Анализ методов воздействия на призабойную зону пласта в условиях объекта АВ1 Самотлорского месторождения

В 1984 г. на месторождении были инициированы работы по закачке ПАВ высокой концентрации. В отличие от предыдущей технологии, предполагавшей достижения результата, в основном, за счет снижения сил поверхностного натяжения на границе контакта нефти и воды, закачка ПАВ высокой концентрации предполагает создание в пласте водонефтяной эмульсии, характеризующейся повышенными вязкостными характеристиками. В течение 1984-85 гг. на Самотлорском месторождении данная технология прошла опытное испытание на 11 участках, концентрация неионогенных ПАВ в закачиваемом растворе составляла 5-10 %. Раствор ПАВ (превоцел) закачивался индивидуально в каждую скважину агрегатом ЦА-320, в итоге было использовано около 8 тыс.т ПАВ. Анализ результатов показал, что положительный эффект был достигнут на 5 из 11 участков месторождения, при этом прирост КИН составил от 1 до 4,8 %. Таким образом, было показано, что основное влияние на конечную эффективность метода оказывает не концентрация ПАВ в растворе, а технология и выбор участка заводнения.

В 1986-1989 гг. на пластах АВ13, АВ2-3, БВ10 проводились опытно-промышленные работы по испытанию технологии с применением композиций ИХН - на основе ПАВ и щелочной буферной системы под авторским надзором Института Химии Нефти СО АН СССР (г. Томск).

В композицию ИХН входили АПАВ (сульфанол, сульфанит, волгонат), аммоний, аммиачная селитра и карбамид. Удельный объем закачки на одну скважину составлял 8-10 тыс.м3. Привлечение результатов геофизических, гидродинамических и физико-химических исследований на опытных участках позволил выявить несколько факторов, положительно влияющих на процесс заводнения:

- стабилизация или уменьшение темпов роста обводненности продукции добывающих скважин;

- улучшение параметров призабойной зоны нагнетательных скважин таких как проницаемость, продуктивность, пьезо- и гидропроводности;

- увеличение приемистости скважин;

- увеличение динамических уровней;

- снижение остаточной нефтенасыщенности;

- улучшение характеристик вытеснения нефти.

Результирующая технологическая эффективность опытно-промышленных работ оценивается в 116 тыс.т дополнительной добычи нефти, в эксперименте участвовало 4 нагнетательные скважины. По показателю удельной накопленной дополнительной добычи нефти на одну скважину в год этот метод занимает одну из лидирующих позиций (см. табл. 3.2). Стоит отметить, что основной эффект от применения данной технологии заключается в возможности снижения остаточной нефтенасыщенности, не обеспечивая при этом высокого коэффициента охвата пластов по площади и разрезу.

В период с 1982 по 1984 гг. на месторождении проводились опытно-промышленные исследования технологии заводнения объектов с применением растворителей на основе широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ). Закачка растворителей осуществлялась на двух участках объектов АВ13 (3 семиточечных элемента разработки в составе 3 нагнетательных и 14 добывающих скважин) и БВ8 (1 семиточечный элемент с 1 нагнетательной и 7 добывающими скважинами) Мыхпайской площади. Эффективному освоению данной технологии препятствовал низкий уровень технической организации процесса закачки, в результате чего за 2 года объем закачки ШФЛУ составил 198 тыс.т, что составляет лишь 18 % от проектного уровня. Дальнейшее развитие технология также не получила из-за отсутствия специального высоконапорного оборудования и в последующем - в связи с отсутствием достаточного объема ШФЛУ.

Апробация газовых методов на Самотлорском месторождении началась в 1984 г. с проектов закачки газа высокого давления в низкопроницаемые пласты АВ11-2 и БВ10. В качестве вытесняющего агента использовался нефтяной газ, поступающий с первой ступени сепарации КСП.

В дальнейшем был произведен переход на технологию водогазового воздействия, суть которой заключается в попеременной закачке газа и воды в один и тот же пласт. На Самотлорском месторождении ВГВ подвергались пласты АВ11-2, АВ13, АВ2-3, БВ8 и БВ10. За период с 1984 по 1993 гг. в общей сложности закачено газа в объеме 3156,8 млн.м3, что превысило проектные нормы в 1,4 раза. Необходимо отметить, что и продолжительность проведения работ по организации ВГВ также превысила проектный срок (5 лет) практически в 2 раза, тем не менее, достичь запланированных уровней добычи нефти не удалось.

К началу реализации технологии, добывающие скважины опытных участков ВГВ на пластах АВ11-2, АВ13, АВ2-3 и БВ10 эксплуатировались безводной продукцией. В этой связи для оценки технологической эффективности ВГВ был проведен сравнительный анализ с привлечением участков, разрабатываемых методом заводнения и характеризующихся сходными геологическим строением и плотностями сетки скважин. Наибольший эффект, выраженный в приросте запасов нефти на уровне 10-15 %, был получен по объекту АВ13. На остальных пластах сравнение темпов изменения добычи нефти не выявило существенных преимуществ ВГВ по сравнению с традиционным заводнением объектов. Среди причин низкой эффективности реализации водогазового воздействия называются отклонения от проектных решений, технологические трудности в реализации технологии, а также гидродинамически открытые границы опытных участков и некачественное разобщение пластов.

Развитие идеи ВГВ привело в новейшей истории Самотлора к проведению двух экспериментов по закачке мелкодисперсной водогазовой смеси (МВГС) на объектах БВ8 и АВ4-5 в 2009-2012 гг. Механизм вытеснения нефти здесь основан на увеличении охвата заводнением путем изменения поля фазовых проницаемостей в зоне дренирования и вытеснении нефти газом из кровли пласта. Для создания мелкодисперсной водогазовой смеси, которую получают эжектированием и последующим диспергированием попутного нефтяного газа в воде в виде пузырьков размером несколько единиц микрон, используется специальное эжекционно-диспергирующее устройство.

В обоих экспериментах не были выдержаны запланированные объемы закачанного газа и временные интервалы воздействия. Во время эксперимента на объекте БВ8 объем газа был сокращен почти в 2 раза (закачали 80 млн. м3), на объекте АВ4-5 - в 10 раз (9,5 млн. м3). Технологический эффект от воздействия МВГС в первом случае оценивается в 24 тыс. т дополнительной нефти, во втором случае эффект вывить не удалось.

Апробация методов полимерного заводнения объектов на Самотлорском месторождении началась в 1988 году с закачки комплексного состава ПДС и ПАВ. Испытания проходили на 4 участках, представляющих собой семиточечные элементы площадного заводнения с центральной нагнетательной скважиной. Один участок исследований располагался на пласте АВ11-2 и три участка - на АВ13. В течение первого года на участках пласта АВ13 наблюдалось снижение обводненности продукции добывающих скважин на величины от 3,5 до 10 %, однако уже на следующий год эти показатели превысили первоначальные значения. На участке пласта АВ11-2 эффект не проявился.

Позднее, в 1999 году, на территории ЧНЗ юго-западной части пласта АВ2-3 были проведены работы по испытанию физико-химического метода заводнения, на основе закачки композиции полимеров ПАА и щелочи МДС с концентрациями 0,05 % и 0,5 %, соответственно. Первым этапом проведения данного эксперимента являлась закачка небольших объемов растворов ПДС с последующим штуцированием нагнетательных скважин для предотвращения развития новых техногенных трещин в ПЗП. Всего было закачено 6,9 т ПАА и 45,6 т МДС, что, соответственно, составляет 13320 и 8101 м3 растворов реагентов в указанных выше концентрациях. По результатам интерпретации данных ГДИ нагнетательных скважин на опытном участке до и после проведения работ было зафиксировано уменьшение гидропроводности как призабойной (в 1,2 - 2 раза), так и удаленной (в 1,5 - 10 раз) зон пласта. В некоторых нагнетательных скважинах наблюдалось 3-х кратное увеличение скин-фактора, радиус зоны трещиноватости уменьшился в 1,5 - 2 раза. Анализ эффективности за первые 12 месяцев проведения работ позволил также сделать следующие основные заключения. Накопленная дополнительная добыча нефти по полигону составила 13 тыс.т. Доля нефти в продукции скважин увеличилась на 15 %. Анализ зональных карт показал, что скважины, в которых действительно наблюдался положительный эффект, с равной вероятностью находились в зонах как гидродинамически связанных, так и прерывистых коллекторов. Исследования также позволили сделать вывод о том, что положительно отреагировавшие скважины преимущественно находились на участках с пониженной проницаемостью пласта.

Опыт сочетания различного рода работ по повышению нефтеотдачи пластов включает и комплексные технологии воздействия одновременно на добывающие и нагнетательные скважины. Комплексный подход подразумевает системное воздействие на залежь посредством обработки призабойных зон пласта химическими реагентами, различных видов физического воздействия, гидроразрыва пласта, глубинной перфорацией и других видов геолого-технологических мероприятий. В период 1987-1988 гг. на пяти опытных участках пластов АВ13 и АВ2-3 были обработаны 37 нагнетательных и 26 добывающих скважин. Технология работ предусматривала на первом этапе закачку тампонирующих составов на основе гелиевых систем, на втором - закачку оторочек ПАВ и щелочи, третий этап включал обработку ПЗП в добывающих скважинах физико-химическими реагентами. За год опытных работ на участках добыто почти 40 тыс.т. дополнительной добычи нефти.

Дальнейшее развитие данные методы получили в 1997 году, когда были предложены интегрированные технологии нестационарного адресного воздействия (ИТНАВ). В этих технологиях в качестве методов воздействия используются гидродинамические методы, в частности циклическое заводнение и изменение направления фильтрационных потоков. На Самотлорском месторождении ИТНАВ прошла успешное кратковременное испытание в 1997 г. на объекте БВ10, проведенное специалистами ОАО «Самотлорнефтегаз» и РМНК «Нефтеотдача». Цикличность воздействия составляла 40-50 суток. На территории опытного участка были расположены 24 добывающие и 8 нагнетательных скважин. В процессе эксперимента было реализовано 3 цикла закачки полимерной суспензии в 3 нагнетательные скважины участка для выравнивания профиля приемистости. Свойства закачиваемого состава подбирались таким образом, чтобы он сохранял свои изоляционные свойства в течение 20-25 суток. Расчеты показали, что реализованная продолжительность цикла была близка к оптимальной и обеспечивала почти двукратное снижение неравномерности фильтрационных потоков. Технологическая оценка проведенных работ сводится к следующему: обводненность продукции скважин снизилась на 8-10 %, дебиты нефти возросли в 1,5-2 раза, дополнительная добыча нефти составила более 8 тыс.т. Результаты работ позволяют сделать вывод о высоком потенциале применения данной технологии на Самотлорском месторождении.

Развитие химических методов выравнивания профиля приемистости водонагнетательных скважин привело к созданию технологии заводнения с применением биополимера БП-92. Продукт БП-92 представляет собой полисахаридный комплекс растительного происхождения - крахмал, который в водном растворе образует суспензию, хорошо фильтрующуюся в поровом пространстве. Воздействие повышенной температуры пласта приводит к образованию гидрогеля. Физико-химические и реологические свойства этой группы полимеров не уступают свойствам дорогостоящих растворов полиакриламида, а устойчивость к температурным и сдвиговым нагрузкам выше, чем у последнего. Важным моментом является то, что стоимость производства полимера и, как следствие, реализация технологий на его основе кратно более низка по сравнению с импортными полиакриламидами, и на порядок по сравнению с импортными биополимерами.

Первая апробация данной технологии на Самотлорском месторождении проводилась в 2001 году. В качестве объекта испытания была выбрана отдельная залежь пласта ЮВ1, разбуренная сеткой скважин с расстоянием 500 м и разрабатываемая с организацией приконтурного заводнения. Закачка полимера производилась двумя порциями через КНС, поэтому воздействием были охвачены все нагнетательные скважины участка. Провести корректный анализ эффективности технологии не удалось в связи с тем, что её применению предшествовала смена подземного насосного оборудования на более высокопроизводительное (с ШГН на ЭЦН). Поэтому, несмотря на рост добычи нефти, разделить эффект от проведения двух этих операций с высокой степенью достоверности не представляется возможным. Дальнейшее наращивание дебитов жидкости спровоцировало увеличение обводненности добываемой продукции, что, в свою очередь, привело к снижению добычи нефти по залежи.

В 2009-2013 гг использование технологии заводнения с использованием продукта БП-92 получило продолжение на объектах ЮВ1 и АВ13+АВ2-3. Внедрение технологии сопровождалось попутными ГТМ, создавшими сильную зашумленность показателей работы скважин. Несмотря на очевидные трудности при разделении эффекта, было выделено 8 тыс. т дополнительной нефти по объекту ЮВ1 и, соответственно. 11 тыс. т по объектам АВ13+АВ2-3.

Ухудшение показателей разработки по основным эксплуатационным объектам на фоне отсутствия явных технологических успехов от внедрения технологий МУН на Самотлорском месторождении, подтолкнуло ОАО «Самотлорнефтегаз» к использованию новых безальтернативных для нашей страны технологий повышения нефтеотдачи, таких как закачка состава Bright WaterTM. В 2008г в результате проведенного в ТНК-ВР ранжирования месторождений с целью выявления потенциальных кандидатов для внедрения этой технологии был выделен участок пласта БВ80 Усть-Вахской площади.

Технология Bright WaterTM основана на использовании химреагента, который смешиваясь с потоком воды, нагнетаемым пласт, движется по поровому пространству в интервалах охлаждаемых нагнетаемой водой. Постепенно разогреваясь до пластовой температуры, полимер расширяется в объеме как зерно воздушной кукурузы, блокируя таким образом поры и отклоняя маршрут нагнетаемой воды. После разрыва внутренних связей в полимерных зернах каждая частица увеличивается в объеме в 50 - 100 раз (коэффициент увеличения объема зависит от солевого состава раствора).

Закачка состава Bright WaterTM была проведена в августе 2013г по пяти скважинам, в безаварийном режиме с соблюдением запланированного объема химреагента и ПАВ. В последующие 4 месяца в результате мониторинга работы семи реагирующих добывающих скважин каких-либо значимых изменений в их режимах работы обнаружено не было.

Из физических методов на Самотлорском месторождении наиболее широкое применение получили методы ГРП и ЗБС.

Технология ГРП широко применяется при разработке низкопродуктивных объектов на многих месторождениях Западной Сибири. Гидроразрыв пласта является мощным средством увеличения продуктивности скважин. Суть технологии состоит в создании искуственной трещины (системы трещин) путем закачки жидкости под высоким давлением. Для предотвращения смыкания трещины производится закачка проппанта.

Интенсификация притока в скважинах с применением технологии ГРП проводилась практически на всех объектах разработки Самотлорского месторождения. Всего в период 2009-2013 гг. на месторождении проведено - 3430 операций ГРП, сумарная добыча нефти составила 16440 тыс. т.

Наибольшее распространение метод ГРП получил на пласте АВ11-2, где за 2009 - 2013 гг. выполнено 2251 операции, суммарная добыча нефти на пласте от применения метода составила 11335,8 тыс.т. или 5,0 тыс.т/скв. Также большое количество ГРП выполнено на пластах АВ2-3, БВ10, АВ13, БВ8 на остальных пластах проведено не более 60 операций за 5 лет (Таблица 3.3).

Таблица 3.3 - Объемы и эффективность ГРП

Объект	Количество операций, ед.	Суммарная добыча нефти, тыс.т	Уд. добыча нефти, тыс.т/скв
1	2	3	4
АВ11-2	2251	11335,8	5,0
АВ13	199	979,1	4,9
АВ2-3	483	1829,3	3,8
АВ4-5	21	79,2	3,8
АВ6-8	1	5,8	5,8
БВ0-4	1	3,5	3,5
БВ80	102	390,4	3,8
БВ81-3	1	1,3	1,3
БВ100	135	527,7	3,9
БВ101-2	138	1006,3	7,3
БВ16-22	40	136,4	3,4
ЮВ1	58	145,3	2,5
Итого	3430	16440,2	4,8

Ввиду хорошей эффективности ГРП, рекомендуется его дальнейшее применение с учетом особенностей геолого-физического строения и текущего состояния разработки объектов.

Несмотря на его эффективность, ГРП не позволяет в полной мере вырабатывать остаточные запасы нефти в межскважинном пространстве из-за ограниченности радиуса прямого воздействия. Кроме того, в последние годы применение ГРП все больше осложняется высокой текущей обводненностью пластов.

В связи с этим в 1999 г. на месторождении начато бурение боковых стволов из аварийных, высокообводненных и низкопродуктивных скважин, в которых применение других методов и проведение ремонтных работ не привело к положительным результатам.

На фоне снижения эффективности ГРП, зарезка боковых стволов (ЗБС) становится наиболее эффективным методом увеличения нефтеотдачи, позволяющим вырабатывать запасы нефти из слабодренируемых зон, зон защемленных рабочим агентом, пластов имеющих линзовидное строение, пластов с активной подошвенной водой.

Кроме того, данный метод позволяет вывести из неработающих категорий аварийный фонд, а также использовать скважины, попавшие в зоны с неблагоприятными геологическими условиями (зоны замещения, газовые шапки и др.).

Работы по забуриванию и углублению дополнительных стволов малым диаметром долота (120,6мм или 139,7 мм) ведутся из ранее пробуренных скважин. Подавляющая часть боковых стволов с целью крепления скважины оснащается беспроволочным фильтром 101,6х6,4 Д ОТТМ. Данный фильтр имеет диаметр 102 мм, 20 отверстий на 1м.п. фильтровой части, диаметр отверстий 16 мм.

Также используется беспроволочный фильтр 114х7,4 Д ОТТМ. Данный фильтр имеет диаметр 114 мм, 32 отверстий на 1м.п. фильтровой части, диаметр отверстий 16 мм. Средняя длина горизонтального участка ствола составляет 215 м. Количество скважин с длиной фильтра более 215 м составляет 10 шт.

Всего в период 2009-2013 гг. на Самотлорском месторождении проведено 1132 скважино-операции по зарезке боковых стволов (Таблица 3.4). Наибольшее количество мероприятий выполнено в 2012-2013 гг. 282 - 278 ед., соответственно.



Таблица 3.4 - Суммарные показатели эффективности ЗБС в 2009-2013 гг.

Объект	Кол-во скв - опер., ед	Вх ср. год дебит нефти т/сут	Вх ср год дебит жидк. т/сут	Ср год доп добыча нефти, тыс. т	Уд. ср год доп добыча нефти, тыс. т/скв	Нак доп доб нефти на 1.01.2014 г тыс. т	Уд нак доп доб нефти на 1.01.2014 г. тыс. т	Коэф-т эфф-ти, д. ед.
AB11-2	152	17,2	52,2	337,4	2,2	846	5,6	0,4
AB13	86	27,9	193,8	385,1	4,5	786	9,1	0,6
AB2-3	116	20,2	108,5	332,3	2,9	665	5,7	0,4
ab4-5	297	28,2	213,9	1368,2	4,6	3080	10,4	0,5
AB6-8	2	12,8	55,2	7,5	3,7	13	6,5	0,5
БВ8	323	34,3	92,1	1893,1	5,9	5690	17,6	0,8
в т. ч. БВ80	250	33,9	71,1	1445,2	5,8	4270	17,1	0,8
в т. ч. БВ81-3	84	35,8	163,6	448,0	5,3	1420	16,9	0,7
БВ10	100	25,2	81,3	330,4	3,3	1047	10,5	0,6
в т. ч. БВ100	18	27,6	49,2	58,1	3,2	144	8,0	0,6
в т. ч. БВ101-2	82	24,7	87,4	272,3	3,3	903	11,0	0,5
БВ16-22	23	22,2	52,6	74,6	3,2	141	6,1	0,7
ЮВ1	59	27,2	65,6	227,9	3,9	561	9,5	0,7
Итого	1132	27,7	127,2	4956,4	4,4	12830	11,3	0,6

Максимальная дополнительная добыча нефти в первый год работы получена в 2008 году и составляет 1237,1 тыс.т. Максимальный показатель удельной дополнительной добычи нефти в первый год работы на одну скважину, приходится на 2007 год - 6,5 тыс.т.

По состоянию на 1.01.2014 г. накопленная добыча нефти от зарезки боковых стволов, на Самотлорском месторождении, за период 2009-2013 г. составляет 12830 тыс.т, что в пересчете на одну скважино-операцию составляет 11,3 тыс.т. Средний прирост дебита нефти составил 27,7 т/сут, дебита жидкости - 127,2 т/сут (см. таблица 3.4).

Таким образом, несмотря на широкий спектр опробованных на территории Самотлорского месторождения методов увеличения нефтеотдачи выявить однозначных положительных реакций по пластам (за исключением методов ГРП и ЗБС) практически не удалось.

Анализ фактических данных показывает, что причиной этому зачастую является отклонение методик проведения работ от проектных технологий. Среди других факторов, негативно сказывающихся на эффективности внедрения технологий повышения нефтеотдачи, следует отметить зашумленность показателей работы скважин незапланированными осложнениями и эффектами от параллельно проводившихся работ, а также несоответствие выбора участков требованиям конкретной технологии повышения нефтеотдачи.

3.3 Программа применения методов увеличения добычи нефти на проектный период

Для поддержания добычи нефти на Самотлорском месторождении для каждого продуктивного объекта разработана программа ГТМ. Программа включает в себя мероприятия направленные на оптимизацию использования пробуренного фонда скважин, интенсификацию притока и оптимизацию системы ППД. Для снижения объёма попутно добываемой воды и повышения охвата выработкой запасов нефти предусмотрены мероприятия по ограничению водопритока и ремонтно-изоляционные работы. Схема формирования программы ГТМ на добывающем фонде скважин представлена на рисунке 3.10.

Рисунок 3.10 - Схема формирования программы ГТМ на добывающем фонде скважин

В качестве исходной информации для формирования программы ГТМ использовались карты плотности остаточных запасов нефти по состоянию на 1.01.2012 г., карты структурных поверхностей и геологических свойств пласта, карты изобар, геолого-промысловая информация о результатах исследований и режимов эксплуатации скважин, информация о конструкции скважин и технологиях, применяемых на Самотлорском месторождении.

По результатам обобщения перечисленных материалов принималось решение о целесообразности использования той или иной технологии повышения нефтеизвлечения для конкретных объектов разработки Самотлорского месторождения.

С учётом программы работ на добывающем фонде скважин формировались рекомендации по оптимизации системы ППД. В зависимости от конкретных геологических условий и задач оптимизации отбора остаточных запасов нефти предложены корректирующие мероприятия либо по снижению объемов закачки, либо по их увеличению посредством перевода добывающих скважин под закачку воды или путем зарезки боковых стволов в случае нехватки существующего фонда.

Программа ГТМ предусматривает уплотнение сетки скважин зарезками боковых стволов и использованием транзитного фонда, мероприятия по переносу фронта нагнетания ближе к зонам отбора, перенос нагнетания в другие скважины с целью изменения фильтрационных потоков в пласте.

Кроме оптимизации текущих систем разработки объектов путем площадного регулирования сетки скважин, для повышения нефтеотдачи пластов предусмотрен комплекс мероприятий с применением ГРП, закачкой различных химреагентов, использованием потокоотклоняющих технологий, закачки воды в горизонтальные стволы, форсированного отбора жидкости и ограничения водопритока (Рисунок 3.11).

Рисунок 3.11 - Комплекс мероприятий по увеличению нефтеотдачи пластов

Объемы ГТМ и их ожидаемая эффективность на дальнейший срок разработки, запланированы в соответствии с результатами анализа эффективности применения геолого-технических мероприятий по всем объектам Самотлорского месторождения за период 2009-2013 гг.

Проектная программа ГТМ и удельная эффективность мероприятий являются частью технологических расчетов уровней добычи нефти. Динамика проектного количества ГТМ и объёмов дополнительной добычи по пластам за период 2014 - 2018 гг. и в целом за проектный срок приведены в таблицах 3.5 - 3.11.

Динамика дополнительной добычи нефти от мероприятий за проектный срок приведена на рисунке 3.12.

Рисунок 3.12 - Динамика дополнительной добычи нефти от ГТМ

Ниже в таблицах. приводятся краткие сведения по объему и эффективности основных ГТМ на ближайшие 2012 - 2016 гг и в целом за проектный срок разработки Самотлорского месторождения.



Таблица 3.5 - Планируемые объемы и ожидаемая эффективность по ГРП

Объект	Показатели по ГРП	2014	2015	2016	2017	2018	За Проектный срок
1	2	3	4	5	6	7	8
AB11-2	количество операций	225	258	230	227	225	4834
	доп. добыча нефти, тыс. т	626,9	788,0	864,5	1060,4	1234,0	32615
AB13	количество операций	13	11	10	8	6	841
	доп. добыча нефти, тыс. т	10,6	18,9	26,4	25,2	28,6	2402
АВ2-3	количество операций	63	64	64	66	68	1476
	доп. добыча нефти, тыс. т	53,2	127,4	189,2	243,2	294,9	4747
АВ4-5	количество операций	7	2	3	1	2	64
	доп. добыча нефти, тыс. т	7,7	11,3	8,3	8,6	8,4	207
АВ6-8	количество операций	0	0	0	0	0	0
	доп. добыча нефти, тыс. т	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0
БВ0-4	количество операций	0	0	0	0	0	0
	доп. добыча нефти, тыс. т	0,0	0,0	0,0	0,0	0.0	0
БВ8	количество операций	105	83	69	57	38	790
	доп. добыча нефти, тыс. т	158,5	342,4	436,3	491,1	512,7	5072
БВ10	количество операций	21	41	49	48	46	607
	доп. добыча нефти, тыс. т	24,3	75,1	144,6	200,7	247,0	2538
БВ16-22	количество операций	10	18	22	26	25	187
	доп. добыча нефти, тыс. т	25,1	80,2	146,9	218,6	283,9	2278
ЮВ1	количество операций	7	9	9	9	9	125
	доп. добыча нефти, тыс. т	5,7	13,1	20,6	27,0	32,8	379
Итого	количество операций	484	453	456	442	419	8924
	доп. добыча нефти, тыс. т	572,9	1295,3	1836,8	2274,7	2642,3	50236

Таблица 3.6 - Планируемые объемы и ожидаемая эффективность по ЗБС

Объект	Показатели по ЗБС	2014	2015	2016	2017	2018	За Проектный срок
1	2	3	4	5	6	7	8
AB11-2	количество операций	68	62	59	68	84	1604
	доп. добыча нефти, тыс. т	168,6	382,4	507,1	614,5	751,3	39418,3
AB13	количество операций	2	6	16	18	21	1036
	доп. добыча нефти, тыс. т	4,4	22,3	64,5	106,9	145,9	26114,1
АВ2-3	количество операций	5	18	21	21	25	776
	доп. добыча нефти, тыс. т	12,9	74,5	146,5	192,5	229,6	15835,6
АВ4-5	количество операций	45	30	30	31	30	1175
	доп. добыча нефти, тыс. т	137,9	225,7	289,6	348,7	399,5	34147,1
АВ6-8	количество операций	0	0	0	0	0	0
	доп. добыча нефти, тыс. т	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
БВ0-4	количество операций	0	0	0	0	0	0
	доп. добыча нефти, тыс. т	0,0	0,0	0,0	0,0	0.0	0.0
БВ8	количество операций	35	41	46	43	43	722
	доп. добыча нефти, тыс. т	121,4	326,3	495,8	630,7	726,3	28392,6
БВ10	количество операций	35	28	11	11	1	493
	доп. добыча нефти, тыс. т	104,7	185,3	185,8	177,7	155,3	12430,3
БВ16-22	количество операций	31	8	9	3	2	53
	доп. добыча нефти, тыс. т	140,8	251,4	241,8	171,8	113,6	1313,2
ЮВ1	количество операций	11	22	20	15	5	219
	доп. добыча нефти. тыс. т	29,3	105,9	157,1	173,2	158,9	4060,3
Итого	количество операций	232	215	212	210	211	6078
	доп. добыча нефти, тыс. т	720,0	1573,8	2088,2	2416,0	2680,5	161711,3

Таблица 3.7 - Планируемые объемы и ожидаемая эффективность по переводам и приобщениям

Объект	Показатели по ПИП	2014	2015	2016	2017	2018	За проектный срок
AB11-2	количество операций	0	0	0	0	0	0
	доп. добыча нефти, тыс. т	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
AB13	количество операций	32	41	36	39	28	1395
	доп. добыча нефти, тыс. т	27,9	64,2	97,3	126,7	144,6	20301,3
АВ2-3	количество операций	33	47	43	38	38	613
	доп. добыча нефти, тыс. т	-10,1	103,7	149,1	183,3	219,5	8906,6
АВ4-5	количество операций	27	18	10	4	5	583
	доп. добыча нефти, тыс. т	38,8	65,6	74,5	71,0	68,4	6071,2
АВ6-8	количество операций	0	3	3	3	3	157
	доп. добыча нефти тыс. т	0,0	5,2	11,8	15,8	18,4	2193,2
БВ0-4	количество операций	0	2	1	2	1	18
	доп. добыча нефти, тыс. т	0,0	4,0	8,6	11,7	13,1	821,0
БВ8	количество операций	39	38	40	39	40	711
	доп. добыча нефти, тыс. т	51,9	146,5	197,2	231,1	254,1	11133,0
БВ10	количество операций	2	1	1	8	2	35
	доп. добыча нефти, тыс. т	10,1	19,3	15,4	24,3	24,3	518,2
БВ16-22	количество операций	0	2	8	2	2	29
	доп. добыча нефти, тыс. т	0,0	2,6	23,5	40,2	36,7	413,0
ЮВ1	количество операций	2	6	5	3	0	16
	доп. добыча нефти, тыс. т	3,9	18,1	31,8	34,8	29,3	227,2
Итого	количество операций	135	158	147	138	119	3559
	доп. добыча нефти, тыс. т	172,7	429,3	609,1	738,9	808,4	50584,8

Таблица 3.8 - Планируемые объемы и ожидаемая эффективность по ОПЗ

Объект	Показатели по ОПЗ	2014	2015	2016	2017	2018	За Проектный срок
1	2	3	4	5	6	7	8
AB11-2	количество операций	154	236	241	251	239	12419
	доп. добыча нефти, тыс. т	98,9	232,3	278,3	377,2	380,8	15397,6
AB13	количество операций	26	26	26	26	27	3915
	доп. добыча нефти, тыс. т	14,1	26,0	33,8	35,5	36,5	4208,3
АВ2-3	количество операций	65	90	90	87	78	2597
	доп. добыча нефти, тыс. т	34,4	90,9	144,6	155,5	149,7	3765,4
АВ4-5	количество операций	7	7	8	6	7	1066
	доп. добыча нефти, тыс. т	3,1	7,1	10,3	10,0	10,7	1264,4
АВ6-8	количество операций	0	0	0	0	0	0
	доп. добыча нефти, тыс.т	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
БВ0-4	количество операций	0	0	0	0	0	0
	доп. добыча нефти, тыс.т	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
БВ8	количество операций	38	48	48	45	46	1304
	доп. добыча нефти, тыс. т	47,9	119,2	184,5	202,3	202,9	4108,7
БВ10	количество операций	25	34	34	30	26	665
	доп. добыча нефти, тыс. т	26,3	79,9	131,9	153,5	146,7	2658,5
БВ16-22	количество операций	0	0	0	0	0	82
	доп. добыча нефти, тыс. т	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	174,7
ЮВ1	количество операций	5	5	4	5	6	90
	доп. добыча нефти, тыс. т	2,7	5,3	6,7	7,1	7,6	126,5
Итого	количество операций	320	446	451	450	429	22138
	доп. добыча нефти, тыс. т	227,4	560,7	789,9	941,2	935,0	31704,1



Таблица 3.9 - Планируемые объемы и ожидаемая эффективность по МУН

Объект	Показатели по МУН	2014	2015	2016	2017	2018	За проектный срок
1	2	3	4	5	6	7	8
AB11-2	количество операций	5	0	0	0	0	1691
	доп. добыча нефти, тыс. т	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	543,6
AB13	количество операций	0	0	10	20	20	10997
	доп. добыча нефти, тыс. т	0,0	0,0	4,2	11,3	10,7	4687,6
АВ2-3	количество операций	0	5	14	18	24	9541
	доп. добыча нефти, тыс. т	0,0	5,0	11,1	8,9	12,9	4535,1
АВ4-5	количество операций	0	0	0	5	0	6125
	доп. добыча нефти, тыс. т	0,0	0,0	0,0	5,0	2,5	3295,8
АВ6-8	количество операций	0	0	0	0	0	290
	доп. добыча нефти, тыс. т	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	169,1
БВ0-4	количество операций	0	0	0	0	0	0
	доп. добыча нефти, тыс. т	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
БВ8	количество операций	0	0	15	15	17	9107
	доп. добыча нефти, тыс. т	0,0	0,0	9,0	8,5	8,0	4714,3
БВ10	количество операций	0	5	0	0	5	7105
	доп. добыча нефти, тыс. т	0,0	5,0	2,5	1,0	4,0	3660,5
БВ16-22	количество операций	0	0	0	0	0	0
	доп. добыча нефти, тыс. т	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
ЮВ1	количество операций	0	0	0	0	0	0
	доп. добыча нефти, тыс. т	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Итого	количество операций	5	10	39	58	66	44856
	доп. добыча нефти, тыс. т	0,0	10,0	26,8	34,7	38,1	21605,9

Таблица 3.10 - Планируемые объемы и ожидаемая эффективность по оптимизации насосного оборудования

Объект	Показатели по оптимизации	2014	2015	2016	2017	2018	За проектный срок
1	2	3	4	5	6	7	8
AB11-2	количество операций	76	87	90	91	82	6288
	доп. добыча нефти, тыс. т	74,0	132,4	202,2	248,8	238,4	11937,9
AB13	количество операций	44	44	43	40	28	3160
	доп. добыча нефти, тыс. т	58,6	119,4	168,0	162,7	134,7	7250,4
АВ2-3	количество операций	45	46	46	56	39	1491
	доп. добыча нефти, тыс. т	51,3	112,2	161,1	170,7	162,4	3208,3
АВ4-5	количество операций	31	51	51	48	33	1895
	доп. добыча нефти, тыс. т	39,4	112,9	182,5	200,2	173,2	4163,8
АВ6-8	количество операций	5	5	5	4	2	77
	доп. добыча нефти, тыс. т	6,0	13,5	19,4	17,9	13,8	208,9
БВ0-4	количество операций	3	3	3	2	1	28
	доп. добыча нефти, тыс. т	13,7	30,5	43,9	39,2	30,0	312,2
БВ8	количество операций	81	79	78	59	40	1814
	доп. добыча нефти, тыс. т	127,0	263,7	373,0	347,2	273,7	5471,8
БВ10	количество операций	38	38	35	27	18	763
	доп. добыча нефти, тыс. т	37,2	75,5	104,0	94,2	77,0	1374,3
БВ16-22	количество операций	1	1	1	1	0	4
	доп. добыча нефти, тыс. т	0,2	0,3	0,3	0,3	0,2	1,4
ЮВ1	количество операций	12	12	12	10	10	194
	доп. добыча нефти, тыс. т	10,1	17,7	24,1	26,5	24,2	371,7
Итого	количество операций	336	366	364	338	253	15714
	доп. добыча нефти, тыс. т	417,3	878,1	1278,7	1307,7	1127,5	34300,8

Таблица 3.11 - Планируемые объемы и ожидаемая эффективность по РИР, ликвидации негерметичности и прочих аварий

Объект	Показатели по РИР	2014	2015	2016	2017	2018	За проектный срок
AB11-2	количество операций	75	51	52	52	54	2566
	доп. добыча нефти, тыс. т	63,6	73,1	73,3	80,4	80,9	2895,8
AB13	количество операций	33	17	16	16	16	2089
	доп. добыча нефти, тыс. т	23,5	24,8	23,5	25,8	26,2	2474,4
АВ2-3	количество операций	17	16	17	22	22	2211
	доп. добыча нефти, тыс. т	8,7	19,6	28,6	34,2	38,9	2641,4
АВ4-5	количество операций	15	16	16	16	16	1811
	доп. добыча нефти, тыс. т	4,1	10,9	16,0	19,9	20,3	1033,5
АВ6-8	количество операций	2	2	2	2	2	28
	доп. добыча нефти, тыс. т	1,1	2,7	3,7	4,6	4,5	53,6
БВ0-4	количество операций	0	0	0	0	0	0
	доп. добыча нефти, тыс. т	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
БВ8	количество операций	18	30	30	30	29	1406
	доп. добыча нефти, тыс. т	4,0	20,6	30,2	37,1	37,8	1331,6
БВ10	количество операций	4	2	2	2	2	390
	доп. добыча нефти, тыс. т	2,9	5,4	7,4	8,8	8,8	921,1
БВ16-22	количество операций	1	1	1	1	1	19
	доп. добыча нефти, тыс. т	0,4	0,6	1,0	1,3	1,7	25,2
ЮВ1	количество операций	6	3	3	3	3	57
	доп. добыча нефти, тыс. т	8,1	11,8	15,0	17,7	16,4	266,0
Итого	количество операций	171	138	139	144	145	10577
	доп. добыча нефти, тыс. т	116,5	169,5	198,8	229,7	235,5	11642,6



Основные выводы

ЗБС

Наиболее эффективным видом ГТМ, основанном на вовлечении в разработку слабовырабатываемых участков залежей при отсутствии транзитного фонда является ЗБС: всего запланировано проведение 6078 скважино-операций, планируемая дополнительная добыча ожидается на уровне 161711 тыс. тонн.

Основными объектами для проведения ЗБС в прогнозном периоде являются АВ11-2, программа зарезок на котором предусматривает 1604 скважино-операций (26 % от общего количества ЗВС) и АВ4-5 - 1175 зарезок (19% от общего количества ЗВС).

Увеличено количество мероприятий ЗБС на объектах АВ13 , АВ2-3 и БВ8 в зонах концентрации остаточных запасов нефти и сформированной системой поддержания пластового давления, с целью полной выработки, доизвлечения остаточных запасов и достижения проектных показателей по объектам.

ГРП

До настоящего времени ГРП являлся наиболее применяемым и дающим максимальный прирост добычи нефти видом ГТМ на фонде пласта. В прогнозируемом периоде объемы мероприятий по традиционному ГРП уменьшены ввиду снижения рентабельности из-за повышенной начальной обводненности продукции. Всего запланировано проведение 8924 скважино-операции, планируемая дополнительная добыча ожидается на уровне 49736 тыс. тонн. Основным объектом для проведения ГРП остается АВ11-2 , на котором планируется проведение 4834 скважино-операции (54 % от общего количества ГРП) с планируемой доп. добычей нефти 32115 тыс. тонн (65% доп. добычи от всех ГТМ на данном объекте). Это объясняется тем, что ГРП на объекте АВ11-2 является наиболее эффективным методом увеличения нефтеотдачи из-за особенностей геологического строения объекта АВ11-2 и его низких коллекторских свойств.

Возвраты и приобщения без дополнительных мероприятий

Возвраты и приобщение способствуют вовлечению в разработку застойных и слабодренируемых участков при минимальных затратах на ГТМ. В прогнозном периоде запланировано проведение 3559 возвратов и приобщений без дополнительных мероприятий, планируемая дополнительная добыча ожидается на уровне 50585 тыс. тонн. Основными объектами для проведения данного вида ГТМ планируются: АВ13 - 1395 скважино-операций (39 % от общего количества), ожидаемая дополнительная добыча нефти - 20301 тыс.т и БВ8 - 711 скважино-операция (20 % от общего количества), ожидаемая дополнительная добыча нефти - 11133 тыс.т.

ОПЗ

Обработка призабойной зоны пласта традиционно является наименьшим по эффективности видом ГТМ из вышеперечисленных, и направлена, в основном, на поддержание базовой добычи путем снятия скин-фактора в обрабатываемых скважинах при проведении ГКО и СКО. В прогнозном периоде запланировано 22138 скважино-операций, планируемая дополнительная добыча ожидается на уровне 31704 тыс. тонн. Основными объектами для проведения ОПЗ планируются: АВ11-2 - 12419 скважино-операциq (56 % от общего количества), ожидаемая дополнительная добыча нефти - 15398 тыс.т. и АВ13 - 3915 скважино-операций (18 % от общего количества), ожидаемая дополнительная добыча нефти - 4208 тыс.т. Это связано с увеличением количества скважин на объектах АВ11-2 и АВ13, подвергнутых ранее гидроразрыву, и требующих дальнейшей стимуляции притока из-за снижения дебита после ранее проведенного мероприятия.

Оптимизация

Важными аспектами планирования оптимизации, заслуживающими особого внимания ввиду достаточно высоких показателей успешности и удельной дополнительной добычи нефти, являются энергетическое состояние объекта, близость подошвенной воды и газовой шапки, соотношение забойного давления и давления насыщения нефти. В прогнозном периоде запланировано проведение 15714 скважино-операций с ожидаемой дополнительной добычей на уровне 34301 тыс. тонн. Основной объем оптимизаций планируется на объектах: АВ11-2 - 6288 скважино-операций (40 % от общего количества), ожидаемая дополнительная добыча - 11938 тыс.т и АВ13 - 3160 скважино-операций (20 % от общего количества), ожидаемая дополнительная добыча - 7250 тыс.т.

РИР, ЛНЭК

Проведение ремонтно-изоляционных работ, ликвидации негерметичностей эксплуатационных колонн, ликвидации аварий, запланировано в количестве 10577 скважино-операций, планируемая дополнительная добыча ожидается на уровне 11643 тыс. тонн. Основной объем данных мероприятий в прогнозном периоде планируется на объекте АВ11-2 - 2566 скважино-операций (24 % от общего количества), ожидаемая дополнительная добыча - 2896 тыс.т. На объектах АВ13 и АВ2-3 планируется провести по 2089 операций и 2211 операций (20 % и 21 % от общего количества) соответственно. Это связано с большим количеством скважин, простаивающих по причине негерметичности эксплуатационной колонны, а также с наличием в кровельной части объектов АВ13 и АВ2-3 невыработанных запасов нефти, которые возможно вовлечь в разработку с помощью технологии селективной изоляции.

МУН

Как известно, главными причинами невозможности достижения проектного уровня вытеснения нефти закачиваемой водой является:

- Капиллярное удержание части содержащейся в пласте нефти

- Недостаточный объем прокачки воды через определенные участки залежи

Неполный охват пласта заводнением вследствие его геологической или технической (приобретенной) неоднородности

Для увеличения коэффициента нефтеотдачи применяют различные способы - например, форсированный отбор жидкости из сильно обводненных пластов, отклонение потоков закачиваемой воды, химические методы выравнивающие подвижности нефти и воды или снижающие остаточную нефтенасыщенность на капиллярном уровне и прочее.

В таблице 3.12 представлен перечень перспективных МУН для применения на Самотлорском месторождении. Всего на месторождении предлагается провести 44856 скважино-операций, с суммарным эффектом в виде дополнительной нефти в объеме 21606 тыс. т.

Таблица 3.12 - Перспективы применения отдельных методов увеличения нефтеотдачи на месторождении

Метод	Краткое описание	Критерии применения	Рекомендация в ТПР
1	2	3	4
Газовые	Газовое воздействие	Наличие остаточных запасов. необходима соответствующая инфраструктура	Применение технологии нецелесообразно, в связи с отсутствием необходимой инфраструктуры. Требуются значительные затраты на ее восстановление
	Водогазовое воздействие
	Закачка МВГС
Химические методы	Закачка ПЩС, ПАВ	Наличие остаточных запасов. Хорошая гидродинамическая связь между нагнетательными и добывающими скважинами,подтвержденная индикаторными исследованиями	Предусматривается на всех пластах кроме БВ0-4, БВ16-22, ЮВ1
	Хим. методы ВПП
	Закачка БП-92		Не предусматривается, применение технологии не окупается дополнительно добытой нефтью
Химические методы	Закачка Bright WaterTM	Комплекс критериев, в т.ч.: Кпр=100мД...ЗД Kп>0,17, Тпл=50...900С	Предусматривается ОПР 2-х участков пластов АВ2-3 и БВ101-2 тиражирование - по результатам ОПР
Гидродинамические методы	Циклическое заводнение	Сформированная система разработки, хорошая гидродинамическая связь между высоко- и низкопроницаемыми зонами	Не предусматривается, в связи с преобладанием избирательного заводнения
	Форсированный отбор

На Самотлорском месторождении применение тех или иных методов диктуется геолого- физическими свойствами пластов, существующей системой разработки, наличием соответствующей инфраструктуры. Почти на всех пластах имеются зоны с разбалансированной системой разработки, в которых велика вероятность образования целиков нефти. Актуальность применения МУН определяется также наличием хорошей гидродинамической связи между добывающими и нагнетательными скважинами по большинству пластов.

Использование отмывающих технологий выглядит перспективным только на отдельных локализованных участках с высокой концентрацией запасов. Применение циклического заводнения нецелесообразно в виду отсутствия сформированных систем разработки по большинству эксплуатационных объектов. Водогазовое воздействие (в т.ч. мелкодисперсные смеси) показало хорошую технологическую эффективность на месторождении. Применение этого метода ограничивается отсутствием инфраструктуры по подводу газа к нагнетательным скважинам и необходимого экономического обоснования успешности применения.

На текущей стадии разработки месторождения в условиях низкой эффективности закачки наиболее целесообразно применение методов выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин, в частности технологий основанных на образовании вязкого геля в пласте. Использование гелеобразующих систем на Самотлорском месторождении показало высокую технолгическую эффективность за все время применения, начиная с 1994 года - в среднем 2,3 тыс. т дополнительной нефти в расчете на одну добывающую скважину. В настоящее время известно несколько десятков различных модификаций и товарных форм этой технологии. На основе опыта не только Самотлора, но и других месторождений среднего Приобья, можно рекомендовать следующие составы:

- Водорастворимый полимер (гидролизованный полиакриламид)

- Полимердисперсный состав (раствор полимера и бетонитовой глины в воде в равных концентрациях 0,1-0,2%)

- Полимерсшитый состав (полакриламид + соли поливалентынх металлов)

- Модифицированный полимерсшитый состав Темпоскрин

- Гелеобразующие составы типа «ГАЛКА», «ГАЛКА-термогель» (хлористый алюминий + карбамид)

- Гелеобразующие составы на основе полимеров биологического происхождения (водорастворимые полимеры производных целлюлозы и продукты жизнедеятельности бактерий)

Как правило, основным недостатком гелеобразующих технологий является малая жесткость геля и небольшой срок его существования в пластовых условиях. Кроме гелеобразующих технологий можно рекомендовать технологии образующие в пласте барьеры в виде жесткого нерастворимого осадка. Этот метод применяется на последней стадии разработки, когда отключение промытых зон не может нанести существенного ущерба и снижения извлекаемых запасов.



4. ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ

4.1 Характеристика мероприятия

Гидроразрыв пласта (ГРП) -- один из методов интенсификации работы нефтяных, газоконденсатных, газовых скважин и увеличения приёмистости нагнетательных скважин.

Метод заключается в создании высокопроводимой трещины в целевом пласте для обеспечения притока добываемого флюида (газ, вода, конденсат, нефть либо их смесь) к забою скважины.

После проведения ГРП дебит скважины, как правило, резко возрастает. Метод позволяет «оживить» простаивающие скважины, на которых добыча нефти или газа традиционными способами уже невозможна или малорентабельна. Кроме того, в настоящее время метод применяется для разработки новых нефтяных пластов, извлечение нефти из которых традиционными способами нерентабельно ввиду низких получаемых дебитов. Также применяется для добычи сланцевого газа и газа уплотненных песчаников.

4.2 Методика расчета экономической эффективности предприятия

Годовой прирост добычи (? Q):

? Q = 365 · Кэ ·?q, (4.1)

где Кэ - коэфициент эксплуатации;

?q - прирост дебита (т/скв-сут);

Прирост выручки (?В):

?В = ?Q · Ц, (4.2)

где Ц - цена 1 тонны нефти;

Текущие затраты:

U = Uд.д.+ UГРП, (4.3)

где Uд.д. - затраты на дополнительную добычу;

Uд.д. = ?Q · Упер = ?Q · с/с · dпер,

где Упер - условно-переменные затраты;

с/с - себестоимость нефти;

dпер - доля условно-переменных затрат;

Прибыль от реализации:

Пр = В - Зс/с = В - U - Ам, (4.4)

где В - выручка;

Зс/с - затраты.

Налог на прибыль :

Нпр = Пр · 20%/100%, (4.5)

Поток денежной наличности:

ПДН = В - U - Н (млн. руб.), (4.6)

Накопленный поток денежной наличности:

НПДН = ? ПДНt, (4.7)

Коэфициент дисконтирования:



Ьt = (1 + Енп)tр - t = (1 + 0,1) tр - t , (4.8)

где tр - расчетный год,

t - текущий год;

Дисконтированнный поток денежной наличности:

ДПДНt = ПДНt · Ьt , (4.9)

Накопленный дисконтированный поток денежной наличности:

НДПДНt = ? ДПДНt, (4.10)

4.3 Исходные данные

Применение технологии ГРП дает эффект продолжительностью 4 года, этот временной интервал берем как полный период расчета.

В 2014 году планируем провести 225 гидроразрывов пласта.

Условно-постоянные расходы включают затраты на ГРП. В составе стоимости одного гидроразрыва пласта включены расходы на основные материалы и химреагенты, расходы на оплату труда, амортизацию оборудования, расходы на содержание, эксплуатацию, текущий и капитальный ремонт оборудования подготовку к ГРП и освоение скважины после ГРП.

Ставка дисконтирования (коэффициент дисконтирования) является нормативом приведения разновременных затрат к настоящему моменту времени.

С учетом плановых потерь дополнительна добыча в 2014г - 626,9 тыс. т,

2015г - 525,6 тыс. т, 2016г - 427,1 тыс. т, 2017 - 312,1 тыс. т.



4.4 Расчет НПДН и ЧТС от проведения ГРП

Таблица 4.1 - Исходные данные для расчета

Показатель	Единица измерения	Абсолютное значение
1	2	3
1. Количество скважин	ед.	225
2. Прирост среднесуточного дебита на скважину	т/скв·сут	7,6
3. Стоимость одной операции	тыс.руб	2000
4. Цена 1 т реализуемой нефти	руб.	9000
6. Коэффициент эксплуатации скважин	д.ед.	0,94
7. Себестоимость 1т нефти	руб.	8200
8. Ставка налога на прибыль	%	20
9. Расчетный период	лет	4
10. Доля условно-переменных расходов	%	62

Произведя расчет экономической эффективности получаем значения, указанные в таблице 4.2.

Таблица 4.2. - Расчет НПДН и ЧТС

Показатель	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.
1. Доп. добыча, тыс. т	626,9	525,6	427,1	312,1
2. Прирост выручки, млн. р	5 642,1	4 730,4	3 843,9	2 808,9
3. Текущие затраты, млн. р	3 637,2	2 672,2	2 171,4	1 586,7
3.1. Затраты на доп. добычу, млн. р	3 187,2	2 672,2	2 171,4	1 586,7
3.2. Затраты на ГРП, млн. р	450,0	-	-	-
4. Налог на прибыль, млн. р	401,0	411,6	334,5	244,4
5. ПДН, млн. р	1 604,0	1 646,6	1 338,0	977,7
6. НПДН, млн. р	1 604,0	3 250,6	4 588,6	5 566,3
7. Коэф. Дисконтирования	1,0000	0,9091	0,8264	0,7513
8. ДПДН, млн. р	1 604,0	1 496,9	1 105,7	734,6
9. НДПДН, млн. р	1 604,0	3 100,9	4 206,6	4 941,2



Рисунок 4.1 - Динамика НПДН и ЧТС.

Из графика видно, что гидроразрыв пласта начинает приносить прибыль в первый год применения, т.к. ЧТС составляет 4 941,2 млн.р.

4.5 Анализ чувствительности ГРП к риску

Проекты в нефтегазодобывающем производстве имеют определенную степень риска, связанную с природными факторами и рыночными (риск изменения цен), то необходимо провести анализ чувствительности ГТМ связанного с проведением ГРП. Для этого выбирается интервал наиболее вероятного диапазона изменения каждого фактора, например:

- годовая добыча (-30%; +10%);

- цена на нефть (-20%; +20%);

- текущие затраты (-10%; +15%);

- налоги (-10%; +10%);

Для каждого фактора определяем зависимость: ЧТСДQ; ЧТСЦ; ЧТСТЗ; ЧТСН - все расчеты сведены в таблице 4.3.

Таблица 4.3 - Чистая текущая стоимость при различных вариациях показателей

ЧТС	-30%	-20%	-10%	10%	15%	20%
Прирост добычи	3 350,84			5 471,32
Цены на нефть		2 504,49				7 377,91
Текущие затраты			5 665,43		3 854,84
Налоги			5 064,73	4 915,93

Результаты расчетов сведены в таблицы 4.4 - 4.11.

Таблица 4.4 - Расчет экономических показателей при уменьшении добычи на 30%

Показатель	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.
1. Доп. добыча, тыс. т	438,8	367,9	299,0	218,5
2. Прирост выручки, млн. р	3 949,5	3 311,3	2 690,7	1 966,2
3. Текущие затраты, млн. р	2 681,0	1 870,5	1 520,0	1 110,7
3.1. Затраты на доп. добычу, млн. р	2 231,0	1 870,5	1 520,0	1 110,7
3.2. Затраты на ГРП, млн. р	450,0	-	-	-
4. Налог на прибыль, млн. р	253,7	288,2	234,2	171,1
5. ПДН, млн. р	1 014,8	1 152,6	936,6	684,4
6. НПДН, млн. р	1 014,8	2 167,4	3 104,0	3 788,4
7. Коэф. Дисконтирования	1,0000	0,9091	0,8264	0,7513
8. ДПДН, млн. р	1 014,8	1 047,8	774,0	514,2
9. НДПДН, млн. р	1 014,8	2 062,6	2 836,6	3 350,8

Таблица 4.5 - Расчет экономических показателей при увеличении добычи на 10%

Показатель	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.
1	2	3	4	5
1. Доп. добыча, тыс. т	689,6	578,2	469,8	343,3
2. Прирост выручки, млн. р	6 206,3	5 203,4	4 228,3	3 089,8
3. Текущие затраты, млн. р	3 955,9	2 939,4	2 388,5	1 745,4
3.1. Затраты на доп. добычу, млн. р	3 505,9	2 939,4	2 388,5	1 745,4
3.2. Затраты на ГРП, млн. р	450,0	-	-	-
4. Налог на прибыль, млн. р	450,1	452,8	368,0	268,9
5. ПДН, млн. р	1 800,3	1 811,3	1 471,8	1 075,5
6. НПДН, млн. р	1 800,3	3 611,6	5 083,4	6 158,9
7. Коэф. Дисконтирования	1,0000	0,9091	0,8264	0,7513
8. ДПДН, млн. р	1 800,3	1 646,6	1 216,3	808,0
9. НДПДН, млн. р	1 800,3	3 447,0	4 663,3	5 471,3



Таблица 4.6 - Расчет экономических показателей при уменьшении налогов 10%

Показатель	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.
1. Доп. добыча, тыс. т	626,9	525,6	427,1	312,1
2. Прирост выручки, млн. р	5 642,1	4 730,4	3 843,9	2 808,9
3. Текущие затраты, млн. р	3 637,2	2 672,2	2 171,4	1 586,7
3.1. Затраты на доп. добычу, млн. р	3 187,2	2 672,2	2 171,4	1 586,7
3.2. Затраты на ГРП, млн. р	450,0	-	-	-
4. Налог на прибыль, млн. р	360,9	370,5	301,1	220,0
5. ПДН, млн. р	1 644,1	1 687,8	1 371,5	1 002,2
6. НПДН, млн. р	1 644,1	3 331,8	4 703,3	5 705,5
7. Коэф. Дисконтирования	1,0000	0,9091	0,8264	0,7513
8. ДПДН, млн. р	1 644,1	1 534,3	1 133,4	752,9
9. НДПДН, млн. р	1 644,1	3 178,4	4 311,8	5 064,7

Таблица 4.7 Расчет экономических показателей при увеличении налогов 10%

Показатель	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.
1. Доп. добыча, тыс. т	626,9	525,6	427,1	312,1
2. Прирост выручки, млн. р	5 642,1	4 730,4	3 843,9	2 808,9
3. Текущие затраты, млн. р	3 637,2	2 672,2	2 171,4	1 586,7
3.1. Затраты на доп. добычу, млн. р	3 187,2	2 672,2	2 171,4	1 586,7
3.2. Затраты на ГРП, млн. р	450,0	-	-	-
4. Налог на прибыль, млн. р	441,1	404,3	328,6	240,1
5. ПДН, млн. р	1 563,9	1 653,9	1 344,0	982,1
6. НПДН, млн. р	1 563,9	3 217,8	4 561,7	5 543,8
7. Коэф. Дисконтирования	1,0000	0,9091	0,8264	0,7513
8. ДПДН, млн. р	1 563,9	1 503,6	1 110,7	737,8
9. НДПДН, млн. р	1 563,9	3 067,4	4 178,1	4 915,9

Таблица 4.8 - Расчет экономических показателей при уменьшении цены на нефть на 20%

Показатель	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.
1. Доп. добыча, тыс. т	626,9	525,6	427,1	312,1
2. Прирост выручки, млн. р	4 513,7	3 784,3	3 075,1	2 247,1
3. Текущие затраты, млн. р	3 637,2	2 672,2	2 171,4	1 586,7
3.1. Затраты на доп. добычу, млн. р	3 187,2	2 672,2	2 171,4	1 586,7
3.2. Затраты на ГРП, млн. р	450,0	-	-	-
4. Налог на прибыль, млн. р	175,3	222,4	180,7	132,1
5. ПДН, млн. р	701,2	889,7	723,0	528,3
6. НПДН, млн. р	701,2	1 591,0	2 313,9	2 842,3
7. Коэф. Дисконтирования	1,0000	0,9091	0,8264	0,7513
8. ДПДН, млн. р	701,2	808,9	597,5	396,9
9. НДПДН, млн. р	701,2	1 510,1	2 107,6	2 504,5

Таблица 4.9 - Расчет экономических показателей при увеличении цены на нефть на 20%

Показатель	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.
1. Доп. добыча, тыс. т	626,9	525,6	427,1	312,1
2. Прирост выручки, млн. р	6 770,5	5 676,5	4 612,7	3 370,7
3. Текущие затраты, млн. р	3 637,2	2 672,2	2 171,4	1 586,7
3.1. Затраты на доп. добычу, млн. р	3 187,2	2 672,2	2 171,4	1 586,7
3.2. Затраты на ГРП, млн. р	450,0	-	-	-
4. Налог на прибыль, млн. р	626,7	600,9	488,3	356,8
5. ПДН, млн. р	2 506,7	2 403,5	1 953,0	1 427,2
6. НПДН, млн. р	2 506,7	4 910,2	6 863,2	8 290,4
7. Коэф. Дисконтирования	1,0000	0,9091	0,8264	0,7513
8. ДПДН, млн. р	2 506,7	2 185,0	1 614,0	1 072,2
9. НДПДН, млн. р	2 506,7	4 691,7	6 305,7	7 377,9

Таблица 4.10 - Расчет экономических показателей при уменьшении текущих затрат на 10%

Показатель	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.
1	2	3	4	5
1. Доп. добыча, тыс. т	626,9	525,6	427,1	312,1
2. Прирост выручки, млн. р	5 642,1	4 730,4	3 843,9	2 808,9
3. Текущие затраты, млн. р	3 273,4	2 404,9	1 954,2	1 428,0
3.1. Затраты на доп. добычу, млн. р	3 187,2	2 672,2	2 171,4	1 586,7
3.2. Затраты на ГРП, млн. р	450,0	-	-	-
4. Налог на прибыль, млн. р	473,7	465,1	377,9	276,2
5. ПДН, млн. р	1 894,9	1 860,4	1 511,7	1 104,7
6. НПДН, млн. р	1 894,9	3 755,3	5 267,0	6 371,7
7. Коэф. Дисконтирования	1,0000	0,9091	0,8264	0,7513
8. ДПДН, млн. р	1 894,9	1 691,3	1 249,3	829,9
9. НДПДН, млн. р	1 894,9	3 586,2	4 835,5	5 665,4

Таблица 4.11 - Расчет экономических показателей при увеличении текущих затрат на 15%

Показатель	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.
1. Доп. добыча, тыс. т

Подобные документы

• Анализ разработки объекта БС11 Тевлинско-Русскинского месторождения

  Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов и общие сведения о запасах. История освоения месторождения. Анализ показателей работы фонда скважин. Основные методы для увеличения нефтеотдачи и вовлечения в разработку остаточных запасов нефти.
  
  курсовая работа [6,5 M], добавлен 22.01.2015
  

• Анализ эффективности производства гидроразрыва пласта на объекте АВ11-2 Самотлорского месторождения

  Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов. Моделирование процесса гидроразрыва пласта на скважинах месторождения. Оценка технологического эффекта, получаемого от проведения гидроразрывов. Способы борьбы с выносом пластового песка и проппанта.
  
  дипломная работа [2,4 M], добавлен 27.02.2012
  

• Разработка рекомендаций по внедрению физико-химических методов воздействия на призабойную зону пласта в условиях месторождения Мухто

  Литолого-стратиграфический разрез месторождения, его тектоническое строение, коллекторские свойства и нефтегазонасыщенность продуктивных пластов. Текущий баланс запасов нефти по месторождению, показатели разработки, механизм грязекислотной обработки.
  
  курсовая работа [595,9 K], добавлен 21.01.2015
  

• Совершенствование системы сбора и подготовки нефти, воды и газа на Ем-Ёгском месторождении

  История освоения Ем-Ёгского месторождения. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов. Показатели работы фонда скважин. Сравнение проектных и фактических показателей разработки. Выбор методов для увеличения проницаемости призабойной зоны.
  
  дипломная работа [4,6 M], добавлен 09.11.2016
  

• Анализ методов повышения нефтеотдачи пластов

  Динамика и состояние разработки Сабанчинского месторождения. Анализ показателей разработки, фонда скважин. Современные технологии повышения нефтеотдачи пластов. Характеристика методов воздействия на призабойные зоны пласта для интенсификации добычи нефти.
  
  курсовая работа [749,4 K], добавлен 26.04.2014
  

• Гидродинамическое моделирование как инструмент анализа и оптимизации системы разработки в условиях неопределенности (на примере группы пластов АВ Самотлорского месторождения)

  Геофизические и гидродинамические исследования технологических показателей разработки нефтяных пластов АВ Самотлорского месторождения. Гидродинамическое моделирование герметичности и выработки остаточных запасов при условии активизации разработки пласта.
  
  статья [95,9 K], добавлен 28.08.2013
  

• Анализ разработки пласта 1БС9 Крайнего нефтяного месторождения

  Геологическое строение нефтяного месторождения. Глубина залегания, нефтеносность и геолого-физическая характеристика пласта 1БС9. Изучение динамики фонда скважин и объемов добычи нефти. Анализ показателей разработки и энергетического состояния пласта.
  
  контрольная работа [4,8 M], добавлен 27.11.2013
  

• Анализ разработки Локосовского месторождения

  Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов. Сведения о запасах и свойствах пластовых флюидов. Показатели разработки месторождения, работы фонда скважин, выполнения проектных решений. Проблема обводненности скважин. Выбор метода водоизоляции.
  
  дипломная работа [4,1 M], добавлен 26.05.2012
  

• Ознакомление со структурой и характером деятельности предприятия ОАО "Самотлорнефтегаз"

  Геолого-промысловая характеристика Самотлорского нефтяного месторождения. Тектоника и стратиграфия разреза. Состав и свойства пород продуктивных пластов. Стадии разработки месторождения, способы эксплуатации и замер скважин. Промысловая подготовка нефти.
  
  отчет по практике [143,9 K], добавлен 08.12.2015
  

• Анализ работы фонда скважин Сологаевского месторождения пласта Д1+Д2, оборудованных УЭЦН и расчет параметров оборудования

  Географическое расположение Сологаевского месторождения. Геолого-физическая характеристика объекта. Физико-химические свойства и состав нефти и воды. Анализ работы фонда скважин, оборудованных ЭЦН. Возможные причины отказов оборудования при эксплуатации.
  
  курсовая работа [1,6 M], добавлен 10.09.2013
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам