Халықаралық ғылыми-тәжірибелік конференциясының ЕҢбектері



жүктеу 8.29 Mb.
Pdf просмотр
бет45/81
Дата12.01.2017
өлшемі8.29 Mb.
1   ...   41   42   43   44   45   46   47   48   ...   81

Литература 

 

1.  Чантурия  В.А.  Состояние  и  перспективы  обогащения  руд  в  России  //  Цветные  металлы.  – 

2002. - №2 – С.15. 

2. Абишев Д.Н., Еремин Ю.П. Обогащение тонковкрапленных руд – приоритетное направление 

горно-металлургического комплекса // Промышленность Казахстана. – 2000. – №2. – С.96. 

3.  Абишев  Д.Н.,  Еремин  Ю.П.,  Райвич  И.Д.  Некоторые  концеп-туальные  аспекты  научно-

технологического  обеспечения  обогатительной  отрасли  горно-металлургического  комплекса 

Республики Казахстан // Сб. трудов «Комплексная переработка минерального сырья». – Алматы: Изд. 

РГП «НЦ КПМС РК», 2002. – С.39. 

4.  Абишев  Д.Н.,  Еремин  Ю.П.,  Петров  А.А.  Пути  развития  научных  исследований  в  области 

обогащения минерального сырья // Комплексное использование минерального сырья. – 1994. – №2. – 

С.30. 


5. Абрамов А. А. Технология обогащения руд цветных металлов. – М.: Недра, 1983. – 358 с. 

6. Глембоцкий В.А., Классен В.И. Флотационные методы обогащения. – М.: Недра, 1981. – 338 с. 

7.  Классен  В.И.,  Недоговоров  Д.И.,  Дебердеев  И.Х.  Шламы  во  флотационном  процессе.  –  М.: 

Недра, 1969. – 245 с. 

6.  Эйгелес  М.А.  Теоретические  основы  флотации  несульфидных  минералов.  –  М.: 

Металлургиздат, 1950. – 284 с. 

 

 

 



 

 

 

 

 

V, м/час 

С, мг/л 

 

268 


АНАЛИТИЧЕСКИЙ ОБЗОР ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ 

И ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ БУРЕНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ  

СКВАЖИН НА МЕСТОРОЖДЕНИИ УЗЕНЬ 

 

Тулегенов О.Н., Ахымбеков Н. 

КазНТУ имени К.И. Сатпаева, г.Алматы, Республика Казахстан 

 

Как  известно,  основным  целевым  назначением  проектирования  разработки  месторождений 



независимо 

от 


применяемых 

методов 


повышения 

нефтеотдачи 

является 

обеспечение 

запланированных уровней добычи нефти, а также наибольшего коэффициента извлечения нефти при 

максимальной прибыли с одновременным выполнением экологических требований и охраны недр. С 

учетом  перечисленных  требований  становится  вполне  понятным,  насколько  важным  является 

правильное  размещение  любых  скважин  на  месторождении  и  особенно  горизонтальных, 

преследующих  цель  наибольшего  доизвлечения  нефти  на  уже  разрабатываемом  месторождении. 

Этой  цели  подчинены  все  последующие  технологические  процессы,  начиная  от  строительства 

скважин,  вскрытия  и  освоения  до  непосредственной  добьии  нефти  и  ремонтных  работ.  При 

неправильном выборе размещения горизонтальных скважин и направлении горизонтального участка 

его  ствола  все  последующие  безукоризненно  выполненные  технологические  работы  не  дадут 

желаемого  эффекта.  Поэтому  основным  критерием  размещения  горизонтальных  стволов  скважин 

является  предварительное  тщательное  изучение  геологических  условий  залегания  продуктивного 

пласта,  нефтенасыщенности  и  степени  выработанности  запасов.  При  этом  обязательно  должна 

учитываться  работа  всей  пластовой  системы  месторождения.  Анализируя  состояние  разработки 

месторождений,  находящихся  продолжительное  время  в  эксплуатации,  не  трудно  убедиться,  что  в 

результате  неравномерного  фронта  вытеснения  нефти  по  различным  причинам  в  продуктивном 

пласте  остаются  целики  нефти,  практически  не  тронутые  разра  боткой.  На  выявление  этих  зон  и 

должны  быть  направлены  в  первую  очередь  предварительные  исследования  геологов.  Конечно  же, 

целесообразность  бурения  горизонтальных  скважин  не  определяется  лишь  этим  изучением.  Во 

внимание  принимается  целый  ряд  других  обстоятельств,  в  том  числе  наличие  слаборазобщенных 

подошвенных  вод,  близость  ВНК,  наличие  верхних  вод  и  газовых  шапок,  коллекторские  свойства 

продуктивного  пласта,  градиента  давления  внутри  залежи,  текущая  обводненность  продукции 

близлежащих  скважин,  проницаемость  и  трещиноватость  разобщающих  пропластков.  Особое 

значение  при  этом  уделяется  анизотропии  пласта  по  проницаемости,  т.  е.  отношение  вертикальной 

проницаемости  к  горизонтальной  проницаемости.  С  учетом  повышенной  стоимости  бурения 

горизонтальных  скважин  проводится  технико-экономическая  оценка  доизвлечения  указанных 

объемов  нефти  существующими  новыми  методами  повышения  нефтеотдачи  и  сопоставление  этих 

данных при горизонтальном бурении. 

При оценке стоимости строительства горизонтальных скважин учитываются опыт и особенности 

бурения горизонтальных скважин в зависимости от таких факторов, как: 

-  наличие  неустойчивых  пород  и  их  толщины  при  вхождении  в  интервал  горизонтального 

ствола; 

- ВОЗМОЖНОСТЬ оставления без изоляции и разобщения нижней части разреза; 

- необходимость обсаживания горизонтальной части ствола. 

Требуется также  оценить коэффициент удорожания проведения исследовательских, ремонтных, 

а  также  геолого-технических  меро-приятий  в  горизонтальном  стволе  скважин  в  сравнении  с 

вертикальными  скважинами.  Это,  очевидно,  можно  сделать  на  основе  предварительного  анализа 

стоимости  указанных  мероприятий  на  месторождениях,  разрабатываемых  с  использованием 

горизонтальных скважин. 

Одними из основных вопросов, которые требуется решить при проектировании горизонтального 

бурения,  являются  оценка  и  прогноз  технологической  и  экономической  эффективности.  Поскольку 

ГС  бурят  вместо  привычных  вертикальных,  их  эффективность  определяют  по  отношению  к 

вертикальным. 

С учетом накопленного опыта бурения горизонтальных скважин, рассмотрен вариант разработки 

месторождения Узень. Предложено к бурению 15 горизонтальных скважин с начальными приростами 

нефти от 6,3 т/сут. до 9,5 т/сут. 

 

 



 

 

269


Таблица 1 

Ожидаемые показатели по бурению ГС 

 

 

ед. изм 



весь 

период 

2008 

2009 

2010 

2011 

2012 

2013 

ГС 


Доп. добыча 

нефти 

тыс. т 


12,757 

1,905  2,920  2,629 

2,374 

2,132  0,797 



 

 

Доп. добыча 

жидкости 

тыс. мЗ 


21,387 

2,563  4,273  4,273 

4,284 

4,273  1,721 



 

 

Отработанное 

время 

сут 


1736 

208 


347 

347 


348 

347 


140 

 

 

Прирост 

т/сут 


7,3 

9,2 


8,7 

8,3 


7,9 

7,5 


7,3 

ГС 


Доп. добыча 

нефти 

тыс. т 


13,499 

3,154  2,976  2,680 

2,420 

2,173  0,096 



 

 

Доп. добыча 

жидкости 

тыс. мЗ 


22,563 

4,310  4,508  4,508 

4,520 

4,508  0,210 



 

 

Отработанное 

время 

сут 


1736 

332 


347 

347 


348 

347 


16 

 

 

Прирост 

т/сут 


7,8 

9,5 


9,0 

8,6 


8,2 

7,8 


7,6 

ГС 


Доп. добыча 

нефти 

тыс. т 


11,008 

1,527  2,872  2,353 

1,936 

1,584  0,736 



 

 

Доп. добыча 

жидкости 

тыс. мЗ 


22,579 

2,076  4,511  4,511 

4,523 

4,511  2,447 



 

 

Отработанное 

время 

сут 


1736 

160 


347 

347 


348 

347 


188 

 

 

Прирост 

т/сут 


5,4 

6,3 


6,0 

5,7 


5,3 

4,7 


4,2 

ГС 


Доп. добыча 

нефти 

тыс. т 


13,236 

2,591  2,968  2,673 

2,414 

2,167  0,423 



 

 

Доп. добыча 

жидкости 

тыс. мЗ 


22,112 

3,510  4,418  4,418 

4,430 

4,418  0,920 



 

 

Отработанное 

время 

сут 


1 736 

276 


347 

347 


348 

347 


72 

 

 

Прирост 

т/сут 


7,6 

9,4 


8,9 

8,5 


8,1 

7,7 


7,5 

ГС 


Доп. добыча 

нефти 

тыс. т 


13,498 

2,866  2,977  2,703 

2,462 

2,229  0,260 



 

 

Доп. добыча 

жидкости 

тыс. мЗ 


22,112 

3,885  4,418  4,418 

4,430 

4,418  0,545 



 

 

Отработанное 

время 

сут 


1 736 

305 


347 

347 


348 

347 


43 

 

 

Прирост 

т/сут 


7,8 

9,4 


9,0 

8,6 


8,2 

7,8 


7,6 

ГС 


Доп. добыча 

нефти 

тыс. т 


13,493 

1,253  3,124  2,837 

2,583 

2,339  1,356 



 

 

Доп. добыча 

жидкости 

тыс. мЗ 


22,112 

1,658  4,418  4,418 

4,430 

4,418  2,772 



 

 

Отработанное 

время 

сут 


1736 

130 


347 

347 


348 

347 


218 

 

 

Прирост 

т/сут 


7,8 

9,5 


9,2 

8,8 


8,4 

8,1 


7,8 

ГС 


Доп. добыча 

нефти 

тыс. т 


13,084 

2,268  2,932  2,663 

2,425 

2,196  0,599 



 

 

Доп. добыча 

жидкости 

тыс. мЗ 


21,435 

3,050  4,282  4,282 

4,294 

4,282  1,244 



 

 

Отработанное 

время 

сут 


1736 

247 


347 

347 


348 

347 


101 

 

 

Прирост 

т/сут 


7,5 

9,2 


8,8 

8,4 


8,0 

7,7 


7,5 

ГС 


Доп. добыча 

нефти 

тыс. т 


12,698 

2,238  2,872  2,586 

2,335 

2,097  0,569 



 

 

Доп. добыча 

жидкости 

тыс. мЗ 


21,210 

3,018  4,237  4,237 

4,249 

4,237  1,231 



 

 

Отработанное 

время 

сут 


1736 

247 


347 

347 


348 

347 


101 

 

 

Прирост 

т/сут 


7,3 

9,1 


8,6 

8,2 


7,8 

7,4 


7,2 

ГС 


Доп. добыча 

нефти 

тыс. т 


11,489 

0,767  2,686  2,440 

2,223 

2,014  1,359 



 

 

Доп. добыча 

жидкости 

тыс. мЗ 


18,866 

1,012  3,769  3,769 

3,780 

3,769  2,767 



 

 

Отработанное 

время 

сут 


1736 

93 


347 

347 


348 

347 


255 

 

 

Прирост 

т/сут 


6,6 

8,2 


7,9 

7,6 


7,2 

6,9 


6,7 

ГС 


10 

Доп. добыча 

нефти 

тыс. т 


12,266 

0,939  2,965  2,630 

2,339 

2,069  1,324 



 

 

Доп. добыча 



жидкости 

тыс. мЗ 


21,210 

1,242  4,237  4,237 

4,249 

4,237  3,007 



 

 

Отработанное 



время 

сут 


1736 

102 


347 

347 


348 

347 


246 

 

 



Прирост 

т/сут 


7,1 

9,2 


8,7 

8,3 


7,9 

7,5 


7,1 

 

 



Доп. добыча 

нефти 


тыс. т 

12,264 


0,671  2,995  2,656 

2,363 


2,089  1,490 

 


 

270 


Продолжение таблицы 1 

 

ГС 



11 

Доп. добыча 

жидкости 

тыс. мЗ 


21,210 

0,882  4,237  4,237 

4,249 

4,237  3,367 



 

 

Отработанное 

время 

сут 


1736 

72 


347 

347 


348 

347 


276 

 

 

Прирост 

т/сут 


7,1 

9,3 


8,7 

8,4 


7,9 

7,5 


7,2 

ГС 


12 

Доп. добыча 

нефти 

тыс. т 


12,213 

0,292  3,025  2,683 

2,386 

2,110  1,716 



 

 

Доп. добыча 

жидкости 

тыс. мЗ 


21,210 

0,383  4,237  4,237 

4,249 

4,237  3,866 



 

 

Отработанное 

время 

сут 


1736 

31 


347 

347 


348 

347 


316 

 

 

Прирост 

т/сут 


7,0 

9,3 


8,8 

8,4 


8,0 

7,6 


7,2 

ГС 


13 

Доп добыча нефти 

тыс. т 

12,570 


2,913  2,771  2,518 

2,293 


2,075  0,000 

 

 

Доп. добыча 

жидкости 

тыс. мЗ 

20,752 


3,964  4,146  4,146 

4,157 


4,146  0,193 

 

 

Отработанное 

время 


сут 

1736 


332 

347 


347 

348 


347 

16 


 

 

Прирост 


т/сут 

7,2 


8,8 

8,4 


8,0 

7,6 


7,3 

7,1 


ГС 

14 

Доп. добыча 

нефти 

тыс. т 


12,531 

1,921  2,832  2,571 

2,342 

2,121  0,744 



 

 

Доп. добыча 

жидкости 

тыс. мЗ 


20,533 

2,574  4,102  4,102 

4,113 

4,102  1,540 



 

 

Отработанное 

время 

сут 


1736 

218 


347 

347 


348 

347 


130 

 

 

Прирост 

т/сут 


7,2 

8,8 


8,4 

8,1 


7,7 

7,4 


7,2 

ГС 


15 

Доп. добыча 

нефти 

тыс. т 


12,528 

0,396  2,970  2,698 

2,456 

2,226  1,782 



 

 

Доп. добыча 

жидкости 

тыс. мЗ 


20,518 

0,517  4,099  4,099 

4,110 

4,099  3,594 



 

 

Отработанное 



время 

сут 


1736 

44 


347 

347 


348 

347 


304 

 

 



Прирост 

т/сут 


7,2 

9Д 


8,6 

8,3 


8,0 

7,6 


7,3 

 

 



Доп. добыча 

нефти 


тыс. т 

189,134  25,701  43,88

39,321  35,352  31,623  13,25



Итого 


Доп. добыча 

жидкости 

тыс. мЗ 

319,808  34,645  63,89

63,892  64,086  63,892  29,42



 

Отработанное 



время 

сут 


26 034 

2 795  5 201  5 201 

5 215 

5 201  2 420 



 

 

Прирост 



т/сут 

7,2 


9,2 

8,7 


8,3 

7,9 


7,5 

7,2 


 

Эффект от бурения ГС будем считать на пять лет. Ожидаемая добыча по всем скважинам за 5 лет: 

-  нефти 189,134 тыс.тонн; 

-  жидкости 319,808 тыс. м

3



-  отработанное время 26 034 сут.; 



-  средний прирост за весь период по всем скважинам 7,2 т/сут. 

Относительная технологическая эффективность ГС характеризуется соотношением текущих дебитов 

или  накопленной  добычи  нефти  при  разработке  месторождения  горизонтальными  и  вертикальными 

скважинами.  Разность  этих  показателей  определяет  дополнительную  добычу  нефти,  полученную  за 

счет бурения ГС. 

Показатели  технологической  эффективности  являются  основой  для  экономических  оценок 

вариантов разработки. 

Для увеличения эффективности горизонтального бурения к каждой скважине следует подходить 

с  серьезным  экономическим  обоснованием,  тщательно  просчитывая  эффективность  и  окупаемость 

проводимых работ. 

Экономическое  обоснование  горизонтального  бурения  базируется  на  сравнении  себестоимости 

добываемой  нефти,  получаемой  прибыли  от  ее  реализации,  срока    окупаемости  капитальных 

вложений  с  аналогичными  показателями  при  разработке  месторождений  без  такого  бурения. 

Используются общепринятые формулы: 

 

                         



 

 


 

t

H

t

t

Q

Э

C

                                                                                  (1) 



 

                      

 

 


 

 


t

t

t

t

Н

Э

В

П



                                                                       (2) 

 


 

271


где C(t) - себестоимость тонны нефти за данный период времени t; 

Э(t) - эксплуатационные затраты с учетом амортизационных отчислений за 

этот же период 

I этот же период; 

Q

H

(t) - добыча нефти за время t; 

II(t) - прибыль от реализации продукции за данный период; 

B(t) - выручка от реализации продукции; 

H(t) - сумма налогов за соответствующий период. 

Период окупаемости капитальных вложений определяется из условия: 

                          







n

i

i

n

i

i

i

K

А

П

1

1



                                                                 (3) 

 

где Aj – амортизационные отчисления в i-м году; Kj - капитальные вложения в i-ом году. 

Из  формулы  (3)  следует,  что  период  окупаемости  составляет  п  лет,  т.е.  определяется  тем 

временем, за которое произойдет полный возврат вложенного капитала. 

Экономические  показатели  можно  улучшить  на  основе  сокращения  эксплуатационных  затрат  и 

капитальных  вложений.  Поэтому  основу  экономической  политики  нефтедобывающей  органи-зации 

должны  составлять  мероприятия,  направленные  на  уменьшение  указанных  статей  расходов.  Например, 

принимаемые  меры  по  обустройству  объектов,  материально-техническому  снабжению,  закупке 

оборудования  для  горизонтального  бурения  уже  сейчас  приводят  к  сокращению  нормативов  затрат, 

составляющих  основу  для  определения  себестоимости  и  капитальных  вложений.  В  результате  всех 

осуществляемых мероприятий экономические показатели внедрения горизонтального бурения из года в год 

заметно улучшаются.  

Таким образом, разработанная методика оценки технико-экономических показателей горизонтальных 

скважин  и  боковых  горизонтальных  стволов  позволяет  на  этапе  проектирования  проводить  оценку 

продуктивности и определять целесообразность вложения средств в бурение скважины. 

 

Литература 



 

1.  Алиев  З.С.,  Сомов  Б.Е.,  Чекушин  В.Ф.  Обоснование  конструкции  горизонтальных  и 

многоствольно-горизонтальных  скважин  для  освоения  нефтяных  месторождений.  М.:  Издательство 

«Техника». ООО «Тума групп», 2001. 192 с. 

2.  Алиев  З.С.,  Шеремет  В.В.  Определение  производительности  горизонтальных  скважин, 

вскрывших газовые и газонефтяные пласты. М.: Недра, 1995, 131 с. 

3.  Алиев  З.С.,  Бондаренко  В.В.  Исследование  горизонтальных  скважин:  Учебное  пособие.  М.: 

ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004.-300с. 

4.  Бердин  Т.Г.  «Проектирование  разработки  нефтегазовых  месторождений  системами 

горизонтальных скважин» - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001. 

5.  Калинин  А.Г.,  Никитин  Б.  А.,  Солодкий  К.М.,  Султанов  Б.  3.  «Бурение  наклонных  и 

горизонтальных скважин», Москва, «Недра», 1997. 

 

 

ВОЗМОЖНОСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ НОВЫХ МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ  



НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ НА МЕСТОРОЖДЕНИИ УЗЕНЬ 



жүктеу 8.29 Mb.

Поделитесь с Вашими друзьями:
1   ...   41   42   43   44   45   46   47   48   ...   81




©emirb.org 2020
әкімшілігінің қараңыз

    Басты бет