Анализ характеристик обводнения нефтедобывающих скважин на Южно-Сосновском месторождении

Приемистость скважины - 0,3 м3/мин;

Диаметр комбинированной колонны заливочных труб - 73Ч89 мм;

Глубина спуска заливочных труб - 2400 м (73-мм трубы на глубине 1600 м и 89-мм трубы на глубине 800 м);

Среднегодовая температура - 10°С

Расчёт:

Определяем температуру на забое скважины по формуле (1):

tзаб=tср+(0,01-0,025)*Н (7)

где tзаб - температура на забое скважины;

tср - средняя температура;

Н - глубина скважины.

Принимаем второе слагаемое за 0,025*Н и, подставив численное значение, получим

tзаб=10+0,025*2450=71,3°С

Выбираем тампонажный цемент для "горячих" скважин, время начала схватывания с момента затворения у которого равно 105 мин. Тогда допустимое время цементирования

Тдоп=0,75*Тзат=0,75*105=79 мин. (8)

Определим объём колонны заливочных труб:

V=Д*(р/4)*(d2в1*h1+d2в2*h2), (9)

где dв1 и dв2 - соответственно внутренние диаметры НКТ диаметром 73 и 89 мм, м;

h1, h2 - соответственно длина секций колонны заливочных труб, м;

Д - коэффициент сжимаемости продавочной жидкости, равный 1,01-1,10 (принимаем1,02).

V=1,02*0,785*(0,0622*1600+0,0762*800)=4,9+3,7=8,6 м3.

Определим время, необходимое для полного заполнения колонны заливочных труб при работе одним агрегатом ЦА-320М на 5-й скорости при диаметре втулок 115 мм.



мин. (10)

Время вымыва излишка тампонажного раствора при обратной промывке при работе одним агрегатом ЦА-320М на 4-й скорости

мин. (11)

Время на затворение и продавку тампонажного раствора в пласт

мин. (12)

где Т0 - время на подготовительные и заключительные работы при затворении цемента (5-10 мин).

Определим объём тампонажного раствора, который можно закачать в пласт за 49 мин.:

м3. (13)

Однако раствор, исходя из приёмистости пласта, закачивают в несколько приемов. Поэтому принимаем

Vтр=7 м3.

Определим плотность тампонажного раствора по формуле:

, (14)

где m - жидкостно-цементное отношение (m=0,4-0,5);

и - плотность соответственно тампонажного цемента и жидкости затворения, т/м3.

Тогда

т/м3.

Количество сухого цемента, необходимое для приготовления 7 м3 раствора, определяем по формуле:

. (15)

Подставив численные значения получим:

т.

Количество тампонажного материала, которое необходимо заготовить с учетом потерь при его затворении, составит:

, (16)

где К1 - коэффициент, учитывающий потери при затворении тампонажного материала (при использовании цементосмесительных машин К1=1,01, при затворении вручную К1=1,05-1,15). Тогда

т.

Количество жидкости, необходимой для затворения тампонажного материала, определяется по формуле:

, (17)



где К2 - коэффициент, учитывающий потери жидкости при затворении (К2=1,05-1,10).

м3.

Анализ водоизоляционных работ

Таблица 12. Анализ эффективности по биополимерам

№ скв	Дебет до ВИР, т/сут	Дебет после ВИР, т/сут	Обводнённость до, %	Обводнённость после, %	Продолжительность эффекта, сут.	Дополнительно добыто, тонн
1	2,4	7,2	97,5	92,5	551,8	1831,8
2	0,5	2,5	96,7	87,3	469,9	695,9
3	1,2	5,7	93,7	68,5	309,2	645,2
4	2,3	4,3	94,3	90,1	399,8	751,7
5	1,6	3,2	99,2	98,4	582,8	1972,7
6	2,5	4,6	56,8	50,8	268,9	480,8
7	3,4	5,9	55,8	49,8	150,8	157,3
8	0,6	5,7	99,2	90,0	604,8	1595,5
9	3,9	8,8	97,5	95,0	416,4	723,1
10	3,8	6,5	97,8	96,2	513,1	1665,1

Водоизоляционные работы проводятся в связи с увеличением обводнённости скважины. Причинами обводнения могут быть недоброкачественное цементирование эксплуатационной колонны, вследствие чего не достигается полного разобщения нефтеносных горизонтов от водоносных; нарушение цементного кольца в заколонном пространстве или цементного стакана на забое скважины; дефект в эксплуатационной колонне; наличие в теле трубы трещин, раковин.

Таблица 13. Анализ эффективности по жидкому стеклу

№ скв	Дебет до ВИР, т/сут	Дебет после ВИР, т/сут	Обводнённость до, %	Обводнённость после, %	Продолжительность эффекта, сут.	Дополнительно добыто, тонн
1	3,1	6,4	99,2	88,3	1189	11039
2	4,7	5,0	14,5	21,4	752	1168
3	0,4	3,4	99,2	86,1	638	731
4	1,3	5,6	98,4	86,6	1113	2696
5	0,7	1,4	96,9	83,7	1356	4855
6	0,7	4,3	99,2	90,0	1200	2598
7	0,4	3,3	99,2	92,7	1110	2746
8	1,2	2,8	99,4	18,6	369	2106
9	1,9	6,2	99,6	87,8	570	1163
10	0,1	2,8	98,4	45,3	1267	1913

В 2004 году количество обработок, произведённых в УПНПиРС, составило 20. Общая технологическая эффективность которых составляет 86%, а экономическая эффективность составляет 95%.

Средний дебит по нефти до обработок составлял 1,8 т/сут, при обводнённости 98%. После обработок дебит нефти составил 3,8 т/сут, а обводнённость 95%.

Дополнительная добыча составила 5310 тонн, а всего добыто 9496 тонн нефти. Средняя продолжительность эффекта при использовании жидкого стекла составляет 965,8 суток, а продолжительность при использовании биополимера составила 462,.92 суток.

Рассмотрим эффективность применения биополимера на примере 10 скважин. В общем можно сказать, что средний дебит до обработки составляет 2.22 т/сут, обводнённость 88.85%. После закачки биополимера средний дебит на 10 скважин составил 5.44 т/сут, обводнённость составила 81,86%. Средняя продолжительность эффекта составляет 380 дней, а добыча составляет 1052 тонны.

Эффективность применения жидкого стекла на примере 10 скважин. Средний дебит до обработки составляет 1,45 т/сут, обводнённость 90,4%. После закачки жидкого стекла средний дебит на 10 скважин составил 4,2 т/сут, обводнённость составила 70,1%. Средняя продолжительность эффекта составляет 956.4 дней, а добыча составляет 3101,5 тонны.

Таким образом из проведённого анализа следует, что эффективность жидкого стекла намного выше, чем биополимеров. Это видно из продолжительности эффекта, который почти в 3 раза больше, чем у биополимеров.

2.5 Выводы и предложения

Проведение водоизоляционных работ в большинстве случаев связано с перекрытием отдельных пластов и их интервалов или ликвидацией путей сообщения скважины с другими пластами, являющимися в нефтяных скважинах источниками притока пластовой воды.

Наиболее распространёнными методами борьбы с водопроявлениями в УПНПиРС являются жидкое стекло и биополимеры.

Анализ показал, что жидкое стекло (силикат натрия) применять намного эффективнее, чем биополимеры и оно имеет ряд преимуществ:

- высокие водоизолирующие свойства;

- экологическая чистота в применении;

- негорючесть и нетоксичность;

- применяется как в добывающих, так и в нагнетательных скважинах;

- применима в условиях как терригенных, так и карбонатных коллекторов;

- температура пласта 20-150 °С;

- обводнённость добываемой продукции - не лимитируется;

- температура замерзания минус 10 °С;

- небольшие затраты.

Для оценки качества водоизоляционных работ по отключению отдельных пластов и ликвидации нарушений обсадных колонн используется определение герметичности колонны опрессовкой и снижением уровня.

Согласно этой формуле относительное содержание воды в продукции скважины не зависит ни от степени вскрытия пласта, ни от депрессии, а является функцией соотношения толщин водо- и неф-тенасыщенных частей пласта, их проницаемости и вязкости жидкостей.

В условиях резкой неоднородности продуктивных пластов по проницаемости и свойствам насыщающих жидкостей значительные запасы нефти отбираются в водный период эксплуатации добывающих скважин. При обводненности извлекаемой жидкости свыше 96 -- 98 % эксплуатация скважин экономически нецелесообразна, они или исключаются из разработки, или проводятся водоизоляционные работы. Исходя из этого, основная задача всех методов воздействия на пласт, направленных на повышение нефтеотдачи, сводится к обеспечению максимального отбора нефти до момента полного обводнения продукции добывающих скважин. Следует учесть, что 50 - 70 % балансовых запасов нефти остаются неизвлеченными из недр в виде менее проницаемых пропластков и линз из-за преждевременного прорыва воды или другого нефтевытесняющего агента по узким высокопроницаемым зонам.

Большая нефтепромысловая практика применения методов ограничения притока вод в скважины [2, 3] показала возможность успешного выравнивания проводимости пластов за счет повышения фильтрационного сопротивления обводненных зон с применением водоизолирующих материалов и других средств. Однако недостаточная изученность механизма действия методов ограничения притока вод в добывающие скважины и движения в пластах привела к недооценке роли их в системе разработки нефтяного месторождения, чем можно объяснить отсутствие высокоэффективных методов воздействия на обводненные пласты на поздней стадии их эксплуатации - при отборе не более 30 - 50 % запасов нефти.

Регулирование процесса разработки в условиях прогрессирующего обводнения необходимо вести в двух взаимосвязанных направлениях:

· снижение обводненности продукции скважин за счет вовлечения в более интенсивную разработку слабопроницаемых пластов, а также широкого внедрения средств по ограничению притока вод к забоям добывающих скважин и движения их по обводненным зонам;

· обеспечение полноты выработки запасов обводнившихся пластов путем отбора большого количества жидкости.

Ограничение притока воды в добывающие скважины на промыслах осуществляется под обобщенным названием РИР. Влияние их на нефтеотдачу изучено недостаточно, и они рассматриваются как метод интенсификации добычи нефти из обводненных скважин. Дифференциация их по функциональному назначению в технологических процессах показала следующее.

В зависимости от факторов, обусловливающих преждевременное обводнение скважин, ремонтно-изоляционные работы делятся на две большие группы. В первую группу входят работы по восстановлению технического состояния крепи скважины с целью предотвращения поступления посторонних вод из пластов, удаленных от продуктивного: герметизация колонн, восстановление целостности цементного кольца в заколонном пространстве и др. Входящие в данную группу РИР позволяют повысить коэффициент эксплуатации скважины как капитального сооружения и способствуют интенсификации добычи нефти.

Ко второй группе относятся работы, связанные с ограничением притока воды непосредственно из послойно-неоднородного продуктивного пласта. При этом применяют методы, позволяющие отключить обводненный пласт или пропласток из разработки либо снизить проницаемость обводненных зон для воды. Первые способы применяются в литологически неоднородных пластах, т.е. когда в продуктивном объекте смежные пласты достаточно надежно обособлены друг от друга непроницаемыми пропластками.



ГЛАВА 3. Анализ текущего состояния разработки, энергетического состояния И ОБВОДНЕННОСТИ залежи

3.1 Анализ структуры фонда скважин и их текущих дебитов, технологических показателей разработки, пластового давления в зонах отбора и закачки

Пробная эксплуатация Южно-Сосновского месторождения начата в феврале 1977 года вводом в эксплуатацию скважины 38 фонтанным способом. С декабря 1982 года месторождение находится в промышленной разработке.

Разработка месторождения ведется согласно «Уточненному проекту разработки Южно-Сосновского месторождения», составленному в 2010 году. В разработке находится межсолевая залежь (петриковско-елецко-задонского горизонта).

Основным фондом месторождение разбурено к 1989 году. Скважины Южно-Сосновского месторождения размещены в три ряда по сетке 300Ч400 м с плотностью 8,6 га/скв.

Всего на месторождении было пробурено 88 добывающих и 14 нагнетательных скважин.

Действующий фонд на 01.01.2005 г. состоит из 30 механизированных скважин, из которых 23 оборудованы ЭЦН, 7 скважин ШГН.

Залежь вступила в пробную эксплуатацию в феврале 1977 года.

За начальное пластовое давление в залежи принято максимальное давление (55,2 МПа на ВНК) из замеренных в процессе освоения скважин 44, 45, 47 и 48.

В начальный период разработки (1977-1981гг.) в эксплуатацию введено 11 добывающих скважин (38, 44, 45, 47, 48, 53, 56, 101, 102, 103 и 108) фонтанным способом с дебитами нефти 14-450 т/сут. Работа скважин сопровождалась интенсивным снижением пластового давления. Удельный отбор нефти по состоянию на 01.01.1981 года в целом по залежи составил 31 усл. ед./МПа.

В связи с отсутствием закачки воды в залежь в этот период, с целью снижения темпов падения пластового давления (большие отборы из залежи могли привести к резкому снижению пластового давления и прекращению фонтанирования), в высокодебитных скв. 44, 45 и 48 отборы жидкости были ограничены до 200 т/сут.

В течение 1978-1981 гг. данные скважины работали со средними дебитами нефти 150-260 т/сут, обеспечивая 87% отбор от всей добычи месторождения.

По скважинам 38, 47 и 56, разрабатывающим участки залежи с низкими емкостно-фильтрационными свойствами, дебит нефти непрерывно снижался. Неоднократно проведенные солянокислотные обработки, а так же дострел продуктивных вышележащих отложений в скв.38 и 47 незначительно повлияли на их производительность.

Удельные отборы нефти на 1 МПа снижения пластового давления значительно различаются по площади и изменялись от 0,45 усл. ед. (скв.47) до 10,6 усл. ед. (скв.44) по состоянию на ноябрь 1981 года.

Анализ поведения пластового давления по скважинам, вводимым в разработку в разное время, свидетельствует о наличии гидродинамической связи между западным и восточным участками залежи в начальный период разработки.

В скважинах, вновь вводимых в эксплуатацию (скв.101, 102, 103, 53, 56 и 108) отмечалось пониженное пластовое давление, близкое к текущему среднему давлению в залежи.

По мере снижения пластового давления с 55,2 до 31,9 МПа (на 01.01.1982г.) и ввода новых скважин средний дебит нефти по залежи, после достижения максимума в 1978 году (172 т/сут), продолжал снижаться и в 1980-1981 г.г. удерживался на уровне 66 т/сут, что привело к снижению объемов добычи нефти. В этот период практически весь добывающий фонд работал фонтанным способом.

В целях изучения возможности поддержания пластового давления на месторождении путем приконтурного заводнения в 1979-1981г.г., в соответствии с «Проектом пробной эксплуатации», были пробурены четыре опережающие нагнетательные скважины (105, 106, 107 и 108), из которых три (скв.105, 106, 107) на контуре нефтеносности.

В процессе бурения и освоения скважин установлено, что приконтурная часть залежи характеризуется повышенной расчлененностью, резким уменьшением эффективных толщин, а по геофизическим и гидродинамическим данным - низкими емкостно-фильтрационными характеристиками.

В связи со снижением пластового давления в залежи и для обеспечения запланированных объемов добычи нефти на 1982 год, в ноябре 1981 года под закачку переведены приконтурная добывающая скважина 53 и нагнетательная скважина 108, находившаяся в отработке на нефть. Средняя приемистость скважин составляла 600 м3/сут.

За время пробной эксплуатации залежи (1977-1981 г.г.) максимальный отбор нефти был достигнут в 1979 году в основном за счет работы скв. 44, 45 и 48 (91% от общей добычи по месторождению). За период пробной эксплуатации из залежи было добыто 962 усл. ед. безводной нефти (10% от НИЗ).

В целом по залежи средний отбор нефти на 1 МПа падения пластового давления до организации системы ППД составил 33 усл. ед. Влияние законтурной области на разработку залежи отсутствует.

Таким образом, результаты пробной эксплуатации месторождения показали, что залежь разрабатывается в условиях упруго-замкнутого режима, и наблюдается хорошая гидродинамическая связь между различными участками залежи.

В соответствии с технологической схемой 1982 года, для обеспечения приемистости предусматривалось размещение нагнетательных скважин на структуре с глубиной залегания продуктивных отложений не ниже отметки - 3700 м. А так как результаты бурения и освоения опережающих нагнетательных скважин показали, что ниже этой отметки в ряде случаев коллектора обладают низкими емкостно-фильтрационными свойствами, низкая приемистость скв.105, 106 и 107 не может обеспечить необходимого объема закачки воды.

Разбуривание залежи и ввод скважин осуществлялись согласно технологической схеме разработки. В 1982-1983 г.г. были введены добывающие скв. 100, 109, 113, 114 и нагнетательные скв.111, 112, 110, 115.

Скважины 111 и 112, вскрывшие продуктивные отложения соответственно на отметках -3768 и -3681 м, попали в зону высокой расчлененности пласта с ухудшенными емкостными и фильтрационными свойствами, что подтвердилось результатами испытания, исследования и работы скважин. В связи с получением притоков воды (перфорация интервалов проводилась в непосредственной близости от ВНК и выше) обе скважины введены под нагнетание без отработки на нефть. Скважина 111 ввелась в ноябре 1982 года с приемистостью 150 м3/сут, скв.112 в апреле 1983 года с приемистостью 50 м3/сут (при средней проектной приемистости 500 м3/сут). Проведенная перфорация водонасыщенной части пласта с последующей виброкислотной обработкой в скв.111 и неоднократные СКО положительных результатов не дали. С августа 1983 года обе скважины переведены в бездействие из-за отсутствия приемистости.

Скважины 115 и 110 введены в отработку на нефть в феврале и марте 1983 года с дебитами по нефти 78 и 112 т/сут, соответственно. В связи с невыполнением норм по закачке воды, для обеспечения запланированных объемов закачки и повышения пластового давления в зонах отбора, было принято решение скв.110 и 115 перевести под нагнетание воды. В июне и августе 1983 года скважины переведены под нагнетание с начальной приемистостью 700 и 936 м3/сут. В течение последующих месяцев приемистость скважин составила 150 и 500 м3/сут, соответственно.

Для увеличения охвата пластов выработкой в добывающих скв. 47, 101, 102 и 103 в 1982-1983 гг. произведен дострел вышележащих интервалов продуктивного пласта и замена насосов на более производительные. Это позволило увеличить дебиты по нефти в несколько раз.

Несмотря на 100% текущую компенсацию отбора закачкой, пластовое давление в залежи за 1983 год снизилось на 1,2 МПа и составило 28,8 МПа. Однако, проведенные мероприятия по увеличению приемистости (СКО и перевод скв.53 и 108 на закачку сточных вод удельного веса более 1,16 г/см3), а также регулирование отборов жидкости по отдельным добывающим скважинам (снижение отборов по скв.38, 44, 45, 100 и увеличение по скв.47, 101, 102, 103, 109), позволили стабилизировать пластовое давление в течении I полугодия 1983 года на уровне 30,1 МПа.

Задача, ставившаяся на 1984 год - обеспечить закачку воды в залежь не менее 860 усл. ед. не была выполнена. Закачка воды в залежь осуществлялась через 4 нагнетательные скважины (53, 108, 110 и 115), что в два раза меньше чем предусматривалось.

После проведения СКО в январе-феврале 1984 года во всех нагнетательных скважинах, отмечалось непродолжительное увеличение приемистости. В течение последующих месяцев, несмотря на высокое давление закачки (17-19 МПа), приемистость снова снижалась.

Для увеличения приемистости и обеспечения запланированных объемов закачки воды объединением «Белоруснефть» в 1984 году изменено местоположение нагнетательной скв.104, а в скв.110 проведена реперфорация интервалов 3795-3815м, 3835-3848м, 3880-3895м, однако эффект получен незначительный (приемистость увеличилась на 100 м3/сут).

В 1984 году в залежь закачано 524,4 усл. ед. воды, что на 53% ниже проектной величины. Текущая и накопленная компенсации отбора закачкой составили 77% и 51% при проектных 166% и 86%, соответственно.

Несмотря на незначительную накопленную и текущую компенсации отбора закачкой, в добывающих скважинах первого ряда, обеспечивающих 20% годового отбора, наблюдалось повышение пластового давления, тогда как в зоне скважин второго и третьего эксплуатационных рядов пластовое давление снизилось по сравнению с 1983г. на 1,4 МПа и составило 26 МПа.

Проведенный в 1983-1984 гг. комплекс геолого-технических мероприятий по действующему добывающему фонду, а также ввод новых высокодебитных скважин позволили в этот период удерживать добычу нефти на проектном уровне. Основную добычу нефти (60%) обеспечивали скв.100, 101, 102 и 103, расположенные во втором и третьем эксплуатационных рядах.

Вода в продукции Южно-Сосновского месторождения появилась в январе 1983 года в скв.48, расположенной в первом добывающем ряду. При суточном отборе жидкости 100 т/сут обводненность составляла 5%. Несмотря на снижение отбора жидкости до 36 т/сут, обводненность продукции возросла на 15%. После прекращения фонтанирования в июне 1983 года скважина переведена на ЭЦН. К концу года обводненность возросла до 40%. Проанализировав удельный вес и химический состав добываемой воды (?в=1,13 г/см3), выяснилось, что скважина обводнилась водой, закачиваемой в соседнюю нагнетательную скв.108.

В 1984 году вода появилась и в других скважинах первого добывающего ряда (скв. 117, 119), что привело к росту обводненности добываемой продукции в целом по залежи до 8,4%.

После проведения работ по трассированию фильтрационных потоков индикаторами в мае месяце 1985 года выяснилось, что закачиваемая вода в скв.108 и 110 продвигается в залежь и оказывает влияние на работу добывающих скв.117, 119 и 121. Поэтому замеренное начальное пластовое давление в этих скважинам оказалось гораздо выше принятого среднего давления в залежи.

Для охвата продуктивных пластов заводнением, выработкой и для увеличения объема закачки воды, в конце 1985 года были переведены под нагнетание контрольная скв.118 и добывающие скв.119 и скв.121. Обводнившаяся до 94% скв.119 за период эксплуатации добыла 7,8 усл. ед. нефти, безводная добыча нефти из скв.121 составила 5,8 усл. ед.

Для увеличения охвата залежи выработкой в скв.114 произведен дострел вышележащих интервалов продуктивного пласта.

К концу 1985 года были введены в эксплуатацию еще 6 проектных скважин (125, 128, 134, 104, 129 и 124).

Проведенные мероприятия по увеличению закачки в 1984-1985 г.г. (перестрел и приобщение дополнительных интервалов, СКО в скв.110 и 53) положительного эффекта не дали: скв.110 - приемистость осталась на уровне 1984 г. (в среднем 171 м3/сут), в скв.53 составила лишь 105 м3/сут, что в два раза меньше, чем в предыдущие годы. Поэтому, несмотря на соответствие проектного и фактического действующего фонда нагнетательных скважин, объем закачанной воды составил лишь 483,7 усл. ед. вместо 700 усл. ед., предусмотренных проектом.

Низкая текущая (65%) и накопленная (54%) компенсации отбора закачкой обусловили снижение пластового давления в залежи на 2,9 МПа по сравнению с 1984 годом.

Из-за низкого пластового давления (по состоянию на 01.01.1986 г.- 25,4 МПа) по ряду скважин при максимальной глубине спуска насосного оборудования отмечалась его неустойчивая работа. С целью создания условий, обеспечивающих работу насосного оборудования и рост пластового давления, с февраля 1986 г. был ограничен месячный отбор нефти из залежи до 27-30 усл. ед. Для проведения надежного и систематического контроля состояния пластового давления в зоне отбора скв.114 и 125 переведены в контрольный фонд.

В течение 1986 года скв.38, 109, 117 и 48 первого добывающего ряда обводнились до 87-99%, скв.109 из-за полного обводнения переведена в контрольный фонд, в продукции скважин второго добывающего ряда (скв.102, 127, 128, 129 и 123) появилась вода от 3 до 20%.

В связи с ограничением отборов жидкости из обводненных скважин первого добывающего ряда, в целом по залежи обводненность добываемой продукции сохранилась на уровне 1985 года и составила 5,3%.

Для охвата залежи заводнением, а также увеличения объема закачки воды в залежь, в течение 1986 года были переведены под закачку добывающие скв.47, 113, 121 и нагнетательная скв.120.

Создавшееся соотношение отбора жидкости и закачки (текущая и накопленная компенсация - 148 и 67%, соответственно) позволило стабилизировать пластовое давление в залежи, а по ряду скважин (100, 103, 123, 128 и др.) повысить его по сравнению с 1985 годом. В целом по залежи пластовое давление по состоянию на 01.01.1987г. повысилось на 2,8 МПа и составило соответственно 28,2 МПа.

Практически полное обводнение скважин первого добывающего ряда, дальнейший рост обводненности в скважинах второго ряда и последующие увеличение отборов жидкости по некоторым скважинам, при незначительном приросте по нефти привело к увеличению обводненности до 28,8 % в целом по залежи (на 01.01.1989 г.).

После роста пластового давления по залежи до 30,3 МПа (по состоянию на 01.01.1988 г.), в связи с увеличением отборов жидкости при сохранившемся объеме закачки, давление в залежи стало снижаться и на 01.01.1989 г. составило 28,5 МПа.

Отборы нефти в течение 1987-1988 гг. удерживались на уровне 420 усл. ед. (при проекте - 490 усл. ед).

В 1989 году в ряде обводненных добывающих скважин проведены работы по ограничению водопритока (глиноизоляция в скв.116, 130, 141, 102; перевод на вышележащие интервалы - скв.44 и 48) , не давшие значительного эффекта.

Отключение обводнившихся скважин (в 1988-1989 гг. переведены в контрольный фонд скв.48, 114, 116, 130, 141 и 131) с последующим проведением по ним мероприятий по ограничению водопритока, а также ограничение отборов жидкости по скв.103, 124, 126 и 140, дающих обводненную продукцию, позволили снизить темп роста обводненности. Обводненность добываемой продукции на 01.01.1990 г. составила 25,7%.

С 1989 года вновь введена в эксплуатацию скв.125, находившаяся с марта 1986 года в контрольном фонде, с целью наблюдения за состоянием пластового давления в зоне отбора. За период остановки скв.125 (при сохранении отбора из окружающих скважин) наметился рост и стабилизация пластового давления, что свидетельствует о влиянии закачки воды, начавшейся с ноября 1985 по март 1986 года в нагнетательные скв.118, 119, 121 и 47.

Несмотря на проведение мероприятий по ограничению водопритока и ввода новых добывающих скважин (скв.134 и 142), удержать добычу нефти на уровне 1987-1988 гг. не удалось. В 1989 году добыто 346,5 усл. ед нефти. Скважины, расположенные в сводовой и восточной частях залежи (скв.45, 100, 101, 123, 125, 132, 137 и др.), в 1989 году, как и в 1988 году, давали безводную продукцию, обеспечивая 75% добычи нефти из залежи.

Существенное соотношение отборов жидкости и закачки воды (текущая и накопленная компенсация 125,4 и 84,4% соответственно) позволили повысить пластовое давление в залежи до 30 МПа (01.01.1990 г.).

С целью определения характера гидродинамической связи по пласту между западной зоной нагнетания (скв.115, 104, 109 и 120), южной (скв.113 и 108) и обводненными добывающими скважинами, а также определения направления и скорости фильтрационных потоков, на исследуемых участках залежи, в 1988-1989 гг. на Южно-Сосновском месторождении проводились работы по трассированию фильтрационных потоков индикаторами.

По итогам выполненных исследований и установленной фильтрационной связи между нагнетательными и добывающими скважинами в конце 1989 года и I полугодия 1990 года ограничена закачка воды в скв.115, 113, 109 и 104, что положительно сказалось на процессе обводнения скважин и залежи в целом. При сохранившихся отборах жидкости в I полугодии 1990 г., в скв. 126, 129, 140 обводненность добываемой продукции снизилась более чем на 6%. В скв. 38, 103, 124 ,128, 44, 141, 116 и 130 обводненность сохранилась на уровне 1989г. В целом по залежи обводненность добываемой продукции на 01.07.1990 года составила 29,7%. Объем закачанной воды в I полугодии 1990 года сохранился на уровне 1989 года. При сохранении отбора жидкости существующим фондом добывающих скважин достигнутый баланс отбора и закачки обеспечил стабилизацию пластового давления в залежи на уровне 30 МПа.

Месторождение вступило в третью стадию разработки. В целом разработка залежи проходила при достаточно высоких годовых отборах нефти и жидкости. Максимальный темп отбора нефти был достигнут в 1985 году, на тот же период приходится минимальное давление в залежи - 25,4 МПа. Максимальный уровень закачки 855,3 усл. ед приходится на 1988 год.

Годовые отборы жидкости с 1992 года были ограничены до 300-400 усл. ед, что позволило сдерживать темп роста обводненности продукции. Так, если в 1991 году среднегодовая обводненность составляла 33,8%, то уже к концу 1994 года обводненность снизилась до 17,3%.

Сдерживающие темпы отбора жидкости при постоянной годовой закачке воды 700-800 усл. ед, позволили не только стабилизировать пластовое давление в залежи, но повысить его до 31 МПа в 1994 году.

В 1995 году среднее пластовое давление в залежи снизилось на 0,8 МПа из-за уменьшения годового объема закачки, связанное с выводом в бездействие по техническим причинам нагнетательной скв.115.

В начале 1995 года впервые на залежи накопленная компенсация отбора жидкости закачкой воды в пластовых условиях достигла 100%.

С этого периода на месторождении происходит увеличение годовых отборов жидкости и, как следствие, резкий рост обводненности продукции.

В период с 1994 по 1996 год более чем на 10 скважинах, расположенных во втором и третьем стягивающих рядах, проведены водоизоляционные работы. Это позволило сдерживать общий рост обводненности продукции в целом по месторождению. К концу 1997 года средняя обводненность по залежи составила почти 39%.

За период с 01.01.1992 г. по 01.01.1997 г. (первые пять лет третьей стадии разработки) из залежи отобрано 1365,6 усл. ед нефти и 1730 усл. ед жидкости, при проектных показателях 1351 и 3238 усл. ед, соответственно. Обводненность продукции скважин выросла с 23% до 39%. Что касается пластового давления, то после достижения 100% накопленной компенсации отбора жидкости закачкой в залежи наметилась тенденция к росту давления, и за этот пятилетний период рост пластового давления составил 2 МПа.

Согласно проекту разработки, на месторождении, начиная с 1997 года, должна была начаться реализация третьего варианта разработки, по которому в период с 1997 г. по 2003 г. намечалось бурение и ввод 13 новых добывающих скважин в зоне 3"А".

Однако к реализации третьего варианта не приступили, так как к этому времени изменилось представление об этой зоне и о месте локализации невыработанных запасов. По предположению, запасы нефти из этой зоны в процессе вытеснения были замещены закачиваемой водой. Это обосновывалось проведением ряда изоляционных работ, по переводу скважин на вышележащие интервалы. В этот период было проведено более 20 видов таких работ, практически по всему фонду добывающих скважин.

Таким образом, с 1997 года разработка месторождения велась согласно второму варианту, предусмотренному проектом разработки.

По состоянию на 01.01.1997 года закачка воды в залежь осуществлялась через 11 приконтурных скважин. Средняя приемистость скважин изменялась от 50 м3/сут (скв.110) до 600 м3/сут (скв.117). Вскрытая нефтенасыщенная мощность в данных скважинах нередко превышала 100 метров и была полностью перфорирована, хотя к основным принимающим интервалам (по термометрии) относились наиболее проницаемые средняя и верхняя части разреза.

Таким образом, основная проблема на Южно-Сосновском месторождении - закачка воды в средние и верхние нефтенасыщенные части разреза, что способствует быстрому продвижению воды в залежь и как, следствие, резкое обводнение добывающих скважин. Об этом свидетельствуют постоянно проводимые на залежи водоизоляционные работы по добывающему фонду с разной степенью успешности. Еще одним отрицательным фактором, способствующим обводнению скважин и получению отрицательного эффекта от водоизоляционных работ, является заколонная сообщаемость. Из-за отсутствия в некоторых скважинах цемента за колонной, вода по заколонному пространству после изоляции IV и V пачек поступает в верхние интервалы, что сводит к минимуму получение положительного результата от изоляционных работ.

В 1998 году, несмотря на проведенные водоизоляционные работы, снизить темп роста обводненности не удалось. Средняя обводненность по залежи к концу года составила 47%, это, в свою очередь, сказывалось и на годовых отборах нефти, которые постоянно снижались. Так, если в 1992 году добыча нефти составляла 319 усл. ед, то в 1998 году - 189 усл. ед.

В связи с тем, что накопленный объем закачанной воды в пластовых условиях по отношению к накопленной добычи жидкости постоянно увеличивался, то это не могло не отразиться на поведении пластового давления, которое продолжало повышаться. К концу 1998 года средневзвешенное пластовое давление в залежи достигло практически 34 МПа, обеспечивая тем самым, стабильную работу насосного оборудования.

В 1999 году отбор нефти впервые не достиг проектного (168 усл. ед) и составил 161,6 усл. ед. Снижение добычи нефти вызвано продолжающимся ростом обводненности, которая к этому времени составила 53% и выбытием из фонда трех добывающих скважин (100s2,136, 123).

В 1999-2000 гг. проводились ГТМ, связанные как с изоляционными работами, так и с проведением работ по оптимизации и интенсификации притока. Вследствие чего удалось сдержать темп роста обводненности продукции в целом по залежи и темп падения годовых отборов нефти, а в 2001 году даже повысить добычу нефти до 172 усл. ед.

Соотношение отборов жидкости и закачки воды в 2001 году (текущая и накопленная компенсация 121% и 108%, соответственно) позволили повысить пластовое давление в залежи до 34,9 МПа. Это максимальное средневзвешенное значение пластового давления за весь период восстановления его закачкой.

В 2002 году удержать давление в залежи на этом же уровне не удалось. Из-за меньшего объема закачки давление в залежи снизилось на 1,7 МПа, в то время как обводненность продукции скважин продолжала расти, и к концу этого года составила 59%.

В 2003-2004 гг. на месторождении для восстановления фонда скважин было пробурено 8 вторых стволов. Бурение вторых стволов позволяет сдерживать темпы падения годовой добычи нефти. По состоянию на 01.12.2004 года накопленная добыча по данным скважинам составила 29,6 усл. ед.

В целом, проводя сравнение проектных и фактических показателей разработки Южно-Сосновского месторождения за последние пять лет, можно отметить, что при меньших годовых отборах жидкости, отборы нефти превышают проектные показатели за счет меньшей обводненности добываемой продукции скважин. Это связано с постоянным проведением на залежи работ по ограничению водопритока. Так в 2003 году добыча нефти составила 153,4 усл. ед. и обводненность продукции 61%, при проектных показателях 108 усл. ед. и 84,6%, соответственно.

Текущее состояние разработки межсолевой залежи показало, что отобрать остаточные извлекаемые запасы существующим фондом скважин невозможно, поскольку данная система размещения добывающих и нагнетательных скважин, отборов жидкости и закачки воды не обеспечивает равномерной выработки запасов.

За 12 месяцев 2004 года средняя обводненность добываемой продукции, по сравнению с началом года, выросла на 5% и составила 66,2%.

Рост обводненности продукции вызван как естественным планомерным обводнением скважин, так и большим объемом закачиваемой воды. Текущая и накопленная компенсации по состоянию на 01.01.2005г. составили 106% и 107,7%, соответственно.

Разделив условно месторождение на западную и восточную часть, можно заметить, что западный участок сильно промыт, из-за закачки воды в среднюю и верхнюю части разреза, следствием чего является высокая обводненность продукции скважин. Учитывая влияние закачки воды на процесс обводнения, начиная с 2000 года, доля закачиваемой воды, от всей годовой закачки, на западном участке залежи снижена с 75% (2000 год) до 62% в 2004 году. Средняя обводненность продукции скважин на западном участке составляет 76%. Скважины восточного участка залежи, расположенные во втором и третьем стягивающем рядах (скв.45, 101, 134, 142, 146 и 148) обеспечивают основную добычу нефти месторождения (70% годового отбора). Средняя обводненность продукции скважин по восточной части залежи составляет 59%.

Процентное соотношение объемов закачиваемой воды и добычи жидкости на западном и восточном участках залежи увязывается с поведением пластового давления, которое на восточном участке на 01.07.04 г. составляло 27,5 МПа, что на 3,5 МПа меньше среднего пластового давления западного участка.

По состоянию на 01.01.2005 года месторождение находится на третьей стадии разработки. Залежь разрабатывается 29 добывающими скважинами, из которых 13 скважин восстановлены вторыми стволами. Закачка воды осуществляется в 14 нагнетательных скважин. Практически все скважины дают обводненную продукцию (за исключением скв.134 и 137). Отключение высокообводненных скважин, ограничение отбора жидкости и закачки воды, а также проведение целого ряда ГТМ позволяют замедлить темп роста обводнения.

Текущая среднегодовая обводненность добываемой продукции составляет 82,7%, накопленная добыча нефти на 01.01.2005г. - 8108,3 усл. ед, ВНФ в поверхностных условиях - 0,381.

Анализ разработки залежи показывает, что реализуемая система поддержания пластового давления не достаточна эффективна и не может обеспечить оптимальные условия выработки запасов. Система ППД на залежи требует своей модернизации (изменения направления фильтрационных потоков, циклическая закачка и др.). Для выработки остаточных запасов необходимо увеличение охвата пласта вытеснением, снижение обводненности продукции, восстановление фонда скважин II стволами.

3.2 Энергетическое состояние залежи

Первая попытка организации системы поддержания пластового давления (ППД) на Южно-Сосновском месторождении была предпринята в апреле 1981 года. Закачку воды пытались организовать в скважину 107, но из-за низких фильтрационно-емкостных свойств коллектора эта попытка оказалось неудачной, в результате чего после неоднократно проводимых солянокислотных обработок скважина была ликвидирована. Поэтому, началом закачки следует считать ноябрь 1981 года, когда из добывающего фонда в нагнетательный была переведена приконтурная скважина 53 и освоена нагнетательная скважина 108, находившаяся в отработке на нефть, с начальной приемистостью 446 и 1115 м3/сут, соответственно.

Результаты разработки залежи позволяют оценить ее добывные возможности на режиме истощения. Добывные возможности залежи с числящимися начальными балансовыми запасами 19405 усл. ед. при снижении пластового давления с 55,2 до 31,9 МПа могли бы составить 650 усл. ед. или 1023 усл. ед. в пластовых условиях. К этому времени фактический некомпенсированный объем отобранной из залежи жидкости в пластовых условиях составил 1180,8 усл. ед. Таким образом, к началу закачки в залежь либо внедрилось из водоносной части резервуара 157,8 усл. ед. воды, что эквивалентно отбору 100 усл. ед. нефти, либо числящиеся на балансе геологические запасы нефти отличаются от действительных более чем на 15%.

Что касается активности влияния водоносной части резервуара на процесс разработки месторождения, то в опровержение этому можно привести несколько аргументов. Во-первых, с юга и востока нефтяная залежь ограничена тектоническими нарушениями (сбросами), имеющими амплитуды от 40 до 250 м, а с севера - границей отсутствия межсолевых отложений, поэтому влияние законтурной области на процесс разработки отсутствует. Во-вторых, до начала организации системы ППД, характер зависимости пластового давления от накопленной добычи нефти имел прямолинейный характер. Это указывает на то, что залежь разрабатывалась на упругом режиме и на отсутствие влияния законтурной области на разработку. Кроме того, сколько-нибудь активного проявления водонапорного режима при разработке залежей нефти Припятской впадины не отмечено, тем более залежей межсолевых отложений.

Следовательно, вызванное превышение фактических величин удельных отборов нефти над расчетными (от числящихся запасов) связано с наличием в залежи большего количества балансовых запасов нефти.

По состоянию на 01.04.1981 года в эксплуатации находилось 8 добывающих скважин, работающих фонтанным способом и разместившихся по всей площади залежи. Анализ поведения пластового давления по данным скважинам свидетельствует о наличии хорошей гидродинамической связи по всей площади залежи. Среднее пластовое давление на рассматриваемую дату составило 34,8 МПа.

Согласно официальной геолого-промысловой информации по состоянию на 01.04.1981 года из залежи отобрано 635 усл. ед. безводной нефти и в соответствии с балансом «отбор-закачка» некомпенсированный закачкой отбор продукции из залежи оценивается в 999,1 усл. ед. в пластовых условиях.

Кроме того, хотелось бы обратить внимание на показатели разработки, где по состоянию на начало 1995 года отмечается достижение полной (100%) компенсации объемов отобранной из залежи жидкости объемами закачанной в нее воды, а по состоянию на 01.01.2005 года фиксируется превышение «закачки» над «отборами» на 1003,83 усл. ед. Однако после выхода на 100% компенсацию, среднее пластовое давление в залежи не превышало 35 МПа, что на 20 МПа ниже начального, хотя логично следовало бы ожидать не только полного восстановления до начального пластового давления в залежи, но и превышение его над начальным.

На 01.01.2015 накопленная компенсация составила 108%, пластовое давление по залежи - 27,7 МПа.

Таким образом, можно предположить, что часть закачиваемой воды уходит за пределы залежи и не оказывает влияния на разработку, либо имеет место погрешность в учете закачиваемых вод.

3.3 Анализ обводненности залежи

Снижение текущей компенсации способствовало сдерживанию темпов роста обводненности в целом по залежи. Кроме того, ввод новой скважины 163, обводненность которой (20-60 %) значительно ниже, чем по большинству скважин, способствовало снижению обводненности в целом по залежи. Так, среднегодовая обводненность 2014 г. составила 82,7 % (за 2011 г. - 80,7 %, за 2012 г. - 82,2 %, за 2013 г. - 82 %). Учитывая то, что месторождение находится на IV стадии, а на начальном этапе его разработки преждевременный рост обводненности был спровоцирован форсированными отборами, такая динамика обводненности является очень хорошей.

Для наглядного представления о поведении обводненности в залежи был построен график обводненности по переходящему фонду скважин, т.е. по всем скважинам за вычетом новых скважин и ГТМ.

Из рисунка 3.1 видно, что с 2011 г. обводненность вышла на новый, более высокий, уровень, что связано с отменой коэффициента усадки воды при переводе из пластовых условий в поверхностные. Таким образом, численно воды стало больше. Если же проследить последующую тенденцию роста обводненности по переходящему фонду скважин, то видно, что в 2013-2014 гг. (благодаря снижению компенсации), темп роста обводненности удалось замедлить (среднегодовые линии стали более пологими).

Рисунок 3.1 - Обводненность по переходящему фонду скважин за последние 5 лет

Однако, несмотря на это, в 2014 г. устойчивое обводнение (5-13%, уд.вес 1,12-1,17 г/см3) наметилось в ранее безводной скважине 134. В скважине в течение года, технологические обработки затруба не проводились (только пропарка нефтелинии). Исключение составляют ноябрь-декабрь, в которые в затруб было закачано АДП суммарным объемом 40 м3. В силу низкого содержания воды в продукции, для хим.анализа пробы не отбирались. Учитывая плотность попутно добываемой воды, а также то, что водой скважина не обрабатывается, водонасыщенные коллектора скважиной в межсолевых отложениях не вскрыты, а вода для ППД имеет плотность 1,17 г/см3, вероятно, скважина начала обводняться закачиваемой водой, как и большинство скважин на залежи. Пониженные плотности воды (1,12-1,14 г/см3) могут быть примесями какой-либо технологической воды, о которой данные в базе OraView отсутствуют. С целью выяснения природы воды, необходимо произвести отбор проб для определения ее хим.состава.

В скважине 134 проперфорированы петриковские и елецкие отложения. Данная скважина из группы А, и за счет нее сдерживался рост обводненности в целом по залежи на 3-5 %. Обводнение данной скважины можно контролировать уменьшением времени отбора. Кроме скважины 134 в настоящее время сдерживанию темпов роста обводненности в целом по залежи способствует безводная высокодебитная скважина 144s2 (дебит нефти 21-25 т/сут).

Оценивая обводненность залежи в плане, можно отметить, что скважины с невысокой обводненностью (до 50 %) расположены в своде от центра залежи в основном в восточном направлении (скв.134, 151, 144s2, 163). В западной части залежи находится лишь одна практически безводная скважина (скв.140s2).

Более 60 % скважин фонда эксплуатируются с обводненностью выше 80 %.

Что касается динамики обводненности по отдельно взятым добывающим скважинам, то произошло ее снижение в целом по году (на 1,5-6 %) по скважинам: 103s2, 126, 132, 141s3, 145, 153, 149s2. По скважинам 128s2, 129s2, 137, 146, 156, 151, 144s2, 131s2, 140s2 - обводненность не изменилась; продукция скважин 151, 140s2 и 144s2 - по-прежнему безводная. Это обусловлено уменьшением текущей компенсации в целом по залежи. В скважине 152 снижение обводненности составило 22 %, и связано с ГТМ по изоляции заколонного перетока.

Увеличилась обводненность на 2-11 % по скважинам 101, 123s2, 127, 130s3, 134, 135s3, 142, 148, 44, 45s2, 125s2. Данные скважины сконцентрированы в основном в сводовой восточной части залежи, где располагаются (как было указано выше) “малообводненные” скважины. Увеличению обводненности по данным скважинам способствовало увеличение объемов нагнетания в центральной части залежи в 2014 г. почти на 15 усл. ед. (см. таблицу 1.12.1., скв.108, 110, 121). Таким образом, можно заключить следующее. Поскольку по результатам трассирования 2005, 2009 гг. было установлено, что вода, закачиваемая в нагнетательные скважины западной части залежи, движется в восточном направлении, а от восточных нагнетательных скважин - в западном (а объемы закачки в скважины восточные в 2,3 раза ниже, чем в скважины западные), то в восточной части залежи скважины менее обводнены из-за меньшей степени промытости каналов фильтрации. Однако, в настоящее время, скважины в восточной части залежи начинают обводняться более быстрыми темпами, т.к. там сосредоточены основные отборы и последние 2 года увеличивается объем нагнетания в центральной части залежи.

Распределение скважин по динамике обводненности на основе карты обводненности (по состоянию на 01.07.2014 г.) представлено на рисунке 3.2.

Самый быстрый темп обводнения в 2014 г. составил 11 % у скважины 135s3. По этой причине, при сохранившемся годовом отборе жидкости (18 усл. ед.), потери по нефти за год составили 1 усл. ед. По хим.составу вода близка к закачиваемой для ППД воде, обогащенная NaCl. Это свидетельствует об интенсивном промывании каналов фильтрации в направлении к данной скважине. Анализируя нагнетательный фонд, вероятнее всего в направлении скважины 135s3 потоки идут от высокоприёмистых скважин 117, 113, а также от скважин 108, 110 и 114.

Рисунок 3.2 - Распределение скважин по динамике обводненности в 2014 году

Рассматривая скважины с позиции изменения обводненности, хотелось бы отдельно отметить скважину 148. По данным МЭР, при дебите жидкости 68-72 т/сут, обводненность в 2014 г. изменялась в пределах 82,3-87,7 %, за сентябрь составила 87,3 %. Согласно замерам УЗМТ от сентября 2014 г., при дебите жидкости 65-76 т/сут, обводненность изменялась в пределах 32-95 % и в среднем составила 54 %. Таким образом, расхождение между МЭР и УЗМТ по обводненности составляют более 30%, при схожих дебитах жидкости. Данный вопрос поднимался на совещании по рассмотрению режима работы скважин на декабрь 2014 г. Согласно п.5 режимного протокола от 24.11.14 г. обводненность продукции следовало уточнить с помощью БУУМЖ в декабре. Данные работы проведены не были. По сему, вызывает сомнение закрытие МЭР по обводненности в данной скважине. Различие по обводненности в 30 % при дебите жидкости в среднем 70 т/сут, приводит в погрешности в учете нефти примерно в 20 т/сут (это практически в 2 раза больше текущего дебита нефти скважины). Учитывая, что скважина 148 находится в постоянной эксплуатации, то в пересчете на месяц погрешность составляет 600 т; в пересчете на год - 7200 т.

Кроме вышеупомянутой скважины 135s3, снижение добычи нефти в 2014 г. на 500-1800 тонн произошло по скважинам: 44, 125s2, 130s3, 134, 45s2 в связи с ростом обводненности по описанным выше причинам. Также уменьшение годовой добычи нефти на 1000 т произошло по скв.151 и связано со снижением дебита жидкости. Данная скважина переведена в КПЭС с 2012 г., после чего через несколько месяцев произошло снижение ее уровня до 2000-2200 м. При этом пластовое давление к 2015 г. выросло с 25,7 до 32,9 МПа. Это свидетельствует о том, что уменьшение добычи нефти может быть вызвано потерей продуктивности, для восстановления которой и рекомендуется выполнить интенсификацию с последующим переводом скважины на НВ-32.

В скважине 156, несмотря на замену насоса в декабре 2013 г., который был спущен на б/у НКТ, к маю дебит нефти снизился с 3,5 до 1,7 т/сут (с 108 до 20 т по месяцу). Учитывая рост Ндин с 1500 до 1100 м за тот же период, в мае стали производить замену насоса. Произошла авария с ЭЦН. После извлечения аварийного ЭЦН, выполнили ИННК, и рассматривался вопрос о возможности перехода на в/л интервал в данной скважине. Однако после СКВ принято решение об увеличении отборов из текущего интервала перфорации. Спустили высокопроизводительный насос Э-125, доуглубив его на 300 м по сравнению с предыдущим спуском Э-50. Дебит нефти увеличился до 7-8 т/сут, при отборах жидкости 120 т/сут. Добыча нефти была восстановлена, а в сравнении с прошлым годом - увеличилась.

Несмотря на то, что отборы жидкости в 2014 г. остались на прежнем уровне (455 усл. ед.), падение добычи нефти в сравнении с 2013 годом, составило 3,55 усл. ед. или 4,3 % и обусловлено увеличением обводненности залежи на 0,8 %.



ГЛАВА 4. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ ПРОЕКТНЫХ РЕШЕНИЙ ЮЖНО-СОСНОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ

Расчет экономической эффективности разработки месторождений нефти на территории Республики Беларусь производится в соответствии с требованиями Регламента составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений ТКП 077-2007(09100).

Исходная информация для расчетов формируется из двух блоков: информация о параметрах внешней среды и информация о параметрах разработки конкретного месторождения.

Внешними параметрами в настоящем расчете считаются:

- Курс белорусского рубля к доллару США в год начала расчетов (2014 год -10350 рублей за доллар Исходя из курса национального банка на 01.11.2014 и заявленного коридора колебания корзины валют) прогноз его динамики в течение всего расчетного периода по годам.

- Инфляция по доллару в начальный период и прогноз инфляции на весь период оценки (2,5%).

- Цена на нефть марки Urals и прогноз ее динамики. Экспортная цена белорусской нефти - 70 долларов за баррель, с последующим постепенным ростом в 1% в год.

- Цены нефтепродуктов для реализации на экспорт и на внутреннем рынке РБ.

- Налоги и платежи в соответствии с национальным законодательством.

- Стоимость процессинга в период начала оценки и прогноз ее динамики для каждого периода расчета эффективности разработки месторождения.