Главная База знаний "Allbest" Производство и технологии Разработка Киняминского месторождения

Разработка Киняминского месторождения

Характеристика Киняминского месторождения. Подсчет балансовых и извлекаемых запасов нефти и газа. Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации. Технологии воздействия на пласт и призабойную зону пласта. Оценка капитальных вложений.

Рубрика Производство и технологии
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 21.01.2014
Размер файла 264,4 K

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

Размещено на http://www.allbest.ru/

Оглавление

  • Введение
  • 1. Общие сведения о месторождении
  • 2. Геолого-физическая характеристика
    • 2.1 Тектоника
    • 2.2 Геологическое строение
    • 2.3 Нефтегазоносность
    • 2.4 Свойства пластовых жидкостей и газов
    • 2.5 Подсчет балансовых и извлекаемых запасов нефти и газа
  • 3. Геолого-промысловое и технико-экономическое обоснование вариантов разработки
    • 3.1 Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации
    • 3.2 Анализ эффективности реализуемой системы разработки
    • 3.3 Обоснование технологий воздействия на пласт и призабойную зону пласта
    • 4.1. Общие положения
    • 4.2. Показатели экономической оценки вариантов разработки
    • 4.3 Оценка капитальных вложений и эксплуатационных затрат
    • 4.4 Налоговая система
    • 4.5 Обоснование выбора системы разработки
    • 4.6 Оценка экономической эффективности ГТМ по рекомендуемому к разработке варианту
  • Заключение
  • Список литературы

Введение

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

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

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

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

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

1. Общие сведения о месторождении

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

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

Энергоснабжение месторождения осуществляет Сургутская ГРЭС.

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

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

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

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

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

Таблица 1. Общие сведения о месторождении

№ п/п

Наименование

Характеристики

1

Название месторождения

Киняминское

2

Место расположения

ХМАО

3

Недропользователь

ОАО "ЮНГ"

4

№ лицензии недропользователя

ХМН № 00986 НЭ от 30.04.99 г.

5

Организация-Исполнитель

"ЮганскНИПИнефть"

6

№ лицензии Исполнителя на выполнение проектных работ

№62 ПР 01-4443 от 01.11.99г.

7

Программные продукты, на которых выполнялось моделирование

ECLIPSE

8

Год открытия месторождения

1986 г.

9

Год ввода месторождения в разработку

1988 г.

10

№№ протоколов утвержденных запасов

протокол ГКЗ СССР № 11134 от 30.10.91 г.

11

№№ протоколов утвержденных проектных документов

ТКР № 2 от 29-30.05.1995 г.

12

Геологические запасы углеводородов, числящиеся на Государственном балансе, тыс.т.

108771

13

Извлекаемые запасы углеводородов, числящиеся на Государственном балансе, тыс.т

31571

14

Накопленная добыча на 1.01.2012 г.

нефти, тыс. т

1588

жидкости, тыс. т

1633

месторождение нефть скважина пласт

2. Геолого-физическая характеристика

2.1 Тектоника

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

2.2 Геологическое строение

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

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

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

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

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

· Березовская свита - с прослоями опок и опоковидных глин.

· Ганькинская свита - известковистыми, местами переходящими в мергели.

В отложениях Палеогеновой системы выделяются морские осадки Талицкой, Люлинворской, Тавдинской свит и континентальные отложения Атлымской, Новомихайловской, Туртасской свит. Морские отложения представлены глинами. Четвертичная система представлена в основном песками серыми и зеленовато-серыми с прослоями синевато-серых суглинков, супесями. Ледниковые отложения - валуны, гальки, ленточные глины и суглинки, переходящие в озерно

2.3 Нефтегазоносность

Пласт Ю11 представлен чередованием среднезернистых песчаников, крупнозернистых алевролитов и тонких прослоев глин. Песчаники по текстуре однородные, редко-слоистые, обломочный материал составляет 85 - 95% кварц-полевошпатового или полевошпатово-кварцевого состава. Цемента в песчанике 5-15%, по типу цемент пленочный, поровый, соприкосновения, реже базальный; по составу гидрослюдисто-каолинитовый, хлорит-гидрослюдо-каолинитовый, участками карбонатный - сидерит-кальцитовый. Пласт Ю11 имеет повсеместное распространение на месторождении и вскрыт на глубинах 2788 - 2908м. Общая толщина пласта Ю11 колеблется от 4м в зонах глинизации до 34м при среднем значении 14,3м, эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются 0-25,6м при среднем значении 8,4м. Основная залежь нефти пласта Ю11 является основным и первостепенным объектом разработки месторождения. Здесь сосредоточено 93% извлекаемых запасов нефти пласта Ю11 . Залежь относится к структурно-литологическому типу. Вскрыта она 13 и оконтурена 12 разведочными скважинами. В юго-восточной ее части, в зоне развития максимальных нефтенасыщенных толщин (до 25м) выделен первоочередной участок пробной эксплуатации, в границах которого пробурено 26 скважин из эксплуатационного фонда. Размеры основной залежи нефти: 8Ч19км. Площадь нефтеносности - 112км2, на водонефтяную зону приходится примерно 37% площади. Уровень ВНК неравномерно снижается в восточном направлении от 2747м до 2785м. Высота залежи 67м, средняя глубина 2825м.

Таблица 2. Характеристика залежей нефти

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

Таблица 3. Исходные геолого-физические характеристики эксплуатационных объектов

2.4 Свойства пластовых жидкостей и газов

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

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

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

Устьевой газ содержит по данным однократного разгазирования:

Метан - 74,92%

Гелий - 0,014%

Аргон - 0,07%.

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

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

Таблица 4.Сопоставление средних значений основных параметров нефтей пласта Ю11

Таблица 5. Физико-химические свойства нефти

2.5 Подсчет балансовых и извлекаемых запасов нефти и газа

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

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

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

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

(1.1.)

(1.2.)

тыс.т.

тыс.т.

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

(1.3.)

(1.4.)

млн.м3.

млн.м3.

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

Остаточные балансовые и извлекаемые запасы нефти на дату анализа составляют:

(1.5.)

(1.6.)

тыс.т.

15872тыс.т.

Остаточные балансовые и извлекаемые запасы газа составляют:

(1.7.)

(1.8.)

млн.м3.

млн.м3.

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

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

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

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

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

Плотность пластовой нефти 768 кг/смі.

Вязкость пластовой нефти 0,96 мПа * с.

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

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

Балансовые остаточные запасы нефти - 48610 тыс.т.

Извлекаемые остаточные запасы нефти - 15872 тыс.т.

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

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

Утверждённый КИН - 0,364.

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

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

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

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

"Технологическая схема разработки Киняминского месторождения",

"Дополнительная записка к технологической схеме разработки Киняминского месторождения".

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

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

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

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

Киняминское месторождение разрабатывается НГДУ "Майскнефть" ОАО "Юганскнефтегаз".

3.1 Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации

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

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

Назначение скважин

Объекты

В целом

Ю11

Ю13

Ю11 + Ю13

Добывающие, всего

217 + 3 разв.

88

52

357 + 3 разв.

в т.ч. пробурено

24 + 3 разв.

-

-

24 + 3 разв.

осталось пробурить

193

88

52

333

Нагнетательные, всего

94

41

35

170

в т.ч. пробурено

14

-

-

14

осталось пробурить

80

41

35

156

Контрольные, всего

7

3

1

11

в т.ч. пробурено

2

-

-

2

осталось пробурить

5

3

1

9

Резервные, всего

62

26

17

105

в т.ч. пробурено

-

-

-

-

осталось пробурить

62

26

17

105

Всего проектных скважин

380 + 3 разв.

158

105

643 + 3 разв.

в т.ч. пробурено

40 + 3 разв.

-

-

40 + 3 разв.

осталось пробурить

340

158

105

603

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

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

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

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

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

3.2 Анализ эффективности реализуемой системы разработки

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

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

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

а) по действующему фонду 1,5 : 1,

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

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

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

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

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

Бездействующий фонд, как отмечено ранее, на 1.01.2001 г. составил 54 % (13 скважин) от эксплуатационного. Почти половина из них (6 скважин) на момент остановки имели дебиты нефти менее 5 т/сут. Низкая компенсация отбора жидкости закачкой воды привела к снижению пластового давления, снижению дебитов жидкости и остановке этих скважин.

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

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

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

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

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

В итоге:

Киняминское нефтяное месторождение находится в начальной стадии разработки.

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

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

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

Действующий добывающий фонд месторождения полностью механизирован.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

3.3 Обоснование технологий воздействия на пласт и призабойную зону пласта

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

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

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

Обоснование метода заводнения.

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

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

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

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

Преимущества закачки подземных вод:

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

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

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

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

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

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

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

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

В отдельных случаях добыча подземной воды сопровождается солеотложениями.

Борьба с этими негативными явлениями требует дополнительных затрат.

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

Обоснование технологии воздействия на призабойную зону
Анализ состояния разработки Киняминского месторождения, а именно: текущие коэффициенты извлечения, темпы выработки запасов и существенная разница дебитов на смежных участках, все это приводит к настоятельной необходимости применения на данных объектах методов воздействия на пласт, регулирующих динамику разработки для полноты выработки запасов.
Технология обработки ПЗП, состав композиции химреагентов выбирается в зависимости от конкретных причин снижения продуктивности, а также на основе анализа результатов ранее проведенных работ.

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

пониженные значения пластового давления в зонах отбора;

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

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

Результаты ОПЗП добывающих скважин

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Обоснование технологий применения физико-химических методов увеличения нефтеотдачи

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

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

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

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

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

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

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

Выбор метода физико-химического воздействия.

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

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

повышенные пластовые температуры (90 оС);

высокая послойная и зональная неоднородность по проницаемости;

первая стадия разработки с низкой обводненностью добываемой жидкости;

опыт внедрения потокоотклоняющих технологий на Киняминском месторождении отсутствует.

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

4. Технико-экономический анализ проектных решений

4.1 Общие положения

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

4.2 Показатели экономической оценки вариантов разработки

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

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

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

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

Расчет основных показателей экономической эффективности проекта проводится по следующей схеме:

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

2) рассчитывается объем прибыли, подлежащей налогообложению;

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

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

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

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

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

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

4.3 Оценка капитальных вложений и эксплуатационных затрат

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

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

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

- строительство скважин;

промысловое обустройство по соответствующим направлениям.

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

обслуживание добывающих и нагнетательных скважин;

капитальный ремонт скважин (ПРС, КРС);

затраты на электроэнергию;

затраты на закачку воды;

сбор и транспорт нефти;

затраты на подготовку нефти и газа;

амортизация скважин и прочих основных фондов;

затраты на проведение мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов;

налоги и платежи, включаемые в себестоимость нефти.

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

Показатели

Значение

ЦЕНА - на нефть на внутреннем рынке (40% от внешней), руб./т.

9670

- на попутный газ, руб./1000 м3

226

ПЛАТЕЖИ И НАЛОГИ

-НДС,%

18

- на имущество,%

2

- на прибыль, %

20

- плата за недра,%

8

- отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы,%

10

- налог на добычу нефти до 2012 г , руб [8, ст.342]

446

-отчисления в дорожный фонд,%

1

-плата за землю,древесину,песок, тыс.руб./скв.

0,5

-содержание милиции,%

0,5

КАПИТАЛЬНЫЕ ВЛОЖЕНИЯ

- бурение добывающей и нагнететельной скважин, 1м проходки,руб.

6000

- оборудование для нефтедобычи, тыс.руб./скв

8400

- заводнение нефтяных пластов, тыс.руб./нагн.скв.

7400

-прочие затраты, д.ед.

0,1

- природоохранные мероприятия, д.ед.

0,1

ЭКСЛУАТАЦИОННЫЕ ЗАТРАТЫ

- энергетические затраты, перемен., руб/т

14

пост., тыс.руб/доб.скв

19,3

- поддержание пластового давления (закачка воды),руб/т

5,1

- обслуживание нагнет.скважин,тыс.руб/н.скв

660

- сбор и транспорт нефти, пермен.,руб/т

3,7

пост., тыс.руб/доб.скв

191,6

- сбор и транспорт газа, перем.,руб/тыс.м3

1

пост.,тыс.руб/доб.скв

0,1

- подготовку нефти, перем., руб/т

12

пост., тыс.руб/доб.скв

50,2

- обслуживание скважин добывающих, перем.,руб/т

25,7

- общепромысловые затраты на обслуживание скв.,тыс.руб/доб.скв.

1170

- ремонт добывающих скважин , тыс.руб/доб.скв

350

- капитальный ремонт нагнетательных скважин, тыс.руб/н.скв

180

-ГТМ 1 - перевод, тыс.руб

700

-ГТМ 2 - ГРП, тыс.руб

4200

-ГТМ 3 - перевод под закачку, тыс.руб

500

-ГТМ 4 - ввод из бездействия, тыс.руб

700

-ГТМ 5 - МУН, тыс.руб/операция

250

-ГТМ 6 - КОПЗП нагнетательных скважин, тыс.руб

300

ПРОЧИЕ

Норма дисконта

0,1

Доля нефти на экспорт,%.

40

Цена нефти на внешнем рынке, $/т.

787

Курс доллара на 23 дек. 2012

30,7194

Экспортная пошлина на 2012 г, $/т

396,5

Транспортные затраты, тыс.руб./т.

750

Консервация скв., тыс.руб

700

норма амортизации

по скважинам, %

0,067

по прочим, %

0,067

по дополнительным, %

0,067

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

Энергетические затраты рассчитывались в зависимости от объема механизированной добычи жидкости.

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

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

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

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

Капитальные и эксплуатационные затраты, рассчитанные для рекомендуемого варианта разработки в целом по Киняминскому месторождению, приводятся в таблицах 11 (капитальные вложения), 12 (эксплуатационные затраты).

Текущие затраты

Платежи и налоги, включаемые в себестоимость добычи нефти и газа

расходы на ППД

Годы и периоды

обслуж. добыв. скважин

капит. ремонт добыв. скважин

обслуж. нагнет. скважин

кап. рем. нагнет. скважин

закачка воды

сбор и транс-порт нефти

э\энер-гия на извлече-ние нефти

сбор и транс-порт газа

технол. подготов-ка нефти

методы повыше-ния нефте-извлеч.

итого текущих затрат

дорож-ный фонд

единый социальный налог

Плата за недра и ВМСБ

плата за землю

Налог на добычу полезных ископаемых

итого платежей и налогов

всего затрат без амортиз. отчислен.

амортиза-ционные отчисле-ния

Всего затрат с амор-тизацион-ными отчисле-ниями

Себес-тоимость добычи 1 тонны нефти, руб.

2001

21221

4550

7920

2160

2474

3356

3525

15

2984

6200

54405

5998

484

107963

7

0

114451

168856

2976

171832

884

2002

45001

9100

15840

4320

4279

7081

8445

38

7269

47900

149273

15342

967

0

13

168980

185302

334575

17702

352277

709

2003

78742

12600

21120

5760

10729

12170

20644

93

16701

48800

227359

38314

1339

0

18

421993

461664

689024

50077

739100

595

2004

104345

17150

30360

8280

13651

16157

26557

116

20988

58800

296405

47663

1823

0

25

524960

574470

870875

94198

965072

625

2005

149472

23450

40920

11160

20476

23071

40015

170

30579

81800

421113

70012

2492

0

34

1155199

1227737

1648851

152064

1800915

794

2006

181556

30100

51480

14040

23189

28130

45749

191

34701

85300

494436

78162

3199

0

43

1289667

1371071

1865507

216966

2082473

822

2007

219304

37100

62040

16920

26732

34028

53951

209

38333

159900

648517

84922

3943

0

53

1401214

1490132

2138649

285123

2423772

881

2008

265740

44100

72600

19800

32364

41176

66886

234

43285

159200

745385

95078

4687

0

63

1568789

1668617

2414003

355413

2769416

899

2009

275163

41650

81840

22320

35716

42370

76346

224

41326

36400

653354

90942

4427

0

60

1500536

1595964

2249319

397983

2647302

899

2010

279809

41650

81840

22320

36062

43039

78877

206

38290

0

622093

83132

4427

0

60

1371672

1459290

2081383

404913

2486296

923

2011

279655

41650

81840

22320

34969

43017

78793

175

33142

0

615561

69889

4427

0

60

1153162

1227537

1843097

404913

2248010

993

2012

279424

41650

81840

22320

34043

42984

78667

149

28882

0

609958

58930

4427

0

60

972344

1035760

1645718

404913

2050631

1074

2013

278961

41650

81840

22320

33247

42917

78415

129

25486

0

604964

50194

4427

0

60

828198

882878

1487843

403425

1891268

1163

2014

278498

41650

81840

22320

32613

42851

78163

113

22882

0

600930

43495

4427

0

60

717670

765651

1366582

401937

1768519

1255

2015

278036

41650

81840

22320

32089

42784

77911

101

20806

0

597536

38155

4427

0

60

629553

672194

1269730

401937

1671667

1352

2016

277573

41650

81840

22320

31619

42718

77659

90

18994

0

594462

33493

4427

0

60

552642

590621

1185083

401937

1587020

1463

2017

277111

41650

81840

22320

31213

42651

77407

81

17494

0

591766

29635

4427

0

60

488973

523094

1114860

387211

1502071

1565

2018

276648

41650

81840

22320

30869

42584

77155

74

16294

0

589433

26548

4427

0

60

438038

469073

1058506

354837

1413342

1643

2019

276185

41650

81840

22320

30567

42518

76903

68

15298

0

587348

23986

4427

0

60

395763

424235

1011583

310716

1322298

1702

2020

275723

41650

81840

22320

30297

42451

76651

63

14458

0

585452

21825

4427

0

60

360108

386419

971871

252849

1224720

1732

2021

274090

41300

81840

22320

30042

42193

76379

58

13640

700

582562

19849

4390

0

59

327510

351808

934370

187947

1122317

1745

2022

273628

41300

81840

22320

29814

42126

76127

54

13004

0

580213

18213

4390

0

59

300515

323176

903390

119790

1023180

1734

2023

273165

41300

81180

22140

29604

42060

75875

51

12452

700

578526

16793

4390

0

59

277085

298326

876853

49500

926353

1703

2024

272702

41300

81180

22140

29408

41993

75623

48

11972

0

576366

15558

4390

0

59

256711

276718

853084

6930

860014

1706

2025

272240

41300

81180

22140

29220

41927

75371

45

11528

0

574950

14416

4390

0

59

237865

256730

831680

0

831680

1781

2026

270607

40950

80520

21960

29044

41668

75100

43

11093

1400

572386

13428

4352

0

59

221566

239405

811791

0

811791

1866

2027

270145

40950

80520

21960

28875

41602

74848

41

10745

0

569686

12533

4352

0

59

206795

223739

793425

0

793425

1954

2028

269682

40950

80520

21960

28719

41535

74596

39

10457

0

568459

11792

4352

0

59

194571

210774

779233

0

779233

2040

2029

269219

40950

79860

21780

28563

41469

74344

37

10169

700

567092

11051

4352

0

59

182346

197808

764900

0

764900

2136

2030

267587

40600

79860

21780

28417

41210

74073

36

9879

700

564142

10434

4315

0

58

172159

186966

751108

0

751108

2222

2031

267124

40600

79200

21600

28273

41144

73821

35

9651

700

562148

9847

4315

0

58

162482

176702

738850

0

738850

2316

2032

266662

40600

79200

21600

28137

41077

73569

33

9459

0

560337

9353

4315

0

58

154332

168059

728396

0

728396

2404

2033

265029

40250

78540

21420

27998

40819

73298

32

9205

1400

557990

8829

4278

0

58

145673

158837

716828

0

716828

2506

2034

264566

40250

78540

21420

27867

40752

73046

31

9037

0

555509

8397

4278

0

58

138542

151274

706783

0

706783

2598

2035

262934

39900

77880

21240

27738

40494

72774

30

8831

1400

553221

7995

4241

0

57

131921

144214

697435

0

697435

2693

2036

262471

39900

77880

21240

27614

40428

72522

29

8699

0

550783

7656

4241

0

57

126318

138272

689054

0

689054

2778

2037

262009

39900

76560

20880

27490

40361

72270

28

8567

1400

549465

7316

4241

0

57

120715

132329

681794

0

681794

2877

2038

260376

39550

76560

20880

27368

40103

71999

28

8397

700

545960

7007

4204

0

57

115622

126889

672849

0

672849

2964

2039

259913

39550

75900

20700

27247

40036

71747

27

8277

700

544097

6699

4204

0

57

110528

121487

665584

0

665584

3067

2040

259451

39550

75900

20700

27130

39970

71495

26

8181

0

542402

6452

4204

0

57

106454

117165

659568

0

659568

3156

2041

258988

39550

75900

20700

27011

39903

71243

26

8073

0

541394

6174

4204

0

57

101869

112303

653697

0

653697

3268

2042

258526

39550

74580

20340

26897

39836

70991

25

7989

1400

540134

5958

4204

0

57

98304

108522

648656

0

648656

3361

2043

256893

39200

74580

20340

26783

39578

70720

25

7854

700

536673

5742

4166

0

56

94739

104703

641376

0

641376

3448

2044

256430

39200

74580

20340

26672

39512

70468

24

7782

0

535008

5557

4166

0

56

91682

101461

636469

0

636469

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены