеводородов, газобензнновых заводов, установок по воздействию на пласт с целью повышения извлечения нефти и интенсификации ее добычи, электроснабжению, автоматизации производства и т.д.
Удельные капитальные вложения на каждый год разработки месторождения -отношения накопленных капитальных вложений к годовой добыче нефти.
Удельные капитальные вложения за некоторый период времени отношения накопленных капитальных вложений к расчетной добыче новых скважин за этот период времени.
Капитальные вложения слагаются из следующих статей:
1. Капитальные вложения в бурение эксплуатационных, нагнетательных и контрольных скважин. Учитывая стоимость бурения одной типовой скважины в данном районе, можно подсчитать капитальные вложения в бурение скважин по следующей формуле:
Кбурi= Кскв.* Nсквi., где
Кбур- капитальные вложения в бурение добывающих скважин;
Кскв- стоимость бурения одной скважины;
Nсквi- ввод скважин из бурения в i-ом году; i -индекс текущего года.
2.Капитальные вложения в промысловое обустройство ведутся по следующим направлениям:
а) Оборудование скважин
б) Сбор и транспорт нефти.
в) Комплексная автоматиизация технологических процессов.
г) Электроснабжение и связь
д) Водоснабжение промышленных объектов.
е) Базы производственного обслужтвания
ж) Автодорожное строительство
з) Заводнение нефтяных пластов.
и) Технологическая подготовка нефти
к) Очистные сооружения.
л) Оборудование для методов увеличения нефтеизвлечения.
3.В природоохранные мероприятия.
Эксплуатационные затраты.
1. Текущие затраты.
а) Обслуживание нефтяных скважин
б) Обслуживание нагнетательных скважин.
в) Сбор и транспорт нефти.
г) Технологическая подготовка нефти
д) Энергетические затраты на извлечение жидкости.
е) Энергетические затраты на закачку воды.
ж) Затраты на применение МУН
2.Амортизационные отчисления.
а) амортизационные отчисления на реновацию скважин
б) амортизационные отчисления на реновацию объектов обустройства.
Для определения себестоимости нефти нужно сложить амортизацию с текущими затратами и полученный результат разделить на извлекаемые запасы.
Платежи и налоги, включаемые в себестоимость нефти (SПЛАТ).
Платежи и налоги, отчисляемые во внебюджетные фонды:
от цены на нфть:
- дорожный фонд, %
- воспроизводство минерально-сырьевой базы, %
- страховой фонд.%
- плата за недра, %
- жилищный фонд, %
от фонда оплаты труда:
- государственный фонд занятости, %
- пенсионный фонд, %
- фонд социального страхования, %
- фонд медицинского страхования, %
- отчисления на транспорт,%
от площади месторождения:
-плата за землю, %.
Пластовые воды. Гидрофильная и гидрофобная поверхность. Виды остаточной воды. Физические свойства пластовых вод.
С позиции промысловой геологии воды нефтяных и газовых месторождений делятся на собственные, чуждые и техногенные. К собственным относятся остаточные и пластовые воды, залегающие в нефтегазоносном пласте. Остаточная вода содержится в залежах в виде молекулярно – связанной пленки на стенках пор, каверн, трещин, в изолированных пустотах. Эта вода образовалась при образовании залежей. Для нефтегазопромысловой геологии интерес представляет связанная вода в открытом пустотном пространстве. Если вся поверхность пустот породы – коллектора покрыта тонкой пленкой остаточной воды, то эта поверхность называется гидрофильной. Если поверхность зерен породы – коллектора не смачивается водой, вследствие адсорбировании на них пленки нефти, то такие породы называют гидрофобными. К гидрофобным относят породы, содержащие менее 10% остаточной воды. При содержании воды более 10% породы называют гидрофильными. В гидрофильном коллекторе вся нефть находится в подвижном состоянии и при ее вытеснении как бы скользит по пленке воды. В гидрофобном коллекторе часть нефти, образуя пленку на стенках пустот, не участвует в процессе движения, вследствие чего увеличиваются потери нефти в пласте. Пластовые воды – это контурные, подошвенные воды. Чуждые – это воды верхних и нижних пластов, грунтовые, тектонические. Техногенные воды – это воды искусственно введенные при заводнении, бурении и ремонте скважин. Основную массу природных вод составляют более или менее минерализованные воды. Минерализацией воды называется суммарное содержание в воде растворенных солей, ионов и коллоидов, выраженное в г/л раствора. Минерализация вод месторождений меняется в широких пределах от менее 1 г/л (пресная вода) до 400 г/л (рассолы). Она определяется наличием шести главных ионов ( ). Химическая классификация подземных вод производится по преобладающему содержанию аниона в эквивалентной форме и делится на 3 группы: хлоридную, сульфатную и гидрокарбонатную. Минерализация и химический состав вод определяют их физические свойства (плотность, вязкость, поверхностное натяжение, электропроводность и др.). Для нефтегазопромысловой геологии важно то, что минерализованные воды имеют повышенную отмывающую способность нефтяных пластов – коллекторов. Их использовании при заводнении залежей способствует повышению коэффициента вытеснения нефти. В то же время высокая минерализация вод в определенных условиях может приводить к выпадению солей на забое добывающих скважин и в прискважинной зоне пласта, что ухудшает условия эксплуатации пласта в районе таких скважин.