Презентация Аншитц М.В. итог

1.

Министерство науки и высшего образования Российской Федерации
Федеральное государственное автономное образовательное учреждение
высшего образования
«Пермский национальный исследовательский политехнический университет»
Горно-нефтяной факультет
Кафедра «Нефтегазовые технологии»
ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА
на тему: «Анализ технологического процесса добычи
углеводородного сырья на Казаковском месторождении»
Выполнил: студент гр. НГД-21-1Б
Аншитц Марина Владимировна
Руководитель ВКР:
Мартюшев Дмитрий Александрович
Пермь, 2025
1

2. Общие сведения о месторождении

Открыто в 1981 г.
Введено в промышленную разработку – в 1990 г.
Расположено в Октябрьском округе Пермского края, в
150 км к юго-востоку от г. Перми
Ближайшие разрабатываемые месторождения:
Курбатовское, Моховское, Софьинское, Дозорцевское
Действующий проектный документ:
«Дополнение к технологическому проекту разработки
Казаковского нефтяного месторождения»
Выкопировка из обзорной карты
2

3. Текущее состояние разработки, объект C1tl (Тл)

250
160
140
181,0
178,0
120
157,1
150
131,2
127
Действ. фонд доб.скв.
Закачка тыс. м3.
Действ. фонд нагн.скв.
Обводненность, %
Добыча нефти, тыс.т.
Отбор от НИЗ, %
80
60
40
20
0
2024
2023
2022
2021
2020
2019
2018
2017
2016
2015
2014
2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
123,7
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
0
1992
50
79,5
78,1 78,5
77,2 77,8
76,3 77,4
119,1
75,2115,2
76,6
115,8
74,0
115
114,2
72,8
72,2 70,0
110 71,3
70,0 68,4
109,371,3
109
108
69,3
70,2
107 108
106
106 106 68,7
119,2
67,2
66,9 68,8
66,5
65,7
65,1 64,8 64,5 64,1
64,9
65,0
64,7
64,7
101
63,9
63,0
107,1
62,6
97,5
62,1
61,8
64,3
65,2
96
61,2
61,0 60,7 61,4
94
60,9
59,060,2
58,9
91
55,7
87
85
99
53,5
52,1
80,4
7982,0 78
77,6
90,6
75,5
48,2
74 92,3 48,3
74,0
71,7 72,5
89 74
44,8
86,9
68
67
42,1 43,5
65
65,0 67,8
40,7
81,5
80,8
61 61
59
77,3
58,8
37,3
73,5 70,9
34,4
33,8
53
32,561,665,8
31,7
65,3 64,1 64,6 66,2
47,8
66,0
48,2
28,8
62,6
61,0
59,9
26,0
25,4 26,1
55,6
23,1
22,1
23
23
23
23
33,2
22
22
22 22
22 22 22 21 22 22 50,3
22
31,7
20,3 21 22 22
20,2 22 21 21
19,5
20
20 20
17,6 17,6
17,4
19 45,6
27
44,7
26,3
18 17 18 18 18
42,2
15,2 16,8
14,6
16
28,0
14
11,9
13
11,2
33,9
9,9
31,8
15
9,5
14,3 1030,5
8,7
8,2
7,7
7,5
7,3
29,3
6,4
27,9
27,8
5,5
5,4
7 26,2 3,8 24,0
7
7
7
6 5,2
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6 27,2
6 25,6
6 25,0
6 23,7
6
5 4,6
5
3,1 4,1 4,2
3
12,7
1991
100
100
141,6
%Н2О, отбор от НИЗ, действ.доб.фонд, Рпл.
191,3
187,8
1990
Нефть т.т., жидкость т.т.
200
Добыча жидк. тыс.т.
Нак. компенсация, %
3

4. Анализ разработки залежи

Текущие показатели (на 01.01.2025):
Добыча нефти — 23,7 тыс.т.
Добыча жидкости — 115,8 тыс.т.
Обводненность — 79,5 %
Добывающий фонд — 16 скв.
Нагнетательный фонд — 6 скв.
Средний дебит по нефти — 4,5 т/сут
Средний дебит по жидкости — 21,8
т/сут
Годовая закачка воды— 59,3 тыс.м³
Общие показатели эффективности:
Выработка запасов — 77,4 %
Темп отбора от НИЗ — 1,0 %
Текущий КИН — 0,415 д.ед.
Утвержденный КИН — 0,529 д.ед.
Карта текущей эксплуатации
на 01.01.2025 г.
Карта накопленных отборов
на 01.01.2025 г.
4

5.

Сравнение проектных и фактических показателей
№
Показатели
Ед. изм.
п/п
1 Добыча нефти всего
тыс. т
2 Действующий фонд добывающих нефтяных скважин на конец года
скв.
3 Действующий фонд нагнетательных скважин на конец года
скв.
4 Средний дебит действующих скважин по жидкости
т/сут
5 Средний дебит действующих скважин по нефти
6 Средняя приемистость нагнетательных скважин
7 Средняя обводненность продукции действующего фонда скважин
8 Добыча жидкости всего
9 Добыча жидкости с начала разработки
10 Добыча нефти с начала разработки
11 Коэффициент извлечения нефти (КИН)
т/сут
2020 г.
Проект
Факт
26,9
27,9
19
18
6
6
15,4
19,4
4,1
4,5
2021 г.
Проект
Факт
25,6
27,2
19
18
6
6
15,8
19,3
2022 г.
Проект
Факт
26,3
25,6
19
18
6
6
16,2
18,5
2023 г.
Проект
Факт
26,2
25,0
20
16
7
6
16,5
19,9
2024 г.
Проект
Факт
24,9
23,7
16
14
5
6
20,7
21,8
3,9
4,4
4
4,1
3,9
4,4
4,5
4,5
55,4
42,7
м /сут
73,5
76,6
%
101,6
119,2
тыс. т
2 854
2 870
тыс. т
1 684,80 1 682,70
тыс. т
0,433
0,391
доли ед.
55,2
75,3
103,9
2958
1710
0,398
39,4
77,2
119,1
2989
1710
0,398
55,2
75,3
106,4
3065
1737
0,446
33,9
77,8
115,2
3104
1735
0,404
48
76,4
110,9
3175
1763
0,41
37,5
78,1
114,2
3218
1760
0,409
38,1
78,3
114,8
3333
1785
0,415
52,2
79,5
115,8
3334
1784
0,415
3
12 Отбор от утвержденных извлекаемых запасов
%
82,7
74,0
75,2
75,2
85,3
76,3
77,5
77,4
78,5
78,5
13 Темп отбора от начальных извлекаемых запасов
%
1,3
1,2
1,1
1,2
1,3
1,1
1,2
1,1
1,1
1
%
т.м3/г
тыс. м3
%
%
7,1
115,2
2 340,2
99,1
62,1
4,5
88,5
2 298,2
71,3
65,2
4,4
114,8
2 455,0
97,5
63,2
4,6
73,9
2 372,0
60,1
65,1
8,1
114,8
2 570,0
95,1
64,1
4,5
68,3
2 440,0
53,0
64,8
4,9
107,3
2 677,0
85,7
64,8
4,6
65,3
2 506,0
55,5
64,5
4,9
66,0
2 572,0
57,3
63,0
4,6
59,3
2 565,0
49,9
64,1
14 Темп отбора от текущих извлекаемых запасов
15 Закачка рабочего агента
16 Закачка рабочего агента с начала разработки
17 Компенсация отбора текущая
18 Компенсация отбора с начала разработки
5

6. ОБОСНОВАНИЕ МЕРОПРИЯТИЙ ПО ПОВЫШЕНИЮ НЕФТЕОТДАЧИ

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ ТУЛЬСКОГО ОБЪЕКТА
КАЗАКОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Основная проблема на объекте:
Тульский горизонт характеризуется наличием
зон
с
низкой
проницаемостью
и
трещиноватостью, что усложняет равномерную
выработку запасов по площади и разрезу. Как
следствие, низкий коэффициент вытеснения
нефти водой. Это означает, что значительная
часть нефти остается в пласте и не извлекается
с помощью водонапорного метода
В рамках поставленной задачи в работе
используется трехмерное
гидродинамическое моделирование
Решение:
В ходе работы рассмотрено два сценария,
для каждого из которых выполнены
многовариантные расчеты с целью
выявления оптимальной стратегии
Бурение новой скважины без ГРП –
оценка прироста добычи за счет доступа к
слабо дренируемым зонам;
Бурение новой скважины с ГРП –
анализ влияния интенсификации притока
на общую нефтеотдачу
6

7. Геолого-гидродинамические модели

Коэффициент нефтенасыщенности, д.ед.
Результаты адаптации ГДМ объекта C1tl (Тл2-б,Тл2-а)
7
Карта нефтенасыщенности Карта нефтенасыщенности
на начало разработки
на 01.01.2025
ГДМ
Горизонтальные
размеры блока сетки,
м
Вертикальные
размеры блока
сетки, м
Число активных
блоков модели
Объект C1tl (Тл2-б, Тл2-а)
50x50
0.22-1.06
188 353
Отклонение по накопленной добыче нефти
за весь период истории разработки – -0.3 %
7

8. Выделение секторной гидродинамической модели

Планируемая оптимизация добычи за счет
бурения наклонно-направленной скважины с
учетом
технологии
ГРП
и
без,
на
рассматриваемом объекте предусматривается
локально. В связи с этим, а также с целью
увеличения скорости расчетов, на стадии
предпроцессора
реализовано
«разрезание»
полномасштабной модели на сектора
Процедура
«разрезания»
модели
осуществлялась в ПО Tempest MORE версии 8.4.
Расчеты
эффективности
бурения
далее
проводились на секторной гидродинамической
модели тульских продуктивных отложений
8

9. Выполнение расчетов с помощью ПО Tempest MORE

Проектная скважина на секторе гидродинамической модели тульских
C1tl (Тл) продуктивных отложений исследуемой части залежи
Разрез по скважине №812 на примере куба текущей
нефтенасыщенности в ГДМ
С целью определения оптимального расположения проектной скважины проведена серия многовариантных
расчетов (21 итерация) с различной траекторией скважины и интервалами перфораций. В результате
анализа различных сценариев размещения скважины выбран вариант с наилучшими показателями
9

10.

Моделирование ГРП в Tempest MORE
Результаты расчета дебитов по жидкости,
нефти и воде по скв. № 812
График динамики пластового и забойного давления в
прогнозном периоде по проектной скважине № 812
Результаты расчета дебитов по жидкости, нефти и
воде на ГДМ по скважине № 812 с ГРП
График динамики пластового и забойного давления в
прогнозном периоде по проектной скважине № 812 с ГРП
Полученные
данные указывают
на высокий
потенциал
продуктивности
рассматриваемого
участка
месторождения
при сохранении
текущих
фильтрационноемкостных
свойств
коллектора
10

11.

Оценка прогнозного варианта в ПО тНавигатор
Для сравнения и получения достоверного результата, было принято решение провести расчеты
запланированного мероприятия в другом программном продукте: тНавигатор отечественной компании
«Интегрированные разработки для моделирования»
Проектная скважина на секторе гидродинамической Разрез по скважине №812 на примере куба
модели тульских C1tl (Тл) продуктивных отложений
текущей нефтенасыщенности в ГДМ
исследуемой части залежи
11

12. Расчет проектной скважины №812

Показатели расчета скважины № 812 без ГРП
Анализ полученных результатов говорит о более пессимистичном и реалистичном прогнозе в ПО тНавигатор
12

13.

Экономическая часть
Расчет экономических показателей
т
2026 г.
2027 г.
2028 г.
2029 г.
793,246
792,263
792,317
792,556
1000
Курс доллара
руб./1 долл.
78,39
Цена нефти
руб./барр.
4625,01
Прирост выручки от продаж
тыс.руб.
648,1
Проведение ГТМ
тыс.руб.
4000
Налог на имущество
%
Налог на прибыль
1295,5
1942,9
2590,5
2,2
2,2
2,2
2,2
%
20
20
20
20
руб./т
919
919
919
919
тыс.руб.
-4210,5
308,3
826,2
1344,0
д.ед.
1
0,8696
0,7561
0,6575
ЧДД
тыс.руб.
-4210,47
268,1034
624,666
883,6918132
Накопленный ЧДД
тыс.руб.
-4210,47
-3942,37
892,77
1508,35807
Налог на добычу полезных
ископаемых
Прибыль
Коэффициент
диконтирования
2000
Накопленный ЧДД, тыс.руб.
Доп.добыча нефти
0
2026
2027
2028
2029
-1000
-2000
-3000
-4000
-5000
Года
Накопленный чистый дисконтированных доход
Расчет экономики проведения ГРП был выполнен для оптимистичного варианта в ПО Tempest,
экономика получилась положительной, но нужно учитывать риски, связанные с обводнением скважины и
иметь ввиду что эти цифры весьма оптимистичны, по сравнению с расчетом в ПО тНавигатор
13

14.

Министерство науки и высшего образования Российской Федерации
Федеральное государственное автономное образовательное учреждение
высшего образования
«Пермский национальный исследовательский политехнический университет»
Горно-нефтяной факультет
Кафедра «Нефтегазовые технологии»
ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА
на тему: «Анализ технологического процесса добычи
углеводородного сырья на Казаковском месторождении»
Выполнил: студент гр. НГД-21-1Б
Аншитц Марина Владимировна
Руководитель ВКР:
Мартюшев Дмитрий Александрович
Пермь, 2025
14