Разработка нового метода использования нефтяных скважин

Регрессионная модель связи между ГРП и общим удельным эффектом

представлена статистическими данными таблицы3.7 и следующим выражением:

Эоу = 2699,3 + 42,2х + 2,8х2 – 0,2х3 - 0,5х4,

(3.3)

где Эоу - общий удельный эффект.

Таблица 3.7 Статистические данные ГРП и общего удельного эффекта.

|Х1|42 |60 |4 |322 |46 |83 |14 |1 |17 |3 |6 |3 |24 |

|У3|4132|1048|2980|1025|7299|1781|4510|763 |1291|1094|3714|4440|2641|

| | |6 | |3 | |2 | | |2 |3 | | | |

| |

|Продолжение таблицы 3.7. |

|Х1|234 |3 |2 |1 |1 |2 |12 |3 |1 |2 |1 |1 |8 |

|У3|1064|3196|1052|800 |2937|4321|4795|-1,3|600 |2174|1114|1150|968 |

| |1 | | | | | | | | | | | | |

Результаты регрессионного моделирования представлены в графическом

виде на рисунке 3.3.

Рисунок 3.3 Регрессионная модель связи между ГРП и общим удельным

эффектом

В следствии оценки адекватности данной модели по критерию Фишера , был

сделан вывод, что данная форма регрессионной связи при уровне доверительной

вероятности 0,95 не отвергается т.к.

Fp = 2,4 > Fк = 2,1

Аналогичные модели прогнозной оценки эффективности метода ГРП были

разработаны и построены для Казахстана. Для разработки регрессионной модели

по оценки формы связи между ГРП и общим удельным эффектом, была

осуществлена выборка статистического материала из таблицы3.3, которая

представлена таблицей 3.8. По результатам этой выборки построена следующая

регрессионная модель:

Эоу = -31,8+10,46х,

(3.4)

где Эоу – общий удельный эффект.

Таблица 3.8 Статистические данные ГРП и общим удельным эффектом

|Х2 |36 |23 |15 |20 |4 |4 |14 |43 |6 |

|У4 |7780 |5490 |6460 |7150 |5240 |5380 |5340 |3380 |3730 |

| |

|Продолжение таблицы 3.8. |

|Х2 |2 |32 |9 |12 |1 |12 |31 |10 |

|У4 |2840 |4980 |3460 |4820 |5290 |3850 |6330 |6440 |

Рисунок 3.4 Регрессионная модель связи ГРП и общего удельного

эффекта

Оценка адекватности данной модели по критерию Фишера позволила сделать

вывод, что данная форма связи при уровне доверительной вероятности 0,95 не

отвергается, т.к,

Fp = 3,1 > Fк = 2,5

Регрессионная модель связи между ГРП и общим технологическим эффектом

графически представлена рисунком 3.5 и следующим выражением:

Эот = 221,8 + 68,7х – 1,55х2 ,

(3.5)

где Эот - общий технологический эффект.

Для уравнения 3.5 была осуществлена выборка из таблицы3.3, которая

представлена таблицей 3.10.

Таблица 3.10 Статистические данные ГРП и общего технологического

эффекта

|Х2 |36 |23 |15 |20 |4 |4 |14 |43 |6 |

|У5 |685 |318.5 |297.5 |102.2 |89.6 |26.80 |944 |1001 |15.6|

| | | | | | | | | |7 |

| |

| Продолжение таблицы 3.10. |

|Х2 |2 |32 |9 |12 |1 |12 |31 |10 |

|У5 |35.8 |587 |605 |795 |322 |880 |1125 |786 |

Рисунок 3.5 Регрессионная модель связи между ГРП и общим

технологическим эффектом

Для оценки адекватности, также как и для всех предыдущих моделей был

рассчитан критерий Фишера. Это позволило сделать вывод , что данная форма

регрессионной связи при уровне доверительной вероятности 0,95 не

отвергается, т.к.

Fp > Fк , Fp = 3,6 > Fк = 2,9

Анализ технологического эффекта ГРП , выраженный в тысячах тонн ,

оцениваемый общим технологическим эффектом, интенсификацией и общим

удельным эффектом, позволяет сделать вывод , что без массового применения

ГРП рентабельная разработка малопродуктивных пластов невозможна. Общий

объем ГРП при проведенном анализе составил около 1200 скважино-операций,

при уровне дополнительной добычи нефти около 8,6 млн. тонн , или 9640 тонн

на один ГРП. В таблице 3.1 представлены результаты ГРП по 26 объектам

разработки в Западной Сибири. В Казахстане были исследованы 17 объектов

разработки, которые представлены в таблице 3.3.

Успешность ГРП в среднем достигла 94% , а кратность увеличения дебита

в среднем достигла 5,6. Эффект от ГРП длится достаточно долго – до 6 лет,

при среднем уровне 3 года. Дебит скважин увеличивается в среднем в 3,9

раза. При этом в зависимости от геометрии расположения скважин и ориентации

трещин ГРП, рост длины трещины может не только увеличить, но и снизить

нефтеотдачу пласта. В определенных условиях существует оптимальный размер

трещин ГРП, при котором достигается наибольшая нефтеотдача пласта. Особое

преимущество перехода на проектирование применения ГРП в системе скважин

можно обеспечить на начальной стадии разработки нефтяного месторождения ,

когда еще можно внести определенные коррективы в очередность бурения

скважин и их размещения. Высококвалифицированные специалисты

СП”МеКаМинефть” для получения эффективных результатов проводят дизайн ГРП,

который является ответственным м оментом , требующий знаний геологии,

компьютера, свойств технологических жидкостей и других аспектов технологии

ГРП. Не смотря на указанные и другие проблемы ГРП является эффективным

методом повышения продуктивности малопродуктивных скважин, о чем

свидетельствуют полученные данные проведенного исследования , в следствии

которого выявлено улучшение технико-экономических показателей . ГРП

позволит достичь рентабельных уровней дебитов скважин в среднем 20

тонн/сут. вместо 6 тонн/сут. без ГРП. Но ГРП на месторождениях должно

проводиться с учетом системы разработки и обустройства, а для крупных

залежей проектирование разработки и обустройства необходимо осуществлять с

учетом массового выполнения технологии. Полученные результаты позволяют

сделать заключение о целесообразности дальнейшего развития технологии ГРП,

но не только на территории России , но и Казахстана.

При выходе на новые рынки специалисты СП”МеКаМинефть” должны будут

провести для заказчиков расчеты ГРП по предложенным скважинам, а также

определить эффективность планируемых работ, с расчетом добычи нефти по

скважинам – кандидатам к ГРП. Но самое главное это то, что фирма должна

гарантировать высокое качество планируемых работ заказчикам.

3.2 Модель прогнозирования экономической эффективности вариантов разработки

с применением биополимеров отечественного производства

В качестве объекта исследования был выбран участок в южной части

Покамасовского нефтяного месторождения (пласт ЮВ1), на котором ранее

получен положительный эффект от обработки скважин биополимером , а так же

имелись фактические данные о изменение технологических показателей с начала

разработки . Геолого-физические характеристики на этом участке близки

геолого-физическим характеристикам пласта в целом .

Для выбранного участка осуществлено гидродинамическое компьютерное

моделирование с воспроизводством на модели истории разработки, так и

прогнозирование различных вариантов осуществления процессов биополимерного

заводнения . Согласно , действующим принципам и правилам экономической

оценки вариантов разработки и методов повышения коэффициента извлечения

нефти , адаптированных к рыночным условиям , учитывается принадлежность

месторождений к двум основным группам :

1) новые месторождения с растущей добычей и оценкой всех разведанных

запасов;

2) старые разрабатываемые месторождения со снижающейся добычей и

экономической оценкой только остаточных извлекаемых запасов и

возможности повышения нефтеотдачи за счет применения биополимерного

заводнения.

Исследуемый участок относится ко второй группе месторождений. Для

экономической оценки технологических решений использованы отечественные и

международные основные положения к составлению и содержанию инвестиционных

проектов , действующие отраслевые законодательства и динамическая модель

расчета экономических показателей вариантов и методов оценки разработки

нефтяных месторождений [18,с.20-26].

Оценка экономической эффективности биополимерного заводнения была

проведена по следующим трем вариантам:

1) базовому с закачкой воды;

2) с одноразовой закачкой биополимера;

3) с постоянной закачкой биополимера.

Экономические расчеты по указанным вариантам выполнены на основании

технологических показателей, представленных в динамике на рисунке 3.6 и

рисунке 3.7, и анализа фактической (проектной ) информации СП

“МеКаМинефть” ( затраты , цены , налоги ) , а также на базе дополнительных

затрат на биополимерное заводнение : стоимость установки , поэлементные

эксплуатационные расходы для производства биополимера.

Варианты оценки по накопленной величине потоков денежной наличности,

которые рассчитываются как дисконтированная разность между выручкой от

продажи нефти на внутреннем и внешнем рынках и предстоящими затратами на

добычу, включая налоговые отчисления .

-1 – добыча нефти по первому варианту,

-2 – добыча нефти по второму варианту,

-3 – добыча нефти по третьему варианту.

Рисунок 3.6 Динамика коэффициента извлечения нефти

-1 – добыча нефти по первому варианту,

-2 – добыча нефти по второму варианту,

-3 – добыча нефти по третьему варианту.

Рисунок 3.7 Добыча нефти по вариантам разработки

Результаты экономических расчетов по варианту 1 , выполненных по

технологическим показателям , которые воспроизводят историю разработки

участка с 1989 г. , представлены в таблице 3.11 .

Таблица 3.11 Результаты экономических расчетов по варианту базовому

с закачкой воды

|Год | | | | | | | | | |

| |ды , | | | | | | | | |

| |у.е. | | | | | | | | |

| | | | |ные |мости |затрат| |у.е. |у.е. |

| | | | |затраты| |ы | | | |

|1989|5 200|634 |2454 |13988 |5700 |13988 |9050 |31978 |8940 |

|1990|5 459|1428 |4953 |21143 |9304 |35132 |14774|52201 |16284|

|1991|9 878|2607 |8253 |37694 |16956 |72625 |26924|95131 |30513|

|1992|9 487|2972 |10610 |35847 |12779 |108673|20293|71702 |15562|

|1993|8 837|2561 |10610 |31167 |9159 |139840|14545|51391 |5679 |

|1994|8 575|2715 |10610 |28574 |6671 |168413|10594|37432 |-1736|

|1995|5 328|1312 |10610 |21631 |4382 |190044|6958 |24584 |-4005|

|1996|4 028|946 |10610 |17590 |2006 |207634|3186 |11257 |-9519|

|1997|4 028|770 |10470 |16413 |1146 |224047|1823 |6447 |-1178|

| | | | | | | | | |9 |

|Ито-|60 |15945 |79180 |224047 |68103 | |10814|382123| |

| |820 | | | | | |7 | | |

|го | | | | | | | | | |

Технико-экономические показатели с 1989 по 1998 г. отражают

фактическую характеристику эксплуатации участка разработки . Результаты

экономических расчетов показывают ,что начиная с 1993г. эксплуатация

участка при полном налогообложении является убыточной и остается таковой до

конца разработки , если не применить биополимерное заводнение . В связи с

указанным одноразовая закачка биополимера , осуществляемая на практике по

варианту 2 , является не только своевременной , но и эффективной . Срок

безубыточной эксплуатации участка продлевается до 2016 , как видно из

рисунка 3.8. Экономическая оценка варианта 3 с постоянной закачкой

биополимера показывает, что безубыточная эффективность разработка участка

обеспечивается до 2030 года (рисунок3.8) .При этом конечный коэффициент

извлечения нефти (КИН) составляет 0.408 (рисунок3.7) . Коэффициент

извлечения по варианту 2 в 2016 году (предел экономической эксплуатации)

составляет 0.344 (рисунок 3.7) . Необходимо отметить, что по варианту 3 не

только повышается конечный коэффициент извлечения нефти , но и значительна

улучшается характеристика динамики добычи по обводненности и

соответственно снижаются затраты на добычу нефти .

-1 – добыча нефти по первому варианту,

-2 – добыча нефти по второму варианту,

-3 – добыча нефти по третьему варианту.

Рисунок 3.8 Накопленный денежный поток наличности по вариантам

разработки

С учетом того , что вариант 2 является фактически реализуемым на

практике в 1997 году , а вариант 1 - убыточным и неприемлемым для

дальнейшей разработки , прирост коэффициента извлечения нефти по варианту

3 определяется относительно варианта 2 и составляет 0.064 .

А если сравнить результаты оценки вариантов 3 и 1 в сопоставимых

условиях ( без учета ренты в затратах , так как с 1994 г. разработка

участка является убыточной ) , то разработка участка при положительном

значении накопленного потока денежной наличности по варианту 1 продолжается

до 2009 г. ( рисунок3.8. ) . При этом коэффициент извлечения нефти составит

0.301 . что на 0.107 меньше , чем по варианту 3 .

Таким образом , проведенные расчеты и стоимостная оценка вариантом

применения биополимерного заводнения для увеличения коэффициента извлечения

нефти свидетельствует о его высокой технологической и экономической

эффективности , а также о целесообразности широкого промышленного

применения .

3.3 Оценка экономической эффективности разработанной темы

Резкое обострение ситуации в экономике , в том числе на нефтяном

рынке , потребовало всемерного снижения производственных издержек . Именно

обострение вопроса снижения себестоимости сырья влечет за собой

концентрацию внимания на проблеме технической оснащенности и

совершенствования технологий добычи. В этой ситуации почти единственная

возможность выжить – экономить . За время эксплуатации месторождений

сырьевая база компаний ухудшается . В настоящее время на месторождениях

Западной Сибири доля трудноизвлекаемых запасов , содержащихся в основном в

малородуктивных пластах, составляет 45%.

Так как объем малорентабельных нефтяных скважин растет , а разработка

новых месторождений и ввод в эксплуатацию новых скважин, становится из-за

падения цен на нефть не рентабельным , то все большее значение в настоящее

время приобретает сотрудничество с фирмами сервисного обслуживания

нефтедобывающих предприятий.

Спрос на работы и услуги таких фирм не зависит от состояния

экономики, уровня доходов потребителей и цен на продукцию предприятий. Цены

на производство ГРП высока , т.к. используется дорогое импортное

оборудование, материалы, и ГРП проводят высококвалифицированные специалисты

в тяжелых условиях, данные себестоимости рассмотрены в таблице 3.12.

Таблица 3.12 Себестоимость метода ГРП

|Наименование статей |Тыс.у.е. |

|Материалы |12047 |

|Амортизация основных фондов |5563 |

|Зарплата |4902 |

|Налоги |1936 |

|Транспорт |13823 |

|Накладные расходы |13717 |

|Всего |51988 |

Как было отмечено выше метод ГРП является новейшей технологией по

повышению производительности малопродуктивных нефтяных скважин. Поэтому

издержки заказчиков на выполнение гидроразрыва будут не значительными, по

сравнению с полученным результатом примененных технологий , а это высокий

приростом дополнительно добытой нефти, в результате применения данного

метода, что отражено на рисунке 3.9.

Интересен опыт СП “МеКаМинефть” по сервисному обслуживанию

ОАО“Славнефть-Мегионнефтегаз”.Сегодня и нефтяная компанияОАО“Славнефть-

Мегионнефтегаз” оказалась в ситуации , когда необходимо постоянно и всюду

искать: на чем сэкономить, как удешевить производство, чтобы продукция была

конкурентоспособной и можно было получать прибыль. Процент неработающих

скважин в целом по Обществу находится на уровне ниже среднего по России.

Вместе с тем, абсолютное количество неработающих скважин за четыре

последних года возросло с 702 до 856 штук. Стабилизация уровней добычи

нефти Общества стала возможной благодаря серьезной работе, проводимой

СП”МеКаМинефть” по обслуживанию существующего фонда скважин.

Силами СП”МеКаМинефть” в 1998 году было проведено 107 скважино-

операций по гидроразрыву пласта, что дало прирост добычи в объеме 661,7

тысяч тонн нефти ( 4850,25 тыс.барр.). В таблице 3.12 приведены показатели

по дополнительной добычи нефти за счет проведения гидроразрыва пластов,

осуществленных СП”МеКаМинефть” на месторождениях ОАО “Славнефть-

Мегионнефтегаз” за период 1993-1998 гг.

Рисунок 3.9 График добычи нефти из скважин, стимулированных ГРП

Таблица 3.12 Показатели дополнительной добычи за счет применения ГРП

|ОАО"Славнефть-Мегионнефтегаз" |1993 |1994 |1995 |1996 |1997 |1998 |

|Тыс.тонн |16,8 |268,3|766,4 |989 |848,6|661,7 |

| | | | | |5 | |

|Тыс.барр. |123,1|1996,|5617,7|7249,|6220,|4850,2|

| | |6 | |4 |6 |5 |

|Выручка от реализации нефти, |1969,|22429|64071 |82680|70947|53352 |

|тыс.у.е. |6 | | | | | |

Суммарная дополнительная добыча нефти за период с 1993 года по ОАО

“Славнефть-Мегионнефтегаз” составила 3,55 млн.т. ( 26,0 млн. барр.) В

среднем за счет проведенных гидроразрывов дебиты скважин увеличились в 5-6

раз , средняя продолжительность присутствия эффекта 20 месяцев.

Следовательно без применения ГРП на месторождениях Общества было бы

получено за 1998 год только 132 тыс. тонн, что является убыточным и не

позволило бы Обществу вовлечь в работу неработающий фонд скважин . Средний

дебит таких скважин составляет 1,3 тонн/сут. (9,5 барр./сут.), что явно не

окупает затраты Общества на эксплуатацию. Также за счет применения

передовой технологии ГРП Обществу удалось снизить темпы падения добычи за

последние годы. Процент падения в отчетном году составил 1,58 % против 13 %

за 1992 год.

Таблица 3.13 Финансовые показатели методов повышения продуктивности

скважин

|статей |СП |ед |В том | | | | | |

| | |тыс. |числе | | | | | |

| | |у.е. | | | | | | |

| | | |ОАО |ОАО |ОАО |ОАО | ОАО |Про-|

| | | |"СН-МНГ"|"НВН" |"БН"|"Лукойл|”НН” |чие |

| | | | | | |” (РК) | | |

|ГРП | | | | | | | | |

|Количество |153 | |8 |43 |12 |29 |52 |9 |

|Выручка |10525 |69 |485 |2833 |800 |2030 |3900 |477 |

|Затраты |8262 |51 |379 |2231 |625 |1586 |3047 |394 |

|Доход |2263 |18 |106 |602 |175 |444 |853 |83 |

|ПРС | | | | | | | | |

|Количество |105 | |19 |44 |8 |31 | |3 |

|Выручка |5777 |55 |1247 |2495 |496 |1404 | |135 |

|Затраты |5403 |51 |1039 |2380 |472 |1383 | |129 |

|Доход |374 |4 |208 |115 |24 |21 | |6 |

|КРС | | | | | | | | |

|Количество |49 | |40 |2 | |3 | |4 |

|Выручка |833 |17 |716 |26 | |44 | |47 |

|Затраты |816 |17 |702 |25 | |43 | |46 |

|Доход |17 |0 |14 |1 | |1 | |1 |

Проведя сравнительный анализ финансовых показателей методов повышения

продуктивности скважин, представленных таблицей 3.13, мы пришли к выводу,

что ГРП является не только самым дорогим методом повышения нефтеотдачи, но

и технологией приносящей СП”МеКаМинефть” основную прибыль. Так же ГРП

является методом, наиболее пользующимся спросом у заказчиков, по сравнению

с другими работами и услугами. Общая экономическая эффективность ГРП, в

среднем при проведение технологии по 250 скважинам составит 4 253

тыс.у.е. в год для СП “МеКаМинефть”. Для заказчиков при средней

дополнительной добычи 4 500 тыс.барр. в год (таблица 3.12) и цене

реализации 12$ за баррель, выручка составит 54 млн. у.е..

При использование биополимера выручка заказчиков составит ( по

исследуемому месторождению ОАО “Славнефть-Мегионнефтегаз”) в 2004 году 10

млн.у.е. На контрактной основе СП “МеКаМинефть” получает от заказчика 20 %

от дохода , полученного в результате использования биополимера, что

составит 2 млн.у.е. Налог на прибыль составляет 35 % , т.е. 0,7 млн.у.е.

Прибыль в распоряжении СП “МеКаМинефть” составит 1,3 млн.у.е. (таблица

3.14).

Таблица 3.14 Экономическая эффективность ГРП и биополимера

|ГРП |Еденица |План |

| |измерения | |

|Количество |Скважина |250 |

|Доход |тыс.у.е |17250 |

|Затраты: |тыс.у.е |12997 |

|Материалы |тыс.у.е |3011,75 |

|Амортизация основных фондов |тыс.у.е |1390,75 |

|Зарплата |тыс.у.е |1225,5 |

|Налоги |тыс.у.е |484 |

|Траспорт |тыс.у.е |3455,75 |

|Накладные расходы |тыс.у.е |3429,25 |

|Прибыль |тыс.у.е |4253 |

|Биополимер |Еденица |План |

| |измерения | |

|Прибыль заказчика |тыс.у.е |10000 |

|Выручка СП (20%) |тыс.у.е |2000 |

|Налог на прибыль (35%) |тыс.у.е |700 |

|Прибыль в распоряжении СП |тыс.у.е |1300 |

|Всего: |тыс.у.е |5553 |

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

По результатам проведенных исследований дипломной работы , можно

сделать следующие выводы:

1) В условиях резкого снижения спроса на нефть на международном рынке и

падением ее цены, возникает проблема внедрения новых технологий с целью

повышения добычи нефти на действующих скважинах;

2) Одним из перспективных и экономически эффективных методов повышения

дебита скважин является гидравлический разрыв пластов и технологически

сопутствующий материал биополимер;

3) В качестве концепции выживания СП “МеКаМинефть” в результате

исследований предусматривается пересмотреть политику рыночной ориентации

в сторону стратегического менеджмента и маркетинга;

4) Использование новых бизнес технологий позволило разработать тактический

и стратегический планы маркетинговых мероприятий, первоочередными из

которых являются создание специального отдела маркетинга и доведения

результатов исследования по эффективности метода гидрввлического разрыва

пластов в условия России и Казахстана до потенциальных заказчиков;

5) На основе экспериментально - статистических исследований построена

модель прогноза использования биополимера, из которой следует, что доход

СП “МеКаМинефть” в среднем составит 1,3 млн. у.е.;

6) Экономическая эффективность выхода на нефтяной рынок с новыми видами

услуг, включающих гидравлический разрыв пласта составит в среднем

4,253 млн. у.е.

-----------------------

[pic]

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6

МЕНЮ

Разработка нового метода использования нефтяных скважин

ИНТЕРЕСНОЕ