Основы разработки нефтяных и газовых месторождений

Осушка газа. Для осушки газа используются следующие методы: охлаждение, абсорбция, адсорбция.

Пока пластовое давление значительно больше давления в магистральном газопроводе, газ охлаждают, дросселируя излишнее давление. При этом газ расширяется и в соответствии с эффектом Джоуля–Томсона охлаждается.

Если пластовое давление понижено, то охлаждение газа производится на установках низкотемпературной сепарации.

Очистка газа от сероводорода – осуществляется методами ад-

сорбции и абсорбции. Принципиальная схема очистки газа от Н2S методом адсорбции аналогична схеме осушки газа адсорбционным методом. В качестве адсорбента используются гидрат окиси железа и активированный уголь. Очищаемый газ поступает в абсорбер и поднимается вверх через систему тарелок. Навстречу газу движется концентрированный раствор абсорбента. Роль жидкого поглотителя в данном случае выполняют водные растворы этаноламинов: моноэтаноламина (МЭА), диэтаноламина (ДЭА) и триэтаноламина (ТЭА). Температура кипения при атмосферном давлении составляет: МЭА –

172 °С, ДЭА – 268 °С, ТЭА – 277 °С.

Очистка газа от углекислого газа СО2 обычно проводится од-

новременно с его очисткой от сероводорода, т.е. этаноламинами.

101

4. ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ

В экономическую оценку включаются технологические варианты разработки, отличающиеся плотностью сетки скважин, порядком и темпами разбуривания, методами воздействия на залежь, уровнями добываемой нефти и жидкости, вводом из бурения добывающих и нагнетательных скважин, объемом закачиваемой воды, используемых реагентов, способами эксплуатации и др.

Экономическая эффективность отражает соотношение затрат

ирезультатов применительно к рассматриваемым технологическим вариантам.

Результатом экономической оценки является выявление наиболее рационального варианта разработки месторождения, отвечающего критерию достижения максимального экономического эффекта от возможно полного извлечения из пластов запасов нефти при соблюдении требований экологии, охраны недр и окружающей среды.

Для оценки проекта используются следующие основные показатели эффективности:

–дисконтированный поток денежной наличности – сумма прибыли от реализации и амортизационных отчислений, уменьшенная на величину инвестиций, направляемых на освоение нефтяного месторождения. Определяется как сумма текущих годовых потоков, приведенных к начальному году;

–индекс доходности характеризует экономическую отдачу вложенных средств и представляет собой отношение суммарных;

–приведенные чистые поступления (прибыль от реализации

иамортизационных отчислений) к суммарному объему капитальных вложений;

–период окупаемости капитальных вложений – это продол-

жительность периода, в течение которого начальные негативные значения накопленной денежной наличности полностью компенсируются ее положительными значениями;

102

–внутренняя норма возврата капитальных вложений пред-

ставляет собой ту норму дисконта, при которой сумма чистого дохода от инвестиций равна сумме инвестиций, т.е. капиталовложения окупаются.

В систему оценочных показателей включаются также:

–капитальные вложения на освоение месторождения;

–эксплуатационные затраты на добычу нефти;

–доход государства (налоги и платежи в бюджетные и внебюджетные фонды РФ).

Ни один из перечисленных критериев сам по себе не является достаточным для принятия проекта. Решение об инвестировании средств в проект должно приниматься с учетом значений всех перечисленных показателей, а также значений всех участников инвестиционного проекта.

103

5.ПРИМЕР ВЫПОЛНЕНИЯ КУРСОВОЙ РАБОТЫ

Впроцессе проектирования разработки нефтяных и газовых месторождений выполняются многовариантные расчеты основных технологических и экономических показателей. С этой целью применяются различные программные комплексы, позволяющие выполнять расчеты в режиме перспективного имитационного моделирования. Имеются также методики для оценочных «ручных» расчетов,

спомощью которых можно определять (оценивать) те или иные показатели. Ниже рассматриваются основы некоторых методик и результаты расчетов с применением эмпирических и статистических

зависимостей. Курсовая работа включает: теоретическую (5.1)

ирасчетную часть (5.2).

5.1.Общие сведения о разработке нефтяных и газовых месторо-

ждений.

5.2.Расчет показателей разработки:

5.2.1.Расчет коэффициента извлечения нефти КИН по геологофизическим характеристикам.

5.2.2.Расчет основных технологических показателей разработки нефтяного месторождения на перспективный период (20 лет).

5.2.3.Построение графика разработки по основным показателям на фактический и перспективный период (20 лет).

5.2.4.Расчет запасов природного газа.

5.3. Выводы по результатам расчетов.

Образец титульного листа и задание на выполнение курсовой работы приведены соответственно в прил. 1 и 2. Результаты расчетов технологических показателей разработки нефтяного месторождения необходимо внести в табл. П3 (прил. 3). Исходные данные для расчетов по каждому варианту приведены в прил. 4 и 5. Годовые показатели по добыче нефти, жидкости, закачке воды, фонд добывающих и нагнетательных скважин, динамика пластового давления за первые 10 лет по каждому варианту приведены в прил. 5. В процессе выполнения работы необходимо внести данные по своему варианту за первые 10 лет в табл. П3 (прил. 3), рассчитать добычу нефти на после-

104

дующие 10 лет, затем провести расчет остальных показателей разработки, указанных в прил. 3. Пример результатов расчета основных технологических показателей разработки нефтяного месторождения (вариант № 72) приведен в прил. 6.

5.1. Общие положения

Необходимо привести по объекту краткую геолого-физическую характеристику коллекторов нефти и газа, пластовых жидкостей их состав и физико-химические свойства; способы определения запасов нефти и газа, коэффициента нефтеотдачи (нефтеизвлечения); основы разработки нефтяных и газовых месторождений; основные положения проектных документов по разработке нефтяных и газовых месторождений; методы увеличения нефтеотдачи пластов; способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин; характеристику систем сбора и подготовки нефти и газа на промысле; экономические показатели разработки нефтяных и газовых месторождений.

5.2.Расчет показателей разработки

5.2.1.Расчет коэффициента извлечения нефти по геолого-физическим характеристикам

На основе обобщения опыта длительно разрабатываемых месторождений Урало-Поволжья и Западной Сибири с применением методов многомерного регрессионного анализа получены следующие зависимости [12, 17]:

а) для терригенных коллекторов при водонапорном режиме КИН = 0,195 – 7,8η0 · 10–3 + 0,082ℓgk + 1,46t0 · 10–3 + 3,9h · 10–3 +

к вязкости вытесняющего агента (воды); k – средняя проницаемость пласта в мкм2; t0 – начальная пластовая температура в °С; h – средняя

105

эффективная нефтенасыщенная толщина пласта в м; Кп – коэффициент песчанистости в д.ед.; Ев.н.з – отношение балансовых запасов нефти в водонефтяной зоне к балансовым запасам всей залежи в д.ед.; Sн – начальная нефтенасыщенность пласта в д.ед.; S – плотность сетки скважин, выражена через отношение общей площади залежи к числу всех находящихся в эксплуатации скважин, га/скв.;

Здесь Кр – коэффициент расчлененности в долях единицы; ηн – вязкость нефти в пластовых условиях, мПа.с; остальные обозначения прежние.

5.2.2. Расчет основных технологических показателей разработки нефтяного месторождения

Основными технологическими показателями, характеризующими процесс разработки нефтяного месторождения (залежи) являются следующие. Годовая и накопленная (с начала разработки) добыча нефти, жидкости, газа; темпы отбора нефти – от начальных и остаточных извлекаемых запасов нефти; отбор нефти от извлекаемых запасов; коэффициент нефтеотдачи; среднегодовая обводненность добываемой продукции; годовая и накопленная закачка агента (воды); компенсация отбора жидкости закачкой воды (годовая и накопленная); фонд добывающих и нагнетательных скважин; среднегодовые дебиты добывающих скважин по нефти и по жидкости; среднегодовая приемистость нагнетательных скважин; пластовое давление.

По методике В.Д. Лысенко [11] следует определить: 1) годовую добычу нефти (qt)

2) количество скважин (nt) добывающих и нагнетательных

106

где t – порядковый номер расчетного года (t = 1, 2, 3, 4, 5); q0 – добыча нефти за год, предшествующий расчетному (в нашем примере за 10-й год); e = 2,718 – основание натурального логарифма; Qост – остаточные извлекаемые запасы нефти (разность между начальными извлекаемыми запасами и накопленной добычей нефти на начало расчетного года, в нашем примере за 10-й год); n0 – количество скважин на начало расчетного года; T – средний срок эксплуатации скважины, лет; при отсутствии фактических данных за T можно принять нормативный срок амортизации скважины (20 лет);

3) годовой темп отбора нефти t низ – отношение годовой добычи

4) годовой темп отбора нефти от остаточных (текущих) извлекаемых запасов – отношение годовой добычи нефти (qt) к остаточным извлекаемым запасам (Qоиз), %:

оиз Qоиз

Остаточные извлекаемыми запасы нефти (Qоиз), определяются как разность между начальными извлекаемыми запасами (Qниз) и накопленной добычей нефти (Qнак) за предыдущий год;

5)добычу нефти с начала разработки (накопленный отбор нефти (Qнак) – сумму годовых отборов нефти на текущий год;

6)отбор нефти от начальных извлекаемых запасов – отношение накопленного отбора нефти (Qнак) к (Qниз), %:

Qниз

7) коэффициент нефтеотдачи (КИН) или нефтеизвлечения – отношение накопленного отбора нефти (Qнак) к начальным геологическим или балансовым запасам (Qбал), д.ед.:

107

Qбал

8) добычу жидкости за год (qж). Годовую добычу жидкости на перспективный период можно принять постоянной на уровне фактически достигнутой на 10-й год;

9) добычу жидкости с начала разработки (Qж) – сумма годовых отборов жидкости на текущий год;

10) среднегодовую обводненность продукции скважин W – отношение годовой добычи воды (qв) к годовой добыче жидкости (qж), %:

11)закачку воды за год (qзак); на перспективный период она принимается в объемах, обеспечивающих накопленную компенсацию отбора жидкости на 20-й год разработки в размере 110–120 %.

12)закачку воды с начала разработки Qзак – сумму годовых закачек воды (qзак) на текущий год;

13)компенсацию отбора жидкости закачкой воды за год (теку-

щую) – отношение годовой закачки воды (qзак) к годовой добыче жидкости (qж), %:

14) компенсацию отбора жидкости закачкой воды с начала разработки (накопленная компенсация) – отношение накопленной закачки воды (Qзак) к накопленному отбору жидкости (Qж), %:

15) добычу нефтяного попутного газа за год определяют путем умножения годовой добычи нефти (qt) на газовый фактор:

16) добычу нефтяного попутного газа с начала разработки – сумму годовых отборов газа;

108

17) среднегодовой дебит одной добывающей скважины по нефти – отношение годовой добычи нефти (qн) к среднегодовому количеству добывающих скважин (nдоб) и количеству дней в году (Тг) с учетом коэффициента эксплуатации добывающих скважин (Кэ.д):

где Кэ.д равен отношению отработанных всеми добывающими скважинами дней (суток) в течение календарного года к количеству этих скважин и количеству календарных дней (суток) в году;

18) среднегодовой дебит одной добывающей скважины по жидкости – отношение годовой добычи жидкости (qж) к среднегодовому количеству добывающих скважин (nдоб) и количеству дней в году (Тг) с учетом коэффициента эксплуатации добывающих скважин (Кэ.д):

19) среднегодовую приемистость одной нагнетательной скважины – отношение годовой закачки воды (qзак) к среднегодовому количеству нагнетательных скважин (nнаг) и количеству дней в году (Тг) с учетом коэффициента эксплуатации нагнетательных скважин (Кэ.н):

где Кэ.н равен отношению отработанных всеми нагнетательными скважинами дней в течение календарного года к количеству этих скважин и количеству календарных дней в году.

20)пластовое давление на 20-й год разработки имеет тенденцию

кснижению, если накопленная компенсация менее 120 %; если накопленная компенсация в пределах от 120 до 150 %, то пластовое давление близко или равно начальному; если накопленная компенсация более 150 %, то пластовое давление имеет тенденцию к увеличению и может быть выше начального.

109

5.2.3. График разработки

График разработки строится по годам на 20 лет и отражает динамику следующих показателей:

–добыча нефти, тыс. т в год;

–добыча жидкости, тыс. т в год;

–среднегодовая обводненность добываемой жидкости, % вес;

–закачка воды, тыс. м3 в год;

–среднегодовой фонд добывающих скважин, шт;

–среднегодовой фонд нагнетательных скважин, шт;

–накопленная (с начала разработки) компенсация отбора жидкости закачкой воды, %;

–пластовое давление, МПа.

5.2.4. Расчет запасов газа в залежи по методу снижения пластового давления при газовом режиме

Сущность метода состоит в следующем. По данным кратковременного периода эксплуатации месторождения строят график зависимости средневзвешенного по объему газовой залежи пластового давления от суммарного количества отобранного газа для определенного периода времени.

Имеется пластовая газовая залежь. Режим пласта – газовый, движение газа в пласте – изотермическое; расположение скважин – равномерное; темп отбора газа из залежи – постоянный. Разработка залежи проводится до снижения пластового давления – 0,1 МПа. Необходимо определить извлекаемые и балансовые запасы природного газа, среднегодовой темп отбора газа и продолжительность разработки месторождения.

Извлекаемые запасы газа определяют путем экстраполяции графика до оси абсцисс или используя соотношение:

110