Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

Анализ экономической эффективности реализуемой системы разработки на Киняминском нефтегазовом месторождении



Введение

Анализ разработки Киняминского месторождения осуществлен с целью углубления проработки отдельных принципиальных вопросов, направленных на совершенствование системы разработки, повышения эффективности разработки и увеличения коэффициента нефтеизвлечения, обоснования оптимальной стратегии разработки месторождения, а также для обобщения опыта разработки.

Киняминское нефтяное месторождение находится в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа, в 100 км к юго-востоку от г. Сургута и в 115 км на юго-запад от г. Нижневартовска.

Лицензия ХМН №00986 НЭ выдана ОАО «Юганскнефтегаз» от 30.04.1999 г.

В непосредственной близости от рассматриваемого месторождения находятся Угутское и Средне-Угутское месторождения. На расстоянии порядка 30 км к северо-западу от месторождения проходят трассы действующих нефте- и газопроводов. В пределах района широко развита сеть межпромысловых трубопроводов.

Месторождение открыто в 1986 г., в пробную эксплуатацию введено в 1988 году.



1. Общие сведения о месторождении

месторождение разработка экономический

В географическом отношении Киняминская площадь занимает южную часть Среднеобской низменности Западно-Сибирской равнины. В административном отношении месторождение входит в состав Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа, в 100 км к юго-востоку от г. Сургута и в 115 км на юго-запад от г. Нижневартовска. Крупных населенных пунктов на площади работ нет. Ближайшим является поселок Угут.

На расстоянии около 30 км к северо-западу от площади работ проходят трассы действующих нефте- и газопроводов. В пределах района работ широко развита сеть межпромысловых трубопроводов.

Энергоснабжение месторождения осуществляет Сургутская ГРЭС.

В орографическом отношении площадь представляет собой озерно-аллювиальную, слабо всхолмленную равнину, абсолютные отметки которой колеблются в пределах от +52 м до +85 м.

Гидрографическая сеть представлена небольшой речкой Сэккынгъяха, являющейся правым притоком реки Малый Юган, протекающей в непосредственной близости к западу от Киняминской площади. Реки - типично платформенные, с медленным течением и сильно извилистым руслом, образуют большое количество стариц и проток. Глубина промерзания рек до 1 м. Ледостав наступает в конце октября - начале ноября, ледоход - в середине мая. Река Малый Юган является в половодье судоходной. Притоки ее не судоходны.

Постоянная сеть автомобильных дорог с твердым покрытием на территории месторождения отсутствует. Ведутся работы по строительству автодороги, которая соединит Киняминское месторождение с базой НГДУ «Майскнефть».

Растительность распространена вдоль рек и представлена елью, кедром, березой и осиной. Залесенность - 80%, заболоченность - 40%.

Климат резко-континентальный, максимальная температура летом +34С в июле, зимой -55С в январе. Снежный покров до 1,5 м.

Таблица 1. Общие сведения о месторождении

№ п/п	Наименование	Характеристики
1	Название месторождения	Киняминское
2	Место расположения	ХМАО
3	Недропользователь	ОАО «ЮНГ»
4	№ лицензии недропользователя	ХМН №00986 НЭ от 30.04.99 г.
5	Организация-Исполнитель	«ЮганскНИПИнефть»
6	№ лицензии Исполнителя на выполнение проектных работ	№62 ПР 01-4443 от 01.11.99 г.
7	Программные продукты, на которых выполнялось моделирование	ECLIPSE
8	Год открытия месторождения	1986 г.
9	Год ввода месторождения в разработку	1988 г.
10	№№ протоколов утвержденных запасов	протокол ГКЗ СССР №11134 от 30.10.91 г.
11	№№ протоколов утвержденных проектных документов	ТКР №2 от 29-30.05.1995 г.
12	Геологические запасы углеводородов, числящиеся на Государственном балансе, тыс. т.	108771
13	Извлекаемые запасы углеводородов, числящиеся на Государственном балансе, тыс. т	31571
14	Накопленная добыча на 1.01.2012 г.	нефти, тыс. т	1588
		жидкости, тыс. т	1633



2. Геолого-физическая характеристика

2.1 Тектоника

Согласно «Тектонической карте мезозойско-кайнозойского платформенного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы» (редакция И.И. Нестерова, 1983 г.) (рис. 2.1), Киняминская площадь отвечает одноименному локальному поднятию, расположенному на западном склоне Нижневартовского мегавала. Изучаемое месторождение приурочено к юго-западной части мегавала и является структурой III порядка, осложняющей Киняминский структурный нос, который в свою очередь располагается в пределах Южно-Вартовской моноклинали. По кровле Тюменской свиты Киняминская площадь представлена двумя куполами неправильной формы, оконтуриваемых изогипсой 2840 м, в пределах структурного носа с изогипсой 2860 м. Северный купол ориентирован с юга на север и имеет амплитуду 24 м, южный - вытянут с запада на восток с амплитудой 32 м. По кровле Баженовской свиты северный купол не меняет своих очертаний - амплитуда 38 м, южный распадается на два небольших самостоятельных купола с амплитудами в пределах 10 - 35 м. Углы наклона крыльев не превышают 1 - 1,5⁰. Последующее развитие Киняминского поднятия привело к формированию структур облекания.

2.2 Геологическое строение

В геологическом строении разреза месторождения принимают участие породы складчатого палеозойского фундамента и терригенные песчано-глинистые отложения мезозойско-кайнозойского возраста. В литолого-стратиграфическом отношении разрез осадочного чехла на территории Угутской группы месторождений, в которую входит Киняминское месторождение, идентичен сводному разрезу отложений Сургутского свода, представленного на рис. 2.2. На ближайшей к месторождению Угутской площади (скв. №3) фундамент вскрыт в интервале 3358-3365 м и представлен базальтами темно-серого цвета с афирной структурой и миндалекаменной текстурой. Глубина залегания фундамента на Киняминской площади по сейсморазведке сопоставляется с отражающим горизонтом «А» и составляет 3,4 км.

Образование Юрских отложений происходило в условиях нарастающей трансгрессии моря, имеющей циклический прерывисто-поступательный характер. В их составе выделяются осадки трех отделов. Континентальные осадки нижнего, среднего и части верхнего отделов объединены в Тюменскую свиту (2876 - 3006 м), сложенную неравномерным чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов с прослоями глинистых известняков и бурых углей. К кровельной части приурочен продуктивный пласт Ю₂, который на Киняминском месторождении водоносен. Причин отсутствия залежи не установлено. Возможно физическое состояние верхнеюрских глин, покрывающих пласт Ю₂, таково, что они утратили свои экранирующие свойства.

Верхний отдел представлен отложениями Васюганской, Георгиевской и Баженовской свит.

Отложения Меловой системы представлены двумя отделами: нижним и верхним. Нижнемеловой отдел слагается осадками Сортымской, Усть-Балыкской, Сангопайской, Алымской и Покурской свиты. Осадки Нижнего отдела залегают на породах Баженовской свиты и представляют собой переслаивание песчаников, аргиллитов, алевролитов и глин.

Верхний отдел меловой системы сложен в основном темно-серыми иногда темно-зеленоватыми глинами

· Кузнецовская свита - с тонкими прослоями светло-серых песчаников.

· Березовская свита - с прослоями опок и опоковидных глин.

· Ганькинская свита - известковистыми, местами переходящими в мергели.

В отложениях Палеогеновой системы выделяются морские осадки Талицкой, Люлинворской, Тавдинской свит и континентальные отложения Атлымской, Новомихайловской, Туртасской свит. Морские отложения представлены глинами.

Четвертичная система представлена в основном песками серыми и зеленовато-серыми с прослоями синевато-серых суглинков, супесями. Ледниковые отложения - валуны, гальки, ленточные глины и суглинки, переходящие в озере.

2.3 Нефтегазоносность

Пласт Ю11 представлен чередованием среднезернистых песчаников, крупнозернистых алевролитов и тонких прослоев глин. Песчаники по текстуре однородные, редко-слоистые, обломочный материал составляет 85 - 95% кварц-полевошпатового или полевошпатово-кварцевого состава. Цемента в песчанике 5-15%, по типу цемент пленочный, поровый, соприкосновения, реже базальный; по составу гидрослюдисто-каолинитовый, хлорит-гидрослюдо-каолинитовый, участками карбонатный - сидерит-кальцитовый.

Пласт Ю11 имеет повсеместное распространение на месторождении и вскрыт на глубинах 2788 - 2908 м. Общая толщина пласта Ю11 колеблется от 4 м в зонах глинизации до 34 м при среднем значении 14,3 м, эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются 0-25,6 м при среднем значении 8,4 м.

Основная залежь нефти пласта Ю11 является основным и первостепенным объектом разработки месторождения. Здесь сосредоточено 93% извлекаемых запасов нефти пласта Ю11. Залежь относится к структурно-литологическому типу. Вскрыта она 13 и оконтурена 12 разведочными скважинами. В юго-восточной ее части, в зоне развития максимальных нефтенасыщенных толщин (до 25 м) выделен первоочередной участок пробной эксплуатации, в границах которого пробурено 26 скважин из эксплуатационного фонда. Размеры основной залежи нефти: 8Ч19 км. Площадь нефтеносности - 112км2, на водонефтяную зону приходится примерно 37% площади. Уровень ВНК неравномерно снижается в восточном направлении от 2747 м до 2785 м. Высота залежи 67 м, средняя глубина 2825 м.

Таблица 2. Характеристика залежей нефти

Данные, полученные в процессе эксплуатационного бурения после 1994 года (кусты №6 и №8), были приняты для выделения эксплуатационных объектов (табл. 1.2).



Таблица 3. Исходные геолого-физические характеристики эксплуатационных объектов

2.4 Свойства пластовых жидкостей и газов

Основные параметры пластовой нефти месторождения установлены при разведке месторождения и обобщены при подсчете его запасов. Отбор и исследование проб нефти и газа проводились по методикам, предусмотренным Госстандартом. Исследования проб проведены в Центральной лаборатории ГлавТюменьГеологии, были определены физико-химические характеристики, компонентный состав нефти и растворенного газа.

Для выяснения закономерностей изменения свойств нефти по разрезу продуктивных пластов, определены зависимости плотности нефти от проницаемости и от глубины залегания пласта, характеризующие как физико-химические свойства нефти, так и литологию пластов. Лучшим коллекторам соответствуют более легкие нефти; плотность нефти с глубиной увеличивается.

Пласт Ю₁¹. Нефть этого пласта содержит серы - 1,3%, смол - 6,2%, парафинов - 2,4%, асфальтенов - 1,0%. Вязкость в пластовых условиях - 0,96 и при t = 20C - 13,80мПа?с, газовый фактор - 72м³/т, температура застывания - 4С. Утяжеление нефти происходит не только сверху вниз по разрезу, но и по направлению к зонам глинизации и ВНК.

Устьевой газ содержит по данным однократного разгазирования:

Метан - 74,92%

Гелий - 0,014%

Аргон - 0,07%.

Сопоставление результатов исследования глубинных проб нефти, отобранных из эксплуатационных и разведочных скважин (табл. 4), показывает, что из-за небольшого размера первоочередного участка, отклонение средних значений по большинству параметров на участке от средних по месторождению, можно считать естественными вариациями свойств. Лишь объемный коэффициент нефти по эксплуатационным скважинам значительно выше - 1,228 против принятого при подсчете запасов - 1,179. В целях предотвращения занижения расчетных объемов закачки воды в пласт Ю₁¹ при проектировании разработки принят объемный коэффициент по эксплуатационным скважинам.

Свойства пластовых нефтей месторождения приведены в таблице 5. Территория месторождения - это часть Западно-Сибирского артезианского бассейна. Водоупорные глины кузнецовской, березовской, ганькинской, талицкой, люлинворской и тавдинской свит делят разрез мезо-кайнозоя на верхний и нижний гидрогеологические этажи. Продуктивные пласты Киняминского месторождения приурочены ко второму из них, характеризующемуся высокой минерализацией (31 г./л) и хлоркальциевым типом пластовых вод. Основные особенности водоносных комплексов в районе Киняминского и соседних месторождений.

Таблица 4. Сопоставление средних значений основных параметров нефтей пласта Ю₁¹

Таблица 5. Физико-химические свойства нефти



2.5 Подсчет балансовых и извлекаемых запасов нефти и газа

Подсчёт запасов нефти и газа выполняется объёмным методом. Определяем начальные и остаточные балансовые и извлекаемые запасы нефти и газа основной залежи пласта Ю1/1.

Исходные данные для расчетов балансовых и извлекаемых запасов нефти и газа приведены в таблице 6.

Таблица 6. Исходные параметры для расчётов основной залежи пласта Ю1/1

Начальные балансовые и извлекаемые запасы нефти определяем по формулам (1.1.) и (1.2.)



(1.1.)

(1.2.)

тыс. т.

тыс. т.

Начальные балансовые и извлекаемые запасы газа определяем по формулам (1.3.) и (1.4.)

(1.3.)

(1.4.)

млн. м³.

млн. м³.

Зная накопленную добычу нефти по пласту на дату анализа - Q_нак, определяем остаточные балансовые и извлекаемые запасы нефти и газа.

Остаточные балансовые и извлекаемые запасы нефти на дату анализа составляют:

(1.5.)

(1.6.)

тыс. т.

15872 тыс.т.

Остаточные балансовые и извлекаемые запасы газа составляют:

(1.7.)

(1.8.)



млн. м³.

млн. м³.

Все расчётные значения по определению запасов нефти и газа сведены в табл. 7.

Таблица 7. Начальные и остаточные балансовые и извлекаемые запасы нефти и газа

Выводы

В геологическом строении месторождения принимают участие порды складчатого палеозойского фундамента и терригенные песчано-глинистые отложения мезозойско-кайнозойского возраста

Пласт Ю1/1 приурочен к юго-западной части Нижневартовского мегавала. Сложен пласт переслаиванием песчаников, алевролитов и аргелитов.

Пласт Ю1/1 нефтенасыщен по всей протяженности и разделяется на 3 объекта: основная, восточная и северо-западную залежи.

Плотность пластовой нефти 768 кг/смі.

Вязкость пластовой нефти 0,96 мПа * с.

Пласт Ю1/1 характеризуется пористостью 18%, проницаемостью 0,024 мкмІ, начальной нефтенасыщеностью 0,610. Газовый фактор 72 мі/т.

В данном разделе был приведён пересчёт запасов нефти и растворённого газа пласт Ю1/1 с использованием объёмного метода подсчёта.

Балансовые остаточные запасы нефти - 48610 тыс. т.

Извлекаемые остаточные запасы нефти - 15872 тыс. т.

Балансовые остаточные запасы газа - 3499,920 млн. мі.

Извлекаемые остаточные запасы газа - 1142,784 млн. мі.

Утверждённый КИН - 0,364.



3. Геолого-промысловое и технико-экономическое обоснование вариантов разработки

Киняминское нефтяное месторождение согласно «Проекту пробной эксплуатации Киняминского месторождения» введено в разработку в 1988 году разведочной скважиной №202Р.

Разбуривание участка пробной эксплуатации месторождения началось в 1989 г. и проводилось небольшими объемами.

В настоящее время месторождение разрабатывается на основании принципиальных решений, принятых в следующих проектных документах:

«Технологическая схема разработки Киняминского месторождения»,

«Дополнительная записка к технологической схеме разработки Киняминского месторождения».

Документы утверждены на заседании Ханты-Мансийской ТКР протоколом №2 от 29-30 мая 1995 г.

Согласно проектным документам на месторождении выделено 3 объекта разработки: Ю₁¹, Ю₁³ и зона совместного залегания пластов Ю₁¹ + Ю₁³. В разработке находится только пласт Ю₁¹.

К реализации был утвержден вариант 2, предусматривающий разбуривание месторождения по трехрядной блоковой системе разработки с сеткой скважин 500 х 500 м и плотностью 25 га/скв.

В связи с некоторым отступлением от проектного положения, сетка пробуренных скважин оказалась менее плотной, чем предусмотрено проектом. Фактическая плотность сетки скважин составила 28 га/скв со средним расстоянием между скважинами в рядах - 550 м и между рядами - 500 м.

Киняминское месторождение разрабатывается НГДУ «Майскнефть» ОАО «Юганскнефтегаз».



3.1 Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации

Общий проектный фонд Киняминского месторождения утвержден в количестве 646 скважин, в том числе 357 добывающих, 170 нагнетательных, 11 контрольных, 105 резервных и 3 разведочных скважины. В таблице 8 показана реализованность проектного фонда на 1.01.2001 г.

Таблица 8. Проектный и пробуренный фонд скважин Киняминского месторождения по состоянию на 1.01.2001 г.

Назначение скважин	Объекты	В целом
	Ю11	Ю13	Ю11 + Ю13
Добывающие, всего	217 + 3 разв.	88	52	357 + 3 разв.
в т.ч. пробурено	24 + 3 разв.	-	-	24 + 3 разв.
осталось пробурить	193	88	52	333
Нагнетательные, всего	94	41	35	170
в т.ч. пробурено	14	-	-	14
осталось пробурить	80	41	35	156
Контрольные, всего	7	3	1	11
в т.ч. пробурено	2	-	-	2
осталось пробурить	5	3	1	9
Резервные, всего	62	26	17	105
в т.ч. пробурено	-	-	-	-
осталось пробурить	62	26	17	105
Всего проектных скважин	380 + 3 разв.	158	105	643 + 3 разв.
в т.ч. пробурено	40 + 3 разв.	-	-	40 + 3 разв.
осталось пробурить	340	158	105	603

Месторождение характеризуется замедленным темпом бурения - с начала разработки проектный фонд в целом по месторождению реализован лишь на 7%, по пласту Ю₁¹ - на 11%.

Реализация бурением проектного основного фонда скважин, предусмотренного для разбуривания первоочередного участка, на 1.01.2001 г. составила 74%. По «Проекту пробной эксплуатации» разбуривание первоочередного участка должно было завершиться в 1990 году. Разбуривание проводилось неравномерно - в 1989 и в 1991 гг. не было введено ни одной новой скважины. В 1994 г. и с 1996 г. буровые работы прекращены по причине отсутствия финансирования.

Всего на месторождения пробурено 40 скважин, из них 1 разведочная. Водозаборный фонд состоит из 3 скважин.

В эксплуатационном фонде Киняминского месторождения по состоянию на 01.01.2001 г. числится 32 скважины или 80% от пробуренного фонда. Из них 24 добывающих и 8 нагнетательных.

В консервации находится 1 разведочная скважина (№202 Р), 2 скважины - контрольные и 3 скважины ликвидированы по техническим причинам.

3.2 Анализ эффективности реализуемой системы разработки

Из выделенных в техсхеме трех эксплуатационных объектов (Ю₁¹, Ю₁³ и зона совместного залегания Ю₁¹ + Ю₁³), на первочередном участке в период 1988-1995 гг. разбуривался только пласт Ю₁¹, как наиболее продуктивный. Фактически участок пробной эксплуатации разбурен на 74%, т.к. с 1996 года буровые работы на Киняминском месторождении были прекращены.

Принятая проектными документами трехрядная блоковая система разработки до настоящего времени была реализована не в полном объеме. Нагнетательные ряды недоформированы по сравнению с проектом.

Система ППД по разрабатываемому участку месторождения состоит из двух разрезающих рядов и одной скважины приконтурного заводнения (115). На 1.01.2001 г. в нагнетательном фонде числится 10 скважин: 8 действующих, 2 - в освоении под закачку. Проектное соотношение добывающих к нагнетательным по разрабатываемому пласту Ю₁¹ 2,3: 1. Фактическое на 1.01.2001 г.:

а) по действующему фонду 1,5: 1,

б) при условии ввода из бездействия и освоения 2,4: 1,

в) при условии ввода нагнетательных скважин из отработки на нефть 3: 1.

Северный разрезающий ряд нагнетательных скважин сформирован на 67%. Из 6 нагнетательных скважин, предусмотренных проектом, в северном разрезающем ряду в нагнетательном фонде числится 4 скважины (103, 104, 105, 107). Две нагнетательные по проекту скважины - 102 и 106 находятся в отработке на нефть.

Южный нагнетательный ряд по разрабатываемому участку согласно проектного назначения должен состоять из 7 скважин. На 1.01.2001 г. четыре из них (124, 125, 127, 128) числятся в добывающем фонде. Закачка осуществляется только в 3 скважины (123, 126, 129), т.е. южный нагнетательный ряд реализован на 43% относительно проекта.

При текущем состоянии фонда скважин компенсация отбора жидкости закачкой воды с начала разработки пласта на 1.01.2001 г. - 45,9%, текущая - 91,2%. Недостаточное влияние ППД проявляется в виде значительных по размерам зон пласта с пониженным пластовым давлением.

Бездействующий фонд, как отмечено ранее, на 1.01.2001 г. составил 54% (13 скважин) от эксплуатационного. Почти половина из них (6 скважин) на момент остановки

имели дебиты нефти менее 5 т/сут. Низкая компенсация отбора жидкости закачкой воды привела к снижению пластового давления, снижению дебитов жидкости и остановке этих скважин.

Рассматривая карту текущих отборов на 1.01.2001 г., можно отметить в настоящее время нецелесообразность закачки в нагнетательные скважины 104 и 105, окруженные уже продолжительное время находящимися в бездействии скважинами 138, 139, 214, 216 (139 в бездействии 5 месяцев, 138 - 2,6 года, 106 - 1,6 года, 214 - 1,7 года) и ожидающей ликвидации скважиной 215. В ближайшее время необходимо рассмотреть вопрос о выведении этих скважин из бездействия.

Таким образом, на месторождении назрела острая необходимость в решении ряда важнейших задач, первоочередными из которых являются:

Доформирование разрезающих рядов путем вывода нагнетательных скважин из освоения и из отработки на нефть.

Увеличение объемов закачки воды до достижения текущей компенсации отборов жидкости закачкой воды.

Проведение необходимых ремонтных работ и геолого-технологических мероприятий по бездействующему фонду скважин и скорейшее введение их в работу.

В итоге:

Киняминское нефтяное месторождение находится в начальной стадии разработки.

На месторождении выделено 2 эксплуатационных объекта: Ю₁¹, Ю₁³ и зона совместного залегания пластов Ю₁¹ + Ю₁³. В настоящее время разрабатывается только пласт Ю₁¹.

Месторождение характеризуется замедленным темпом бурения - проектный эксплуатационный фонд в целом по месторождению реализован лишь на 7%, по пласту Ю₁¹ - на 11%, первочередному участку на 74%. С 1996 года из-за отсутствия финансирования бурение было прекращено.

На 1.01.2001 г. эксплуатационный фонд Киняминского месторождения составляет 32 скважины (80% от пробуренного фонда): 24 добывающих и 8 нагнетательных.

Действующий добывающий фонд месторождения полностью механизирован.

С 1993 года на месторождении сложилась неблагоприятная тенденция увеличения бездействующего фонда. На 1.01.2001 г. больше половины скважин (13 шт.) добывающего фонда бездействует.

С начала разработки на 1.01.2001 г. на месторождении отобрано 1588 тыс. т нефти, что составляет 5% от НИЗ месторождения, 6% от НИЗ пласта Ю₁¹ и 37% от НИЗ участка пробной эксплуатации.

Накопленная добыча жидкости на 1.01.2001 г. - 1633 тыс. т.

Средний накопленный отбор нефти на 1 скважину составляет 45 тыс. т, что является достаточно высоким показателем работы скважин.

Месторождение характеризуется достаточно высокими средними дебитами нефти. На 1.01.2001 г. с дебитом нефти более 50 т/сут работает 45,5% действующих скважин. Всего 1 скважина (9% от общего) имеет дебит нефти менее 10 т/сут.

Фонд проектных нагнетательных скважин разбурен в целом по месторождению всего на 9%, по пласту Ю₁¹ - на 16%. Степень освоения скважин под закачку - 67%.

Месторождение характеризуется невысокой обводнененностью. За 2000 г. средняя обводненность составила 11,1%.

Система заводнения на месторождении окончательно не сформирована, соотношение добывающих и нагнетательных скважин выше проектного - 3: 1 (по проекту 2,3: 1).

Значительное отставание фонда нагнетательных скважин и объемов закачки от проекта обуславливают низкое значение накопленной компенсации - 46%, что в 2,5 раза ниже проектной.

Средневзвешенное значение пластового давления на 1.01.2001 г. 27,86 МПа, что ниже начального (28,7 МПа) на 0,8 МПа.

Состояние разработки на месторождении неудовлетворительное. За 12 лет отобрано 5% от НИЗ месторождения.

3.3 Обоснование технологий воздействия на пласт и призабойную зону пласта

Методы воздействия на продуктивные пласты предназначены для поддержания пластового давления, увеличения производительности скважин и повышения нефтеотдачи. Особое значение эта задача приобретает при разработке месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти в низкопроницаемых неоднородных коллекторах.

Низкопроницаемые терригенные коллекторы, как правило, сложены тонкодисперсным обломочным материалом и содержат значительное количество глинистых материалов. Характерной особенностью таких коллекторов являются малые размеры поровых каналов и значительная удельная поверхность скелета пород. Поэтому в низкопроницаемых коллекторах существенно возрастает роль процессов взаимодействия флюидов и пород, капиллярных эффектов и механической деформации скелета.

Выбор воздействия на пласт определяется свойствами, структурой, составом пластовых пород и насыщающих флюидов.

Обоснование метода заводнения.

Заводнение является первым и, сравнительно, широко применяемым в большинстве случаев технологически эффективным, простым и экономичным способом воздействия на пласт. Для этого применяют как пресные, так и нефтепромысловые сточные воды.

При гидрофобном коллекторе вытеснение, в основном, происходит из крупных пор. Экспериментальными исследованиями многих авторов по влиянию смачиваемости на эффективность вытеснения нефти водой из низкопроницаемых коллекторов получено, что в гидрофобных коллекторах очень высокая остаточная нефтенасыщенность (45-60%).

Содержание большого количества глин создает возможность уменьшения проницаемости из-за набухания глин при соприкосновении их с водой.

Из опыта применения заводнения на Киняминском месторождении можно отметить отсутствие преждевременного прорыва воды. Это указывает на успешность применения заводнения на месторождении.

Преимущества закачки подземных вод:

Подземные воды обладают гораздо лучшими нефтевымывающими свойствами, чем поверхностные воды рек, озер, причем, чем выше температура и минерализация закачиваемой подземной воды, тем выше коэффициент вытеснения нефти, безводная и конечная нефтеотдача. Экспериментально установлено, что альб-сеноманские воды Западной Сибири способствуют увеличению коэффициента вытеснения нефти по сравнению с речной водой на 3 - 5%.

При необходимости термозаводнения для разработки залежей нефти с высоким содержанием парафина и высокой вязкостью, использование высокотермальных нижних подземных вод позволяет отказаться от строительства специальных установок для подогрева закачиваемой воды.

При закачке минерализованной подземной водой в нефтяные пласты высокой глинистости происходит меньшее разбухание глинистых частиц в отличие от закачки пресных и слабосоленых вод, приводящее к снижению проницаемости пласта в несколько раз. Специальные исследования показали, что разбухание глин не происходит при минерализации закачиваемой воды более 20 - 30 г./л и массовом содержании ионов кальция и магния более 10%.

Использование минерализованных подземных вод для закачки, как правило, препятствуют сероводородному заражению нефтяных пластов и выпадению неорганических солей. Высокоминерализованные подземные воды не только стерильны, но и обладают бактерицидными свойствами и подавляют жизнедеятельность сульфато-восстанавливающих бактерий, продуцирующих сероводород. Большое сходство химического состава пластовых вод нефтяных залежей и закачиваемых подземных вод определяет их химическую совместимость, что во многих случаях предупреждает образование твердых неорганических солей и их отложение в пласте, стволах обводненных скважин и наземных коммуникациях системы сбора и подготовки нефти.

Использование минерализованной подземной воды позволяет экономить пресную воду рек, озер и грунтовых горизонтов, дефицит на которую растет с каждым годом.

Вместе с тем, обобщение накопленного опыта применения подземных вод для закачки в нефтяные горизонты выявило ряд сложностей этого процесса:

Минерализованные подземные воды, как правило, более коррозионноактивны, чем пресные воды, и при их использовании приходится уделять большое внимание защите трубопроводов и оборудования от коррозии.

В некоторых районах подземные верхние воды залегают в пластах рыхлых песков и в водозаборных скважинах образуются песчаные пробки.

В отдельных случаях добыча подземной воды сопровождается солеотложениями.

Борьба с этими негативными явлениями требует дополнительных затрат.

Проблемы разработки низкопроницаемых коллекторов с заводнением связаны с освоением скважин и поддержанием пластового давления, качеством закачиваемой воды и быстрым падением фазовой проницаемости по нефти.

Обоснование технологии воздействия на призабойную зону

Анализ состояния разработки Киняминского месторождения, а именно: текущие коэффициенты извлечения, темпы выработки запасов и существенная разница дебитов на смежных участках, все это приводит к настоятельной необходимости применения на данных объектах методов воздействия на пласт, регулирующих динамику разработки для полноты выработки запасов.

Технология обработки ПЗП, состав композиции химреагентов выбирается в зависимости от конкретных причин снижения продуктивности, а также на основе анализа результатов ранее проведенных работ.

Как показали промысловые исследования, а также анализ текущего состояния разработки пласта Ю₁¹ Киняминского месторождения основными причинами снижения продуктивности добывающих скважин являются:

пониженные значения пластового давления в зонах отбора;

образование в ПЗП высоковязких водонефтяных эмульсий и окисленных загущенных нефтепродуктов; закупорка поровых каналов ПЗП твердыми частицами мехпримесей, содержащихся в составе жидкости глушения;

вынос из удаленной части пласта породы (кварц, кальцит) или твердых частиц бурового раствора.

Результаты ОПЗП добывающих скважин

Интенсификация добычи нефти на Киняминском месторождении начала применяться с 1992 г. путем воздействия на призабойную зону добывающих скважин. Применялись несколько технологий ОПЗ (СКО, «Нефрас», БР-1, неонол), а также физические методы (КИИ, ПГД, гидрожелонка).

Метод СКО предназначен для улучшения проницаемости призабойной зоны пласта путем растворения карбонатного цемента коллектора, солевых отложений и, частично, механических примесей. В интервал перфорации закачивается водный раствор соляной кислоты концентрации 10-12% и выдерживается около 8 часов. Объем готового раствора на 1 метр перфорированной толщины составляет 1-1,5 м³.

Технология обработки углеводородным растворителем «Нефрас» заключается в закачке и продавливании в призабойную зону продуктивного пласта скважин углеводородных растворителей и композиций на их основе. В результате закачки растворителя достигается растворение и удаление смол, асфальтенов и парафинов из призабойной зоны, вымывание мелких частиц твердой фазы, разложение высоковязких нефтяных эмульсий, повышение фазовой проницаемости для нефти за счет гидрофобизации породы. «Нефрас» марки А 150/350 представляет собой концентрат ароматических углеводородов. Растворимость АСПО в интервале температур 30-70⁰С составляет 102,4-121,2 г/л. Суть метода заключается в следующем: в скважину закачивается «Нефрас» и продавливается водой до забоя, попадая через перфорированный интервал в ПЗП, где и происходит реакция. Расход нефтяного растворителя на 1 м вскрытой толщины составляет от 0,5 до 1,0 м³.

Физические методы предназначены для эффективной очистки призабойной зоны пласта и улучшения условий фильтрации жидкости, а также для оценки добывных возможностей скважины. Сущность метода заключается в создании депрессии на пласт, в результате которой в колонну НКТ из поровых каналов ПЗП выносятся различные механические примеси, твердые и гелеобразные отложения раствора и т.д.

За анализируемый период на Киняминском месторождении на 01.01.2000 г. всего обработано 14 добывающих скважин. В 3-х скважинах работы проводились дважды, а в скважине 139 - трижды. Было проведено 21 мероприятие по воздействию на ПЗП. Непосредстственно было проанализировано 19 мероприятий, т.к. в 4-х скважинах мероприятиям по ОПЗП предшествовал перестрел интервала перфорации.

В целом по месторождению, мероприятия по воздействию на ПЗП не дали ожидаемых результатов. Только в 6-ти скважинах наблюдался положительный эффект, в остальных скважинах эффект от проведения ОПЗ незначителен или отсутствует.

СКО - из 5-ти обработок призабойной зоны соляной кислотой только две имели положительный эффект (скв. 117, 122). По этим скважинам произошло увеличение дебита нефти на 7 и17 т/сут соответственно. Продолжительность эффекта более года.

КОПЗ - смесь растворителей (Нефрас, гексановая, толуольная фракции, реагент БР-1 и др.) с расходом на 1 м мощности пласта 0,5 - 1,0 м³; соляная кислота (11% водный раствор) с расходом на 1 м мощности пласта 1,0 м³; глинокислота (11% HCL + 1-5% HF) с расходом на 1 м мощности пласта 1,0 м³; 1-3%-ный водный раствор Неонола АФ9-6 с расходом 1-15 м³ на 1 м мощности пласта. Из 7-ми обработок только одна дала положительный эффект при выводе скважины 120 из простоя. Дополнительная добыча составила 21 т/сут. Продолжительность эффекта три месяца.

КИИ, ГЖ - механические обработки призабойной зоны пласта проводились 5 раз. Успешными были только три (скв. 106, 119 - увеличение нефтеотдачи, 214 - вывод из простоя). Дополнительная добыча составила 14,4, 9,7 и 18,2 т/сут соответственно. Продолжительность эффекта более года.

По остальным скважинам эффект отсутствует. Т.к. гидродинамические исследования на данных скважинах не проводились, определить причину отсутствия эффекта невозможно.

Обоснование технологий применения физико-химических методов увеличения нефтеотдачи

Так как опыт применения МПНП и ОПЗ на месторождении небольшой, основными критериями для их выбора являются особенности геолого-физической характеристики пластов и опыт применения МПНП на других месторождениях со схожими геологическими параметрами.

Исходя из этого следует, что в условиях низких коллекторских свойств для интенсификации притока нефти в скважины необходимо применение следующих технологий воздействия на призабойных зоны и продуктивный пласт:

Ш обработка композициями на основе соляной кислоты для улучшения проницаемостных характеристик и удаления карбонатных отложений;

Ш обработка композициями на основе глинокислоты или бифторид-фторид аммония для улучшения проницаемостных характеристик и удаления части отложений глин;

Ш обработка композициями на основе нефтяных растворителей для восстановления и увеличения продуктивности скважин;

Ш комплексные ОПЗ нагнетательных скважин для улучшения коллекторских свойств и повышения их приемистости;

Ш в зонах пониженной проницаемости и повышенной нефтенасыщенной толщины возможно применение ГРП.

Выбор метода физико-химического воздействия.

Особенностями геологического строения и текущего состояния разработки пласта Ю₁¹ Киняминского месторождения являются:

низкие средние значения проницаемости коллекторов (0.015-0.024 мкм²);

повышенные пластовые температуры (90 ^оС);

высокая послойная и зональная неоднородность по проницаемости;

первая стадия разработки с низкой обводненностью добываемой жидкости;

опыт внедрения потокоотклоняющих технологий на Киняминском месторождении отсутствует.

В таблице 9 приведены средние значения геолого-физических параметров пластов Ю₁¹ и Ю₁³ Киняминского месторождения и критерии применимости рекомендуемых к внедрению МУН.



4. Технико-экономический анализ проектных решений

4.1 Общие положения

Экономическая оценка вариантов разработки объектов Киняминского месторождения осуществлялась на основе Регламента составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений и Методических рекомендаций по оценке эффективности инвестиционных проектов, также основным положениям Закона «О недрах», «Инструкции по распределению затрат на добычу нефти и газа на условно-постоянные и условно-переменные», Федеральному Закону №126-ФЗ от 08.08.2001 г.

4.2 Показатели экономической оценки вариантов разработки

Основными экономическими критериями выбора предпочтительного варианта разработки являются: накопленный чистый дисконтированный доход (НЧДД), экономически предельный срок разработки, индекс доходности дисконтированных затрат. Кроме этого, в систему оценочных показателей включаются прибыль от реализации, капитальные вложения, эксплуатационные затраты и доход государства от эксплуатации месторождения (налоги, платежи и отчисления в бюджетные и во внебюджетные фонды).

Капитальные вложения по годам определяются затратами на строительство скважин, на обустройство месторождения (по направлениям).

Определение эксплуатационных затрат осуществлено с использованием нормативов, сформированных на основе фактической калькуляции на добычу нефти за 1-ый квартал 2001 года (с разбивкой на элементы) по пробуренной части Киняминского месторождения с увеличением их значений на 20%. В состав эксплуатационных затрат входят налоги и отчисления, относимые на себестоимость продукции, а также затраты, связанные с транспортировкой экспортной нефти (в зависимости от объема экспорта).

После определения капитальных и текущих затрат с учетом налогов и иных отчислений осуществляется расчет ряда показателей, характеризующих экономическую эффективность проекта.

Расчет основных показателей экономической эффективности проекта проводится по следующей схеме:

1) определяется объем валовой прибыли от реализации продукции за весь расчетный период по годам. При реализации на экспорт валовая прибыль определяется с учетом доли продукции, реализуемой на экспорт по соответствующей цене в твердой валюте с переводом ее в рублевый эквивалент по принятому курсу;

2) рассчитывается объем прибыли, подлежащей налогообложению;

3) на основе рассчитанной налогооблагаемой прибыли определяется размер налога на прибыль;

4) разница между налогооблагаемой прибылью и налогом на прибыль образует чистую прибыль;

5) применяя метод приведения разновременных затрат и результатов (метод дисконтирования), рассчитывают ежегодные значения дисконтированного чистого потока денежных средств;

6) накопление ежегодного дисконтированного чистого потока денежных средств образует суммарный (аккумулированный) поток денежных средств или накопленный чистый дисконтированный доход от реализации проекта - НЧДД;

7) расчет накопленного дисконтированного потока денежных средств проводится в течение жизненного экономического цикла (экономически предельного срока).

В соответствии с определенными критериями оценки выбирают такой вариант разработки месторождения, который в наибольшей степени отвечает наилучшим значениям этих критериев.

4.3 Оценка капитальных вложений и эксплуатационных затрат

нормативов капитальных вложений и эксплуатационных затрат проведен согласно [7]. Распределение затрат на условно-постоянные и условно-переменные проведено по «Инструкции по распределению затрат на добычу нефти и газа на условно-постоянные и условно-переменные». Кроме того, учитывались конкретные условия разработки участков и предлагаемые методы повышения нефтеотдачи пластов, предлагаемые к внедрению.

Прямые затраты на добычу нефти включают в себя капитальные вложения в бурение и обустройство скважин, приобретение оборудования и текущие эксплуатационные расходы.

Оценка капитальных вложений по вариантам разработки производилась исходя из объемов строительства скважин на основе нормативов, рассчитанных по фактически сложившимся ценам и расценкам ОАО «Юганскнефтегаз» по следующим видам затрат:

- строительство скважин;

промысловое обустройство по соответствующим направлениям.

Оценка эксплуатационных расходов выполнена в соответствии с текущими удельными затратами на основе результатов анализа отчетных данных по Киняминскому месторождению (разбуренной части), с увеличением их значений на 20%. Стоимость ремонта скважин определена по результатам анализа отчетов работ бригад ПРС, КРС по объектам объединения ОАО «Юганскнефтегаз». Эксплутационные расходы считаются с учетом объемов добычи нефти и жидкости, среднедействующего фонда скважин и закачки воды по следующим элементам затрат:

обслуживание добывающих и нагнетательных скважин;

капитальный ремонт скважин (ПРС, КРС);

затраты на электроэнергию;

затраты на закачку воды;

сбор и транспорт нефти;

затраты на подготовку нефти и газа;

амортизация скважин и прочих основных фондов;

затраты на проведение мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов;

налоги и платежи, включаемые в себестоимость нефти.

Таблица 10. Исходные данные для расчета экономических показателей при разработке нефтяного месторождения

Показатели	Значение
ЦЕНА - на нефть на внутреннем рынке (40% от внешней), руб./т.	9670
- на попутный газ, руб./1000 м3	226
ПЛАТЕЖИ И НАЛОГИ
-НДС, %	18
- на имущество, %	2
- на прибыль, %	20
- плата за недра, %	8
- отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы, %	10
- налог на добычу нефти до 2012 г., руб. [8, ст. 342]	446
-отчисления в дорожный фонд, %	1
-плата за землю, древесину, песок, тыс. руб./скв.	0,5
-содержание милиции, %	0,5
КАПИТАЛЬНЫЕ ВЛОЖЕНИЯ
- бурение добывающей и нагнететельной скважин, 1 м проходки, руб.	6000
- оборудование для нефтедобычи, тыс. руб./скв	8400
- заводнение нефтяных пластов, тыс. руб./нагн. скв.	7400
-прочие затраты, д.ед.	0,1
- природоохранные мероприятия, д.ед.	0,1
ЭКСЛУАТАЦИОННЫЕ ЗАТРАТЫ
- энергетические затраты, перемен., руб./т	14
пост., тыс. руб./доб. скв	19,3
- поддержание пластового давления (закачка воды), руб./т	5,1
- обслуживание нагнет. скважин, тыс. руб./н.скв	660
- сбор и транспорт нефти, пермен., руб./т	3,7
пост., тыс. руб./доб. скв	191,6
- сбор и транспорт газа, перем., руб./тыс. м3	1
пост., тыс. руб./доб. скв	0,1
- подготовку нефти, перем., руб./т	12
пост., тыс. руб./доб. скв	50,2
- обслуживание скважин добывающих, перем., руб./т	25,7
- общепромысловые затраты на обслуживание скв., тыс. руб./доб. скв.	1170
- ремонт добывающих скважин, тыс. руб./доб. скв	350
- капитальный ремонт нагнетательных скважин, тыс. руб./н.скв	180
-ГТМ 1 - перевод, тыс. руб	700
-ГТМ 2 - ГРП, тыс. руб	4200
-ГТМ 3 - перевод под закачку, тыс. руб	500
-ГТМ 4 - ввод из бездействия, тыс. руб	700
-ГТМ 5 - МУН, тыс. руб./операция	250
-ГТМ 6 - КОПЗП нагнетательных скважин, тыс. руб	300
ПРОЧИЕ
Норма дисконта	0,1
Доля нефти на экспорт, %.	40
Цена нефти на внешнем рынке, $/т.	787
Курс доллара на 23 дек. 2012	30,7194
Экспортная пошлина на 2012 г., $/т	396,5
Транспортные затраты, тыс. руб./т.	750
Консервация скв., тыс. руб	700
норма амортизации
по скважинам, %	0,067
по прочим, %	0,067
по дополнительным, %	0,067

Затраты на обслуживание скважин включают в себя заработную плату основную и дополнительную производственных рабочих, цеховые расходы, общепроизводственные расходы, расходы на содержание и эксплуатацию оборудования, и централизованные расходы. Условно-переменная часть этих затрат определялась в зависимости от объема добываемой жидкости, а условно-постоянная - в зависимости от среднедействующего фонда скважин.

Энергетические затраты рассчитывались в зависимости от объема механизированной добычи жидкости.

Расходы по поддержанию пластового давления складываются из затрат на закачку воды, на обслуживание нагнетательных скважин и энергетических расходов. Эти затраты разделены на условно-постоянные, зависящие от среднедействующего фонда нагнетательных скважин, и условно-переменные, зависящие от объема закачиваемой воды в пласт.

Условно-переменная часть затрат на технологическую подготовку нефти определялась в зависимости от объема деэмульсации добытой нефти, а условно-постоянная часть в зависимости от среднедействующего фонда добывающих скважин.

Затраты на сбор и транспорт нефти и газа также разделены на условно-постоянные и условно-переменные, зависящие соответственно от среднедействующего фонда добывающих скважин и объемов, добываемых жидкости и газа.

Величина амортизационных отчислений рассчитана на основе планируемых объемов капитальных вложений и фактических объемов капитальных вложений прошлых лет, среднегодовой стоимости основных фондов по годам разработки месторождения и в соответствии с нормами амортизационных отчислений.

4.4 Налоговая система

Величина налоговых отчислений и платежей, а также платежей в бюджетные и во внебюджетные фонды определяются в соответствии с действующим в Российской Федерации налоговым законодательством.

Налоговая ставка на добычу нефти в 2012 году равна 446 рублей (на период с 1 января по 31 декабря 2012 года включительно). При этом указанная налоговая ставка умножается на коэффициент, характеризующий динамику мировых цен на нефть (К_ц), на коэффициент, характеризующий степень выработанности конкретного участка недр (К_в), и на коэффициент, характеризующий величину запасов конкретного участка недр (К_з)

1) Коэффициент, характеризующий динамику мировых цен на нефть (К_ц), ежемесячно определяется налогоплательщиком самостоятельно путем умножения среднего за налоговый период уровня цен нефти сорта «Юралс», выраженного в долларах США, за баррель (Ц), уменьшенного на 15, на среднее значение за налоговый период курса доллара США к рублю Российской Федерации, устанавливаемого Центральным банком Российской Федерации (Р), и деления на 261:

2) Коэффициент К_в рассчитывается для случаев

а) степень выработанности запасов конкретного участка недр больше или равна 0,8 и меньше или равна 1

б) степень выработанности запасов конкретного участка недр превышает 1

В иных случаях, не указанных в абзацах втором и шестом настоящего пункта, коэффициент К_в принимается равным 1:

3) Т.к. величина начальных извлекаемых запасов (Vз) конкретного участка недр превышает или равна 5 млн. тонн и (или) степень выработанности запасов (Свз) конкретного участка недр превышает 0,05, коэффициент Кз принимается равным 1.

Степень выработанности запасов конкретного участка недр (С_вз), лицензия на право пользования которым предоставлена до 1 января 2012 года, определяется по состоянию на 1 января 2012 года на основании данных государственного баланса запасов полезных ископаемых, утвержденного в 2011 году, как частное от деления суммы накопленной добычи нефти на конкретном участке недр (N) на начальные извлекаемые запасы нефти (V_з) конкретного участка недр.

4) В итоге, НДПИ = руб.

Все ставки налоговых отчислений представлены в таблице 10.

4.5 Обоснование выбора системы разработки

Основными экономическими критериями выбора предпочтительного варианта разработки являются: накопленный чистый дисконтированный доход (НЧДД), экономически предельный срок разработки, индекс доходности дисконтированных затрат.

Обоснование выбора системы разработки и плотности сетки скважин

Выбор системы разработки и эффективной сетки для разбуривания залежи проводился на примере расчетных технико-экономических показателей разработки двух характерных элементов с разными геолого-физическими характеристиками (Участок 1 и Участок 2).

По результатам расчета для Участка 1 с лучшими коллекторскими свойствами, более выгодным является 3 вариант, с расположением скважин по площадной 5-ти точечной системе разработки с плотностью сетки 25 га/скв, при котором КИН на рентабельный год составит 0,348 доли ед., ЧНДД - 1676 млн. рублей, индекс доходности дисконтированных затрат - 4,41.

По Участку 2, расположенному в краевой зоне пласта с худшей характеристикой коллекторских свойств, лучшим выбран 4 вариант, с расположением скважин по площадной 5-ти точечной системе разработки с плотностью сетки 49 га/скв, при котором на рентабельный год КИН достигнет 0,298 доли ед., ЧНДД = 491 млн. рублей, индекс доходности дисконтированных затрат - 2,59.

Таким образом, сравнив все варианты, наиболее предпочтительными с технологической и экономической точек зрения были выбраны варианты применения площадной пятиточечной системы с плотностью сетки 49 и 25 га/скв. Кроме того, пятиточечная система обеспечивает максимальный коэффициент охвата сеткой скважин.

Экономическая оценка вариантов разработки

В пределах совместного залегания пластов и предлагается единая сетка скважин. По всем вариантам предусматривается комплекс мероприятий по интенсификации добычи нефти:

- заводнение пласта для поддержания пластового давления, при Рзаб = 45 МПа,

- забойное давление в добывающих скважинах 11 МПа,

- ввод скважин их бездействия,

- перевод добывающих скважин под закачку, при изменении системы разработки и при уплотнении сетки разбуривания скважин.

При сопоставлении ТЭП вариантов разработки видно, что коэффициент нефтеизвлечения в Вариантах 2 и 3 (0,406 и 0,404 соответственно) превышает значение КИН, полученный в Варианте 1 (0,382). При этом при близких значениях КИН в Вариантах 2 и 3 по экономическим показателям наиболее предпочтительным является Вариант 3, в котором индекс доходности (отношение дисконтированных капитальных вложений к ЧНДД) выше: Вариант 2 - 4,3, Вариант 3 - 5,99. За рентабельный срок по Варианту 3 ЧНДД по сравнению с Вариантом 1 больше на 3759 млн. руб., по сравнению с Вариантом 2 больше на 109 млн. руб. Таким образом, соизмеряя технико-экономические результаты расчетов вариантов разработки Киняминского месторождения в целом, наиболее выгодным является и рекомендуется для дальнейшей разработки Вариант 3.

Вариант 3 предусматривает разбуривание сетки скважин по площадной пятиточечной системе с плотностью 49 га/скв. и проведением следующих мероприятий: